高加对负荷影响
高加退出对350MW近零排放机组运行的影响
高加退出对350MW近零排放机组运行的影响发表时间：2018-05-30T08:59:31.047Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：于洋杨双华[导读] 摘要：高压加热器是利用汽轮机部分抽汽对给水进行加热的装置，可以有效提高进入高温省煤器的给水温度，提高机组整体的经济性。
（三河发电有限责任公司河北省三河市 065201）摘要：高压加热器是利用汽轮机部分抽汽对给水进行加热的装置，可以有效提高进入高温省煤器的给水温度，提高机组整体的经济性。
高加因故障退出时，不仅影响给水温度，还会对近零排放改造后的机组造成很大影响。
本文对某厂1号机组高加泄漏后，给机组带来的影响进行了较为详细的分析，并分析了高加泄漏的原因和防范措施。
关键词：高加；近零排放；低氮燃烧器；低温省煤器1、引言高压加热器是利用汽轮机部分抽汽对给水进行加热的装置，可以有效提高进入高温省煤器的给水温度，提高机组整体的经济性。
高加因故障退出时，不仅影响给水温度，还会对近零排放改造后的锅炉造成很大影响。
某电厂#1机组为日本三菱重工生产的350MW燃煤亚临界机组，于2014年进行近零排放改造。
改造后使得烟气中粉尘排放小于5mg/Nm3，SO2排放小于35mg/Nm3，NOx排放小于50mg/Nm3。
改造内容包括了低氮燃烧器，SCR脱硝装置，低温省煤器，电除尘高频电源，烟气脱硫装置，湿式除尘器等。
2、设备简介某厂所采用的高压加热器系统主要由#6、#7和#8高压加热器组成。
所配备的高压加热器为上海电力设备有限公司生产，3台高加均为卧式、U型管结构，串联布置。
疏水逐级自流，水位采用自动调节方式。
正常运行时，高加疏水倒至除氧器。
额定负荷下，高加出口温度可达275℃。
由于高压加热器承受的压力高，所以在结构上提出了一些特殊的要求，高压加热器的水室设计成半球面形，在球面部分设置了检修人孔门，还设有锅炉给水的进、出口电动门，进、出水室用流道隔板隔开。
为了防止抽汽和压力疏水冲刷加热管而造成爆管，在高压加热器的蒸汽和疏水入口装有防冲刷保护板。
高背压供热机组高加或供热跳闸的危害解及决方案
高背压供热机组高加或供热跳闸的危害解及决方案摘要：大型汽轮机高背压供热是解决城市集中供热、提高能源利用率、节能减排、防霾治污、改善城市人居环境的主要方式。
文章通过理论分析及试验验证，介绍了汽轮机高背压运行方式下高加或供热跳闸给机组带来的危害及解决方案。
关键词：汽轮机；高背压供热；解决方案高背压供热是目前纯凝机组供热改造的一项主要技术。
适应于大中型城市周边的电厂汽轮机的供热改造，一台300ＭＷ汽轮机进行高背压供热改造后，就可以承担1000万㎡以上的供热面积。
其经济效益和社会效益都非常可观，但是高背压汽轮机在运行过程中会出现一些新的问题，本文就以陕西渭河发电有限公司#6汽轮机为例，介绍高背压供热机组高加或供热跳闸所带来的危害及解决方案。
该汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂制造，型号为C300/240-16.67/0.5/537/537，是亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽凝、双低压转子互换式汽轮机，具有纯凝和高背压供热两种运行方式，非供热季低压缸安装纯凝转子单纯发电，低压缸排汽压力为4.9kPa.a，额定功率为300MW；供热季低压缸安装高背压转子，发电、供热同时进行，低压缸排汽压力为54kPa.a，额定功率为240MW，供热量为500MW；供热循环水流量9000--11000t/h，凝汽器循环水进水温度55℃，出水温度80℃，凝汽器加热后的循环水进入供热加热器进行二次加热至110℃提供给热用户。
高背压运行时低压缸排汽的热量靠供热循环水带走，而进入凝汽器的循环水量只有9000--11000t/h，冷却量有限，凝汽器真空正常运行时维持在真空46Kpa左右，高背压机组运行中主要控制的是进入低压缸蒸汽量在合适范围来保证真空正常，一旦排往凝汽器的蒸汽量变化就会引起凝汽器真空大幅变化。
机组正常运行时3台高压加热器合计抽汽量180t/h，供热抽汽280t/h，高加或供热跳闸就会有大量蒸汽进入凝汽器，凝汽器热负荷急剧增加引起凝汽器真空大幅降低，甚至导致机组低真空保护动作（低真空保护定值为35Kpa），所以对整个机组的自动控制系统就提出了更高的要求。
高加运行措施
高加投停注意事项及技术措施为防止高加管板、胀口在随机及正常启停中因汽水温度控制不当而造成的热冲击，减少因此引起的高加泄漏故障、隐患，特制定以下防范措施：1、机组正常运行中，在高加非水侧泄露需隔离检修时，应逐渐关闭进汽电动门，注意给水温度均匀下降。
高加水侧泄露，需停运高加时，高加应尽快停运。
高加检修结束，水侧投主路后，应先进行抽汽逆止门前后充分疏水，再逐渐开启进汽电动门进行暖体升温。
机组正常运行中，高加启、停控制给水温度变化率。
2、高加随机启动时，高加汽、水侧温升，在机组并列后带初始5%负荷时变化较快（抽汽逆止门顶开）；之后随机组的升负荷速度而变化。
因此机组并列带初始负荷前，应利用进汽电动门控制进汽量，平稳控制给水温升，，防止抽汽逆止门瞬时冲开对高加造成热冲击。
3、高加随机停运时，在降负荷过程中，应使用控制降负荷率及汽温、汽压变化率的方式。
机组解列前汽机快速推负荷过程中，因高加汽、水侧温降较大，故汽机快速推负荷前，可手动解列高加，给水走旁路。
此时应避免过早解列高加，引起给水温度的大幅度下降，对高加安全带来不利影响以及对锅炉燃烧造成大的扰动。
4、机组启停中严格按照规程相关规定控制主、再热汽温度变动率，避免气温、汽压、负荷大幅度波动。
在正常运行中，机组升级负荷过程时，应严格控制负荷变化率及汽温、汽压变化速度，控制给水温度变化率。
尤其低负荷区段，高加水位波动较大，此时应严密监视高加水位，根据负荷、压力及时切换疏水方式，维持高加水位稳定，避免高加无水位运行和水位剧烈波动，危急疏水频繁动作，高加解列情况的发生。
5、建议热工在不影响保护动作的情况下，将高加进汽电动门改点动操作，在高加随机及正常启停中调整抽汽量，以灵活有效控制高加汽水侧的温度平稳变化，避免由于温度剧烈变化对高加管板造成热冲击。
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。
为什么高加解列导致了汽包满水，案例告诉你。
为什么高加解列导致了汽包满水，案例告诉你。 某电厂2台汽泵运行，电泵备用，3台高压加热器运行，给水三冲量自动调节投入，锅炉汽包水位平稳。 21：30：00，值长令＃3机组负荷降至180 MW。 21：37：00，＃2高加水位高Ⅰ、Ⅱ值报警信号相继发出，危急疏水门自动打不开，值班员立即就地开启，并开大＃2高加疏水调整门。但此时＃2高加水位高Ⅲ值报警信号发出，高加系统自动解列，汽包水位随即下降至－70 mm，给水自动跟踪上调，但给水流量和锅炉蒸发量出现了很大的不平衡，给水流量比蒸汽流量大200 t／h，锅炉汽包水位降至最低－100 mm后迅速上升，升至＋90 mm时，值班员立即将给水自动切至手动调整，迅速降低给水泵转速，但水位仍迅速上升。 21：44：00，汽包水位高Ⅲ值保护动作，锅炉主燃料跳闸（MFT），机组解列。
一、原因分析 1、高加解列瞬间，＃1～＃3高加抽汽逆止门及电动门自动关闭，汽耗率减小，锅炉蒸汽流量大于汽机蒸汽汽耗量，在测功投入、机组负荷不变的情况下，汽机高调门自动关小，主汽压力升高，汽包水位下降，锅炉给水量和燃料量还未进行调整时，汽包出现虚假水位现象，此时锅炉贮水量反而在增加，而水位的瞬间降低给了给水自动控制系统一个错误的前馈信号，给水自动控制系统发出加大给水的指令，汽泵转速上升，使得给水流量大于蒸汽流量。 2、汽包水位在短暂上升后又再次迅速下降，是因为高加的解列，使得锅炉给水温度明显偏低，进入汽包的欠焓水有较大的过冷度，这些欠焓水进入汽包后与原炉水混合，引起炉水焓降过大，部分蒸汽的汽化潜热被欠焓水吸收，使汽包内炉水汽泡量骤减，导致水位下降，而且补水量越大，水位下降越快，幅度越大。 3、水位的再次下降，使给水自动控制系统再次发出增大给水流量的错误信号，此时给水流量明显大于蒸汽流量，这就是事故中给水流量比蒸汽流量大 200 t／h的原因。 4、由于汽包内炉水焓降过大，锅炉蒸发量减少，主汽压随即下降，引起炉水饱和温度降低，使蒸发区域和汽包壁金属放出蓄热，炉水含汽量迅速增加，水位在到达最低点－110 mm后迅猛上升。当减小给水流量时，反而因进入汽包有较大过冷度的欠焓水的减少，使汽包炉水焓增，炉水吸收的汽化潜热增加，汽泡生成量增多，水位持续上升，这时再将给水切至手动，迅速降低汽泵转速为时已晚，因为汽泵本身也有较大的迟缓性，最终无法避免水位高Ⅲ值锅炉MFT事故的发生。 二、暴露的问题 虽然这次事故是由高加解列引起的，但直接原因是给水自动控制系统抗扰动能力较差，特别是出现虚假水位时，系统无法做出正确调整。 三、防范措施 1、应对给水自动控制系统进行给水扰动试验，以提高系统的准确度和灵敏度。 2、同时要加强运行人员的技术培训，组织反事故演习，提高运行人员在锅炉汽包水位大幅度异常波动时的应变能力和处理水平，了解给水温度对汽包水位的影响。 3、当主汽压发生较大波动时，应预知虚假水位的出现，并判断水位真实的变化趋势，及时将给水自动切至手动以稳定水位。
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。
电厂高加故障对机组的影响_
#3机组600MW稳定运行，C、D、F、B、A五台磨投运，#2高加液位HHH突然动作，请试分析事故发生后现象。如果你是该机组主值你将如何处理，有那些注意事项？
答：（一）现象
1、机组BTG盘声光报警(没有)，大屏报警，CRT对应画面#2高加液位HHH报警黄闪，CRT及就地液位计指示高。
2、
3、#2高加出口给水温升下降，#2高加端差增大（下端差减小）。
（6）
（7）因喷水减温水量增大且疏水已不再逐级自流，可能引起除氧器水位波动，要注意除氧器及凝汽器水位，必要时可启动备用凝泵。
（8）
（9）考虑到三台高加切除后，给水温度下降100度左右，但这有一个过程，汽包有一定的热容量，而且给水经过省煤器后的温升也大幅提高，应该不会达到给水与汽包下壁及汽包上下壁温差极限值，但也会影响到工况变化，在稳定工况的操作中要切合实际做出相应的调整（高加全部切除后，机组运行工况极其复杂，在处理过程中应尽量稳定工况，可不考虑负荷，如机组达到跳闸值应按跳闸处理，如保护拒动则手动跳闸，不使事故扩大。）
8、
9、主汽压力突升，机组负荷冲高，汽包水位异常波动，短时间过后主汽温度突升。
10、
11、汽机串轴增大，排汽温度升高。
12、
（二）处理
1、确认高加水位HHH保护动作正常，及时派巡检到就地检查确认
2、
（1）如旁路切换引起锅炉断水（一般不可能断水，只有在出口三通关闭的情况下，进口三通在水侧位置才会造成断水），汽包液位无法维持，为防止锅炉干烧应手动MFT。（如巡检及时到位，应就地强行切至旁路，保证锅炉给水。）
4、
5、如#2高加水位HHH保护动作系高加水侧大量泄漏引起的，则给水泵入口流量不正常增大。
6、
7、高加水位HHH保护动作（联关#1、#2、#3段抽汽电动阀及抽汽逆止阀，并联开其抽汽电动阀前疏水阀及其抽汽逆止阀后疏水阀；开高加旁路控制阀及高加水侧泄压阀，给水切旁路；#1高加正常疏水阀关闭，#1、#2高加危急疏水阀开启。）
火电厂汽机高加泄漏原因及处理
火电厂汽机高加泄漏原因及处理摘要：火电厂高压加热器工作环境恶劣，容易引起加热器钢管泄漏。
高压加热器泄漏导致其汽侧水位升高，水侧切至旁路运行。
如果抽汽逆止门和电动门关闭不严密，会发生汽轮机进水，导致汽轮机上下缸温差增大，进而造成汽轮机动静摩擦，严重损坏设备。
关键词：火电厂；汽机高加；泄漏原因及处理引言高压加热器简称高加，是火力发电厂中的一个重要设备，汽轮机的高压加热器出现故障，不仅是因为自身质量问题或者是时间使用过长，加热器设备老化的问题，还有就是在安装的过程中，因为安装步骤不规范导致出现相关质量问题，例如在安装过程中参入了杂质，从而使汽轮机的高压加热器中节流孔堵塞导致故障，从而影响汽轮机机组运行，所以对于火电厂汽轮机的高压加热器出现的问题，需要及时进行相关研究及时排除故障，让汽轮机的高压加热器设备正常运行。
1高加泄漏后危害（1）高加泄漏后，泄漏管周围的管束由于受高压给水冲刷，导致泄漏管束逐渐增多，泄漏加重，外部表现为同等工况下高加正常疏水调门开度增大，大量泄漏时高加液位升高，高加液位高报警；特别严重时，会触发高加液位高保护动作，高加解列。
（2）高加泄漏量大时将会导致高加水位急剧升高，此时，如果高加水位保护未动作，高水位将会淹没高加汽侧抽汽进口管道，蒸汽带水将倒流进蒸汽管道，甚至进入汽轮机高、中压缸内部，从而发生汽轮机水冲击事故。
（3）高加泄漏将导致同等工况下高加出口给水温度降低，若要机组负荷不变，则必须相应增加燃煤量，造成送、引风机出力增加，烟气量增加，导致机组煤耗增加、厂用电升高、排烟温度升高、汽温升高，锅炉热损失增加，机组经济性下降。
（4）高加的停运，还会造成汽轮机末几级蒸汽流量增大，从而加剧了叶片侵蚀，危及机组安全运行。
（5）运行中，如果高加突然解列，原本用以加热给水的抽汽将会进入汽轮机下一级叶片继续做功，机组负荷会瞬间增加，汽轮机监视段压力升高，各监视段压差升高，导致汽轮机的轴向推力增加。
0号高加在机组中的应用
0号高加在机组中的应用概要：为了进一步的节能挖潜，提高机组低负荷下的经济性，本次安阳电厂#2机升参数改造在通流改造的基础上对回热系统进行改造增设0号高加。
具体为在高压5级后设置0号高加抽汽，回热系统加装0号高加及相应的管路。
关键词：汽轮机；高加；给水温度；效率大唐安阳发电厂#2机汽轮机是在东方汽轮机厂生产的C300/235-16.7/0.343/537/537型（合缸）亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式汽轮机基础上，进行升参数节能改造。
改造后型号为C331/284-16.67/0.343/565/565，额定功率（ECR）330MW，最大连续功率（VWO）345.1MW，采用数字式电液调节（DEH）系统。
为了进一步的节能挖潜，提高机组低负荷下的经济性，本次安阳电厂#2机升参数节能改造在通流改造的基础上对回热系统进行改造增设0号高加。
具体为在高压5级后设置0号高加抽汽，回热系统加装0号高加及相应的管路。
一、0号高加的系统布置本机组改造后有九级回热加热，四个高压加热器，一个除氧器，四个低压加热器。
当加热器切除或新蒸汽参数降低时，为了保证叶片应力不超限，应减负荷限制流量运行。
任何工况下调节级后压力和各段抽汽压力不得超过最大工况下相应的压力。
高压加热器投入能提高机组效率，提高给水温度，进而减少进入锅炉的给水和炉膛的温差，减少了温差换热损失。
效率增加。
另外抽气也使得排到凝汽器的蒸汽减少，减少了热量损失。
二、0号高加的应用安阳电厂#2机0号高加增设了抽汽调节阀，在运行调整中应遵循以下原则：1、负荷230MW以下，0号高加抽汽调节阀全开。
2、保证0抽压力不超6.3MPA，（整定值，安全门动作）。
3、根据抽汽压力来调整调门开度。
4、机组并网后即投入高加汽侧运行。
安阳电厂#2机通过对0号高加的应用，大大提高了加热器效率，提高给水温度大约5 ℃，降低了机组汽轮机热耗率，降低了机组供电煤耗，提高了机组效率；同时给水温度的提高使省煤器因传热温差降低吸热量减少，省煤器出口的烟温提高，对机组脱销系统的投运节省了时间（脱硝投运要求烟温不低于310℃）。
浅析高加切除对汽轮机安全性及经济性的影响
浅析高加切除对汽轮机安全性及经济性的影响摘要：高压加热器是汽轮机组给水回热系统中的主要设备，它对汽轮机乃至全厂的安全经济运行影响很大。
文章就汽轮机的一种特殊变工况运行形式——高加停运（或称切除）的两种典型方式作了简要介绍，并对这两种不同的高加切除方式对汽轮机运行经济性和安全性造成的影响进行了分析。
关键词：汽轮机；高加切除；经济性；安全性四平热电公司4号机型号：C260/N350-16.7/537/537型抽汽凝汽式汽轮机。
型式：亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、双抽供热反动冷凝式汽轮机，汽轮机具有八级非调整抽汽。
一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽。
二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。
五、六、七、八级抽汽供汽至四台低压加热器。
从冷再热蒸汽管道上接出一路至给水泵汽轮机的高压汽源，当机组低负荷时，给水泵汽轮机由高压汽源供汽，当正常运行时，该汽源作为备用。
在该汽管道上设有疏水点，经过疏水阀接入凝汽器。
冷再蒸汽管道上还接出两路分别至二号高压加热器和辅助蒸汽系统，作为二段抽汽用汽和辅助蒸汽系统的备用汽源。
本机组的给水系统采用2×50%B-MCR的汽动给水泵，正常运行时两台汽泵应全部投入运行，两台汽泵并列运行时的出口总流量力应能满足锅炉给水的要求。
本机组除氧器采用定—滑—定或定压运行方式，除氧器启动时采用辅助蒸汽定压运行，机组带到一定负荷后，加热蒸汽切换到冷段，然后切换到汽轮机4段抽汽，滑压运行，机组负荷降至一定值后，4段抽汽不能满足除氧器运行要求时，再次切换到冷段或辅助蒸汽，定压运行。
旁路系统采用二级串联旁路，按满足机组启动功能设计，高旁容量为15%BMCR蒸汽量。
汽轮发电机组实际运行中，高压回热加热器（以下简称高加）处于给水泵出口，承受的压力高，且在较高的温度下工作，运行条件差，发生故障的机会较多。
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加热器停运对机组负荷的影响
加热器停运对机组负荷的影响，说明书之中主要考虑叶片的功率、流量、压降、温度不超过热平衡计算的最大连续负荷值，而且从这方面讲低加的限制要高于高加。
其实就是蒸汽进入汽轮机重新分配的一个过程。
1.不相邻加热器的停运，对负荷的影响
不相邻的加热器可以理解为间隔的加热器。
按照这种停运方式，加热器间隔最多停运4个加热器，此时加热器停运汽轮机允许负荷为最大保证负荷。
（最大保证负荷即机组在额定进汽参数，再热参数，排汽参数和补水条件下，所发出的保证功率。
）
2.相邻加热器的停运，对负荷的影响
（1）切除最高压力加热器（保证每次停运的加热器总是运行中压力最高者）切除最高压力的相邻加热器可切除三个，允许负荷为最大保证负荷。
（根据我厂实际情况即#1、#2、#3号高加），如果需要继续解列，每解列一个加热器应降低5%负荷运行。
（2）较高压力加热器运行时，切除相邻低压力加热器（个人理解这里较高压力指的就是高加，较低压力指的就是低加）
解列第一个加热器时，允许负荷为最大保证负荷。
而继续解列相邻低压加热器时，每解列一个加热器，应降负荷10%。
如#5低加解列允许负荷为最大保证负荷，继续#6低加解列，则允许负荷为90%负荷，继续解列#7、#8低加则允许负荷为70%负荷。
这种减负荷方式至50%额定负荷不在减负荷。
原因如下：
保留较高压力的加热器运行，那么进入下一个运行中的较高压力加热器的抽汽量将会有显著增加。
根据解列加热器的个数，进入投用加热器的总蒸汽量将比进入这个加热器的正常抽汽量加上进入邻近解列的较低压力加热器正常抽汽量总和多出很大比例。
增加的抽汽量会使该投用加热器的汽侧和水侧超负荷，增加抽汽管道的蒸汽流速度和压降，并增加汽轮机抽汽口的汽流速度。
此外，
由于抽汽量增大，进入下游叶片级组的流量减少，使得汽轮机抽汽区的蒸汽压力降低。
在汽轮机内蒸汽流量的分布变化会增加叶片通流部分的出力，流量，温度和压降，而这些参数是决定叶片应力的主要因素。
3.对于抽汽为部分容量的加热器，减负荷还应该根据切除加热器的容量占比来确定减负荷具体数值。
根据我厂实际情况，如下所示：
#1抽：高压缸11级：#1高加（全容量）
#2抽：高压缸排气：冷再、#2高加（部分容量）
#3抽：中压缸6级：#3高加外置冷却器、#3高加（全容量）
#4抽：中压11级：除氧器、辅助蒸汽、小机供气（部分容量）
#5抽：中压缸排气：#5低加、低压缸、热网（部分容量）
#6抽：低压2级：#6低加（全容量）
#7抽：低压4级：#7低加（全容量）
#8抽：低压6级：#8低加（全容量）
4.由于加热器切除，造成回热循环效率降低，给水温度，凝结水温会有不同程度的下降。
除了考虑汽轮机叶片的过载能力还应考虑以下因素：
（1）给煤机的出力限制
（2）磨煤机的出力限制
（3）主气压力上限
（4）锅炉各受热面温度限制
（5）除氧器的热力除氧
（6）锅炉风机及给水泵的限制。