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【摘 要】分别从给水温度、换热端差、抽汽压损三方面分析了华能集团公司某电厂300MW机组高加泄漏对机组经济运行的影响，并提出了运行中判断高加泄漏的方法和应对措施。
【关键词】泄漏；给水温度；端差；抽汽压损；经济性
【Abstract】Analyzing the influence of leakage of high pressure heaters by 300MW Unite of Power Plant from feedwater temperature、heat-transfering temperature difference、extracting-steam pressure loss，and bringing forward the methods of judging leakage of high pressure heaters and response measures.
【Ker words】leakage feedwater temperature temperature difference extracting-steam pressure loss economical efficiency
1概況
该电厂一期4×300MW机组为东方汽轮机厂生产的型号N300-16.70/537/537-4，亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽单轴凝汽式机组。单机配置高压加热器3台，是东方锅炉厂设计制造的产品，按单列、卧式、U型管、双流程设计，基本上是全焊接式装置。给水系统为大旁路，高加疏水为逐级自流，采用三段抽汽。
自投产以来，由于多种因素诱发高压加热器多次泄漏而解列，特别是最近#1，#3，#4机组连续发生不同程度的高加泄漏，严重影响了机组的经济性、可靠性，对机组安全经济运行构成一定威胁。
为了更经济安全的运行，对#1机组#3高加在正常工况和泄漏工况下的各参数进行对比分析，找出影响高加经济的因素以及运行中如何判断高加泄漏和调整。
2运行情况
2014年11月27日18：07，监盘发现#1机#3高加水位快速上涨至194mm，检查#3高加正常疏水调门开度100%，高加水位上涨很快，就地水位升高，打开#3高加危急疏水门调整水位。停机时检查将高加隔离后，汽侧打风压试验，用肥皂水检查发现管板有10根管子泄漏。通过一段时间的运行跟踪分析与比较，针对#3高加在正常和泄漏工况下各参数变化对比如表1和表2中（为了减少影响把正常疏水调门置手动位，各加热器水位设定值不变。表中第一行为正常运行工况下的参数，第二行为#3高加泄漏工况下的参数。）。
3泄露影响运行参数的分析
3.1给水温度
从表2中可以看出，正常工况下#3高加给水温升为28℃，而泄漏工况下只有11℃。减少了17℃，直接导致给水温度#1高加出口水温度低于正常的给水温度。检查发现下列异常：
（1）CRT上#3高加水位增加很快，最高到230mm；就地连通管水位计很高。（2）同一负荷下，两台汽泵出口流量之和与#1高加出口给水流量相差最大130T/H，而正常情况下为30～60T/H；汽动给水泵转速有所上升，凝结水流量增大。（3）高加逐级疏水门开度变大，甚至全开，严重时水位高一值报警，高二值事故疏水门打开；当事故疏水无法维持时高加水位时，水位高三值保护动作会自动解列高时加汽侧。综合以上高加系统出现的异常现象，分析认为#1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#3高加，作为#3高加的加热汽源，减少了部分三段抽汽的加热热量。给水温度的降低直接加大了发电煤耗，增大了发电成本，同时使锅炉处于不安全的运行工况下，降低了生产的安全性。为及时消除泄漏现象，高加常被迫退出运行进行检修，又由于高加解列困难，导致检修工期延长，上述两方面的因素直接降低了高加投入率，严重影响了机组负荷、效率及发电标准煤耗。今年1月份，高加投入率92.95%，以机组月运行30天即720小时计，则高加相对机组每月少运行7.05%×720=50.8小时。以退出高加运行，机组少带的负荷为20MW/小时，机组平均运行负荷280MW/小时计，则1台机组每月因高加停运少发电50.8小时×1×20MW/小时=1016MW。300MW机组高加退出运行发电标准煤耗增多8.3g/kw﹒h，则1台机组每月多耗标准煤50.8×1×28×104kw﹒h×8.3g/kw﹒h=118.1t，以每吨标煤550元计，则1台机每年（以机组年运行10个月计）多消耗生产成本66万元，由此可见高加退出运行造成发电经济性明显降低。
3.2给水端差和疏水端差
通过查找有关资料和运行数据分析，可以进一步分析高加泄漏对给水系统经济性的影响（表3，表4）。
（1）从表3中可以看出，在同一负荷不同工况下，给水端差和疏水端差偏离很大时，对机组的经济性有明显影响。表3，4计算可得，泄漏工况下由于给水端差增大使机组热耗率增加约12×1.07+14×2.18+6×2.26=56.9kJ/（kW·h）；由于疏水端差增大使机组热耗率增加约6×0.24+19×0.28+6×0.11=7.4kJ/（kW·h）。
（2）分析得出，造成给水端差增大主要是由于高加水室分程隔板泄漏和凝结水淹没部分换热管束等降低了传热效果。
（3）高加疏水端差和高加水位有很大关系，由于#3高加泄漏，疏水温度随泄漏时间逐渐升高，且泄漏量不同时，对疏水温度的影响不同。实验表明，泄漏流量越大，疏水温度越高，疏水温度的变化率也越大的趋势，而给水温度是随泄漏降低的，也就造成疏水端差增大。综上可以看出，由于#3高加的泄漏造成给水和疏水端差增大，使高加的换热效率下降，增大了机组的热耗率。 3.3抽汽压损
由于给水发生泄漏，整个高加的换热量将发生变化，换热量的变化将导致高加的抽汽流量发生变化。在不同的抽汽流量下，蒸汽在抽汽管道中的流速不同，流动阻力也不同，所以从抽汽点到高加的蒸汽压力损失也将发生相应的变化。我们进一步从抽汽压损方面分析高加泄漏对给水系统经济性的影响。
（1）从表1中可以看出在#3高加泄漏后，三抽压力损失增大为0.2Mp。抽汽压力的减少直接使抽汽流量减少，最终使给水温度降低。从表4中我们还可以看出，三抽流量的減少使二抽压力增大，使#2高加的温升由38增大为48。
（2）三抽压损为其抽汽压力的16.7%，若加热器的端差不变，由表5可以得出此抽汽压力下的机组热耗率为16.7×0.0081%=0.13%。
综上可知，由于高加水侧漏入汽侧的水淹没管束，使有效传热面积减小，蒸汽凝结率降低，汽侧压力升高，排挤本级抽汽量，造成了本级的抽汽压损，同时使高一级抽汽流量增加，即带来汽轮机高压抽汽增加，低压抽汽减少的不利趋势。机组运行时，抽汽压损增加将使加热器内压力降低，若端差不变，则加热器出口水温降低。从而导致汽轮机热经济性降低。
4运行中高加泄漏的处理
4.1运行中判断高加泄漏的方法
从前面的分析我们可以从以下方面判断高加是否发生泄漏：
（1）定负荷下高加的水位。如果水位增加很快且维持在高水位运行，主疏水门逐渐全开，泄漏大时危急疏水门开启。
（2）给水流量不正常的大与蒸汽流量，给水泵出口流量（除过热器减温水流量外）远大于省煤器入口流量，同负荷下汽动给水泵转速有所上升，凝结水流量增大。
（3）给水温度偏离设计运行值很大；汽侧水位一定的情况下，给水和疏水端差明显增大。
（4）在泄漏早期给水出口温度和抽汽压损的变化较显著，并且泄漏发生在高加的不同部位时变化程度不同，故可作为高加泄漏故障的特征量；在泄漏早期疏水温度的变化不是很明显，只能作为判断高加泄漏故障的辅助特征量。
4.2运行中处理
根据高加泄漏大小和运行需要可将处理措施分为以下两类：
（1）从前面分析，在高加泄漏不大时只是对机组经济性有很大影响，对安全性影响不大。运行中加大高加特别是泄漏高加水位的监视，水位难以维持时可以采取定时对高加危急疏水至凝汽器，降低水位，保证安全。
（2）当高加泄漏很严重时应及时解除高加运行，给水走旁路。
参考文献：
[1]郑体宽.热力发电厂[M].北京：中国电力出版社，2001.
[2]董卫国，徐则民.火电厂给水加热器的运行、维护和检修[M].北京：中国电力出版社，1997.
[3]陈庆辉.300MW机组高压加热器运行经济性分析与改进措施[J].热力发电，2006（07），38-41.
[4]朱庆玉.高压加热器常见泄漏原因及优化运行[J].东北电力技术，2006（07），26-27.
[5]张欣刚，王雷，徐治皋，李勇.高压加热器泄漏的静态仿真计算及其故障特征分析[J].热力发电，2005（10），13-17.
【关键词】泄漏；给水温度；端差；抽汽压损；经济性
【Abstract】Analyzing the influence of leakage of high pressure heaters by 300MW Unite of Power Plant from feedwater temperature、heat-transfering temperature difference、extracting-steam pressure loss，and bringing forward the methods of judging leakage of high pressure heaters and response measures.
【Ker words】leakage feedwater temperature temperature difference extracting-steam pressure loss economical efficiency
1概況
该电厂一期4×300MW机组为东方汽轮机厂生产的型号N300-16.70/537/537-4，亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽单轴凝汽式机组。单机配置高压加热器3台，是东方锅炉厂设计制造的产品，按单列、卧式、U型管、双流程设计，基本上是全焊接式装置。给水系统为大旁路，高加疏水为逐级自流，采用三段抽汽。
自投产以来，由于多种因素诱发高压加热器多次泄漏而解列，特别是最近#1，#3，#4机组连续发生不同程度的高加泄漏，严重影响了机组的经济性、可靠性，对机组安全经济运行构成一定威胁。
为了更经济安全的运行，对#1机组#3高加在正常工况和泄漏工况下的各参数进行对比分析，找出影响高加经济的因素以及运行中如何判断高加泄漏和调整。
2运行情况
2014年11月27日18：07，监盘发现#1机#3高加水位快速上涨至194mm，检查#3高加正常疏水调门开度100%，高加水位上涨很快，就地水位升高，打开#3高加危急疏水门调整水位。停机时检查将高加隔离后，汽侧打风压试验，用肥皂水检查发现管板有10根管子泄漏。通过一段时间的运行跟踪分析与比较，针对#3高加在正常和泄漏工况下各参数变化对比如表1和表2中（为了减少影响把正常疏水调门置手动位，各加热器水位设定值不变。表中第一行为正常运行工况下的参数，第二行为#3高加泄漏工况下的参数。）。
3泄露影响运行参数的分析
3.1给水温度
从表2中可以看出，正常工况下#3高加给水温升为28℃，而泄漏工况下只有11℃。减少了17℃，直接导致给水温度#1高加出口水温度低于正常的给水温度。检查发现下列异常：
（1）CRT上#3高加水位增加很快，最高到230mm；就地连通管水位计很高。（2）同一负荷下，两台汽泵出口流量之和与#1高加出口给水流量相差最大130T/H，而正常情况下为30～60T/H；汽动给水泵转速有所上升，凝结水流量增大。（3）高加逐级疏水门开度变大，甚至全开，严重时水位高一值报警，高二值事故疏水门打开；当事故疏水无法维持时高加水位时，水位高三值保护动作会自动解列高时加汽侧。综合以上高加系统出现的异常现象，分析认为#1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#3高加，作为#3高加的加热汽源，减少了部分三段抽汽的加热热量。给水温度的降低直接加大了发电煤耗，增大了发电成本，同时使锅炉处于不安全的运行工况下，降低了生产的安全性。为及时消除泄漏现象，高加常被迫退出运行进行检修，又由于高加解列困难，导致检修工期延长，上述两方面的因素直接降低了高加投入率，严重影响了机组负荷、效率及发电标准煤耗。今年1月份，高加投入率92.95%，以机组月运行30天即720小时计，则高加相对机组每月少运行7.05%×720=50.8小时。以退出高加运行，机组少带的负荷为20MW/小时，机组平均运行负荷280MW/小时计，则1台机组每月因高加停运少发电50.8小时×1×20MW/小时=1016MW。300MW机组高加退出运行发电标准煤耗增多8.3g/kw﹒h，则1台机组每月多耗标准煤50.8×1×28×104kw﹒h×8.3g/kw﹒h=118.1t，以每吨标煤550元计，则1台机每年（以机组年运行10个月计）多消耗生产成本66万元，由此可见高加退出运行造成发电经济性明显降低。
3.2给水端差和疏水端差
通过查找有关资料和运行数据分析，可以进一步分析高加泄漏对给水系统经济性的影响（表3，表4）。
（1）从表3中可以看出，在同一负荷不同工况下，给水端差和疏水端差偏离很大时，对机组的经济性有明显影响。表3，4计算可得，泄漏工况下由于给水端差增大使机组热耗率增加约12×1.07+14×2.18+6×2.26=56.9kJ/（kW·h）；由于疏水端差增大使机组热耗率增加约6×0.24+19×0.28+6×0.11=7.4kJ/（kW·h）。
（2）分析得出，造成给水端差增大主要是由于高加水室分程隔板泄漏和凝结水淹没部分换热管束等降低了传热效果。
（3）高加疏水端差和高加水位有很大关系，由于#3高加泄漏，疏水温度随泄漏时间逐渐升高，且泄漏量不同时，对疏水温度的影响不同。实验表明，泄漏流量越大，疏水温度越高，疏水温度的变化率也越大的趋势，而给水温度是随泄漏降低的，也就造成疏水端差增大。综上可以看出，由于#3高加的泄漏造成给水和疏水端差增大，使高加的换热效率下降，增大了机组的热耗率。 3.3抽汽压损
由于给水发生泄漏，整个高加的换热量将发生变化，换热量的变化将导致高加的抽汽流量发生变化。在不同的抽汽流量下，蒸汽在抽汽管道中的流速不同，流动阻力也不同，所以从抽汽点到高加的蒸汽压力损失也将发生相应的变化。我们进一步从抽汽压损方面分析高加泄漏对给水系统经济性的影响。
（1）从表1中可以看出在#3高加泄漏后，三抽压力损失增大为0.2Mp。抽汽压力的减少直接使抽汽流量减少，最终使给水温度降低。从表4中我们还可以看出，三抽流量的減少使二抽压力增大，使#2高加的温升由38增大为48。
（2）三抽压损为其抽汽压力的16.7%，若加热器的端差不变，由表5可以得出此抽汽压力下的机组热耗率为16.7×0.0081%=0.13%。
综上可知，由于高加水侧漏入汽侧的水淹没管束，使有效传热面积减小，蒸汽凝结率降低，汽侧压力升高，排挤本级抽汽量，造成了本级的抽汽压损，同时使高一级抽汽流量增加，即带来汽轮机高压抽汽增加，低压抽汽减少的不利趋势。机组运行时，抽汽压损增加将使加热器内压力降低，若端差不变，则加热器出口水温降低。从而导致汽轮机热经济性降低。
4运行中高加泄漏的处理
4.1运行中判断高加泄漏的方法
从前面的分析我们可以从以下方面判断高加是否发生泄漏：
（1）定负荷下高加的水位。如果水位增加很快且维持在高水位运行，主疏水门逐渐全开，泄漏大时危急疏水门开启。
（2）给水流量不正常的大与蒸汽流量，给水泵出口流量（除过热器减温水流量外）远大于省煤器入口流量，同负荷下汽动给水泵转速有所上升，凝结水流量增大。
（3）给水温度偏离设计运行值很大；汽侧水位一定的情况下，给水和疏水端差明显增大。
（4）在泄漏早期给水出口温度和抽汽压损的变化较显著，并且泄漏发生在高加的不同部位时变化程度不同，故可作为高加泄漏故障的特征量；在泄漏早期疏水温度的变化不是很明显，只能作为判断高加泄漏故障的辅助特征量。
4.2运行中处理
根据高加泄漏大小和运行需要可将处理措施分为以下两类：
（1）从前面分析，在高加泄漏不大时只是对机组经济性有很大影响，对安全性影响不大。运行中加大高加特别是泄漏高加水位的监视，水位难以维持时可以采取定时对高加危急疏水至凝汽器，降低水位，保证安全。
（2）当高加泄漏很严重时应及时解除高加运行，给水走旁路。
参考文献：
[1]郑体宽.热力发电厂[M].北京：中国电力出版社，2001.
[2]董卫国，徐则民.火电厂给水加热器的运行、维护和检修[M].北京：中国电力出版社，1997.
[3]陈庆辉.300MW机组高压加热器运行经济性分析与改进措施[J].热力发电，2006（07），38-41.
[4]朱庆玉.高压加热器常见泄漏原因及优化运行[J].东北电力技术，2006（07），26-27.
[5]张欣刚，王雷，徐治皋，李勇.高压加热器泄漏的静态仿真计算及其故障特征分析[J].热力发电，2005（10），13-17.