火力发电厂加热器端差超标的原因分析及处理方法

火力发电厂加热器端差超标的原因分析及处理方法

魏东

（大唐陕西发电有限公司710065）

摘要：本文介绍了火力发电厂加热器端差超标对火电厂经济性和安全性的影响，阐述了加热器端差超标的原因分析及处理方法。

关键词：加热器；端差；经济性影响；安全性影响；原因分析；处理

1引言

加热器是火力发电厂热力系统中非常重要的设备，其运行端差直接影响热力系统的经济性。加热器端差超标使整个回热系统运行时偏离设计值，造成机组运行经济性下降。因此，通过分析加热器端差超标的原因并采取相应的措施，对提高火力发电厂运行的经济性和安全性至关重要。

2提出问题

2.1加热器端差超标对回热系统的影响

2.1.1加热器上端差超标，会造成加热器给水出口温度达不到设计值，直接导致锅炉热负荷增加，不仅造成煤耗的增加，而且锅炉还有超温的安全隐患。

2.1.2加热器下端差超标，使得进入下一级的加热器疏水温度高于设计值，在加热器温升一定的情况下，排挤本级抽汽，造成各段抽汽压力偏离设计值，使汽轮机各级的进汽量发生了变化，在影响经济性的同时，还对机组的安全性构成威胁。

2.1.3加热器端差超标，使加热器疏水管道内部产生汽液两相流动，引起管道振动加剧，影响管道焊口、支吊架等附件的强度，缩短其使用寿命，同时严重影响机组的安全运行。

2.1.4加热器端差超标，造成锅炉燃烧增加，增加了烟气排放量，加大了烟气处理系统的负担。

2.1.5加热器端差超标，使加热器水侧温度上升曲线过陡，换热管温差偏大，造成换热管寿命缩短，且容易引起换热管泄漏。

2.1.6加热器端差超标，原因是加热蒸汽在加热器内部没有按照设计流动路径依次经过过热段、凝结段及疏水冷却段，造成加热器内部温度较高，严重时疏水和蒸汽不断来回变换，直接引起高加本体振动，不但缩短加热器使用寿命，而且严重威胁机组的安全稳定运行。

2.2加热器端差超标对经济性的影响

相关资料表明，300MW汽轮发电机组给水温度每下降1℃，发电煤耗增加0.11g/（KW•h）。若按加热器端差超标，影响给水温度下降约10℃计算，由此增加发电煤耗为：0.11×10＝1.1g/（KW•h），严重影响机组运行的经济性。

因此，必须加强对加热器端差的运行监控，一旦发现加热器端差逐渐增大，必须立即分析原因，采取有效措施予以消除，提高机组经济性。

3原因分析

加热器端差超标分为上端差超标和下端差超标。

3.1加热器上端差超标原因

3.1.1下端差过大造成上端差增大

加热器下端差过大，给水进入加热器后，没有与加热蒸汽充分进行换热，即自身吸收热量不足，造成给水出口温度降低，上端差超标。

3.1.2高压加热器过热蒸汽冷却段泄漏

过热蒸汽进入加热器后，首先加热出口侧给水，在提高给水出口温度的同时，降低蒸汽的过热度，减少换热温差，提高换热效率。若蒸汽过热段泄漏，一部分蒸汽没有充分利用（加热给水）直接进入凝结段，过热蒸汽流量不足，给水出口温度偏低，造成上端差超标。

3.1.3换热管大面积结垢

3.1.4疏水水位过高

3.1.5水室分隔板给水短路

水室隔板密封不严，给水出入口短接，造成一部分给水未进入换热管进行加热直接到达加热器出口，造成给水出口温度下降，端差超标。

3.1.6抽汽通道不畅

3.1.7疏水调整器旁路门、危急疏水门内漏

3.2加热器下端差超标原因

3.2.1疏水水位过低

运行过程中加热器水位控制偏低，使加热器长期在低水位工况下运行。高压加热器在缺水状态下产生”干烧”，造成壳内疏水冷却段在交变热应力下焊缝开裂泄漏。

3.2.2疏水冷却段泄漏

管束定位杆折断，导流板脱断，焊缝脱焊，疏水冷却段隔板泄漏。过热蒸汽段泄漏，过热蒸汽直接冲刷疏水冷却段顶板，使疏水冷却段脱焊变形而开裂，部分过热蒸汽短路直接冲刷进入疏水冷却段。

4采取措施

加热器端差超标检查、试验及处理

4.1检查加热器水侧分隔板，及时处理密封面缺陷，更换强度适中的密封垫片，确保分隔板密封严密。

4.2调整加热器运行水位。通过对加热器运行水位调整，观察加热器端差变化，使加热器运行水位始终保持在设计端差范围内的位置，提高运行的经济性。

在进行加热器水位试验时，若水位变化不明显，应对加热器危急疏水系统阀门及正常疏水旁路门进行检查，如发现内漏，应及时进行处理后，再进行水位试验。

如果加热器水位调整后，端差依然没有得到改善，这种情况下，应对高加内部进行检查，消除泄漏点。

4.3检查加热器排空系统。通过对加热器排空系统检查，使加热器排空气管路通畅，及时将不凝结的气体排出，提高加热器的换热效率，减小端差。

4.4对加热器堵管进行恢复。由于加热器堵管过多，造成加热器换热效果下降，端差超标。通过对堵管进行恢复，使加热器换热效率大大提高，消除端差超标。

4.5消除换热管表面结垢。对加热器换热管进行化学清洗，清除换热管表面结垢，提高换热效率。加强汽水品质监督，控制汽水各项指标不超标，防止加热器换热管表面结垢。

4.6定期对加热器安全附件及仪表等进行检查校验，使测量数据真实、准确。

5案例

5.1存在问题

某火力发电厂（2×300MW）1号机1号高压加热器运行期间下端差超标，最大达到31.59℃（端差统计情况见下表），远大于设计端差5.7℃，严重影响系统运行的经济性。

5.2问题排查

5.2.1首先对高压加热器温度测点进行检查校验，对连续排气管道、阀门进行检查，结果测点正常、排气管路畅通，排除了这两项对端差的影响。

5.2.2机组运行期间，给水各项指标均在合格范围内，未出现水质超标现象，且2、3号高加下端差正常，基本上可以排除换热管结垢对下端差的影响。

5.2.3水位调整试验

高压加热器运行期间（最好选在机组停运之前），通过提高加热器运行水位，观察下端差的变化。

具体步骤：

手动逐步关小疏水调节器后隔离门，使高加水位缓慢上升。每次调整幅度为10㎜，水位稳定后，观察此时高加的下端差的变化。当水位调整至某一位置，高加下端差降至5.7℃以下时，持续观察10分钟，若端差变化不大，就将此水位定为高加的正常运行水位，根据此控制水位重新设计加工水位调整器。

试验期间，若高加下端差在水位升高过程中没有逐步减小的趋势，则表明下端差增大与高加水位无关。

高加水位试验期间，应严密监视高加水位，检查高加危急疏水调节阀工作正常，高加水位以不超过高Ⅱ报警值为限。

为了减小风险，试验选在机组停运前进行。

试验过程如下：

试验前，负荷210MW，就地水位255毫米，远传水位257毫米，给水入口温度237℃，疏水温度269.8℃，下端差32.8℃。开始将高加水位调整器后隔离门逐渐关小，抬高高加水位，最高至325毫米，此时给水入口温度237.5℃，疏水温度温度270.4℃，下端差为32.9℃。此水位保持了30分钟左右，端差始终没有显著变化。

通过试验，排除了高加水位对下端差的影响。

5.3排查结论

通过对高加下端差超标原因分析、检查处理及试验，最终得出结论：1号机1号高加下端差超标的原因为高加内部过热段和疏水冷却段包壳泄漏。

5.4检查处理

为了彻底处理高压加热器下端差超标问题，电厂利用1号机组停机检修机会，对1号机1号高加进行了解体检查。

通过解体检查，发现高加内部疏水隔板焊缝严重开裂，一部分疏水没有流经疏水冷却段进行降温，直接从疏水隔板焊缝裂纹处流至疏水口排出，疏水温度异常升高，疏水端差超标。

处理措施：对高加疏水隔板焊缝进行了重新焊接，并对焊缝进行了加固，确保焊缝强度。

处理效果：1号机组重新启动后，1号高加下端差基本保持在5.5℃以内，高加下端差超标问题得到彻底解决。

6结束语

在国家节能降耗大背景下，通过对加热器端差超标原因的分析、检查方法和处理措施等总结，对解决加热器端差超标问题有一定的借鉴意义。