高加疏水端差大原因分析
高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理
电工技术·理论与实践2015年9月下 215高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理陈粤军广东粤嘉电力有限公司，广东 梅州 514000摘要：高压加热器作为火电厂给水系统的重要设备，其运行稳定性直接关系机组的安全性和经济性。
高压加热器疏水水位异常波动的状况，将会降低其交换效率，加剧相关设备的冲蚀程度，成为机组安全运行和经济运行的严重威胁。
笔者通过分析高压加热器水位异常波动的原因，采取了使高压加热器优化运行的措施。
通过实践发现，明显改善了高热加热器输水水位异常波动的问题。
关键词：高压加热器；水位波动；原因；措施 中图分类号：TK264.9 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0215-01在火力发电中，为了充分利用蒸汽余热，高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源来加热锅炉给水，并使之达到要求温度。
这样的结构设计不仅降低了整个循环系统的冷源损失，提高了热效率，还增加机组运行的经济性及安全性。
1 高压加热器工作原理高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源，蒸汽先降低其过热度，进而通过凝结段凝结成液相状态，然后在疏水冷却段进一步释放热量，降低其温度，以至降低疏水温度，减少疏水的汽化程度。
疏水经过汽液两相流控制后，由压力较高部件排入到压力较低部件。
压力较低的高压加热器疏水接口是采用虹吸管结构形式使疏水向上流动，经疏水调节阀排至除氧器。
2 机组安全运行面临的问题高压加热器疏水系统的运行工况比较复杂，对其设计安装质量要求十分严格。
在机组日常运行过程中，最近经常出现高压加热器疏水水位异常波动现象，一般在0～400mm 之间。
此种状况出现时，受条件限制，操作工人只能使用手动调节疏水阀，水位不能有效地精确控制，这将导致汽水混合物进入循环系统而分担了部分热量，致使蒸汽无法有效加热给水，并且严重冲刷损坏了整个循环系统的给水管道及其附件设备。
日积月累，这样将严重威胁机组的安全和经济运行。
3 高压加热器水位异常波动的原因分析通过实践发现，高压加热器疏水水位出现异常波动状况对整个机组安全运行至关重要。
8号高压加热器疏水温度高原因分析及处理
表 １ 不 同 工 况 下 ８号 高 加 各 项 参 数
维普资讯
华 北 电 力 技 术
ＮＯ Ｈ Ｃ ＮＡ Ｅ Ｅ ＴＲ Ｃ Ｐ Ｗ Ｅ ＲＴ ＨＩ Ｌ Ｃ Ｉ Ｏ Ｒ
５ ３
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华 北 电 力 技 术
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８ 高压加热器疏水温度高原 因分析及处理 号
王 旭 彰金 宝 乔建 民 ， ， ， 宋建 军
（． 河发 电有 限 责任 公 司 ， 北 三 河 ０５ ０ ；． 北 电 力 科 学 研 究院 有 限 责任 公 司 ， 京 １ ０ ４ ） １三 河 ６２１２华 北 ０ ０ ５
机组 投 产 以来 ， 直 存 在 ８号高 加 疏 水 温 度 一 偏 高 的 问题 ， ５ ３ ０Ｍｗ 时疏 水 温度 高 于设 计 值 约
２ 接近 于对应 抽汽 压力 下 的饱和 温度 ， ２Ｃ， 。 同时 其
菱 重 工高砂 制作所 提供 。汽 轮机 的型 号为 Ｔ ２ 一 Ｃ Ｆ
４． ， ０ ５ 系单 轴 、 缸 、 排 汽 、 临 界 一 次 中 间再 双 双 亚 热 、 背压 凝汽式 。 轮 饥共 设 置有八段 非 调整抽 单 汽
高压加热器端差大原因分析
高压加热器端差大原因分析【摘要】文章对本厂600MW亚临界空冷机组高压加热器下端差大的问题进行深入分析，重点介绍了造成#3高加下端差异常的原因。
【关键词】高加下端差、高加传热、高加疏水温度一、府谷电厂简介陕西省府谷电厂煤电一体一期（2×600MW）工程位于陕西省榆林市府谷县境内，规划容量（2×600MW+4×1000MW）机组，全部采用空冷机组。
二、给水回热系统存在的问题府谷电厂600MW的给水加热系统共设有3台高加、一台除氧器，3台低加，运行中我们发现，#1机的#1、2高加，端差偏大，#3高加下端差不正常的偏低；#2机组的#1、2、3高加下端差均偏大，尤其#2机#3高加一直在18℃以上。
高加端差有上端差：加热器进汽压力下的饱和温度与出水温度的差值称为上端差；下端差：正常疏水温度与进水温度的差值称为下端差。
造成高加下端差增大的原因一般有以下几个方面：1、高加长期低水位运行，使高加疏水不能充分冷却；2、高加的水侧的水室存在短路现象；3、高加内部积聚空气使传热效率降低；4、高加入口三通旁路电动门泄漏或进口联程阀开不到位造成小旁路泄漏，表现为#1高加出口给水温度比高加后给水母管温度高；5、给水品质不合格，高加管束表面积盐，影响换热效果6、温度测点是否准确。
高加下端差过大带来的问题：加热器下端差增大、疏水温度未得到应有的冷却，致使蒸汽在本级加热器中的放热程度降低，加热用汽量增大；同时，疏水温度的提高及加热用汽量的增大又导致下一级加热器用汽量的减少，即形成高品位抽汽增加，低品位抽汽减少，带来机组经济性的降低。
三、对高加运行中存在问题的分析府谷电厂高加采用哈尔滨锅炉厂生产的型号为单列卧式U型管表面加热。
下面我们对于#1、2机高加下端差大的问题，我们逐一对原因进行分析排除：1、由于#1、2机投产以来就一直存在这种问题，且两台机大修过程中对高加进行彻底检查，均未发现异常情况，基本可以排除，高加结垢和内部损坏的原因。
300MW机组高加下端差大原因分析
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高压加热器技术参数
项 目 高加HP-1 2.3 -1.7 5.6 7.3 86 卧式U形管 焊接&胀接 1188 Ф16×1.8 5% 高加HP-2 2.1 0 5.6 4.7 96 卧式U形管 焊接&胀接 1186 Ф16×1.8 5% 高加HP-3 2.05 0 5.6 2.16 75 卧式U形管 焊接&胀接 1186 Ф16×1.8 5% 管内流速（m/s） 给水端差（℃） 疏水端差（℃） 设计压力（MPa） 二根管子泄漏抽汽管道 满水时间（秒） 加热器型式 管子与管板的连接方式 管子数量（根） 尺寸/壁厚（mm） 备用管子
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减小端差、防止泄漏预防措施
检修维护要点
4.及时观察前臵泵电流情况，运行中观察两台前臵泵电流变化情况， 如果超电流运行，就是高加泄露了（如2013年11月20日，#11机前臵泵 超电流27A，平时约22A） 5.高加每次停运查漏堵焊时，加强检修质量关。 （1）查漏，将泄漏的U型管必须全部找出来，否则堵焊仍无效； （2）堵焊，即焊接接工艺要精。在高加U型钢管堵焊时，堵头 与木材材质不同，同样给高加运行带来隐患。建议采用机 械封堵，避免由于焊接应力集中造成周围管板其它管束泄漏。 6.高加停运后保养措施要有利 在高加每次停运后，没有按要求采取蒸汽侧充氮和水侧充经过 加氨的除盐水来进行保养。我公司六期高加均有连接的氮气管道， 不能形同虚设，真正利用起来。 7. 加强管理，强化培训，提高运行值班人员的责任心及技术素质。 加强疏水水位监控，及时采取措施调整。不能习惯性地把高加疏水 的水位控制值设定在很低的位臵，这样的操作习惯容易造成疏水的 汽液两相流现象，从而加剧端差值，加剧损伤管壁。
高加故障原因分析与对策
高加故障原因分析与对策一、简介：目前，大容量火电机组普遍采用具有中间再热的回热循环，以提高整个机组的热经济性。
回热加热器是回热系统的重要设备，它对热经济性的影响很大。
由于设计、安装、检修和运行等方面原因，高加的投入率并不是很高。
高加的故障原因很多，最多的就是漏泄。
二、漏泄的位置：1、管子端口〔管子与管板连接处〕；2、管子本身漏泄；3、汽侧与水侧阀门；4、水室隔板〔进、出水室之间〕漏泄；三、漏泄的原因：1、管子端口〔管子与管板连接处〕漏泄大多是由于起停过程中热应力过大、管板变形。
热应力过大：高加在与主机正常启停过程中，或在主机故障而高加停运时，或在主机正常运行中因高加故障而使高加停运及在启动时，高加的温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大热应力，使管子和管板相连接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口漏泄。
主机或高加故障而骤然停运时，如果汽侧停止供汽过快，或汽侧停止供汽后，水侧仍然继续给水，在这两种情况下，因管子的管壁薄，所以在管板管孔内的那端管子收缩很快。
而管板的厚度大，收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。
这就是规定的温降率允许值只有1.7~2.0℃/分钟，比温升率允许值2~5℃/分钟要严格的原因。
不少发电厂常常发生下属情况，主机运行中高加运行是正常的，但在停机后或停高加后再开机或再投运高加时，却发现高加管系泄漏。
实际上，泄漏不是在停机后，也不是在开机或正确投运高加时引起，而是在停机或停运高加过程中，由于高加温降率过快导致管子和管板连接焊缝或胀接处发生损坏而造成漏泄。
管板变形：管板与管子相连，管板变形会使管子的端口发生漏泄。
高加管板水侧压力高、温度低，汽侧压力低、温度高，尤其有内置式疏水冷却段，温差更大。
如果管板厚度不够，则管板会有一定的变形。
管板中心会向压力低、温度高的汽侧鼓凸，在水侧，管板发生中心凹陷。
在主机负荷变化时，高加汽侧压力和温度相应变化。
尤其在调峰幅度大，调峰速度过快或负荷突变时，在使用定速给水泵的条件下，水侧压力也会发生较大变化，甚至可能超过高加给水的额定压力。
高压加热器疏水端差偏大原因分析及应对策略
行 时 的 疏 水 端 差 较 设 计 端 差 偏 大 。 卧 式 高 压 加 热 器
与 进入 管侧 的给 水温 度之 差 。以卧式 高压 加热 器 为
低压 加 热器 除氧 器 高 压加 热器
锅
炉
图 １ 汽 轮 机 回热 系统 示 意 图
水 端差 、 疏水 端 差及 管 、 壳程 介 质压 降等 ， 中疏 水 其
端差（ 又称下 端 差） 指离 开加 热器 壳 侧 的疏水 温度 是
组， 在汽 轮机 热平 衡 图 中高 压 加 热 器 设计 疏 水端 差
Ｗ ＡＮＧ ｉ ｉ ＬＩ Ｒｕ ｍｅ Ｊ ｗｅ 。 Ｕ ｉ ｉ
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高压加热器疏水端差大原因分析及对策71
高压加热器疏水端差大原因分析及对策摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。
本文从运行角度分析，根据系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素，分析了高压加热器疏水端差偏大的原因和危害，并提出详尽的应对策略，对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。
关键词：机组；高压；加热器；疏水；端差；偏大；原因；对策前言高压加热器是电厂回热系统中的重要组成设备，其运行性能的好坏，与机组的经济性密切相关。
衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等，其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。
本厂高压加热器实际运行时的疏水端差较设计值偏差较大，最高达22℃，大大降低了回热系统的经济性和安全性。
因此，找出导致疏水端差过大的原因并采取措施降低疏水端差显得尤为重要。
设备简介：申皖公司一期两台汽轮机均采用上海汽轮机有限公司与德国西门子联合制造的产品，该机组四台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产，其结构为卧式U型管管板式。
A9（调整抽汽）、A8、A7（高压缸排汽）、A6级抽汽分别供给四台高压加热器，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（A6高加）疏至除氧器。
一、高压加热器疏水端差偏大的影响本厂自2016年投产以来，#1机组四台高加疏水端差均不同程度的高于设计值（5.6℃），其中A8加热器疏水端差最高达22℃。
疏水端差过大会导致以下三方面问题：一是高压加热器的实际换热量低；二是疏水端差过大意味着疏水温度过高，因此疏水温度更接近饱和温度，在疏水管中容易产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。
由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全；三是疏水温度过高会加重下级高加的工作负荷，造成下级疏水端差进一步增大。
高加故障原因分析与对策
高加故障原因分析与对策一、简介：目前，大容量火电机组普遍采用具有中间再热的回热循环，以提高整个机组的热经济性。
回热加热器是回热系统的重要设备，它对热经济性的影响很大。
由于设计、安装、检修和运行等方面原因，高加的投入率并不是很高。
高加的故障原因很多，最多的就是漏泄。
二、漏泄的位置：1、管子端口（管子与管板连接处）；2、管子本身漏泄；3、汽侧与水侧阀门；4、水室隔板（进、出水室之间）漏泄；三、漏泄的原因：1、管子端口（管子与管板连接处）漏泄大多是由于起停过程中热应力过大、管板变形。
热应力过大：高加在与主机正常启停过程中，或在主机故障而高加停运时，或在主机正常运行中因高加故障而使高加停运及在启动时，高加的温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大热应力，使管子和管板相连接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口漏泄。
主机或高加故障而骤然停运时，如果汽侧停止供汽过快，或汽侧停止供汽后，水侧仍然继续给水，在这两种情况下，因管子的管壁薄，所以在管板管孔内的那端管子收缩很快。
而管板的厚度大，收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。
这就是规定的温降率允许值只有1.7~2.0℃/分钟，比温升率允许值2~5℃/分钟要严格的原因。
不少发电厂常常发生下属情况，主机运行中高加运行是正常的，但在停机后或停高加后再开机或再投运高加时，却发现高加管系泄漏。
实际上，泄漏不是在停机后，也不是在开机或正确投运高加时引起，而是在停机或停运高加过程中，由于高加温降率过快导致管子和管板连接焊缝或胀接处发生损坏而造成漏泄。
管板变形：管板与管子相连，管板变形会使管子的端口发生漏泄。
高加管板水侧压力高、温度低，汽侧压力低、温度高，尤其有内置式疏水冷却段，温差更大。
如果管板厚度不够，则管板会有一定的变形。
管板中心会向压力低、温度高的汽侧鼓凸，在水侧，管板发生中心凹陷。
在主机负荷变化时，高加汽侧压力和温度相应变化。
尤其在调峰幅度大，调峰速度过快或负荷突变时，在使用定速给水泵的条件下，水侧压力也会发生较大变化，甚至可能超过高加给水的额定压力。
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＃2机＃1高加疏水端差大原因分析
一、＃2机通流部分改造前后＃1高加疏水温度对比
由附表可知，＃2机通流部分改造前，负荷580MW时，#1高加疏水温度为253℃，进水温度为241℃，则改造前＃1高加疏水端差为12℃；＃2机通流部分改造后相同负荷下#1高加疏水温度约258℃，进水温度为236℃，则改造后＃1高加疏水端差约22℃，同比＃1高加疏水端差上升约10℃。
二、加热器疏水端差大理论原因
1、加热器运行水位低，导致疏水中带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。
2、加热器运行中事故疏水动作，导致加热器水位下降，疏水温度及疏水端差上
升。
3、加热器进水温度降低，本级加热器吸热量自行增大（抽汽量增加），疏水温度
上升，疏水端差自行增大。
4、加热器内部汽流隔板损坏，影响蒸汽凝结，疏水段带汽，疏水温度上升，疏
水端差增大。
5、疏水温度测量有误，温度指示高。
三、目前＃2机＃1高加疏水端差大原因分析
1、＃2机通流部分改造后，经与仪控就地核对＃1高加水位，正常疏水定值定为700mm，就地实际水位约440mm，在正常水位线运行，说明＃1高加正常运行水位控制正常。
为再次验证定值是否偏低，本月19日进行了＃1高加水位试验，相关数据如下：
试验中发现当水位上升至773mm 时，＃1高加水位高“光字牌”报警发出，说明此时液位高开关已动作，实际水位已高，因此目前水位定值700mm比较合理。
2、＃2机通流部分改造后，相同负荷下主汽压力下降约1.2MPa，三台高加的抽
汽压力必然下降，抽汽量必然相应增加。
由附表可知，改造前、后＃1高加抽汽压力下降约0.6MPa（改造前＃2机超压运行，#1高加超压约0.4MPa），进水温度下降约5℃，温升下降约5℃，根据加热器自平衡原则，改造后＃1高加的抽汽量必然增加，从而引起疏水温度上升、疏水端差增大，这也是＃1高加疏水端差增大的主要原因。
同理#2
四、结论及有关建议
1、＃2机通流部分改造后相同负荷下＃2/＃1高加温升分别下降2℃/5℃，给水温度下降约5℃，＃3高加大修中已更换，温升未变化（因为大修前＃3高加已堵管约15％）。
目前＃2机满负荷时如＃1高加抽汽门不节流，给水温度基本能达到额定值（小于设计值约2℃），但夏季因真空的下降、抽汽量的增加，＃3高加事故疏水频繁动作，＃1高加抽汽电动门将被迫节流，给水温度下降约7～8℃，影响经济性。
2、经试验及就地核实，目前＃1高加的实际水位定值700mm正常，疏水端差约20℃，但目前水位能保证加热器的安全运行。
此外仪控部已检查＃1高加疏水温度测量、显示正常。
1、建议利用检修机会，对＃1高加内部汽流隔板及疏水段进行检查，消除可疑
点，同时也可确认加热器的安全状况。
五、附＃2机通流部分改造前后高加运行参数。