给水温度原因分析

连城电厂#2机组给水温度低的原因分析

及高压加热器改造

乔万谋

甘肃电力公司连城电厂邮编：730332

【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。

【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造

1．概述

连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。

2．影响高加运行特性的因素及原因分析

额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况

表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数

和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。

造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素：

（1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽

水流量为387 T/H，比设计值大4.6%，这是引起给水温度降低的一个原因。

（2）、由于高加内部本身在设计、制造、安装、检修及运行维护方面存在问题，影响换热面的传热效果，使加热器端差增大。

①#5、6高压加热器的进汽短管与上壳体进汽法兰设有填料密封，但该密封处无可靠的填料压紧装置，只是依靠紧联接法兰时对密封填料的预紧力，不易保证密封的可靠性。加热抽汽通过密封进入高压加热器后，不经过过热蒸汽冷却段的冷却而直接进入饱和蒸汽凝结段。使通过过热蒸汽冷却段的蒸汽量相对减少，过热蒸汽冷却段传热量减少。

②由于在高压加热器回装过程中，吊装上壳体时进汽短管与上壳体进汽法兰对位不准确，上壳体压在进汽短管上，造成进汽短管与过热蒸汽冷却段外包壳联接处局部变形，此处蒸汽通流面积的减小，造成#6高加进汽阻力损失增大，高加内部压力降低，所对应的饱和温度降低，饱和蒸汽凝结段的传热量随之减小。

③ #5、6高加过热蒸汽冷却段盘香管中心设有

挡汽板，阻止蒸汽汽流，迫使蒸汽只对准着管子流动，提高汽流速度，以改善该处过热蒸汽的对流换热传热效果。实际情况是该挡汽板不全，这样在盘香管换热面的中心，形成了蒸汽通道，通过蒸汽通道的过热蒸汽未经蒸汽过热段的充分传热就从蒸汽过热段流出

而进入了饱和蒸汽凝结段。

④ #5、6高压加热器饱和蒸汽凝结段

安装有的隔板，板上有冲压出的带板边的Φ

75mm园孔，供蒸汽通过。隔板阻挡蒸汽，

减缓汽流速度，延长蒸汽停留时间，可使蒸

汽冲刷盘香管，而凝结水则通过隔板导向，

流向筒壁，防止上部换热面凝结的凝结水落

到下部盘香管受热面上，在换热面上形成水

膜，造成附加的水膜热阻，影响凝结换热段

的传热效果。实际检查发现这些隔板有相当

一部分不规范，大部分隔板与筒体之间间隙

较大，部分饱和蒸汽不通过换热面而通过这

些间隙短路进入下一级隔板，影响蒸汽的换

热效果。设计要求该间隙为10mm,实际该间

隙为20 mm左右甚至更大,远远超过设计值。

部分隔板残缺不全，翘曲变形，形成外高内

低，使上部换热段的凝结水流落至下部换热

面上，影响这些换热面的传热效果。

⑤#5高加疏水管与疏水冷却段外包壳联接处因汽水冲蚀，形成孔洞，造成部分疏水未流经疏水冷却段冷却直接进入疏水管排至下一级加热器，使高加的下端差增大， #5高加下端差达16.8℃,这是其中的原因之一。

⑥高加管系联箱管和配水管的堵板和孔板，将高加给水分为三个流程，第一流程为疏水冷却段，有8排32组盘香管。为了使高压加热器通过全部的给水流量而不导致盘香管内水流速度过高，造成水侧阻力过大以及水流对管子的冲刷，缩短换热管的使用寿命，设计时只有一小部分给水通过第一流程的换热管，大部分的给水未经该段加热而通过配水管内的孔板进入第二流程。流经第一流程的给水从疏水冷却段的42组盘香管进入联箱管，在联箱管内堵板的导流下，又通过8排32组管子（疏水冷却段）回到配水管，和流经配水管内的孔板的给水汇合，进入第二流程。配水管内节流孔的孔径为φ86mm(实际测量值)，联箱管内堵板有一φ4mm疏水孔，用以在高压加热器停用或检修时排空管内积水。实际检查中，发现 #5高压加热器第一流程两根联箱管内堵板疏水孔直径均在φ30mm以上。通过这两个疏水孔的给水，不再经过第二流程的换热面传热，直接进入第三流程或直接通过联箱管内的孔板进入中心引出管，使参与蒸汽凝结段传热的给水量减少，蒸汽凝结段传热量减小。#5高压加热器上端差达10.4℃，这是其中很重要的原因之一。

⑦流经第一流程的给水和通过配水管内的孔板进入第二流程的给水，在配水管内堵板的导流下，经36排144组盘香管，再进入联箱管，完成了第二流程凝结段的传热过程。与疏水冷却段同样的道理，经过第二流程进入联箱管的给水，大部分通过联箱管的节流孔板进入连接管，汇入中心引出管。有小部分给水在联箱管的节流孔板的作用下，通过第三流程10排40组盘香管，参与过热蒸汽冷却段的传热，再进入配水管，通过连接管汇入中心引出管。联箱管节流孔板的孔板直径为φ86mm，配水管内堵板疏水孔的直径为φ4mm。实际检查发现，#5、6高加配水管内堵板疏水孔的直径一个基本正常，另一个远远超过设计值。其中，#5高加东侧配水管内堵板疏水孔直径为φ12.56mm，#6高加西侧配水管内堵板疏水孔直径为φ13.48mm。这两个疏水孔造成了一部分给水未经过第二流程的换热，直接通过疏水孔进入配水管堵板后，和第三流程加热后的给水汇合，经上部连结管汇入中心引出管。这部分给水既未通过第

二流程的换热，也未通过第三流程的换热，直接进入出

口汇水管，使汇水管水温降低，高加端差增大。

（3）、#5、6高加给水侧保护采用出、入口联成阀

保护装置，由于联成阀上阀套与阀体之间无密封装置，

如图3中示意处所示，正常运行中有部分给水从此结合

面处泄漏进入旁路系统，这部分给水不经高加加热而直

接到达高加出口，造成给水温度降低。此结合面经常被

严重冲刷，已经多次补焊处理。每次刚修后效果较明显，

但经过一段时间的运行后，给水温度就逐渐降低。

（4）、高压加热器空气系统不合理，没有安装连

续排出高加内部空气的空气管道。使高加内积聚空气不

能及时排出。高压加热器内积存空气，不仅降低了高加

的热力性能，并引起管子的腐蚀损坏。空气可使加热器

内部某些区域形成空气覆盖层，相当于减少了传热面

积；空气在管束外壁的凝结水膜周围形成的气体层，将

减慢蒸汽扩散到凝结水的速度，使凝阶段中汽侧膜状传

热的热阻大大增加，降低传热系数；气体在凝结段的聚

集还会大大降低传热温差，使凝结过程蒸汽分压下降，

有效饱和温度也相应降低。

3．高压加热器处理及改造方案