高加疏水端差大原因分析

＃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