单台高加汽侧解列对机组运行的影响
高压加热器解列对机组安全及经济性的影响
高压 加热 器事故解 列后 对机组产 生 的不 良影 响做
１ 高 压 加 热器 系统 简 介
１ １ 高压 加热器 及 系统 介绍 ． 该 电厂高加 系 统采 用 的是 “ 大旁 路 ” 系统 ， 配 置 了高加组 人 口旁 路 联合 阀（ ｃ 通则 表 示 高加 ａ导
一
简单 分析 。
摘 要 ： 结合 某 电厂 一 起 高 加异 常解 列事 故 ， 细 分 析 了事 故 对 机 组 安 全 性 和 经 济 性 的 具 体 影 响 。重 点 从 高 详
加 本 体 、 组 负荷 、 炉侧 和 汽 机 侧 等 ４个 方 面对 机 组 安 全 性 的 影 响 进 行 了分 析 。 总 结 出 掌握 好 事 故 处理 过 机 锅 程 中 的调 整 提 前 量 ， 以将 事 故影 响 控 制 在 可控 的 最 小 范 围 内 ， 可 以提 高机 组 运 行 的 安 全性 和 经 济性 。
ｃ ｍ ｐｒ ｅ ｓ ｃ ｒｔ ｎ ｃ ｏ ｙ ｉ ｏ ｅ ａ ． ａｎ ｉ ｏｖ ｅ ｕ ｉｙ ａ ｄ ｅ ｏｎ ｍ ｎ ｐ ｗ ｒｐｌｎｔ
Ｋｅ ｒ ｓ： ｈｉ － ｅ ｓ ｒ ｅ ｔ ｒ ｗａ ｅ ｅ ｅｌｐ ｏ ｅ ｔｏ ｏ ｒｔ ｍ ｐｅ ａ ｕｒ ａ ｉｇ ｕ ｆｃ ｙ ｗｏ ｄ ｇｈ ｐｒ ｓ ｕ ｅ ｈ ａ ｅ ； ｔ ｒｌｖ ｒ ｔ ｃ ｉｎ； ｖｅ —ｅ ｒ ｔ ｅｈｅ ｔｎ ｓ ｒ ａ ｅ；ｔ ｂｉ ａ ｅ ｎｌｔ ｕｒ ｎｅｗ ｔ ｒｉ ｅ
高加解列后的影响和处理
高加解列：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC （解除和投入均须汇报中调）。
二迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。
由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。
高加事故解列对机组的影响分析.doc
高加事故解列对机组的影响分析高加事故解列后对机组运行的影响：1. 汽机至高加的抽汽切除，这部分蒸汽继续在汽轮机内作功，因此机组负荷有一个突升的过程，同时汽机内部蒸汽通流量增大，转子所受窜动力增大，轴向位移增大，则推力瓦温度升高，高负荷时汽机承担超负荷运行的风险。
2. 高排通流量增大，即再热器蒸汽通流量增大，再热器压力也有一个上升的过程，高负荷时可能造成再热器超压，安全门可能动作。
3. 高加走旁路后，给水温度降低，对于锅炉汽温调节产生一大幅的扰动。
同时过热器减温水温度亦下降，对温度调节也造成影响。
4. 高加切除后高加至除氧器疏水切除，除氧器水位降低，可能造成因除氧器因水位低而超压，同时凝结水流量增大，凝泵电流增大，凝汽器热井水位降低，补水量应增大。
综上所述，高加解列后必须关注机组超负荷，再热器超压，主再热汽温以及除氧器凝、汽器水位等问题。
而在不同负荷工况下，处理的方法以及存在的操作风险也不尽相同。
高负荷工况下（550MW—600MW）在此负荷范围内三台高加的抽汽量基本在300t/h 左右，此时高加解列，三段抽汽全部进入汽轮机内部作功，致使机组负荷快速上升并处于过负荷工况下，汽轮机调节级超压，再热器超压，可能导致再热器安全门动作。
同时由于给水温度迅速降低，过热器减温水温度也降低较明显，主再热蒸汽温度都会明显下降，从汽温控制的角度来说，必须提高煤水比，以维持汽温，但在协调方式下，必须注意减水的速度不能过快，以防分离器出口焓增过大，导致分离器出口汽温超限。
我厂控制策略经改动后，在高负荷工况下发生高加事故解列时，协调应能做到：机主控迅速输出一指令使调门关小一定开度以防机组过负荷；给水主控在一定时限内减去一定的水量，以控制汽温不致降低过多，但这个时限必须考虑到减水速度满足分离器出口实际焓值在设定波动范围内，因为若减水速度过大则可能导致分离器出口汽温超限，减水速度过小则导致汽温过低，两者都有可能引起机组跳闸；燃料主控提前修正减小一定煤量，配合水量调节。
大流量供热工况下高加撤出对机组运行的影响
2016年10月29日，由于#2机组#2高加和#3高加的正常疏水气动调节阀结垢堵塞，进行高加汽侧撤出隔离检修，将此次高加撤出前后主要参数变化进行分析，希望找出规律。
2.1高加撤出对锅炉方面的影响
高加汽侧撤出时，刚开始汽轮机进汽量增加，排挤了高压缸进汽，主蒸汽量减少，主蒸汽压力升高，燃料量减少，随着锅炉给水温度降低后，用于提力下降，所以锅炉需要的燃煤量增加。整个过程变化较大的参数就是主蒸汽压力、燃料量。进而影响汽包水位、主再热汽汽温、脱硝SCR反应器进口烟温。由于此次操作过程幅度较小，对汽包水位影响较小，下面从三个阶段主要分析主再热汽汽温、脱硝SCR反应器进口烟温的变化及调整措施。
2.1.1第一阶段：燃料量减少阶段（#1高加撤出过程中）
#1高加汽侧撤出过程中，随着#1抽电动阀的关闭，汽轮机进汽量增加，主蒸汽流量减少，主蒸汽压力升高，在电负荷和热负荷没有较大的变化情况下，燃料量减少，由图一可以看出，此阶段一级过热器减温水调节阀自动状态下，减温水流量减少，二级过热减温器进口汽温处于低值。这是因为虽然蒸汽流量减少，单位质量的蒸汽吸热量增加，但是燃料量减少导致烟气流量也减少，很明显烟气侧的影响较大一些。由图二可以看出，由于燃料量的减少脱硝SCR进口烟温也有小幅度的下降（由323℃降至308℃）。这是因为一方面烟气流量下降，另一方面，给水温度降低，省煤器因传热温差提高，吸热量增加，省煤器后的烟温降低。但是烟温仍高于295℃，运行人员没有做太多调整。
图一三阶段减温水流量变化图二三阶段SCR进口烟温变化
2.1.2第二阶段：燃料量增加阶段（#2、#3高加撤出过程）
随着给水温度的下降，在燃料量不变的情况下，则给水的欠焓增加，加热给水的炉膛吸热量增加，如需维持相同的锅炉负荷，水冷壁的吸热量就得增加，就需投入燃料。锅炉各受热面吸热量的比例在设计中已基本固定下来，按此比例，水冷壁的吸热量数值的增加，引起对流受热面吸热量数值的增加。另外，主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅变化较小。从图一可以看出，二级过热器进口汽温大幅上升（530℃），一级过热器减温水流量增加较多。由图二可以看出，脱硝SCR进口烟温也在缓慢下降，虽然燃料增加导致烟气流量增加，进口烟温会上升，但是给水温度的大幅度下降导致省煤器换热温差增大，省煤器后烟温下降。两种因素的综合影响烟温还是呈下降趋势。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
一、高加长期解列操作的原因
300MW火电机组是靠燃煤来进行发电的机组，因此，在机组发电的过程中非常容易受
到煤的品质和热值等外界因素的影响。
这些因素的影响往往会导致机组的运行状态出现变化，比如调峰、停机等情况。
为了保持机组的稳定运行，火电厂一般会采取高加长期解列
的操作手段。
这种操作不仅可以提高机组的运行效率，还可以延长机组的使用寿命。
虽然高加长期解列操作可以使机组在一定程度上保持稳定运行，但是它也会带来一定
的危害。
下面就是高加长期解列操作带来的危害：
1、增加机组运行负荷
高加长期解列操作中，机组会受到一定的负荷影响。
甚至可能达到负荷的峰值，从而
加剧机组运行的压力。
如果长时间进行这种操作，就容易导致机组的故障和损坏。
2、给机组带来额外的磨损
3、降低机组的运行效率
高加长期解列操作需要机组进行一系列的运动，从而会耗费大量的能源。
如果长时间
进行这种操作，就会使机组的运行效率降低。
4、增加机组的维护成本
高加长期解列操作中，机组需要经常对一些运动部件进行维护。
这些维护费用不仅需
要耗费大量的财力和物力，而且还会增加人力成本。
综合分析可知，高加长期解列操作虽然可以保证机组的稳定运行，但是它也会给机组
带来一定的危害。
为了保障机组的长期稳定运行，需要火电厂针对这些问题进行及时解决，并寻找可行的替代方案，避免这些问题对机组的运行和稳定性产生更深远的影响。
600MW机组高加退出对参数影响分析
600MW机组高加退出对参数影响分析徐海龙摘要：内蒙古岱海发电有限责任公司一期的高加长时间退出运行，对机组的经济性产生了较大的影响。
本文全面的从机组各个角度进行了分析对比，并就产生的这种的变化的原因进行分析说明。
关键字：高加、抽汽、除氧器、给水、凝结水、煤量第一部分高加的基本参数内蒙古岱海发电有限责任公司一期工程2×600MW汽轮发电机是上海电机制造厂在引进美国西屋公司技术并经改进后生产的新型产品。
机组抽汽共分八段，其中三台高加的汽源分别取至机组一段抽汽、二段抽汽、三段抽汽。
其主要作用是利用抽汽回热增加机组蒸汽的利用率，提高机组经济性。
第二部分高加长时间退出的具体分析九月初，一号高加事故疏水调门存在门芯脱落、动作迟缓、及其它缺陷。
为了配合检修人员尽快处理缺陷，保证机组长周期运行。
决定将高加汽侧退出运行。
在高加汽侧退出运行后，同等负荷下机组的主要参数发生了一些变化，如下图是对应600MW下的一些具体数值变化：图表 1 高加退出后运行参数图表 2：高加退出时机组参数图表 3 正常运行参数图表4：高加正常投入时机组参数图表 5 高加退出运行上水画面图表 6 高加退出运行轴封画面图表 7 高加退出运行后制粉系统画面除了以上图片中看到的，具体还有那些参数也发生了变化呢？通过对DCS画面的监视、分析、总结，发现：一、过热器和再热器的减温水量增大；二、空预器入口、出口烟温降低；三、总煤量增大；四、凝结水流量增大；五、凝泵出口压力升高；六、给水温度降低；七、低压缸排汽温度升高，真空下降；八、给水流量减少；九、低负荷时，两台前置泵流量摆动，前置泵电流降低；十、空预器出口一次、二次热风温度降低；十一、磨煤机出口温度偏低；十二、汽机调门开度变小；十三、省煤器出口温度下降；十四、轴封压力升高，轴封溢流调门开度增大；十五、一级过热器出口壁温偏高；十六、高压缸排气温度升高；十七、高压缸排汽压力升高；十八、再热汽压力升高；十九、各监视段压力略有升高；二十、磨煤机及六大风机电流增大。
高加解列后的现象及处理
高加解列后的现象及处理标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]加解列高：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。
二迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
高加泄漏对机组安全运行的影响及应采取的对策
高加泄漏对机组安全运行的影响及应采取的对策摘要：通过对黄陵矿业煤矸石发电公司汽机高压加热器的结构和运行特点的比较，总结运行操作中造成高压加热器泄漏的主要问题，并对如何减少高压加热器泄漏，提高高压加热器投入率，谈谈自己的运行经验，共同提高运行水平。
关键词：高加；运行；解列；投入率引言我厂机组给水系统设计为3台高加，其疏水为逐级自流至除氧器，给水为一级大旁路，而每台加热器设计有高水位保护，在水位高三值时，高加汽水侧同时自动解列。
一、二、三段抽汽逆止门及电动门关闭，给水走大旁路。
1机组运行方式2 高加泄漏原因分析2.1 高压加热器在投运或停运过程中操作不当2.1.1 高压加热器投运前暖管时间不够，在投运过程中温升率控制不当，这样高温高压的蒸汽进入高压加热器后，对厚实的管板与较薄的管束之间吸热速度不同步，吸热不均匀而产生巨大的热应力，而使u 型管产生热变形。
2.1.2 在高加停运时，高加内上部管束温降滞后，从而形成较大的温差，产生热变形。
2.2 热应力过大加热器在启停过程中、调峰时负荷变化速度太快、主机或加热器故障而骤然停运加热器时，都会使金属温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大的热应力，管子和管板相联接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口泄漏。
又因管子管壁簿、收缩快，管板厚、收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。
2.3 冲刷侵蚀当高加内某根管子发生损坏泄漏时，高压给水从泄漏处以极大的速度冲出会将邻近的管子或隔板冲刷破坏；另外，因防冲板材料和固定方式不合理，在运行中破碎或脱落，受到蒸汽或疏水的直接冲击时，失去防冲刷保护作用。
2.4 水侧超压引起高加水侧压力过高的因素有给水压力、流量突变，如给水泵掉闸、汽机掉闸、锅炉安全门拒动、高加保护动作等情况，高加管系承压突升，又瞬间释放，使设备损坏；在机组运行中高加因故停用时，如果给水进出口阀门关闭严密，而进汽阀有泄漏时，被封闭在加热器管侧的给水受到漏入蒸汽的加热，会使管束的给水压力大幅度上升，在高加水侧压力过高，水侧未安装安全阀或安全阀未动作时，过高的压力会使管子鼓胀而变粗开裂。
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单台高加汽侧解列对机组运行的影响
发表时间：2019-09-11T10:02:19.703Z 来源：《中国电业》2019年第10期作者：黎全宝谢良辰
[导读] 以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。
国家能源集团兰州热电有限责任公司，甘肃兰州 730010
摘要：本文以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。
为同类型机组出现类似异常工况时提供了解决问题的方向。
关键词：单台高加汽侧解列；运行影响；调整方式
1高压加热器系统简介
1.1高压加热器及系统介绍
甘肃靖煤白银2×350MW热电厂高加系统采用的是“大旁路”系统, 配置了高加组入口旁路联合阀(ac 导通则表示高加投入运行, ab 导通则为高加旁路投入运行)。
高加正常疏水采用了气液两相流“1号→2号→3号→除氧器”的逐级自流方式, 每台高加都有事故疏水阀放水至凝汽器疏水扩容器。
其水侧、汽侧的系统布置如图1所示[1]。
1.2 高压加热器的保护
该电厂350MW 机组高加水位保护设置情况如下表1 所示。
2单台高加汽侧解列案例
2.1 #3高加汽侧解列工况介绍
2015年9月24日7时10分，#1机并网后升负荷阶段，#3高加液位升高，采取全开疏水器前截门及旁路门，关小疏水器进气门等方法后，#3高加水位仍然升高至Ⅱ值，事故疏水电动门未联开，就地手动也打不开。
为保证给水温度，运行人员采取手动解列#3高加汽侧，高加水侧运行，#1、#2高加疏水通过事故疏水门排入凝结器。
期间，虽联系检修处理，但检修回告此缺陷必须停机后处理。
25日18时，负荷一直维持250MW运行，无法继续升负荷。
此时主蒸汽温度535.1℃，主蒸汽流量983.6T/H，给水流量933.4T/H，凝结水流量1237T/H，两台凝泵运行。
四抽压力0.495MPa，辅汽压力0.707MPa。
由于四抽压力低，A、B小机汽源均由辅汽接带（辅汽联箱由四抽和冷段同时接带）。
出现的问题有：一、负荷无法继续增加；二、凝结水用量大，凝汽器水位无法维持；三、除氧器用汽量增加，四抽至除氧器供汽量加大，四段抽汽无法满足两台小机用汽。
处理的方法：经电科院调试人员检查分析后，要求白银热电运行人员解列所有高加汽水侧。
25日22时，负荷加至350MW。
主蒸汽温度568.33℃，主蒸汽流量1050.64T/H，给水流量1020.78T/H，凝结水流量860.54T/H，单台凝泵运行。
四抽压力0.73MPa，辅汽压力0.713MPa，小机汽源也切至四抽接带，所有参数恢复正常。
2.2 #3高加汽侧解列工况分析
由于#3高加汽侧解列，第三级抽汽量减少，一、二级抽汽量增加，高压缸过负荷，致使中、低压缸蒸汽量减少，做功能力下降。
虽然给水温度为244.2℃，但所需的蒸汽量加大，使得给水量增加。
在给煤量107T/H不变的情况下，水煤比增加至8.78，主蒸汽温度较低。
蒸汽焓值降低，负荷增加较困难。
同时由于给水量的增加，使得维持除氧器水位所需的凝结水量增加。
白银热电的两台凝结泵属于变频泵，单台最大出力820T/H，一台泵运行显然不能满足此时所需的用水量。
因此不得不启动第二台凝结泵。
使得机组的经济性降低。
除氧器进水量的增加使得除氧器需要的蒸汽量也增加，又因为高加疏水此时直排凝结器，使得四抽至除氧器的供汽量增大，从而使四抽母管压力降低。
四抽供小机汽源不足，小机只能由辅汽联箱接带。
当高加汽侧全部解列后，高压缸一、二、三级抽汽量减少。
高压缸做功所需的蒸汽量减少，提高了中、低压缸的做功能力。
另一方面，蒸汽量的减少使得给水量由解列前的933.4T/H降低到818.9T/H。
在总煤量维持107T/H不变的情况下，水煤比由解列前的8.78降低到8.0，主汽温度随之增加至562.9℃。
蒸汽焓值的提高使得负荷可以继续增加。
给水量的减少使得凝结水的用量减少。
在高加汽侧全部解列一个小时后，凝结水量降低至1007T/H，较之前减少了200T/H。
高加全部解列两小时后，凝结水用量降低至812.54T/H，此时一台凝泵就可以满足运行要求。
提高了机组的经济性。
高加全部解列后，第四级抽汽的压力提高从解列前的0.496MPa提高至0.78MPa。
进入除氧器的凝结水温度由86.71℃提高至138.58℃。
而进入除氧器的凝结水量由解列前的961.32T/H减少到842.53T/H。
进水温度的增加和进水量的减少使得除氧器所需的蒸汽量减少，四段抽汽供除氧器的用汽量减少。
四段抽汽供小机的汽源充足，使小机具备由辅汽切换至四段抽汽接带的条件。
结论
本文以白银热电#1机组单台高加汽侧解列这一工况为出发点，提出并分析了现场出现的一系列问题。
总结出，当发现有需要将高加解列处理的缺陷时，应将高加全部解列，而不能单独解列，表面上这样做可以提高给水温度，但实际对其他参数的影响，大大超出了对安全经济的影响。
在此提醒运行人员，当机组出现某一异常情况时，有可能会伴随许多恶劣工况的出现。
此时不应只关注局部参数变化，而应从系统角度出发，分析出现的现象，做出正确的判断，及时解决问题。
保证机组安全、可靠、经济运行。
参考文献
[1] 邢希东．高压加热器解列对机组安全及经济性的影响[J]．热力透平，2010,6(2):144．。