高压加热器疏水端差大原因分析及对策
高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理
电工技术·理论与实践2015年9月下 215高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理陈粤军广东粤嘉电力有限公司，广东 梅州 514000摘要：高压加热器作为火电厂给水系统的重要设备，其运行稳定性直接关系机组的安全性和经济性。
高压加热器疏水水位异常波动的状况，将会降低其交换效率，加剧相关设备的冲蚀程度，成为机组安全运行和经济运行的严重威胁。
笔者通过分析高压加热器水位异常波动的原因，采取了使高压加热器优化运行的措施。
通过实践发现，明显改善了高热加热器输水水位异常波动的问题。
关键词：高压加热器；水位波动；原因；措施 中图分类号：TK264.9 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0215-01在火力发电中，为了充分利用蒸汽余热，高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源来加热锅炉给水，并使之达到要求温度。
这样的结构设计不仅降低了整个循环系统的冷源损失，提高了热效率，还增加机组运行的经济性及安全性。
1 高压加热器工作原理高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源，蒸汽先降低其过热度，进而通过凝结段凝结成液相状态，然后在疏水冷却段进一步释放热量，降低其温度，以至降低疏水温度，减少疏水的汽化程度。
疏水经过汽液两相流控制后，由压力较高部件排入到压力较低部件。
压力较低的高压加热器疏水接口是采用虹吸管结构形式使疏水向上流动，经疏水调节阀排至除氧器。
2 机组安全运行面临的问题高压加热器疏水系统的运行工况比较复杂，对其设计安装质量要求十分严格。
在机组日常运行过程中，最近经常出现高压加热器疏水水位异常波动现象，一般在0～400mm 之间。
此种状况出现时，受条件限制，操作工人只能使用手动调节疏水阀，水位不能有效地精确控制，这将导致汽水混合物进入循环系统而分担了部分热量，致使蒸汽无法有效加热给水，并且严重冲刷损坏了整个循环系统的给水管道及其附件设备。
日积月累，这样将严重威胁机组的安全和经济运行。
3 高压加热器水位异常波动的原因分析通过实践发现，高压加热器疏水水位出现异常波动状况对整个机组安全运行至关重要。
学一下加热器端差,运行中对端差有什么要求？
一、加热器端差加热器的端差一般指加热器抽汽压力下的饱和温度与加热器出口水温之差值。
加热器端差还有上下端差的概念，加热器上端差=汽侧抽汽压力对应的饱和温度-水侧出口温度，下端差=汽侧疏水温度-水侧进口水温。
端差越小，热经济性就越好。
我们可以从两个方面来理解：一方面，如果加热器出口水温不变，端差减小意味着不需要原来的那样高，回热抽汽压力可以降低一些，回热抽汽做功比增加，热经济性变好;另一方面，如果加热蒸汽压力不变，疏水温度不变，端差减小意味着出口水温升高，其结果是减小了压力较高的回热抽汽做功比，而增加了压力较低的回热抽汽做功比，热经济性得到改善。
例如一台大型机组全部高压加热器的端差降低1℃，机组热耗率就可降低约0.06%。
加热器端差究竟如何选择?从图3-1可看出，随着换热面积A的增加，θ是减小的，它们有如下关系因此，减小端差θ是以付出金属耗量和投资为代价的。
我国某制造厂为节省成本，将端差增加1℃，金属换热面减少了4㎡。
各国根据自己钢材、燃料比价的国情，通过技术经济比较确定相对合理的端差。
我国的加热器端差，一般当无过热蒸汽冷却段时，θ=3～6℃;有过热蒸汽冷却段时，θ=-1～2℃。
机组容量越大，θ减小的效益越好，θ应选较小值。
例如ABB公司600MW超临界燃煤机组，四台低压加热器端差均为2.8℃;东芝350MW机组的四台低压加热器端差也为2.8℃;国产优化引进型300MW机组最后三台低压热器均为2.7℃。
二、造成机组端差大的原因有以下几个方面：1)、高压加热器泄漏堵管，影响高压加热器的传热效果，导致上、下端差加大。
高压加热器泄漏堵管的原因有设计制造因素;此外，高压加热器启停时，给水温度变化率超标也是造成高压加热器泄漏堵管的一个原因。
2)、运行参数偏离设计参数较大。
由于机组设计和制造缺陷，以及运行调整和系统泄漏的原因，机组运行的热力性能指标达不到设计值，使得机组在偏离设计值较大的工况下运行。
3)、加热器水位的影响。
电厂高低压加热器疏水存在的问题及改造方案
(1)巷 道 埋 藏 深 (-642m～ -680m),地 压 大,属于典型的深井高低压巷道。
(2)13-1煤 层 顶 板 为 复 合 顶 板 ,由 泥 岩 或 泥 岩 和 13-2煤 层 组 成 ,其 中 13-2煤 层 厚 度不稳定,锚杆锚固基础不能可靠保证,支 护难度极大。
(3)受 切 眼 东 边 Fs205断 层 及 分 支 断 层 影 响 较 大 ,煤 体 、顶 板 较 破 碎 。
(4)位于断层附近,距断层最近7m,且切 眼附近硐室多,处于应力集中区。
(5)采 用 S150综 掘 机 掘 进 ,分 步 施 工 分 次支护。
３ 切眼支护参数设计
３ ． １ 支护参数的确定原则 煤巷锚杆支护技术的发展已经不再单纯
强调锚杆的强度,大量现场实际事故表明,仅 有锚杆的强度是远远不能保证巷道的支护效 果。如果锚杆不能与围岩形成协调统一的承 载共同体,不能有效调动围岩自身的承载能 力,锚杆就基本不起作用或其性能就不能充 分发挥出来,将随围岩的离层垮落一并下落, 即发生锚杆完好无损而巷道结构失稳垮冒的 现象。因此,就必须想办法调动围岩的承载能 力,使施工锚索后的围岩强度提高,形成具有 一定强度、刚度的梁板结构,从而有力维护巷
３ 工作原理
汽液两相流水位自调装置是基于流体
图１
（下转１２２页）
１２０ 科技创新导报 Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎｎｏｖａｔｉｏｎ Ｈｅｒａｌｄ
科技创新导报 ２０１１ ＮＯ．０１ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎｎｏｖａｔｉｏｎ Ｈｅｒａｌｄ
线 ;北 边 1151⑶ 工 作 面 已 于 2004年 10月 收 作 ,1161⑶ 底 抽 巷 和 顶 板 抽 采 巷 已 施 工 完 毕 ,-720m以 下 13-1煤 尚 未 开 采 。该 工 作 面 走 向 长 度 1932m,倾 斜 长 度 205m。
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％）。
校对--加热器疏水端差分析
7．17运行分析
加热器端差，一般分为上端差和下端差。
一般不加特别说明时，加热器端差都是指出口端差（加热器汽侧压力下的饱和水温度与出口水温度的差值）又称为上端差;我们在这里提到的端差则是指离开疏水冷却器的疏水温度与进口水温度间的差值，又称下端差。
加热器疏水端差大,对机组影响主要是：降低经济性，并且可能会造成下一级加热器过热或冲刷,损坏加热器.
自七月十一日以来，＃3机组＃7高加下端差逐步增大，最高达到24℃（进水温度210℃，疏水温度234℃）为此，我们主要从以下几个方面进行分析和调整：
1、受热面污垢，汽侧空气排气不畅，使传热系统值减小，集聚空气，造成抽汽没有充分利用，从而造成端差增大。
这样，我们从关小加热器连续排空一二次门入手，逐步进行开关试验。
2. 水位过低：大量抽汽经疏水管进入下一级加热器，大量排挤下一段抽汽，使热经济性下降，并可能使下级加热器汽侧超压，尾部管束冲蚀加大等，同时加速对本级疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳破坏。
所以我们从建立加热器疏水水位着手，关小加热器正常疏水汽液两相流前手动门，在调整过程中，应缓慢进行，避免加热器水位大幅波动，从而造成保护动作，高加解列。
3、正常疏水旁路门未关严，部分疏水走旁路，造成疏水水位过低。
我们对加热器正常疏水汽液两相流旁路电动门进行了校紧处理。
4、事故疏水调节阀不严，造成疏水大量泄漏，造成疏水水位过低。
我们首先关闭事故疏水调节阀前后手动门，然后进行观察，从端差是否改变及管道阀门温度有无变化，来判定改阀门是否泄漏，根据泄漏量联系检修处理。
某电厂热网加热器疏水不畅的分析与疏水系统的优化
某电厂热网加热器疏水不畅的分析与疏水系统的优化4解决方案针对以上原因，提出以下解决方案：①对管道及阀门进行检查清理，确保畅通；②检查并调整疏水调阀，确保正常工作；③检查加热器内部换热管是否破裂泄露，如有需要及时更换；④对1号机和2号机凝汽器前电动阀门进行检查调整，确保正确控制。
同时，针对实际运行热负荷与设计热负荷相差较大的情况，提出优化方案，包括：①根据实际运行热负荷进行热网加热器的调试，确保疏水畅通；②加强热网疏水冷却器的冷却效果，降低疏水温度，减少疏水的排放；③加强热网加热器的维护保养，及时清洗疏水冷却段，防止疏水冷却段堵塞。
通过以上的调试和优化方案，成功解决了热网加热器疏水不畅的问题，提高了系统的运行效率和可靠性。
疑难故障排查在热网加热器出口至疏水冷却器之间的管道内，疏水因压力骤降而发生闪蒸，导致疏水不畅。
可能的原因包括管径过小、运行人员误操作、汽侧压力过低等。
为了解决这个问题，需要逐条确认可能的原因。
首先，经过与现场调试人员确认，管道及阀门无堵塞。
其次，经过与运行人员确认，疏水调节阀运行正常。
切换到另一台换加热器，疏水仍然不畅，因此排除加热器内部换热管泄露问题。
经过与运行人员确认，1号机和2号机凝汽器前电动阀门控制正确。
通过向运行人员收集疏水冷却器进出口的疏水压力数据及现场开启加热器至疏水冷却器之间疏水管道的放气阀来判断，无闪蒸发生。
疏水母管管径按流量500t/h设计，目前只投运一台加热器，在满负荷的情况下，只有250t/h的疏水，管径设计合理。
经与调试及运行人员确认，操作正确。
据电厂反映，热用户还未完全接入，采暖面积仅为50万平方米，未达到设计值，因此只有一台热网加热器在运行。
采暖抽汽压力仅为0.19MPa（a），且已经可以满足当前热负荷要求。
目前热网供水温度为90℃，回水温度为70℃；而设计供水温度为130℃，回水温度为70℃。
在五段抽汽进入热网加热器后扩容降压，加热器汽侧运行压力为仅为0.02MPa（g），正常疏水接口在标高8m处，造成正常疏水无法排出。
高压加热器疏水端差偏大原因分析及应对策略
行 时 的 疏 水 端 差 较 设 计 端 差 偏 大 。 卧 式 高 压 加 热 器
与 进入 管侧 的给 水温 度之 差 。以卧式 高压 加热 器 为
低压 加 热器 除氧 器 高 压加 热器
锅
炉
图 １ 汽 轮 机 回热 系统 示 意 图
水 端差 、 疏水 端 差及 管 、 壳程 介 质压 降等 ， 中疏 水 其
端差（ 又称下 端 差） 指离 开加 热器 壳 侧 的疏水 温度 是
组， 在汽 轮机 热平 衡 图 中高 压 加 热 器 设计 疏 水端 差
Ｗ ＡＮＧ ｉ ｉ ＬＩ Ｒｕ ｍｅ Ｊ ｗｅ 。 Ｕ ｉ ｉ
（ ａｂｎ Ｂ ｉ ｒＰｌｎ ． Ｌｔ Ｈ ｒ ｉ ｏｌ ａ ｔＣｏ ， ｄ，Ｈａｂｎ，Ｈ ｅｏ ｇｉｎ ｅ ｒｉ ｌｎ ｊ ｇ，１ ０ ４ ，Ｃｈ ｎ ） ａ ５０６ ｉａ
Ａｂ ｔａ ｔ Ｈ ｉ ｅ ｓ ｒ ｅ ｄ ａ ｅ ａ ｅ ｓ ｓｒ ｃ ： ｇｈ ｐｒ ｓ ｕ ｅ ｆ ｅ ｗ ｔ ｒ ｈｅ ｔ ｒ ｉ ｋｅ ａ ｘｉｉｒ ｑ ｐｍ ｅ ｎ ａ ｘｔａｃｉ ｎ ｔ ａ ｙ ｔ ｍ ｆ ｓ ｅ ｍ ｔ ｒ ｎｅ ｙ ｕ ｌａ ｙ ｅ ｕｉ ｎｔｉ ｎ ｅ ｒ ｔｏ ｓｅ ｍ ｓ ｓ ｅ ｏ ｔ ａ ｕ ｂｉ ｇｅ ｒ ｉｎ ｕｎ ｔ ｎｅ ａｔｏ ｉ ，ｗ ｈｉｈ ｃ ｎ ｒ ｉｅ ｔ ｅ ｐｅ ａ ｕｒ ｅ ｄ ａ ｅ Ｏ ｂｏ ｌｒ ａ ｅ ｕｃ ｈｅ ｅ ｒ ｏ ｓ Ｔｈｅ ｈａ ｍ ｆ ｎｅ ｓ ｃ ａ ａｓ ｈｅ ｔ ｍ ｒ ｔ ｅ ｏｆｆ ｅ ｗ ｔ ｒｔ ｉｅ ｎｄ ｒ ｄ ｅ ｔ ｎｅ ｇｙ ｌ ｓ ． ｒ ｕｌ ｓ ａ ｄ ｃ ｕｓ ａ ｇｅ ｄ ａｎ ｓ ｎ ａ ｅ ｏｆｌｒ ｒ ｉ ｕｂｃ ｌ ｒａ ｒ ａ ｈ ｈａ ｅ ｎａｙｚ ｄ ａ ｔ ｉｅ ｏ ｏｏ ｅ ｐｐ ｏ ｃ ｖｅｂｅ ｎ ａ ｌ ｅ ｎｄ ｄｅ ａｌ ｄ ｃ ｕｎｔ ｒ ｅ ｓ ｅ ａ ｅ ｔｆ ｗ ａ ｄ ｉ ｅ ｍ ａ ｕｒ ｓ ｈ ｖｅｂｅ ｎ ｐｕ ｏｒ ｒ ｎ ｔ ｔｃ ｅ ｏｍ ｂｉ ｄ ｈｅ ａｒｉｌ ｃ ｎｅ ｗ ｉｈ ｈｅ ｔ ｔ ｐｅ ｆ ｒ ａ ｅ ｒｏ ｍ ｎｃ ｄｅ ｉ ｓｇｎ， ｓ ｒ ｔ ｅ ｒ ａ ｅ ｅ ， ｆ ｂ ｉａ ｉ ｐ ｏ ｅ ｒ ｔｕｃ ｕｒ ａ ｒ ｎｇ ｍ ｎｔ ａ ｒｃ ｔｏｎ ｒ ｃ ｄｕ ｅ， ｏｐ ｒ ｔｏｎ ｎｄ ｅ ａ ｉ ａ ｍ ａｎｔ ｎ ｎｃ ｉ ｅ ａ ｅ．ｗ ｈｉｈ ｉ ｅ ｕ Ｏ ｔ ｓｇ ｃ ｓ ｕｓ ｆ ｌｔ ｈｅ ｄｅ ｉ ｎ。ｆ ｒｃ ｔｏｎ ａｎ ｐｅ ａ ｉｎ ｏ Ｐ ｅ ｔ ｒ ． ａｂ ｉａ ｉ ｄ ｏ ｒ ｔｏ ｆ Ｈ ｈ ａ ｅ ｓ Ｋｅ ｒ ｓ： ｗ ｅ ｙ ｗｏ ｄ ｐｏ ｒ ｕｎｉ；ｈｉ ｅ ｓ ｒ ｔ ｇｈ ｐｒ ｓ ｕ ｅ；ｈｅ ｔ ｒ；ｄｒ ｉ ｓ ｂｃ ｏｌｒ ａ ｐｒ ｃ ａｅ ａｎ； ｕ ｏ ｅ ｐ ｏａ ｈ；ｌ ｇｅ ； ｃ ｓ ａｒ ｒ ａｕ ｅ；ｃ ｎｔ ｒ ｅ ｓ ｅ ｏｕ ｅ ｍ ａ ｕｒ
加热器疏水端差优化调整
2、对水位计的准确程度进行检验
• 1、水位计的新零点确定后，在新零点的基础上，对水位计的准确程度 进行检验。即先将水位计上下隔离手动门关闭，将水位计隔离。然后 对水位计进行注水，以新零点为起点，水位达到100mm时，记录DCS 中显示的数值，两者之间的差值就是DCS的测量误差，也是DCS需要 调整的量。 • 2、以此类推，继续注水，使水位分别达到200mm、300mm、 4000mm、500mm等直到满量程1000mm，记录DCS显示的数值， 确定好需要调整的量。 • 3、表3、表4中数据是各种水位高度下所对应的DCS中的显示偏差。因 各加热器的实际运行水位在500 mm左右，所以在DCS中进行校核时， 全部以水位计水位在500 mm高度这个点的偏差为准，将该点的偏差 8 校核为零。
℃
℃ ℃
3.3
-0.4 -2.3
3.4
-2.6 -2.2
3.6
-1.1 -2.0
7.0
-1.7 1.4
6.7
-0.3 1.1
2.2
-0.6 -3.4
3.5
-0.8 -2.1
12
4、水位调整后端差下降情况
• 1、 表6为水位调整后，各加热器端差数据。从表6数据可以看到，只 有两台机的5、6号低加下端差略超标1℃左右，其余全部合格。 • 2、机组5、6级抽汽的影响。由于汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的 CH01型，该型号机组低压缸设计结构不合理，内部漏汽严重，5、6级 抽汽温度偏高是通病，暂时无法彻底处理，也间接影响到5、6号低加 的端差。我厂5级抽汽超温20℃以上、6级抽汽超温35℃以上，是导致 5、6号低加下端差略超标的主要原因，应与加热器水位无关。 • 3、导波雷达水位计精度影响。高压加热器导波雷达水位计的引出管上 下高差过大，也是影响水位准确测量的主要因素之一。我厂将导波雷 达水位计的引出管上下高度差从2米缩短到1.2米，也取得了良好效果。
高压加热器疏水端差大原因分析及对策71
高压加热器疏水端差大原因分析及对策摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。
本文从运行角度分析，根据系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素，分析了高压加热器疏水端差偏大的原因和危害，并提出详尽的应对策略，对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。
关键词：机组；高压；加热器；疏水；端差；偏大；原因；对策前言高压加热器是电厂回热系统中的重要组成设备，其运行性能的好坏，与机组的经济性密切相关。
衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等，其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。
本厂高压加热器实际运行时的疏水端差较设计值偏差较大，最高达22℃，大大降低了回热系统的经济性和安全性。
因此，找出导致疏水端差过大的原因并采取措施降低疏水端差显得尤为重要。
设备简介：申皖公司一期两台汽轮机均采用上海汽轮机有限公司与德国西门子联合制造的产品，该机组四台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产，其结构为卧式U型管管板式。
A9（调整抽汽）、A8、A7（高压缸排汽）、A6级抽汽分别供给四台高压加热器，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（A6高加）疏至除氧器。
一、高压加热器疏水端差偏大的影响本厂自2016年投产以来，#1机组四台高加疏水端差均不同程度的高于设计值（5.6℃），其中A8加热器疏水端差最高达22℃。
疏水端差过大会导致以下三方面问题：一是高压加热器的实际换热量低；二是疏水端差过大意味着疏水温度过高，因此疏水温度更接近饱和温度，在疏水管中容易产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。
由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全；三是疏水温度过高会加重下级高加的工作负荷，造成下级疏水端差进一步增大。
高加疏水端差大分析与处理
高加疏水端差大分析与处理（深能合和电力（河源）有限公司广东河源 517000）高压加热器是火力发电厂回热系统中的重要设备，它利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，使其达到要求的给水温度，从而提高电厂的热效率。
高加是电厂内最高压力下运行的设备，在运行中需要承受机组负荷突变，给水泵故障等引起的压力突变和温度突变，这些都会给高加带来损害。
某火力发电厂采用三高四低一除氧的给水回热系统，3号高加疏水端差长期维持15-20度，远远高于设计至5.6度。
相对于1号高加和2号高加，3号高加由于水侧进水温度最低，抽汽温度最高，温差最大，运行工况最恶劣，所以最容易出现泄漏等故障。
高加内部结构如图1所示。
图1：高加机构图示引起高加疏水端差大的原因有几个：高加汽侧水位低、高加内部聚集空气、高加疏水冷却段隔板泄漏。
高加汽侧水位低，部分抽汽未凝结即进入下一级，抽汽放热时间不足，抽汽未与给水充分换热就随同疏水被带走，导致疏水温度高。
加热器中积聚过多空气同样严重影响换热，因为空气是不可凝结气体，它排挤一部分凝结放热量，降低高加换热效果。
高加疏水冷却段隔板泄漏同样会导致疏水端差增大。
高加按照抽汽流程，可分为三段，分别为过热蒸汽冷却段、过热蒸汽凝结段、疏水冷却段。
疏水冷却段在长时间的汽液两相流闪蒸冲刷下，隔板等部位容易出现穿孔泄漏，穿孔后部分抽汽未经冷却凝结，通过隔板穿孔部位直接进入到疏水段，导致疏水温度升高，疏水端差增大。
通过分析排查，排除了高加水位低、高加内部聚集空气的可能。
为排除高加水位低导致疏水端差大，调整校验了高加的就地液位计与远传液位计，保证就地液位计与远传液位计的一致性，通过提高高加运行水位，经长时间观察，高加疏水端差并没有明显变化，这就排除了高加液位低导致疏水端差大的可能。
针对高加内部聚集空气的可能，利用停机机会，对高加连续排气管及管路上手动门逆止门进行全面检查，未发现有堵塞的情况，且机组运行时高加连续排气管路上阀门能听到气流流过的声音，排除高加内部聚集空气的可能。
高压加热器端差大原因论文
高压加热器端差大原因论文【摘要】府谷电厂高加下端差大的问题主要出在：汽轮机回热系统高加的要求和高加生产厂家本身设计存在较大偏差。
基于当前给水温度基本满足设计要求的情况下，平时通过运行调整尽量维持高加较高效率运行。
同时我们还要参看其他空冷同类型机组高加运行情况，为二期设备的选型提供参考。
一、府谷电厂简介陕西省府谷电厂煤电一体一期（2×600MW）工程位于陕西省榆林市府谷县境内，规划容量（2×600MW+4×1000MW）机组，全部采用空冷机组。
二、给水回热系统存在的问题府谷电厂600MW的给水加热系统共设有3台高加、一台除氧器，3台低加，运行中我们发现，#1机的#1、2高加，端差偏大，#3高加下端差不正常的偏低；#2机组的#1、2、3高加下端差均偏大，尤其#2机#3高加一直在18℃以上。
高加端差有上端差：加热器进汽压力下的饱和温度与出水温度的差值称为上端差；下端差：正常疏水温度与进水温度的差值称为下端差。
造成高加下端差增大的原因一般有以下几个方面：1、高加长期低水位运行，使高加疏水不能充分冷却； 2、高加的水侧的水室存在短路现象；3、高加内部积聚空气使传热效率降低；4、高加入口三通旁路电动门泄漏或进口联程阀开不到位造成小旁路泄漏，表现为#1高加出口给水温度比高加后给水母管温度高；5、给水品质不合格，高加管束表面积盐，影响换热效果6、温度测点是否准确。
高加下端差过大带来的问题：加热器下端差增大、疏水温度未得到应有的冷却，致使蒸汽在本级加热器中的放热程度降低，加热用汽量增大；同时，疏水温度的提高及加热用汽量的增大又导致下一级加热器用汽量的减少，即形成高品位抽汽增加，低品位抽汽减少，带来机组经济性的降低。
三、对高加运行中存在问题的分析府谷电厂高加采用哈尔滨锅炉厂生产的型号为单列卧式U型管表面加热。
下面我们对于#1、2机高加下端差大的问题，我们逐一对原因进行分析排除：1、由于#1、2机投产以来就一直存在这种问题，且两台机大修过程中对高加进行彻底检查，均未发现异常情况，基本可以排除，高加结垢和内部损坏的原因。
一次#7高加疏水端差大处理过程分析
一次#7高加疏水端差大处理过程分析一、#7高加疏水端差大时运行情况：6月12日，5号机开机温态开机投人高加后，发现#7高加疏水端差（即平常我们讲的加热器下端差）与开机同比偏大，当时#7高加水位设定值为670mm，水位模拟量显示680 mm左右，＃7高加水位调整门开度为99%，＃７高加事故放水门稍开，#6高加外置蒸冷器入口温度为200℃，而＃7高加疏水温度居然也有202℃，而此时＃7高加的人口温度为170℃，下端差为32℃，而且下端差有进一步增大的趋势。
这一情况的出现肯定是不正常的，监盘人员立即认真分析查找原因以进行处理。
二、疏水端差大的原因分析与调整导致＃7高加下端差增大原因无非就是加热器水位低或者是相关表计显示异常，从上面＃7高加运行情况看：＃7高加水位调整门开度为99%，还有就是＃７高加事故放水门有一定的开度，但是其水位显示正常，而加热器的下端差却偏大，只能说明加热器的水位显示与实际水位存在着一定的偏差，经就地核对一次水位计，显示＃7高加无水位运行，根据这一情况及时将＃将#7高加事故放水门关闭并将水位设定值增至700mm后，下端差逐渐变小，“#7高加水位OK”信号发信，此后高加工作正常。
下图为处理过程趋势图：（红线：#7高压加热器入口温度；黄线：#7高加疏水温度；绿线：#6高加外置四蒸冷器入口水温；白线：#7高压加热器水位。
）下表为#7高加投入后的相关参数：三、处理心得从这次高加的下端差偏大问题处理情况看，我们不难看出处理异常情况的方法有下面三方面：１）检查相关参数并进行核对，确定原因。
２）根据原因进行处理。
３）检查处理效果并验证分析的原因。
这次处理过程中，我们首先发现下端差大，继而分析＃7高加运行的水位，疏水门的开度，就地核对等确定了真正原因，顺利的将问题处理了，高加的运行情况对机组的经济性有着举足轻重的作用，它的作用体现在两方面，其一是对锅炉运行的影响，其二是对汽轮机运行的影响。
高加退出运行，使进入锅炉的给水温度下降，如果要维持蒸发量不变，无疑要相应加强燃烧，使同比情况下锅炉的不可逆损失增加，同时排烟温度上升造成排烟损失增加；对于汽轮机而言，要严禁高加无水位和高水位运行，无水位运行不仅会造成排挤低能级抽汽，造成汽轮机效率下降，同时由于疏水管道两相流造成对加热器和管道的冲刷加剧严重影响加热器的使用寿命；高水位运行会有可能造成汽轮机进水事故的发生；因此，我们在平时的工作中要时刻关注它的运行情况，加强仪表分析和就地巡查工作，提高高加的投入率，为我厂330MW机组经济指标尽快赶上对标机组而贡献力量。
330MW机组高压加热器下端差大原因分析及对策
330MW机组高压加热器下端差大原因分析及对策摘要：端差是评定电厂高压加热器运行状况最直观的标准。
端差的大小直接影响高压加热器的经济性。
本文通过对国家能源集团准能集团矸石发电公司二期330MW亚临界机组高压加热器运行状况及存在问题进行了跟踪分析，找出了高压加热器端差增大的原因。
并通过改变高压加热器水位，高压加热器下端差明显降低，提高了机组运行的经济性。
并提出了降低高压加热器下端差解决措施及建议。
并且，每年节约供电成本27.5万元，节能效果明显。
关键词：高压加热器；下端差；原因分析；对策概述国家能源集团准能集团矸石发电公司二期两台330MW机组为东方汽轮机厂设计的高中压合缸机组，型式为亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机。
配置有三台高压加热器、一台除氧器、三台低压加热器。
汽轮机的7级非调整抽汽。
加热器是汽轮机回热系统重要设备，其给水加热性能可用上端差（又称出口端差）和下端差（又称入口端差）来表示。
上端差是指加热器进汽压力对应的饱和温度和给水出口温度之差；下端差是指离开加热器壳侧的疏水出口温度和进入管侧的给水进口温度之差。
如果高压加热器运行中的端差高于设计值较多，以及内部故障导致解列运行，对整个机组的热经济性影响很大。
因此通过试验、分析、调整和制定措施，使端差接近设计值，对提高机组热力系统的经济性，具有十分重要的意义。
1 高压加热器运行现状及存在的问题根据＃4机组高压加热器性能试验数据报告，#4机组高低压加热器上、下端差都较设计值明显偏高，尤其是加热器下端差，#1、2号高压加热器比设计值高出8℃以上，#3高压加热器甚至超过20℃。
从表1可以看出，下端差偏离设计值较大，加热器端差的存在虽然没有发生直接明显的热损失，但是增加了热交换的不可逆性，产生冷源损失降低了机组的热经济性。
因此降低加热器端差对机组经济运行尤为重要。
2 原因分析2.1 高压加热器泄漏、堵管#4机组的#1、2、3高压加热器系统采用卧式布置，受热面采用U形管管板式，U形管总数为1550根。
200 MW机组高压加热器端差大原因分析及预防措施
200 MW机组高压加热器端差大原因分析及预防措施张晓丽;孙勇【摘要】高压加热器是电厂热力设备之一,在回热系统中起重要作用,其运行状况的好坏不仅影响机组运行的经济性,还会影响机组的安全性.衡量高压加热器性能的主要指标有给水温升、给水端差、极管、壳侧介质压降等,重点分析了高压加热器端差变化对机组经济性和安全性的影响.以沈阳金山热电有限公司为例,阐述了200 MW高压加热器的运行状况和存在问题,分析高压加热器运行端差大的原因,通过试验论证,提出预防措施,提高设备的可靠性和经济性.【期刊名称】《东北电力技术》【年(卷),期】2014(035)002【总页数】2页(P61-62)【关键词】200 MW机组;高压加热器;端差【作者】张晓丽;孙勇【作者单位】沈阳金山热电有限公司,辽宁沈阳 110101;辽宁清河发电有限责任公司,辽宁铁岭112003【正文语种】中文【中图分类】TM621高压加热器是火电厂中重要的热力设备之一，其运行状况直接影响火电机组的经济性和安全性。
若运行中其性能指标低于设计值要求，将导致机组热耗和发、供电煤耗增加。
通过对高压加热器端差大的原因进行分析、试验并治理，使其端差接近设计值，并对防范措施进行了总结，对于改进运行管理，提高设备的可靠性和经济性起重要作用［1］。
衡量高压加热器性能的主要指标有给水温升、给水端差、极管、壳侧介质压降等，正常运行中，高压加热器端差一般大于设计值，降低了加热器效率，使机组发、供电煤耗增加，影响机组的经济运行［2］。
若是由于泄漏造成的端差大，更会给机组的安全运行带来隐患。
沈阳金山热电有限公司2×220 MW机组为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的 CC150/N220-12.75/0.981/0.245 型超高压、一次中间再热、双抽供热凝汽式机组，2010年投入运行，配套的2台高压回热加热器为JG680型，由青岛青力锅炉辅机有限公司生产。
表1为2号机高压加热器检修前设计和运行数据。
加热器端差分析
加热器端差分析加热器上端差变大,下端差变大可能的原因分析上端差即为加热器的疏水温度和加热器的进口给水温度之差。
上端差变化的影响:上端差越大，说明给水没有充分被加热器的过热蒸汽加热，也就是本级抽汽加热能力不够，这就变相的把本级加热器的加热任务推卸给了下一级加热器，增加了下一级加热器的抽汽量，相当于排挤了本级高品质抽汽，增加了下一级低品质抽汽量，效率降低。
加热器水位都应保持在给定合适水位，过高水位易引起抽汽逆止门动作，甚至汽轮机进水。
下端差即为抽汽压力下对应的蒸汽饱和温度和高加的出口给水温度之差。
下端差即为抽汽压力下对应的蒸汽饱和温度和加热器的出口给水温度之差。
下端差变化的影响:下端差过大，说明加热器疏水没有被充分冷却，本级加热器抽汽的能力没有被充分发挥就排到了下一级加热器，排挤了下一级加热器低品质的抽汽，增加了本级高品质抽汽量，效率降低；过低水位易引起此加热器下端差增大。
如果加热器水位低，比如本级加热器水位低，会造成本级高压回热抽汽量增加，下级低压回热抽汽量减少，而相对高品质蒸汽在汽轮机内做功就相应减少，并且使锅炉给水温度降低，热效率降低。
加热器抽汽压力下的饱和温度与加热器出水温度之差。
可检查1.加热器汽侧是否积有空气，造成换热能力差。
2.加热器水位是否过高。
3.汽侧隔板通道是否脱落，减少了蒸汽的热交换流程。
4.加热器抽汽逆止门、电动门开度不足。
5.加热器铜管或钢管脏污。
6.加热器水侧旁路门内漏。
降低该加热器换热效率，在大多数火力发电厂中，除了除氧器是属于混合式加热器，不存在下端差。
其它加热器都属于表面式加热器，在监盘过程中主要注意加热器水位及下端差情况。
在汽轮机抽气系统正常、及加热器没有泄露的情况下，通常水位及下端差是恒定的（个别热控信号干扰除外）。
想到这么多，个人意见，请多指教高加端差可分为下端差和上端差，在机组正常运行时，有可能下端差不大，但上端差却很大，这就说明有可能高加水位过低，造成上端差比较大。
燃煤火电机组高压加热器端差大的分析与优化
燃煤火电机组高压加热器端差大的分析与优化摘要：针对600 MW亚临界燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。
结果表明，高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。
高加系统常见的缺陷包括阀门、法兰泄漏，高加水位测点故障，阀门机务卡涩、手轮或支架故障，外部保温缺失和电动阀故障。
高加端差偏大的原因包括受热面结垢、积存空气、高加水位实际过高或过低、高加管束有效换热面积下降、保温不足、汽水外漏、事故疏水阀内漏、疏水回路不通畅或通流截面积不够。
降低高加端差的优化措施包括高加汽侧管束化学碱清洗、系统排气、控制合理的高加水位，更换水位测量仪表，加强巡检和排查高加保温不足、汽水泄漏和恢复部分被封堵的管束。
关键词：燃煤火力发电机组；高压加热器；疏水端差；事故放水水位；降低端差1.引言高压加热器（简称高加）为燃煤火力发电机组回热系统的主要设备，高加疏水端差大不仅导致热经济性降低，同时还会引起疏水管道振动增高，威胁汽轮机系统的安全运行[1-5]。
因此，有必要对高压加热器的系统工作原理和故障原因进行分析，研究降低疏水端差和管道振动的处理方法，优化运行。
本研究拟针对燃煤火力发电机组，分析高压加热器疏水端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。
本文的分析有助于了解高加疏水端差偏大的原因，提出运行优化措施和设备缺陷技改方案，提高高加设备的运行安全性和经济性。
2.高加系统的结构和工作原理以北仑电厂600 MW亚临界湿冷燃煤火力发电机组2号机为例进行分析。
抽汽回热系统设有3台表面式、U型管高压加热器，全部为卧式结构，分别布置在汽机房19.8 m层、13.7 m层和6.1 m层，均由法国阿尔斯通公司设计制造。
高压加热器内部换热包括过热蒸汽冷却段、冷凝段和疏水冷却段，合理控制各段的比例，以减小高加的疏水端差和上端差，提高其热经济性。
高压加热器端差大的分析及处理
２ 原 因分 析
某 厂 ４台机 组抽 汽 回热 系统设 计为 三高 四低 一 除氧 的模 式 ，高 压 加热 器 为 上 海 动 力设 备 有 限公 司 提 供 的 ＪＢ一２０６３—１—３、ＪＢ一２２３１—１—２、ＪＢ 一 １７４５—１—１型 卧 式 加 热 器 共 计 １２台 ，加 热 器 设 计 参数 如 表 １。
（２）由于多 方 原 因 ，机 组 整个 高 加 系 统 各 段 抽 汽压力 均 高于设 计值 ，同 时 导致 各 段 抽 汽 量 超 过设 计 值 。经 过 核算 ，１、２段 抽 汽 略高 于 设 计值 ，３段抽 汽偏 离设 计 值 较 多 。 由于 １、２、３抽 均 存 在 过 抽 现 象 ，使 得 高加处 于过 负荷 运行状 态 ，给水 温度偏 离设 计值 ，加 热器上 下 端 差 偏离 设 计 值 。 由于 高 品质 蒸 汽 的过 量抽取 ，疏水 量过 大 ，排 人下 一级后 对抽 汽排 挤 作用 增强 ，导致低 品质 的蒸 汽被 少抽 ，使得 效 率下 降 。同时疏 水温 度较 高 ，导 致下 端差 较 大 。
４ 试 验 过 程 及 要 求
４．１ 试验 要 求 （１）试 验前 的 工 况 必 须 稳 定 半 小 时 以 上 才 能
进 行 试 验 。试 验 时负 荷 须 达 到 ９０％ 以 上 ，保 持 至
· ４２ ·
第 ６期
闵昌发 ，等 ：高压 加热器端差大的分析及处理
试 验结束 。 （２）给 水 量 与 抽 汽 压 力 不 应 偏 出 设 计 值 的
摘 要 ：通过采用加热器水位热 态校核的方式 ，处理 高压加 热器短 差偏 离设计值情 况。 关 键 词 ：加 热 器 ；端 差 ；经 济 性 ；热 态校 核 文章 编 号 ：１００８—０８３Ｘ（２０１２）６—００４２—０３ 中图 分 类 号 ：ＴＫ２６ 文 献 标 识 码 ：Ｂ
降低火电厂高压加热器运行端差
降低火电厂高压加热器运行端差摘要：火力发电厂普遍采用回热加热系统，高压加热器作为回热加热系统的重要设备，其能否安全稳定直接影响整套机组的运行经济性。
机组运行中要密切监视高压加热器的运行参数，本文主要针对某600MW等级电厂高压加热器下端差（也称疏水端差）参数增大的现象进行分析，并制定解决措施，提高机组的安全稳定经济性。
关键词：高压加热器下端差疏水端差经济性1设备概况某发电厂一期配备2×630MW超临界燃煤机组，其给水回热系统采用常规八级回热的配置(“三高四低一除氧”)，其中三台高压加热器均为上海动力设备有限公司设计制造的JG型卧式U型管表面冷却的加热器。
各高加受热面均包括：过热段、凝结段和疏水冷却段。
过热段利用汽轮机抽汽的过热度来提高给水温度;凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给水;疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度以下。
高压加热器进汽压力下的饱和温度与高加出水温度的差值称为上端差,也称传热端差；高加疏水端差为正常疏水温度与进水温度的差值，也称下端差。
按照厂家设计值，上端差控制在-1.7℃到0℃之间，下端差控制在5.6℃以下即为满足设计要求。
表一、表二、表三分别为该厂1号机组3台高加运行时的参数：从表一、表二、表三可看出：在平均负荷工况下，该机组1号高加下端差达11.6℃，2号高加下端差达6℃，3号高加下端差达7℃，均高于设计值达5.6℃。
三台高加上端差均满足设计值要求。
2高加下端差高的原因分析针对导致高加下端差偏高的主要原因展开深入分析后，找出以下影响因素。
1)运行中对高加端差调整不当：运行人员为了在负荷骤变以及事故工况下，有更多的水位上升空间，给反应处理预留更多的时间，把高加水位控制值设定在很低的位置，这样容易造成疏水的汽液两相流现象，从而加剧端差值。
2)加热器U型管内部结垢，影响传热效果。
3)疏水冷却段隔板在长时间的汽液两相流闪蒸冲刷，有可能损坏泄漏，导致疏水冷却段温度升高，增大端差。
300MW机组高压加热器端差增大的原因及采取措施
300MW机组高压加热器端差增大的原因及采取措施马岩昕（黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司）摘要：针对300MW供热发电机机组，高压加热器端差高的情况，详细分析了高压加热器端差升高的原因，并认真查找其存在的问题，进而制定了详细的改进措施。
改进措施实施后，高压加热器端差显著降低，机组的热经济性显著提高。
该方法可给同类型机组，高压加热器高问题提供参考。
关键字：高压加热器；端差高；显著降低某电厂两台机组均为哈尔滨汽轮机厂生产的C250／N300-16.7/537/537-73D型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、反动、凝汽式汽轮机。
八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器作加热汽源，回热抽汽与加热器组成回热加热系统，回热加热器对锅炉给水进行逐级加热的过程，叫热力循环。
给水回热加热的意义在于采用给水回热以后，一方面，回热使汽轮机进入凝汽器的排汽量减少了，汽轮机冷源损失降低了；另一方面，加热提高了锅炉给水温度，使工质在锅炉内的平均吸热温度提高，使锅炉的传热温差降低，相应的减少了汽轮机的热耗量，提高汽轮机循环的热效率。
1 高压加热器的工作原理高压加热器的加热分三个过程：过热蒸汽冷却段：由于供给高加的蒸汽一般带有较高的过热度，热交换在过热蒸汽和给水之间进行时，给水就被加热到高于或等于蒸汽的饱和温度，这样就改进了传热效果。
过热蒸汽冷却段用包壳板、套管和遮热板将该段管子封闭，内设隔板使蒸汽以一定的流速和方向流径传热面达到良好传热效果，又避免过热蒸汽与管板、壳体等直接接触，降低热应力，并使蒸汽保留有足够的过热度，以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，防止湿蒸汽冲蚀管子。
该段设有高加给水的出口部位。
凝结段：由过热蒸汽冷却段来的带一定过热度的饱和蒸汽在此段和给水间进行热交换，通常该段的换热面积最大。
蒸汽凝结段是用蒸汽凝结时放出的汽化潜热加热给水，带有一定过热度的蒸汽从两侧沿整个管系向心流进整个凝结段管束。
高低压加热器疏水系统运行问题分析
高低压加热器疏水系统运行问题分析摘要：高低压加热器疏水系统一旦发生故障，将会造成疏水不畅，给机组的运行于工作人员造成安全风险，而且这样也会大大降低工作效率，给企业造成经济损失，本文主要通过分析高低压加热器疏水系统运行中常见的问题以及造成问题的原因，并提出相应的对策，以降低高低压加热器疏水系统运行问题的发生率，提高经济效益。
关键词：高低压加热器；疏水系统；运行问题引言现阶段，火电厂为了提高经济效益，普遍使用高低压加热器，因此，高低压加热器在运行过程中的可靠性也直接关系到火电厂的经济效益，但是，目前，高低压加热器疏水系统运行问题是一个急需解决的难题，高低压加热器疏水系统一旦发生疏水不畅等运行不正常问题，都可能造成火电厂需要停机维修，这样就大大降低了工作效率，给火电厂带来一定的经济损失，所以对高低压加热器疏水系统运行问题进行分析并提出必要的解决措施是很有必要的。
1.高低压加热器疏水系统运行问题1.1疏水管道振动问题疏水管道发生振动可能对整个疏水系统和操作人员的人身安全造成威胁。
造成.疏水管道振动的原因主要有一下几点：一是，疏水汽化。
在机组启动之前，疏水管道内有大量的冷水，在高低压加热器运行之后，冷水会发生汽化，造成疏水管道发生振动。
二是，汽体与液体两相流。
在机组启动过程中，加热器汽侧处于低水位或者无水位，在疏水过程中，下级加热器中的水可能会发生汽化，这样将造成汽体与液体同时流动，给疏水管道造成冲击，引起疏水管道发生振动，同时汽体与液体同时流动也可能给加热器疏水管道的管壁、弯头、阀门造成冲击或者腐蚀，引起疏水管道发生故障。
三是，高低压加热器两相流。
高压加热器与低压加热器的疏水管道是同时相互流通的，在疏水系统运行过程中，高低压加热器的疏水系统阀门管道会受到严重的冲刷，从而造成疏水管道出现振动。
四是，系统设计、安装不合理。
加热器正常的疏水调节门和事故疏水调节门是分开的，如果加热器正常的疏水调节门和事故疏水调节门安装位置存在不合理之处或者疏水管道的管径尺寸不符合实际要求，在加热器运行过程中也会造成疏水管道振动问题。
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高压加热器疏水端差大原因分析及对策
发表时间：2017-12-25T21:09:14.697Z 来源：《电力设备》2017年第25期作者：董诗峰[导读] 摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。
（淮北申皖发电有限公司安徽省淮北市 235000）摘要：高压加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要辅机设备，运行高压加热器可提高锅炉给水温度，降低机组能耗。
本文从运行角度分析，根据系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素，分析了高压加热器疏水端差偏大的原因和危害，并提出详尽的应对策略，对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。
关键词：机组；高压；加热器；疏水；端差；偏大；原因；对策前言
高压加热器是电厂回热系统中的重要组成设备，其运行性能的好坏，与机组的经济性密切相关。
衡量高压加热器性能参数主要有给水温升、给水端差、疏水端差及管、壳程介质压降等，其中疏水端差(又称下端差)是指离开加热器壳侧的疏水温度与进入管侧的给水温度之差。
本厂高压加热器实际运行时的疏水端差较设计值偏差较大，最高达22℃，大大降低了回热系统的经济性和安全性。
因此，找出导致疏水端差过大的原因并采取措施降低疏水端差显得尤为重要。
设备简介：申皖公司一期两台汽轮机均采用上海汽轮机有限公司与德国西门子联合制造的产品，该机组四台高压加热器均为上海动力设备有限公司生产，其结构为卧式U型管管板式。
A9（调整抽汽）、A8、A7（高压缸排汽）、A6级抽汽分别供给四台高压加热器，高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（A6高加）疏至除氧器。
一、高压加热器疏水端差偏大的影响本厂自2016年投产以来，#1机组四台高加疏水端差均不同程度的高于设计值（5.6℃），其中A8加热器疏水端差最高达22℃。
疏水端差过大会导致以下三方面问题：一是高压加热器的实际换热量低；二是疏水端差过大意味着疏水温度过高，因此疏水温度更接近饱和温度，在疏水管中容易产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。
由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的安全；三是疏水温度过高会加重下级高加的工作负荷，造成下级疏水端差进一步增大。
二、高压加热器疏水端差偏大的原因本厂高压加热器为上海动力设备有限公司生产，在设计、制造方面已经比较成熟，本次分析暂且忽略设计、制造原因，仅从运行角度分析，系统运行参数、疏水装置、控制仪表附件以及操作人员水平等因素均可影响疏水端差数值，主要表现在以下几个方面: 高压加热器运行水位过低，不能浸没疏水冷却段的疏水入口，疏水中带有蒸汽，蒸汽就会进入疏水冷却段，使疏水温度增大，进而影响疏水冷却段内部的传热效果。
(2)压力表、温度计、液位计等系统仪表精度等级偏低或显示不准确；高压加热器系统内阀门密封不严，例如：危急疏水调节阀出现泄漏；正常疏水调节阀动作不灵敏，发生锈蚀等现象。
(3)水室内部的分程隔板、水室包壳板或管子与管板连接处出现泄漏，造成给水短路。
（4)汽轮机组及回热系统内其他换热设备未正常运行，造成高压加热器系统运行参数偏离设计值过大。
三、应对策略
1、依据高压加热器设计部门提供的水位控制图标注的水位，对各台高压加热器单独进行水位调整试验，以确定该台高压加热器的合理运行水位。
试验原因：尽管高压加热器在制造完工出厂前都表明正常水位位置，但是水位取样的上下接口处在不同的位置，在伯努利动量效应作用下，不同的流速会产生不同的静压，使上下取样口之间产生一个静压差，仪表显示的水位高于设备内部的真实水位。
由于设备内部各处介质流速无法精确计算，现场多是根据加热器疏水端差设计值作为衡量标准，对水位进行调整，直至加热器疏水端差与设计值一致。
(2)确定原则：在水位调整试验过程中，要使给水出口温度基本不降低，将水位提高至一定高度后，监测并记录疏水端差的变化情况。
(3)试验过程：试验期间保持机组在设计工况下运行，负荷基本不变。
试验全过程需汽机运行、热工控制及其他专业相关人参与，由专人统一指挥调度，同时解除高压加热器水位自动控制，由人工监控高压加热器运行。
专人负责记录给水进出口温度、疏水出口温度、进汽压力、疏水调节阀开度及水位计读数等各项参数。
试验开始后，首先将正常疏水调节阀开度缓慢关小，水位缓慢升高，每次升高水位5~10mm，然后保持稳定约15min，按要求记录各项运行参数。
试验需分若干次操作并记录，直至该台高压加热器的给水出口温度开始呈现下降趋势时为止，即该水位已开始淹没部分凝结段换热管，此时应结束试验并恢复正常运行。
试验结果：试验按高压加热器疏水端差由大到小的顺序逐步进行。
经过水位调整试验后，A8高加的疏水端差降低到7℃左右，其他三台高加的疏水端差也都较接近设计值。
可见，高加的水位对疏水端差的影响是很大的。
2、在高压加热器运行期间，需加强对设备、仪表等使用情况的检测。
(1)检查压力表、温度计、液位计等系统仪表准确性及灵敏度，对有问题设备进行校正或更换。
(2)检查给水三通阀、疏水调节阀、危急疏水调节阀等系统所有阀门的灵敏度，锈蚀程度及密封性。
若存在缺陷，需及时检修改进，确保高压加热器系统无漏流短路。
3、设备检修期间，应打开水室人孔，检查水室内分程隔板的密封性，检查水室内包壳板是否有焊缝开裂及分程隔板变形等缺陷，如发现有缺陷应及时进行修复。
4、加强回热系统内其他换热设备的运行监视，若出现运行参数偏离设计值过大的情况，应及时进行分析处理。
结束语通过对高压加热器疏水端差偏大的影响因素分析并采取了相应的对策，收效显著。
高压加热器疏水端差的下降，不仅提高了机组的热经济性，而且还保证了机组的安全运行。
参考文献
[1]蔡锡琮.高压给水加热器[M].北京:水利电力出版社.1995.
[2]美国热交换器协会HEI给水加热器标准[S].
[3]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册[M].北京:机械工业出版社.2004.
[4]电站用高压加热器设计说明书.上海电站辅机厂.2014.
作者简介
董诗峰（1988-04-07），男，汉族，籍贯：江苏徐州沛县，当前职务：汽机主管，当前职称：助理工程师，学历：本科，研究方向：汽轮机运行。