高加解列条件
高加解列后的影响和处理
高加解列：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC （解除和投入均须汇报中调）。
二迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。
由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而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，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。
汽轮机高、低压加热器调试措施
汽轮机高、低压加热器调试措施1概述华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、直接空冷汽轮机。
机组配用的高压加热器（以下简称高加）系上海电气集团股份有限公司生产的JG-1025、JG-1110、JG-885型高压加热器。
所配用的低压加热器（以下简称低加）系上海动力设备有限公司生产的低压加热器。
该机组由新疆电力设计院设计，山东电建二分公司负责安装，新疆电力科学研究院负责机组的整套调试工作。
根据有关规程、规范，结合本系统的实际情况，特编制本措施。
2调试目的全面检查高、低加系统设计、制造及安装的质量，保证高、低加系统安全可靠地投运。
3依据标准3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》［DL/T5437-2009］。
3.2《火电工程启动调试工作规定》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。
3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》［电力部建设协调司建质（1996）111号］。
3.4《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）［DL5011-92］。
3.5《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》［国家电网安监（2008）23号］。
3.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》。
3.7《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号。
3.8高、低压加热器说明书及设计图纸。
4调试使用设备经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。
5组织与分工5.1建设单位的职责全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。
负责编制和发布各项试运管理制度和规定。
协调解决合同执行中的问题和外部关系等。
参加分部试运后的验收签证工作。
负责管理制造厂家的调试项目等。
高加解列与投运操作和注意事项
高加解列与投运的操作与注意事项一、高加解列的操作：1、依次缓慢关闭#1、＃2、#3高加进汽电动门,控制给水温度变化率不应大于1.8℃/min,并注意汽包水位及给水温度的变化。
2、当高加进汽电动门全关后，关闭一、二、三段抽汽逆止阀，检查联锁开启一、二、三段抽汽管道的疏水门。
3、关闭高加至除氧器疏水电动门，各高加危急疏水阀动作正常以维持水位正常。
4、关闭#1、＃2、#3高加至除氧器运行排汽门.5、水侧停用时，则等汽侧全部停用且泄压后，可关闭高加进、出口三通阀，注意给水压力、给水流量、给水温度的变化。
6、开启水侧放空气门，防止进汽门不严泄漏，给水升温而超压。
7、若检修有工作,根据具体工作认真做好系统隔离措施。
8、若工作需要开启高加汽侧空气门时,应注意抽汽电动后疏水阀和危急疏水门手动门应在关闭状态,防止影响凝汽器真空，造成凝汽器掉真空事故。
二、高加解列时的注意事项：1、高加解列时，一定要按照先解列汽侧，后解列水侧的原则进行。
2、特别要注意给水温度的变化，若给水温度下降过快，应立即停止关闭该台高加的进汽电动门，延长高加解列时间。
3、在解列高加水侧时，一定要先关高加进水三通阀，且就地确认该阀门全关后，再关闭高加出水三通阀，严防锅炉断水。
4、在高加水侧解列之前，一定要检查并确认高加注水门在关闭位置。
5、高加解列过程中，锅炉侧密切注意主、再热汽温度的变化，汽温变化过大时可停止解列高加操作。
6、按汽轮机组设计要求，高加解列后，汽轮机组仍可带330MW额定负荷运行，但因高加解列后，锅炉主、再热汽温度容易出现超温现象，汽温难以控制，所以，高加解列后，可根据汽温调节情况带负荷，一般推荐270~280MW。
7、高加解列后，应检查1－3段抽汽电动门和逆止门关闭，疏水门开启，同时一定要注意高加水位的变化，必要时可开启紧急放水门。
8、高加解列时，严禁使用“顺控停运”程序进行操作。
三、高加投运的操作:高加投运时，应先投运水侧，后投运汽侧。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究1. 引言1.1 背景介绍随着我国经济的快速发展和城市化进程的加速推进，火力发电已经成为我国主要的能源供应方式之一。
300MW火电机组是一种常见的型号，具有较高的发电效率和生产能力。
随着火电机组长期运行，存在着一些问题需要引起我们的重视，其中之一就是高加长期解列的问题。
高加长期解列是指火电机组在长时间运行后，受到高温、高压等因素影响，导致其中的管道、设备产生裂缝、变形等现象。
这不仅影响了机组的正常运行，还可能对环境和人体健康带来一定的影响。
对高加长期解列进行研究及对机组的危害进行分析，有助于提升机组的安全性和稳定性，保障能源供应的可持续性。
本文旨在探讨300MW火电机组高加长期解列对机组的危害，希望通过对相关问题的深入研究，为我国火力发电行业的可持续发展提供理论支持和技术指导。
1.2 研究目的研究目的是为了深入了解300MW火电机组高加长期解列对机组的危害，揭示解列现象对环境、人体健康以及机组运转的影响，从而引起相关部门和企业的重视。
通过本研究，可以为相关部门制定有效的防控措施和政策提供依据，保障机组的安全稳定运行，保障环境质量和人民群众健康。
借助研究成果，让更多人了解解列现象的危害性，增强公众对环保意识，推动我国火电行业的可持续发展。
2. 正文2.1 300MW火电机组高加长期解列的定义和影响300MW火电机组高加长期解列是指在机组运行中由于各种原因导致机组的运行参数超出设计范围，长时间处于高负荷状态，严重影响机组的稳定性和安全性。
这种情况通常会导致机组运行过程中出现过载、超温等问题，给机组带来严重的损坏和故障风险。
高加长期解列还会导致机组燃煤效率降低，造成额外的燃料消耗和排放增加，对环境造成不良影响。
长期以来，机组高加长期解列已经成为火电行业面临的一个重要问题，需要通过科学的技术手段和管理措施来解决。
企业应该加强对机组运行状态的监测和管理，及时发现和处理高加长期解列问题，确保机组安全、稳定、高效地运行。
高加投运和解列步骤及注意事项
: 高加运行方式
• 依据高压加热器疏水从高到低逐级自流至除氧器的原理，在正常运行中只允
许#1、#2、#3高加同时运行；当高压加热器汽侧出现异常或有检修工作时， 允许#2、#3高加同时运行或#3高加单独运行共三种方式。
投运的操作:
（一）投运高加时应按照从低至高的原则投运。先投水侧
1。确认高压加热器所有检修工作结束，系统各阀门检查正常。
14.检查给水压力正常后将#1高加出口电动门切至“远方”位，关闭#1高加出口电动门平衡阀。
15.开启#3高加入口三通阀。
16.全面检查高加系统正常无泄漏，给水流量正常。
（二）#3高加汽侧投运步骤如下：
1.按照系统启动前的阀门检查卡检查阀门在启动前状态。
2.高加投入前确认高加出入口电动门开启及保护投入正常。 3.开启#3高加抽汽电动门、逆止门前后疏水阀。 4.开启#3高加事故疏水阀，注意管道振动及凝汽器真空变化。 5.开启#3高加抽汽逆止阀、缓慢开启3段抽汽电动阀暖管，开启#3高加
运行排汽隔离阀。当高加及其疏水管道出现振动现象时及时关闭抽汽 电动阀、事故疏水阀，当振动消除后再重复进行暖高加的步骤，直至 高加抽汽电动阀后管壁金属温度与抽汽温度温差＜20℃。控制＃3高 加出水温升率＜1.5℃/min，在暖高加的过程中应通过调节事故疏水 调节阀逐渐建立高加水位，以防止高加及疏水管道振动。 6.当＃3高加抽汽电动阀逐渐开启直至全开后，如＃3高加筒体压力与除 氧器压力之差＞0.20M高加水位稳定后投入正常疏水调节阀自动。在此过程中 如水位自动调节不及时导致高加水位上升时应及时开启事故疏水降低 水位以免高加解列。 7.检查#3高加系统无泄漏水位正常。
高加事故解列运行调整注意事项
高加事故解列后机炉调整方法一、高加解列现象：高加水位保护动作报警，机组轴向推力增大，推力瓦温度上升，主汽压力、负荷先升后降，真空下降，主再热汽温度先降低后快速上升，再热器压力上升，给水温度下降，后期再热蒸汽温度下降，除氧器水位下降，热井水位上升，凝结水流量上升。
二、高加解列后机、炉侧主要调整如下：2.1确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启。
2.2大量的高加抽汽直接在汽轮机内做功，造成机组负荷快速上升，主汽压力上升，再热器压力随之上升。
炉侧燃烧调整先适当减弱，减少煤量按25MW当前折算煤量来控制。
盘前严密监视机组负荷、主汽流量和再热汽压等参数的变化，尽快降低机组负荷、主汽压力、再热汽压至正常范围。
达到新的平衡后，负荷下降，适当增加燃料，维持机组负荷。
2.3 主汽压力上升，汽包水位先低后高，解列汽包水位自动，先适量增加给水流量，待汽包水位回头后减小给水量，维持汽包水位正常。
2.4汽包压力迅速上升，汽包出口蒸汽的湿度增大，因给水温度降低存在惯性，蒸汽温度先小幅下降，达到新的平衡后，给水温度下降，蒸汽流量减小，主/再热汽温迅速升高。
待汽温回头后开启过热器系统一、二级减温水做为粗调，三级减温水为细调进行控制，再热器系统开启事故减温水门，配合微量喷水进行调整。
同时进行燃烧调整，对上层喷燃器进行下摆，下层喷燃器摆至水平位，开大上层燃烬风，开大ROFA风挡板，压低火焰高度。
将上层燃料量向下层转移。
2.4凝汽器热负荷瞬间增大，注意监视高扩温度及时投入减温水。
高加疏水中断后除氧器水位下降，如果机组接带额定负荷，凝结水流量会增加较多，机侧防止凝结泵过负荷。
2.5及时查找高加跳闸原因进行处理，应检查是否水位保护动作、高加水侧有无泄漏、逐级及事故疏水调阀是否卡涩拒动等现象。
如已确认高加故障，无法投入，关闭高加至除氧器连续排汽阀。
2.6高加水侧解列恢复投运时要对高加注水、汽侧暖管、开高加进出水门时注意调节汽包水位，防止瞬间断水。
高加解列处理及注意事项
某300MW自然循环器包炉机组高加解列的处理及注意事项机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一、在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC 在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。
二、迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm 修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究摘要火力发电厂中，大容量机组均采用回热循环，以提升汽轮机的效率，但在运行过程当中由于缺陷处理不及时、检修工艺不到位、运行人员调整不及时等问题，导致加热器内部发生泄露甚至解列运行的事件时有发生，严重影响机组运行的经济性及附属设备的安全运行，故正常运行中加热器稳定运行尤为重要。
关键词解列;经济;影响;运行1 高压加热器系统的简介某厂高压加热器水侧采用的是“大旁路”系统，配置了高加组入口三通阀，高加汽侧正常疏水采用了“1号→2号→3号→除氧器”的逐级自流的疏水方式，每台高加都设有异常情况下控制水位的事故疏水阀，最后疏水至高加事故疏水扩容器，最后进入凝汽器热井[1]。
2 高加长期解列对机组的影响分析2.1 高加解列对机组经济性的影响从经济角度看，高加的停运将使给水温度降低，同时冷源损失增大，减弱了回热抽汽的回热效应，降低了热力循环的经济性。
特别是大容量机组高压加热器的退出，将使机组的出力下降8%—10%，供电煤耗增加5%左右，高加解列后，300MW机组满负荷运行给水温度降低84℃，按照给水温度每降低1℃，影响机组供电煤耗0.07689g/kw.h，高加解列影响煤耗达6.458g/kw.h，高加长期解列对机组经济性影响巨大。
2.2 高加解列对机组安全运行的影响（1）高加解列对锅炉效率的影响高加解列后锅炉效率有所增加，主要原因为高加解列后锅炉排烟温度降低了11℃，这主要因为高加解列后省煤器入口给水温度降低了84℃，根据传热学原理，锅炉省煤器吸热量将会大增，所以锅炉排烟温度降低了11℃。
所以高加解列后锅炉效率是增加的。
（2）高加解列对汽轮机效率的影响高加解列后汽轮机效率有所下降，机组在顺序阀运行的情况下高加解列前、后高压调节门开度会有所减小。
汽轮机#1、#2、#3段抽汽所对应的汽轮机做功单元焓降降低，#1、#2、#3段抽汽后的汽轮机做功单元焓降增加，即：汽轮机高压部分做功能力降低，中、低压部分做功能力增加。
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。
660MW机组高压加热器解列经验总结
660MW机组高压加热器解列经验总结【摘要】本文通过对滨能二厂#4机组高压加热器解列前后运行工况的分析，总结出一些相关的运行经验，针对超超临界机组高加紧急解列的操作方法及处理步骤提出一些建议，对同类型机组具有一定的参考价值。
【关键词】直流锅炉；高加；解列1机组概况滨能二厂#4锅炉系哈尔滨锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流锅炉，四角切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架的π型直流锅炉。
锅炉型号为HG-2045/29.3-PM7型。
2高加全切工况运行分析根据超超临界直流锅炉的运行特性，锅炉在高加解列时，随着给水温度的快速下降，锅炉的运行特性将会发生很大的变化，锅炉特性变化将会对整台机组的运行调整带来新的挑战，通过对#4机组高加解列工况进行分析，摸索运行参数的变化规律，为运行调整提供依据。
#4机组分别进行了560MW、660MW负荷高加全切工况的性能试验，下面结合试验工况数据进行简要的对比和分析。
表1：负荷560MW高加全切试验对比工况（560MW）项目解列前解列后变化量Δ锅炉排烟温度（℃）138/142134/1384给水温度（℃）295190105给水流量（t/h）159********燃料量（t/h）215228-13燃水比7.1 6.50.6中间点温度（℃）45.922.223.7主、再热蒸汽温度（℃）597/606570/59427/12汽机高调阀开度（%）24.219.7 4.5汽轮机高排压力（MPa） 4.6 4.90.3汽轮机高排温度（℃）3483535空预器出口二次风温（℃）332/333312/31220/21空预器出口一次风温（℃）326/330308/3118/204-1脱硝SCR入口烟温（℃）34931534 4-2脱硝SCR入口烟温（℃）35532134表2：负荷660MW高加全切试验对比工况(660MW)项目解列前解列后变化量Δ给水温度（℃）304.5193.8110.7给水流量（t/h）187********燃料量（t/h）238263-25燃水比7.8 6.1 1.74-1、4-2折焰角入口温度（℃）426/424395/39231/32中间点温度（℃）39.417.420分离器出口温度（℃）43039634 4-1、4-2低过出口温度（℃）475/469437/42738/42 4-1、4-2一级减温水调门开度（%）57.9/058.3/0-0.4 4-1、4-2分隔屏入口汽温（℃）458/468422/42636/42 4-1、4-2分隔屏出口汽温（℃）564/559560/5354/24 4-1、4-2末过入口蒸汽温度（℃）553/551526/54027/11主、再热蒸汽温度（℃）600/616583/60917/7汽轮机高排压力（MPa） 5.46 5.75-0.29空预器出口二次风温（℃）330/330308/30822/22空预器出口一次风温（℃）320/321302/30418/174-1脱硝SCR入口烟温（℃）358316424-2脱硝SCR入口烟温（℃）35731641四段抽汽压力（MPa）0.94 1.08-0.142.1对燃料量、水煤比的变化分析高加解列后，整个机组的热效率会降低，若要保持相同负荷不变必然要增加煤量，560MW负荷高加解列后给水温度降低了105℃，为了维持在相同燃烧率下的中间点温度，锅炉燃料量由215t/h增加到228t/h，增幅13t/h，同时由于汽轮机一、二、三段抽汽量的降低，相同负荷下给水量减小了123t/h，导致水煤比从7.1降低至6.5，即水煤比降低了0.6左右。
回热抽汽系统
回热抽汽系统一、概述及设备规范1、概述抽汽回热系统是原则性热力系统最基本的组成部分，采用抽汽加热锅炉给水的目的在于减少冷源损失，一定抽汽量的蒸汽作了部分功后不再至凝汽器中向冷却水放热，既避免了蒸汽的热量被循环冷却水带走，使蒸汽热量得到充分利用，热耗率下降。
同时由于利用了在汽轮机作过部分功的蒸汽来加热给水，提高了给水温度，减少了锅炉受热面的传热温差，从而减少了给水加热过程的不可逆损失，在锅炉中的吸热量也相应减少。
因此抽汽回热系统的正常投运对提高机组的热经济性具有决定性的影响。
本机组汽轮机共设八段非调整抽汽。
第一段抽汽引自高压缸，供1号高加；第二段抽汽引自高压缸排汽，供给2号高加、引风机汽轮机及辅汽系统的备用汽源；第三段抽汽引自中压缸，供给3号高加；第四段抽汽引自中压缸排汽，供给除氧器、给水泵汽轮机、引风机汽轮机、辅汽系统、工业抽汽；第五至第八段抽汽均引自低压缸A和低压缸B，第五段抽汽供给5号低加；第六段抽汽供6号低加；第七段抽汽引自低压缸A的抽汽供给7A号低加，引自低压缸B的抽汽供给7B号低加；第八段抽汽引自低压缸A的抽汽供给供给8A号，引自低压缸B的抽汽供给8B号低加。
#1、#2、#3高加水侧采用大旁路系统， #7A、#7B及#8A、#8B加热器公用一个水侧旁路。
除氧器为无头内置卧式除氧器。
各加热器汽、水侧均设有长期停机期间充氮保养装置。
除第七、八段抽汽外，各抽汽管道均装设有气动逆止阀和电动截止阀，抽汽逆止阀尽可能靠近汽轮机的抽汽口安装，以便当汽轮机跳闸时，可以降低抽汽系统能量的贮存，为防汽机超速保护。
同时抽汽逆止阀亦作为防止汽轮机进水的二级保护。
具有快关功能的电动隔离阀的安装位置靠近加热器，作为防止汽轮机进水的一级保护，另一个作用是在加热器切除时，切断加热器的汽源。
由于四抽连接到辅汽联箱、除氧器和给水泵汽轮机等，用户多且管道容积大，管道上设置两道逆止阀。
四段抽汽各用汽点的管道上亦设置了一个气动逆止阀和电动截止阀。
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究
300MW火电机组高加长期解列对机组的危害研究【摘要】火电机组是重要的能源设备，而300MW火电机组的高加长期解列技术对机组性能、寿命、安全性和经济性都可能造成一定的影响。
本文通过深入研究高加长期解列技术的概述，分析了其对机组性能的影响，包括效率降低、热量损失等；探讨了对机组寿命的影响，包括设备磨损、老化等；还研究了对机组安全性的影响，包括潜在的安全隐患；最后分析了对机组经济性的影响，包括维护成本、运营成本等。
通过综合分析，得出高加长期解列技术对机组的综合危害，提出相应的解决方案，并展望未来研究方向，为火电机组的发展提供参考。
【关键词】300MW, 火电机组, 高加长期解列, 机组性能, 机组寿命, 机组安全性, 机组经济性, 综合危害分析, 解决方案, 研究方向1. 引言1.1 研究背景燃煤火电厂是我国最主要的电力生产形式之一，而火电机组的运行稳定性直接影响电力系统的安全运行。
近年来，随着电力需求的增长以及环保政策的不断加强，火电机组的运行状态和性能要求也越来越高。
为了提高火电机组的效率和降低运营成本，研究人员提出了高加长期解列技术。
该技术通过对火电机组的调节和优化，可以提高机组的效率和性能，同时延长机组的使用寿命。
虽然高加长期解列技术在提高火电机组运行效率方面有一定的优势，但也存在一些潜在的危害和风险。
高加长期解列可能会增加机组的负荷变化频率，导致机组受到更大的压力和磨损，进而影响机组的稳定性和安全性。
有必要对高加长期解列技术对火电机组的潜在危害进行深入研究，为火电厂的安全稳定运行提供科学依据。
1.2 研究目的研究目的是通过对300MW火电机组高加长期解列技术的深入研究，探讨该技术对机组性能、寿命、安全性和经济性的影响，分析高加长期解列对机组的综合危害，进而提出解决方案，为火电厂的运行和管理提供科学依据。
此次研究旨在揭示高加长期解列技术的潜在危害，为火电机组的运行优化和维护提供参考，从而提高机组的稳定性和可靠性，降低维护成本，延长机组的使用寿命，保障电力系统的安全稳定运行。
高加解列后的现象及处理
加解列高：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。
二迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。
四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。
由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而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，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。
高加解列后的现象及处理
高加解列后的现象及处理 The Standardization Office was revised on the afternoon of December 13, 2020加解列高：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。
确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。
满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。
若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。
二迅速进行汽包水位的预调节工作。
高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。
具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。
汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。
当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。
当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。
三高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。
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OPC动作，解列高加汽侧
试验记录
记录人：
3
发电机跳闸，解列高加汽侧
4
1#高加水位高高高，延时3秒，解列高加水、汽侧
5
2#高加水位高高高，延时3秒，解列高加水、汽侧
6
3#高加水位高高高，延时3秒，解列高加水、汽侧
7
进口电动门关（10LAB40CZ190ZC）且非开或出口电动
门关（10LAB50CZ130ZC）且非开，延时1秒，解列高
加水、汽侧
＃机组高加联锁试验卡
试验方法
模拟或满足高加联锁试验条件。
试验目的
确保汽机高加各项保护联锁可靠动作
试验要求
1、试验项目要全，不能漏项；
2、模拟或强制条件要从源头做；3、试验时要对定值来自延时进行核对。试验时间
年月日时分至月日时分
序号
高加联锁条件
试验结果
运行签字
热控签字
1
手动解列高加水、汽侧
2
汽机跳闸，解列高加汽侧