热电厂高加出水温度不达标原因分析及改进
高加水位的控制及原因分析
高加水位的控制及原因分析摘要高加保护动作解列不仅会使机组效率下降,热耗、汽耗均上升,经济性大大下降,而且还会使机组监视段超压过负荷,叶片工作环境恶化,轴向推力增大,严重时会发生叶片及其部件掉落的事故.在满负荷工况下,根据历次跳高加的经验数值,负荷会突升20～30MW,使机组过负荷,同时极易引起锅炉的汽温及管壁超温,汽包水位波动,甚至会造成灭火。
关键词机组;跳高加;预防措施1概述近几年来,由于高加疏水调整门故障、人员调整不及时、管束的泄漏以及水位测量系统故障等原因引发高加跳闸。
2危害高加跳导致机组汽温和管壁温度超温,机组过负荷、机组振动增大等事故。
3跳高加的原因1)机组改造增容后,相同负荷下高加所对应的一、二、三段抽汽压力普遍降低,致使其与除氧器差压减小,使疏水流入除氧器困难。
2)升降负荷时,忽视对高加水位的监控。
3)保护用与测量用水位测量筒“0”位不一致,影响水位监视。
4)负荷变化较快时,水位计出现虚假信号。
5)疏水调整门调整品质差。
6)水位测量装置故障。
7)高加给水管束泄漏。
8)给水温度变化时,调整不及时。
9)当凝结水量发生大幅度变化时,忽视除氧器压力变化对高加水位的影响。
从运行角度讲,主要原因是:1)机组增容改造后,由于高加系统未进行改造,说所对应的一、二、三段抽汽压力比改造前普遍降低0.1Mpa左右,致使高加汽侧压力与除氧器差压减小,造成疏水流入除氧器困难。
2)给水流量变化幅度较大,引起高加疏水量急剧变化,高加疏水调整门来不及动作,极易造成高加水位高保护动作,因此运行人员应提前做出预防措施,适当降低各高加水位。
3)保护用与测量用水位测量筒“0”位不一致,在进行校对水位时容易出现偏差。
4)负荷变化较快时,水位计显示水位滞后,造成运行人员容易出现误判断,以致延误事故处理时间,增加高加保护动作次数。
5)给水温度变化大: 当进行倒换给水泵操作时,因备用泵内积存的给水温度相对较低,当倒换后,大量低温给水进入高加,造成高加疏水量急剧增大,引起高加水位突升,保护动作。
300MW机组高加运行经济性分析与改进措施
降低了蒸汽冷却器汽侧的温度 。当温度降低到了三段 抽汽压力相应的饱和状态下的蒸汽流经蒸汽冷却器后 的受热面时 ,反而对进入 3 号高加的给水进行了冷却 。
3 号机组给水温度降低的主要原因是泄漏给水汽 化后占据了部分蒸汽冷却器汽侧的空间 ,大大地阻碍 三段抽汽的抽出 ,使得三段抽汽流量减少 ;另外 ,汽化 和部分没有完全汽化的泄漏给水和少量的三段抽汽经 过蒸汽冷却器后进入 1 号高加 ,作为 1 号高加的加热 汽源 ,减少了部分三段抽汽的加热热量 。
2. 18
1. 07
疏水端差变化 1 ℃ 对热耗率的影响
0. 11
0. 28
0. 24
名称
给水温升 给水端差 运行/ 设计 疏水端差 运行/ 设计
表 6 3 、4 号机组高加运行端差表
℃
3 号机组高加
4 号机组高加
1号 2号 3号 1号 2号 3号
23
32
29
26
44
24
6/ 2 13/ 0 10/ - 1. 6 2/ 2 - 1/ 0 0/ - 1. 6
4 号机组蒸汽冷却器出口温度和温升异常偏高 , 应是蒸汽冷却器进口节流挡板异常节流而致 ,使蒸汽 冷却器的通流量明显降低 (设计值 100 t/ h) ,造成了蒸 汽冷却器异常的高温 。这样 ,不利于充分利用三段抽 汽的过热度 ,降低了回热效率 ,增加了设备材料的寿命 损耗 。
3 高加运行给水端差和疏水端差分析
1 号高加
2 号高加
3 号高加 蒸汽冷却器
955366源自35120
0
2 3 、4 号机组给水温度比较
2. 1 高加系统存在的问题 (1) 从表 1 看出 ,3 号机组的给水温度为 253 ℃,
关于高加给水组故障分析及处理预案
关于G*高加给水组的运行措施1.当前高加给水组的状况：1.1.2006年10月27日～11月2日，G*高加给水组发现普遍泄漏：＃1高加、＃2高加、＃1蒸冷、＃2蒸冷、疏水冷却器出现不同程度的内漏。
1.2.截止2006年11月2日晚，高加组泄漏的最后消除情况：＃1蒸冷泄漏仍较严重、＃1高加仍有微漏。
1.3.由于设备检修条件所限，除尚有微漏的设备缺陷存在继续恶化的必然性外，即使已经消除缺陷的设备仍存在漏点未能彻底发现并消除的可能性，即便是所有缺陷均以消除，高加组仍然有出现新的泄漏的隐患。
2.高加给水组故障的危害：2.1.设备泄漏不同程度地降低机组的经济性和可靠性。
2.2.突发的严重设备内漏将极大影响高加组乃至汽轮机主机的安全，稍有不慎，将造成重大设备损坏事故。
3.制定预案的目的：统一认识、高度重视，提高运行值班人员处理事故的熟练程度，防止设备损坏。
保证在事故处理过程中，汽轮机不进水、锅炉不断水、高加筒体不爆破。
4.高加给水组故障的分析：4.1.关于＃1蒸汽冷却器：由于该设备屡消屡漏，已无法正常投入，需退出备用。
4.2.关于＃1高压加热器：由于该设备缺陷在机组启动前未能彻底消除，泄漏点将逐步扩大、恶化，＃1高加的泄漏是当前高加组的主要危险点，在其它高加组设备不出现新的、更大缺陷的情况下，＃1高加的泄漏发展程度将直接决定整套高加组设备投入的可靠性和稳定性。
一旦＃1高加汽测水位不能维持运行，将使整套高加组停运，系统隔绝的严密性将决定汽轮机主机是否能正常运行。
如下表所示，11月3日高加检修完毕汽轮机负荷达到150MW后，＃1高加疏水调整门已经全开：5.＃1蒸汽冷却器退备的安全措施：（1）关闭＃1蒸冷汽侧入汽门、出汽门，手动摇严、断电、现场悬挂禁动牌。
（2）关闭＃1蒸冷给水侧入水门、出水门，手动摇严、断电、现场悬挂禁动牌。
（3）开启＃1蒸冷汽侧本体放水门并保持常开状态、现场悬挂禁动牌。
（4）开启＃1蒸冷汽侧危急放水门并保持常开状态、DCS操作端置禁操状态、现场悬挂禁动牌。
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法贵州黔西中水发电有限公司：万强现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。
因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。
同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。
所以可有效提高机组的经济性。
给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。
针对给水温度低的查找方法如下①高加本体的分析，②高加系统的分析一、给水温度低的原因查找：我厂加热器是卧式的表面式的加热器。
在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递1.1.高加水室隔板密封性，高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。
如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。
这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。
1.2.过热度和疏水的过冷却。
高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。
如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水1.3.高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安臵在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。
通常称为高加芯子。
这样便于安装或检修时吊装和拆出。
如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。
1.42.高加系300MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器疏水逐级自流至除氧器方式。
高压加热器的水侧有进口三通阀和出水阀，并且高加组水侧设有一套进口三通阀和出水阀组成的水侧2.1高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击，高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和气控逆止门组成的汽侧自动保护装臵。
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施
分析火力发电厂热控调试的常见问题及解决措施火力发电厂热控调试是确保发电厂正常运行的重要环节之一。
在热控调试过程中，常会出现一些常见问题，下面将对这些问题及其解决措施进行分析。
1. 锅炉温度过高或过低若锅炉温度过高或过低，可能导致锅炉爆管、烟气过热等问题。
常见的原因包括燃料供应不稳定、过热器结水等。
解决措施如下：- 检查燃料供应系统，确保燃料供应稳定，避免温度过高或过低的情况出现。
- 清洗和检查过热器，确保过热器内部清洁，避免结水导致温度异常。
2. 燃烧不稳定燃烧不稳定会导致火力发电厂的燃烧效率下降，影响发电效率。
常见原因包括燃料供应不稳定、煤粉细度过大等。
解决措施如下：- 检查煤粉供应系统，确保煤粉供应稳定，避免燃烧不稳定的情况发生。
- 检查煤粉细度，根据煤粉的实际情况进行调整，保证煤粉的细度适当。
3. 水量控制不准确水量控制不准确会导致锅炉水位异常，可能引发锅炉爆管等严重问题。
常见原因包括供水泵供水不稳定、水位控制系统故障等。
解决措施如下：- 检查供水泵供水情况，确保供水量稳定，避免水量控制不准确的问题。
- 检查水位控制系统，修复故障，保证水位控制准确。
5. 温度控制系统故障温度控制系统故障可能导致温度偏离设定值，影响发电厂的正常运行。
常见原因包括传感器损坏、控制器故障等。
解决措施如下：- 检查传感器的工作情况，修复或更换损坏的传感器。
- 检查控制器的工作状况，修复或更换故障的控制器，确保温度控制系统正常运行。
火力发电厂热控调试中常见的问题包括锅炉温度过高或过低、燃烧不稳定、水量控制不准确、排烟温度过高、温度控制系统故障等。
解决这些问题的措施包括检查和修复供应系统故障、清洗和检查设备、更换损坏的传感器和控制器等。
通过合理的调试和控制，可以保证火力发电厂的稳定运行。
高加给水温度低的原因分析及解决对策
[ 中图分 类号】T 2 3 K 2. 5
[ 献标 识码】B 文
量 ; 接工 艺采 用亚 派焊 ; 热器 出厂 前必 须做 水压 焊 加
试验 , 合格 方能 出厂 .
1 . 高 加箱 体密 封 性 2
[ 章编 号】 0 8 6 1 (0 5 0 — 0 1 0 文 1 0 — 2 8 2 0 )6 0 2 — 2 目前大 容量 火力 发 电厂都 采用 具有 蒸 汽 中间再 热 的给 水 回热 加 热循 环 系统 ,用 汽 轮机 的抽 汽来 加 热 凝结 水和 给 水 , 这部 分抽 汽 不再排 入凝 汽 器 , 少 减 了冷 源损失 ;同时给 水 回热加 热提 高 了热力 循环 吸 热 过程 的平 均温 度 , 小 了换热 温差 , 减 降低 了单位 蒸 汽 在锅 炉 中的 吸热量 ,所 以可 有效 地提 高机 组 的经 济 效益 .因此 , 给水 温度 , 给水最 终 加热 温度 的 高低 对 机组 的经 济性 有直 接 的影响 . 造 成给 水温 度低 的原 因分 为 急剧 和缓 慢 下 降两 种情 况 .引 起急 剧下 降 的原 因较单 一且 现象 直观 明 显 , 因查 寻简 单 , 发生 高加 给 水温度 急剧 下 降的 原 但
速 可靠 地切 断 高加水 侧 ,并且 保证 向锅炉 不 问断供
水. 如果高 加水 侧 自动保 护装 置 的部件 可靠 性差 , 出 现联 成 阀传 动 机 构卡 涩 或 阀 门严 密性 差等 现 象 , 会
33 高加 的放 水 阀门 - 为 了满 足 停 机 后 高加 组 的保 养 和 检 修需 要 , 高 加组 设有 放水 阀门 , 主要有 各个 高加 的危 急放 水 门 , 疏水 排地 沟 门 .如果放 水 阀 门密封性 差 或误操 作 开
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。
高压加热器运行中存在问题分析
高压加热器运行中存在问题分析摘要高压加热器是给水回热系统的重要设备，其性能和运行的可靠性直接影响机组的经济性和安全性。
本文首先阐述了给水高压加热器在火电厂中的重要作用，简单介绍了高压加热器的结构和工作原理，对高压加热器在运行中暴露的问题进行的深入分析，结合高压加热器的结构和系统的布置介绍了高加本体、附件及系统的常见故障，并介绍了高加设备及系统故障诊断方法和具体措施。
指出了高加泄漏及疏水管振动对机组经济性安全性的影响，详细介绍了高加泄漏和疏水管振动的原因、危害、及处理措施。
分析了高加运行中存在的问题对给水温度的影响，阐述了高加运行对温度变化控制及疏水水位控制的重要性。
本文最后从高加启停方式、高加自动保护、高加疏水系统改造、高加运行中的监视和运行方式的改变及高加的维护检修五个方面提出了高加优化运行的措施。
关键词：高压加热器；故障诊断；优化运行2.1.3疏水器故障引起加热器出水温度降低疏水器故障分两种情况:其一是疏水器排不出水，使加热器水位升高或满水，汽水热交换面积减少，出水温度降低。
出现这种情况时必须立即开启疏水器旁门，停用疏水器，必要时手动开启危急疏水门。
停用后的疏水器应及时检修。
另一种情况是加热器运行中疏水器处常开启状态，起不到疏水作用，这时除加热器出水温度降低外，较明显的特征是水位计无水位运行。
2.1.4抽汽量减少和进口水温降低引起高加出水温度降低加热器抽汽量减少主要是机组负荷减少，单向门卡涩和抽汽进口汽阀卡涩，开度不足，使高加加热量减少而引起出水温度降低。
此外，加热器空气管路的孔眼过大，引起排汽携带部分抽汽进入低一级加热器中，给水吸收的热量减少，此种情况可以比较两级加热器出水温度变化值进行诊断。
高加进口水温较低引起出口水温降低的原因主要是低一级加热器管束破裂，旁路门关闭不严，疏水器的故障和加热器停用等，处理方法同前。
2.2 高加疏水管振动的原因分析及处理2.2.1 高加疏水管振动的原因分析1. 高加疏水系统设计安装不良高加疏水系统的运行工况比较复杂，对疏水系统的设计安装质量要求十分严格，稍有不慎就会引起疏水管振动，如马鞍山电厂2台125机组投产时高加疏水管时就发生强烈振动，其主要原因是悬吊架布置不合理，管路系统刚度不够，在高加启停交变膨胀收缩的影响，从而造成管路系统振动，后经增加悬吊架，加固加强管路支架，使高加疏水管振动显著下降。
200MW机组高压加热器换热效果差的分析与处理
２００ＭＷ机组高压加热器换热效果差的分析与处理郭晓云摘㊀要：针对下花园发电厂２００ＭＷ机组高压加热器换热效果差的问题，技术人员根据现场情况研究分析，对可能造成问题的各项原因进行排查，通过更改垫片形势和改进隔板安装工艺，最终解决了高压加热器换热效果差的问题，提高了最终给水温度和机组的经济性，对同类机组具有参考意义㊂关键词：高压加热器；换热效果；给水温度一㊁引言高压加热器（以下简称 高加 ）是火力发电厂回热系统中的重要设备，它是利用汽轮机的抽气来加热锅炉给水，使其达到所要求的给水温度，从而提高电厂的热效率并保证机组出力㊂高压加热器换热效果的良好与否，直接决定了进入锅炉的给水温度，是影响机组运行经济性的关键因素㊂下花园发电厂＃３机组给水回热系统由４台低加㊁３台高加㊁１台除氧器㊁蒸汽冷却器㊁疏水冷却器组成，其中＃１ ＃３高压加热器为立式Ｕ型管表面式换热器，制造厂为东方锅炉厂，设备型号ＪＧ－５３０－５，投产于１９８８年㊂近年来，＃１ ＃３高加换热效率明显降低，造成给水温度偏低，离设计值要求甚远㊂文章主要针对此项问题的原因分析和处理方法做了介绍㊂二㊁高压加热器结构及工作原理高压加热器由高压水室，管系和外壳三个基本部件组成，简单来说，可以将高加分为水侧和汽侧两部分㊂水侧：给水由给水进口进入高压水室，经由传热管束吸收蒸汽热量，升温后回到高压水室由出口流出㊂其中高压水室内设有可拆卸分程隔板用以分隔给水出入口㊂汽侧：来自汽轮机的抽汽由蒸汽进口进入高加汽侧，向传热管束放热后凝结，与上级疏水混合后由疏水出口流出㊂图１ 高压加热器结构图三㊁给水温度及高压加热器换热效果的调查（一）给水温度调查对１月１日 ３月３１日给水温度进行调查，选取额定工况（２００ＭＷ）下给水温度数值，每月选取数点计算月均值，最后求出总均值㊂数据显示，在额定工况下，１ ３月份平均给水温度只达到２３１．６ħ㊂（二）端差调查高压加热器的端差是衡量加热器换热效果的重要指标，对＃１－＃３高加的端差数据进行调查统计如下：高加序号抽气压力ＭＰａ对应饱和温度ħ出口给水温度ħ实际端差ħ设计饱和温度ħ设计出水温度ħ设计端差ħ＃１高加１．０１７９．９１７１．１８．８１８５．３１８３．２５２．０５＃２高加２．３２１９．６２００．９１８．７２１９．１２１６．９５２．１５＃３高加３．３２３９．２２２８．５１０．７２４１．７２３９．６５２．０５㊀㊀通过统计计算，我们发现＃１－＃３高加的端差分别为８．８ħ㊁１８．７ħ㊁１０．７ħ，远远大于设计端差值２ħ左右㊂四㊁高压加热器换热效果差的原因分析及处理针对高压加热器换热效果差的现象，从调整方式㊁运行参数㊁设备及检修工艺等各方面进行原因分析，主要从以下几个问题入手㊂（一）运行调整及参数为确认是否由于运行调整及参数变化问题而导致换热效果变差，对ＳＩＳ系统历史数据进行查阅，数据显示＃１－＃３高加运行时的水位均在合理范围内小幅波动，未发生由于调整不及时造成水位异常的情况，各高压加热器抽气参数均在正常范围内，符合设计参数，高加疏水调整门的开度数据正常，疏水导流通畅㊂（二）管束泄漏将高压加热器与系统隔离，并于汽侧注入０．３ＭＰａ压缩空气，检查水侧管口，没有气体漏出，说明管束完好㊁且与管板接合严密㊂（三）隔板变形及裂纹解体高压加热器后，对隔板进行了检查，发现隔板平整，无明显变形及裂纹现象㊂（四）堵管率高经过对历史检修记录的查阅及现场设备的检查，＃２㊁＃３高加均无堵管现象，＃１高加堵管根数为６根，堵管率０．６％，远小于需要更换管束的１０％标准㊂（五）管束结垢高加解体后对管束内壁进行了仔细检查，内壁光滑平整，无明显结垢现象㊂（六）隔板垫片选用不当对使用过的垫片进行了检查，发现原高压石棉板垫片有冲刷痕迹，说明隔板密封不严，导致部分给水未经换热直接㊀㊀㊀（下转第１８０页）人员还需要在较为明显的位置将回路标注清晰㊂另外，在实际的安装过程中还需要保证每一个螺丝都足够牢固，另外在安装时还需要在安装的下方位置留出一定的空间，并保证这一空间内不能够安装其他的电器㊂在使用低压配电箱的时候还需要注意，如果开关之间存在的电流较大，那么为了保证施工安全就需要及时安装相应的防爆阻燃配电箱㊂（二）及时安装室外配电箱要知道，室内的配电箱与室外的配电箱在功率和作用上都有着显著的差异㊂因此，施工人员在选择配电箱的时候就需要按照实际的施工状况来进行选择，同时，还需要结合机电设备的实际设计来进行选择㊂在安装室外配电箱的时候还需要考虑到其防雨性和防晒性，同时，还需要加以固定措施，有效避免了配电箱可能会受到的影响㊂（三）系统的安装和调试机电设备在安装配电柜之前还需要施工人员充分掌握机电设备的实际运行条件和运行参数，同时在安装之后还必须要对其进行试验，对于一些潜在的故障因素及时解决㊂解决故障隐患的主要措施主要体现在以下几个层面，分别是：充分做好施工准备；结合具体要求进行机电设备数据的收集；配电检查，最后还需要及时排查供电数据，一旦电流超过正常范围就需要及时停止，避免机电设备受到再次伤害㊂五㊁结语综上所述，对于建筑项目而言，建筑机电安装工程是贯穿于始终的重要组成㊂建筑机电安装工程甚至会为建筑项目的整体效益带来非常重要的影响㊂由此可知，对于建筑工程而言，机电设备的实际安装过程也有着非常重要的意义㊂文章主要针对现阶段建筑工程中机电设备的具体安装工程展开了研究，详细阐述了机电设备的安装技术，希望能为相关研究提供一定的理论依据㊂参考文献：［１］唐秀芳．浅析信息化技术在机电设备安装工程中的融合应用［Ｊ］．中国建筑金属结构，２０１９（１）：９８－９９．［２］黄彩琼．建筑工程中机电设备安装技术管理存在的问题及应对方法研究［Ｊ］．四川建筑，２０１９，４０（５）：３６６－３６７．［３］钟文彬．电气设备安装施工技术在建筑工程中的应用要点探讨［Ｊ］．江西建材，２０１９（９）：２０１－２０２．［４］刘道兴．变电站电气安装施工常见的故障及处理措施探究［Ｊ］．无线互联科技，２０１９，１７（１８）：１７３－１７４．［５］乔张辉，乔登辉．矿山机电设备安装工程施工技术重点探讨［Ｊ］．中国石油和化工标准与质量，２０１９，４０（１０）：２００－２０１．［６］李谋喜．水电站工程中机电设备的安装与施工技术管理［Ｊ］．建筑技术开发，２０１９，４７（９）：６６－６８．作者简介：王虓，江苏安防科技有限公司㊂（上接第１７８页）由出口流出㊂通过对其他发电厂的调研，各企业的高压加热器隔板垫片的选用基本采用三种材质：高压石棉板㊁石墨复合垫㊁铝合金㊂序号材质优点缺点１高压石棉板耐高温㊁价格低廉㊁制作简单耐压性能差，运行过程中易冲蚀２石墨复合垫耐高温高压㊁密封效果好不具备制作条件，需采购，采购周期长，价格昂贵３铝合金耐高温㊁较好耐压，价格低廉制作复杂㊀㊀通过三种垫片材质的优缺点对比，我们认为铝合金垫片既能满足设备运行的需要，同时价格低廉，制作上也是可行的，所以我们选定铝合金垫片替代原有的高压石棉板垫片㊂（七）隔板安装方法不当原隔板分成数块由螺栓固定在水室中，其接缝处未做处理，部分给水未经换热由缝隙处直接流出，甚至导致隔板的严重冲刷破损，漏流量增大的同时严重降低了换热效率㊂为杜绝此现象的再次发生，经过讨论决定采用将隔板接缝进行焊接的改进工艺，来确保密封效果㊂隔板回装后对各隔板的接缝处做了焊接处理，直接杜绝了由接缝处漏流的现象，同时避免了给水对隔板的冲刷㊂五㊁效果检查机组启动后对给水温度进行检查，选取１１月１日 ３０日额定工况（２００ＭＷ）下给水温度数值，随机选取１０个测量点计算均值㊂实施后的平均给水温度达到了２４０．１２ħ，较实施前的２３１．６ħ提高了８．５ħ，超过了２４０ħ的设计值㊂按照２００ＭＷ机组给水温度每提高１ħ机组的煤耗降低０．２ｇ／ｋＷ㊃ｈ，给水温度提高８．５ħ，年发电量８亿度，煤价３００元／吨来初步计算，每年可节约资金约为４０．８万元㊂六㊁结语针对高压加热器换热效果差的现象，应从多方面查找原因进行处理，排除调整方式㊁运行参数㊁设备问题等原因后，重点对隔板垫片及安装工艺进行改进调整，使隔板密封严密，防止漏流现象产生㊂在设备运行时，一方面，要对各项指标严密监视，精心调整；另一方面，要仔细观察记录运行趋势，做好设备的劣化分析，为设备的检修提供指导㊂利用机组停机检修的机会，对影响高压加热器换热效率的各方面原因进行全面检查，尤其是定期检查隔板垫片的密封情况，发现垫片冲蚀现象要及时进行更换㊂参考文献：［１］刘宝珠．浅谈火电厂汽轮机状态检修［Ｊ］．中国电力企业管理，２０１９（３）：９５．［２］陈文超．浅谈发电厂汽轮机检修中的状态检修技术［Ｊ］．产业科技创新，２０１９，１（１）：１００－１０１．作者简介：郭晓云，大唐国际发电股份有限公司下花园发电厂㊂。
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理摘要：针对贵州XXX电厂高加出口给水温度发生偏低问题，从制造、安装、运行调整、检修等方面分析了偏低原因。
在排除了因运行方式、高加堵管造成出口温度偏低的因素后，现场通过改进检修工艺，确定给水温度偏低主要是由高加内部短路造成的。
制定解决方案措施并实施后，提高了给水温度。
关键词：电厂；高加；出口给水温度偏低；分析处理1 概述XXX电厂4台300MW机组，总装机容量1200MW。
1、2号汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
3、4号汽轮机是上海汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
1号机组2003年4月投产，2号机组2003年9月投产，3号机组2004年4月投产，4号机组2004年9月投产。
表2 2011年一厂高加投入率统计（%）2 高加出口给水温度低原因分析由于给水温度的高低对煤耗影响较大，直接影响到汽轮发电机组的经济性，所以部门领导十分重视，多次组织专业人员对高加运行方式、高加疏放水系统、给水旁路及抽汽管路系统、高加三通阀和高加内部进行了检查，分析其对给水温度的影响。
2.1运行方式调整效果分析“给水温度偏低原因分析”，并配合运行对高加水位进行反复试验与调整，将1、2、3号高压加热器的下端差调整在最佳端差，之后又将影响给水温度的原因进行逐一排除，最终排除了高加运行方式的影响。
2.2 抽汽阀门开度、疏放水系统阀门检查分析高加组投运时要求抽汽电动门及逆止门全开，如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等导致阀门未全开，蒸汽节流会造成蒸汽做功能力降低，影响给水温度。
现场对抽汽逆止门及电动门开度进行测量核对，排除了抽汽阀门开度的影响。
对高加疏放水系统阀门、安全门严密性进行逐一检查，及时消除了阀门内漏缺陷，保证安全门的可靠性，从而排除了抽汽阀门开度不足、疏放水系统阀门及安全门内漏的影响。
高压加热器对给水温度影响的分析及改造
高压加热器对给水温度影响的分析及改造作者：祝德军王鹏摘要：文章介绍了电厂轮船机组高压器在制造、安装、检修以及运行维护过程中出现的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器造成的影响。
从高压加热器对水温的影响，并且结合了加热器独特的结构特点在原有的设备基础上进行改造，改造之后获得的效果比较明显，高压加热器端差值逐渐减小，水含量逐渐提升，温度变动也比较大，获得的效果非常明显。
关键字：汽轮机；高压加热器；水温一、高压加热器的结构特性众所周知，高压加热器主要是焊接结构，一般由管系和外壳组成。
外壳材质是碳素钢板圈，这是一个可以拆卸的筒体。
筒体的结构比较复杂，上部分由椭圆形冲压封头组成，封头的中心位置是蒸汽入口，这些特种是为了后期的水蒸气温度提升服务，中心位置有吊环以及管座两只，管座主要服务于供加热器外壳加热，或者对整个加热器进行支撑。
外壳的部分也比较明显，由各个管座以及水位接管组成。
加热部分由两个联箱以及四个连接管组成，这些组成都是基于焊接基础上实现。
焊接就会存在一定的缝隙，空隙控制对于水温影响比较大。
在配水管上部位以及连接处，一般都存在板孔。
联箱管下端焊于底盖，顶端则通过弯头和联接管与中心管相连接。
联箱管与配水管相交错布置成180。
角，每根联箱管与配水管上均钻有两排焊接盘香管的孔。
这些板孔的严密性以及缝隙都应该得到控制，这样才能从根本上控制住流水速度和水温。
然而这些问题的出现，是导致水温减弱根本原因，面对这些现实问题，应该从根本上进行把握。
这样可以更加准确的分析影响水温的因素，进而选择应对措施。
二、原因分析（一）设计值一般而言，汽轮机的内效率低下的设计值影响比较大，会导致汽轮机的耗油量逐渐增大，相应的给水量会逐渐增大，这将引起高压加热器负荷增加，导致能源消耗。
相应的给水量也会逐渐增大，从而使得高压加热器热负荷出现。
(二）高压加热器进汽管位置以及上壳体进汽法兰填料位置，不能出现缝隙，这个位置需要做好填料压紧，如果只是简单的依靠紧联接法兰对填料位置进行加压，这部容易保障密封可靠性。
高加水位运行不稳定的原因分析及改进措施
韶关发电厂＃8机组是采用哈尔滨汽轮机厂制造的型号为N200－230/535/535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1985年投产使用。
全机共有8段非调整抽汽。
其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。
回热加热系统的配置方式为“3大2小”，即3台高加、1台前置式蒸汽冷却器和1台外接式疏水冷却器。
3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流的方式，＃1高加疏水最终至除氧器。
疏水装置为电动式调节装置。
高加水位运行不稳定，据运行日记统计，最多时一个月高加动作8次，高加投入率不高。
1原因分析1．1疏水装置调整性能差高加疏水系统中的疏水装置仍采用KDJ式电动调节装置，这种装置属于80年代的产品，由于其执行机构机械元件多，迟缓率大，很容易出现刹车失灵，产生过调现象。
当高加水位偏高需增大调整门开度时，由于执行机构的过调现象，会使水位降低过多；而当高加水位偏低需减小调整门开度时，往往会使水位又上升过多。
由于水位不稳定，调整门频繁动作，对高加内部及其疏水系统的管道冲蚀增大，甚至会产生振动，调节阀也易冲蚀磨损，经常出现故障，以至造成高加水位调整失灵，引起高加保护动作，或高加无水位运行，特别是汽轮机变工况运行时，高加水位就更加难以控制。
1．2高加疏水至除氧器管道布置不合理投入＃2、＃3高加疏水，调整至正常后投＃1高加时，随即出现水位不断升高甚至满水现象。
而疏水管道为∮219 mm×7 mm，疏水调节阀窗口通流面积79．4 cm2，通流面积足够，造成＃1高加疏水不畅的原因是疏水管路压力损失太大，使疏水调节阀压差减小，影响了通流能力。
图1为改造前的高加疏水至除氧器管道布置。
1．3高加疏水至除氧器管道管壁偏薄由于长期被冲蚀，高加疏水至除氧器管道管壁已由原来的8 mm减至4～5 mm，特别是疏水管道弯头处，由于高加水位的波动，磨损特别严重，以致管道及弯头处泄漏而造成高加停运。
2改进措施据上述分析，在2002年＃8机组大修时，采取了以下改进措施。
电厂高加维修技术方案要点
电厂高加维修技术方案要点一 .概述1.火力发电厂的高压给水加热器（以下简称“高加”）是利用汽轮机的抽汽加热锅炉给水的换热装置。
电厂配置了给水加热系统以后，可以提高电厂热效率10-12%（高的可达15%左右）节省燃料，并有利于机组安全运行。
高加的运行就是利用汽轮机已做部分功的蒸汽来加热锅炉给水。
汽轮机在高压缸中间的抽气用作3#和2#高加设备进汽，在中压缸抽汽可提供1#高加进汽。
给水通过蒸汽以及饱和水的加热后，在进入锅炉气包之前已加热到较高的温度，可减少燃煤的加热过程，使锅炉热效率提高。
如果高加发生故障而停运，届时给水就改道旁路管道而进入锅炉，没有经过高加加热的水在锅炉中吸收热量增加，因此降低了锅炉的蒸汽蒸发量，造成过热器中的蒸汽过热度提高，有可能造成过热器被损坏；高加停运，汽轮机的膨胀差增大，威胁汽轮机的安全。
因此，高加停运可能使电厂发电负荷降低10-15%并且给汽轮机的安全运行造成损害。
2.高加简介高加由水室、管系、壳程筒体等结构组成，通常设计为二段式与三段式两种。
一般在小型机组设计成二段式，而大中型高加在结构上允许时，都装设“疏冷段”即按三段式设计。
因此，目前的高加结构设计都采用过热段、冷凝段、疏冷段三段结构设计。
本案的设计选用三段结构设计。
3.高加的结构简介3.1水室的结构：水室有水室筒体、封头、进出水接管、倒拔伍德式密封人孔等组成。
3.1.1水室筒体：近年来，高加水室一般采用两种结构形式，一种是直管段式，另一种是半球形式。
直管段式直管下部与管板焊接、上部与密封组件焊接，水室空间较大，进出方便，有利于人员维修。
一般直管段材料采用20MnMoⅢ锻件；半球形水室与管板直接焊接。
由于直径超过1200mm的半球形封头已能容纳维修人员在水室内进行检修，而且半球形封头受力好，可减薄钢板厚度或将富余的金属用于开孔补强，同时又能省去圆筒形的短节。
一般半球形封头的材料选用Q345R。
3.1.2人孔目前人孔的设计结构目前有两种结构。
高加水位运行不稳定的原因分析及改进综合措施
韶关发电厂＃8机组是采用哈尔滨汽轮机厂制造旳型号为N200－230/535/535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1985年投产使用。
全机共有8段非调节抽汽。
其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。
回热加热系统旳配备方式为“3大2小”，即3台高加、1台前置式蒸汽冷却器和1台外接式疏水冷却器。
3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流旳方式，＃1高加疏水最后至除氧器。
疏水装置为电动式调节装置。
高加水位运营不稳定，据运营日记记录，最多时一种月高加动作8次，高加投入率不高。
1因素分析1．1疏水装置调节性能差高加疏水系统中旳疏水装置仍采用KDJ式电动调节装置，这种装置属于80年代旳产品，由于其执行机构机械组件多，缓慢率大，很容易浮现刹车失灵，产生过调现象。
当高加水位偏高需增大调节门开度时，由于执行机构旳过调现象，会使水位减少过多；而当高加水位偏低需减小调节门开度时，往往会使水位又上升过多。
由于水位不稳定，调节门频繁动作，对高加内部及其疏水系统旳管道冲蚀增大，甚至会产生振动，调节阀也易冲蚀磨损，常常浮现故障，以至导致高加水位调节失灵，引起高加保护动作，或高加无水位运营，特别是汽轮机变工况运营时，高加水位就更加难以控制。
1．2高加疏水至除氧器管道布置不合理投入＃2、＃3高加疏水，调节至正常后投＃1高加时，随后浮现水位不断升高甚至满水现象。
而疏水管道为∮219mm×7mm，疏水调节阀窗口通流面积79．4cm2，通流面积足够，导致＃1高加疏水不畅旳因素是疏水管路压力损失太大，使疏水调节阀压差减小，影响了通流能力。
图1为改造前旳高加疏水至除氧器管道布置。
1．3高加疏水至除氧器管道管壁偏薄由于长期被冲蚀，高加疏水至除氧器管道管壁已由本来旳8mm减至4～5mm，特别是疏水管道弯头处，由于高加水位旳波动，磨损特别严重，以致管道及弯头处泄漏而导致高加停运。
2改善措施据上述分析，在＃8机组大修时，采用了如下改善措施。
300MW机组高加运行中遇到的问题及对策
300MW机组高加运行中遇到的问题及对策作者：童文蓉来源：《科技资讯》 2014年第4期童文蓉(江西贵溪发电有限责任公司发电车间江西贵溪 335400)摘要:高压加热器是火电厂中的重要设备,高压加热器是否正常运行直接关系到机组运行的安全性和经济性。
本文论述了高压加热器的投退操作,高压加热器常见故障及相应的对策,希望能够对相关人员有所借鉴。
关键词:高加运行问题对策中图分类号:TM76 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2014)02(a)-0192-021 设备简介汽轮机为东方汽轮机厂N300-16.7/537/537-8型亚临界一次中间再热凝汽式汽轮机组,单轴、双缸双排汽,高、中压合缸,通流部分反向布置,高压缸为双层缸结构,中压部分为隔板套结构,低压缸为双缸双排汽对称分流,低压缸采用焊接双层缸结构。
本机组共设8级回热抽汽,分别供3台高压加热器,1台除氧器,4台低压加执器;高压缸第6级后设一段抽汽供#1高加,第9级后为高压缸排汽一部分作为二段抽汽供#2高加,其余部分至再热器,中压缸第三级后设三段抽汽供#3高加,中压缸排汽的一部分作为四段抽汽经两根独立的管道分别供给除氧器和汽动给水泵汽轮机用汽,大部分经连通管进入低压缸继续做功,低压缸分别在1～4级后依次设五、六、七、八段抽汽,供给4台低压加热器。
高压加热器性能参数如表1所示。
2 高压加热器的投退2.1 高加投停原则(1)投运时先投运水侧,后投运汽侧;停运时先停运汽侧,后停运水侧。
(2)投入时按压力由低到高依次投入,停运时由高到低依次退出。
(3)优先采用随机滑启、滑停的方式;当不具备随机滑启、滑停的条件时,可在机组带负荷后投、停高加。
2.2 高加投运前的检查(1)确认该系统及设备无任何检修工作,周围清洁无杂物,设备系统完好。
(2)联系热工开启取样门,投入各仪表运行。
(3)联系热工、电气做有关阀门传动试验,各项保护、自动试验应正常。
(4)按阀门检查卡对系统进行全面检查,确认各阀门状态正确。
3号机组给水温度达不到设计值原因分析和改进措施 刘晓军
3号机组给水温度达不到设计值原因分析和改进措施刘晓军摘要：分析我厂3号机组给水温度达不到设计值原因，提出解决问题的具体措施。
通过水室隔板改进，提高高加系统的换热效果，从而提高机组经济效益。
关键词：检修；换热；经济效益；改进措施下花园发电厂200MW机组为东方轮机厂有限责任公司制造的N200-12.7/535/535型超高压、中间再热、凝汽式机组，1987年投入运行。
给水加热系统所配用的高压加热器是GJ-530的 U形管表面式加热器，以及外置式ZL－50型蒸汽冷却器和SL－80型疏水冷却器。
多年来给水温度长期低于设计值。
通过对现场设备系统试验和原因分析，制定出了高压加热器水室和系统改造措施，使其给水温度达到设计值，对节能降耗及提高机组安全经济性起到十分重要的作用。
1. 高压加热器各参数如下表：3．影响给水温达不到设计值原因分析3.1 高加水室短路高加水室如存在短路，则部分给水未通过高加加热就进入到锅炉中去，造成高加端差大和给水温度低于设计值的原因。
根据机组停运时对高加水室隔板检查，多次发现水室平面密封垫被冲破缺陷。
曾采取加大螺栓紧力和更改密封材质解决问题，但还是高加水室密封垫损坏问题未得到根治。
造成水室隔板密封垫冲破的原因：一是高加设计的水室上隔板采用螺栓固定在垂直隔板上，使紧固螺栓的大小受到限制，盖板厚度过于单薄，当给水压力大于18MPa时，易造成盖板弓起，加之紧固螺栓紧力小，使上隔板与垂直隔板之间产生间隙，将平面密封垫冲破。
二是整个水室隔板无加强筋，在多年的运行中，水室隔板在冷热交变应力的作用下发生变形，造成隔板间形成间隙使密封垫冲破。
由此可知高加给水走短路是造成高加端差大，给水温度低于设计值的主要原因。
3.2 高加内部积聚空气使传热效率降低高加停运或检修时，有可能在加热器壳侧和水侧滞留空气，或运行中抽汽和疏水带入或析出的不凝结气体积聚在加热器内，使传热效率降低，增大加热器的端差。
这是造成高加端差大的另一个原因。
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热电厂高加出水温度不达标原因分析及改进
摘要：热电厂现有8台汽轮机，共有12台高压加热器，自投产以来，高加给水
温度长期偏低，这对电厂总体热效率有很大影响，不利机炉的安全运行，同时直
接影响锅炉的排烟温度和脱硫的效果，阻碍安全环保达标工作。
本文讨论了高加
出口温度偏低的原因，并提出了解决措施并在机组上实施，取得了一定的经济效益。
关键词：高压加热器泄漏温度分析措施
1 前言
高压加热器可以简称高加，是火电厂生产流程中的关键设备之一，给水温度
直接影响锅炉的平稳运行，高加的频繁启停不仅难以完成厂里的经济指标，而且
会缩短高加的使用寿命，同时直接影响锅炉的排烟温度和脱硫的效果，阻碍安全
环保达标工作，因此如何提高高压加热器的给水温度成为了必须攻克的难题。
2 高加给水系统简介
2.1 高压加热器的主要作用
高压加热器的主要作用就是将锅炉给水泵出来的水经高压加热器，利用机组
抽汽加热后送入锅炉炉膛，提高机组的效率和给水温度，减少给水和炉膛的温差，减少温差换热损失，提高热效率。
2.2 高压加热器的结构特点
2.2.1高压加热器的总体上分为壳侧工作空间和管侧工作空间，即壳程和管程。
壳程是蒸汽工作的空间，被隔板分析三个区域“过热蒸汽加热段”“饱和蒸汽冷凝
段”“疏水冷却段”，其间通道为“S”型，以加强扰动和换热。
2.2.2管程是水的工作空间，由进水室，“U”型管和出水室组成，并且在水室
的顶部设有供检修使用的人孔门。
2.2.3加热器配有正常及事故疏水自动调节装置，加热器正常疏水采用逐级自
流方式，事故疏水直接至凝汽器疏水扩容器或其他设备回收。
2.2.4在加热器的壳程即汽侧设计装有安全阀，用来保护加热器
2.2.5加热器还设有磁浮式和电接点式水位计，用于水位观察、报警和联关抽
汽逆止阀。
2.3高压加热器的工作原理
由汽机抽汽来的高压过热蒸汽首先进入加热器的“过热蒸汽加热段”沿“S”型通
道流动，并对“U”型管内的给水进行对流换热，被冷却后的蒸汽再进入“饱和蒸汽
冷凝段”继续与给水进行对冷凝换热，最后进入“疏水冷却段”换热后逐渐成为疏水，其温度大为降低，热量大部分用来加热给水，给水在“U”型管中被加热后经出水
室进入下级加热器或省煤器，正常疏水通过逐级自流的方式流至下一级加热器最
后回收至除氧器，事故疏水则直接流至凝汽器疏水扩容器或其他设备回收，对应
的正常和事故疏水调节装置能自动维持加热器的水位正常。
3 高压加热器给水温度偏低的原因分析
3.1高加疏水管道频繁泄漏，经常被迫停运
高加疏水对管道的直管和弯头、三通等管件冲刷、侵蚀严重，尤其在高加水
位不在正常范围内时，高加疏水含有大量蒸汽，从而造成疏水的两项流动，加剧
管件的损伤，管壁减薄、破裂。
经实际统计，一只普通碳钢δ=5mm的弯头使用
寿命只有3-4个月，这给高加的长周期运行和维修保养带来很大的难度。
3.2高加内漏，加热面积变小
高加内漏的原因主要有以下几个方面：（1）1、管子存在原始缺陷，蒸汽对
管束冲刷，管子减薄泄漏；（2）与给水系统相连的上游系统作业中产生的杂质
进入高加系统，对管子冲击造成外伤；（3）管束胀口焊接存在气孔等缺陷，致
使胀口泄漏和高加启停过程中，管束胀口受热膨胀不均匀泄漏；（4）水位控制、两相流调节不当，对高加启停、监控、维护、调整缺少系统指导和管理；（5）
水质原因，结垢导致的管束局部过热，材质发生球磨化而致使强度降低管束漏泄；（6）机炉运行方式原因，冬季大负荷给水运行方式，导致高加长期运行在接近
过负荷的状态，同样的通流面积，给水量增加，势必增大给水流速，加大水流对
管道的冲刷、磨损。
管束泄漏后只是采用堵管的方法进行检修，这样就会减少高加的有效加热面
积和通流面积，影响高加的换热效果。
3.3高加水位不在正常范围内
高加水位变化通常是由于抽汽压力变化引起的，机组负荷变化抽汽压力相应
变化，就会造成加热器水位波动。
汽液两相流调节器在经过多年使用，内部发生
冲蚀和磨损，偏离原设计值，造成高加水位调节滞后和调节过当，水位频繁波动。
加热器超负荷运行，加热蒸汽凝结水量增大，超过原设计值，疏水不能正常流至
下一级加热器和除氧器，造成高加水位超高。
3.4高加负荷分配不合理
在六炉四机运行的工况下，给水总量在1260t/h，如果一台机的高加故障停运，那么其他三台机的高加给水流量就在420 t/h左右，就会使高加超负荷运行，高
加出水温度必然达不到设计值，同时会加快加热器管束的磨损和疲劳，减少加热
器的使用性能和寿命。
3.5高加联成阀小旁路泄漏
高加联成阀小旁路泄漏导致部分给水不经高加直接由旁路进入供水系统，与
高加出口热水相混合，致使高加出口温度低于设计温度。
取汽轮机设计工况进行计算，相关参数取自《CC50-90/42/12-1型汽轮机热力
特性数据》。
高加出口水温计算公式采用混合热交换器计算式，进行热平衡计算，计算公式如下：
q1×G1+q2×G2=q×(G1+G2)
其中：q1----小旁路泄漏流体的热密度
q2----进入高加后流体的热密度
q ----高加出口门后流体的热密度
G1----小旁路泄漏流量
G2----经过高加加热的流量
小旁路的泄漏量是根据阀门的泄漏间隙来选择，取为管路总量的15%，给水
总量取汽轮机设计工况为375t/h，则=375×15%=56.25 t/h。
由此可知，当泄漏量
为15%时，高加出口水温会由设计值217.9℃降至204.8℃。
4 解决高压加热器给水温度偏低措施
4.1更换高加疏水管道并对材质升级
自2012年开始，对高加疏水管线直管段和管件及部分阀门陆续升级为白钢材质，材质升级后的高加疏水管线还未发生过一次泄漏，效果显著。
4.2完善检修工艺，加强对检修单位检修质量控制
高加内漏主要的检修方式为用丝堵将换热器的U形管两端封死、焊接，通过
反复研究，分析，改进了丝堵的形式，在丝堵中部加工一非穿透的孔，在堵漏焊
接时能有有效的消除焊接时产生的热应力，避免故障的管子因焊接应力问题二次
泄漏。
4.3更换高压加热器和配套疏水调节器
由于设备运行多年，部分高加管束堵管已超过10%以上，影响热交换率和通流面积这一现状，我们陆续更换了#3、5机的4台高压加热器及两相流疏水调节器，确保高加的换热面积，同时，新的两相流疏水调节器也能够有效、合理调节高加水位，确保高加水位在正常范围内。
4.4优化高加负荷分配方式
根据锅炉负荷情况，合理安排给水系统的运行方式，在必要的情况增加一路给水，确保每台机高加流量在390t/h以下，各参数在设计值允许情况下运行。
4.5改善给水品质
给水氧含量超标会造成高、低压加热器等换热设备管束腐蚀，缩短设备和管道的使用寿命，2015年厂成立科技攻关小组，采取一系列改进措施，除氧器溶解氧合格率由不足10%提高到80%以上，有效降低了给水含氧量。
4.6改进操作维护规程
总结高加在启停、运行监控、维护调整、试验等方面的经验和规律，制定详细而明确的操作维护规程，通过培训学习加强岗位人员对高加运行规律的掌握，严格按照工艺要求控制高加温升温降率，及时调整，保证高加的安全平稳运行。
5 结论
通过上述措施，使热电厂全年平均高加给水温度由190℃提高到209℃，全年高加投入率由90.3%提高到98.54%，极大地提高了全厂的热经济效益，为机炉的安全运行和脱硫脱硝的安全环保达标工作提供了保证。
参考文献:
［1］《CC50-90/42/15-1型工业抽汽汽轮机热力特性数据》上海汽轮机厂 83年10月
［2］《热力发电厂》中国电力出版社 2010年8月。