1 设备概况

某电厂1号汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的CZK150/145-13.2/0.294/535/535型超高压、一次中间再热、单轴、冲动式、双缸双排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。抽汽级数为6级，配2台立式U形管式高压加热器，其中1号高压加热器没有疏水冷却段，2号高压加热器设有疏水冷却段。

2 存在的问题

2014年初，在纯凝工况下，负荷低于70 MW时，1号机组给水温度与热力计算值吻合；但在机组负荷大于112 MW时给水温度达不到设计值。2017年4月机组大修前，纯凝工况下，机组负荷113 MW时，给水温度219.99 ℃，低于热力设计值4.79 ℃；对高压加热器端差进行计算，发现端差异常，如表 1所示。

由表 1可以看出，在纯凝工况下，机组负荷113 MW时，1号、2号高压加热器的上端差均大于设计值；1号高压加热器下端差及温升大于设计值；2号高压加热器的下端差低于设计值，温升低于设计值9.71 ℃。由此可以判定1号、2号高压加热器均存在问题。

2号高压加热器的下端差比设计值低1.32 ℃，分析原因是其温升低于设计值，造成高压加热器出口温度低于设计值，同时2号高压加热器具备疏水冷却段，可对疏水进行冷却，使疏水温度降低，导致下端差较低。

3 原因分析

引起高压加热器出口给水温度低的原因较多，归纳起来主要有以下7个方面。

3.1 高压加热器水位的影响

高压加热器运行控制水位过高，部分淹没过热冷却段，使过热冷却段换热面积减小，上端差增大，温升降低，从而造成高压加热器出水温度低，达不到设计值^[1-2]。

3.2 高压加热器抽汽管道阻力大

抽汽逆止阀及抽汽电动阀未完全打开，使进入高压加热器的抽汽量低于设计值，高压加热器加热能力下降，下端差增大，温升降低，造成出水温度低^[3-5]。

3.3 高压加热器三通阀内漏

高压加热器三通阀内漏会使部分给水无法进入高压加热器内部，从而使高压加热器出水温度低，达不到热力设计值。

3.4 高压加热器集聚空气

汽轮机抽汽在高压加热器内凝结后，不凝结气体滞留在高压加热器蒸汽侧形成气体层，减少了传热面积，从而增大传热热阻，减弱传热效果，使高压加热器出水温度降低。

3.5 高压加热器加热管泄漏或堵管

高压加热器加热管泄漏或堵管，会造成换热面积减小，传热能力下降，从而使高压加热器出口水温下降^[1]。

3.6 高压加热器水室短路

高压加热器进、出水室内部隔板泄漏，部分未经加热的给水直接由进水室通过隔板不严密处漏入出水室，造成出水温度降低。

3.7 高压加热器管束脏污

高压加热器长期运行后，会在管子外表面形成以氧化铁为主的污垢，增大了传热热阻，导致管子内外温差大，使出水温度降低。

4 原因排查

（1）对1号、2号高压加热器进行水位调整试验，试验中水位变化对给水温度的影响不大，排除高压加热器水位异常引起给水温度降低的可能。

（2）就地检查1号、2号高压加热器抽汽逆止阀及抽汽电动阀的开度，并计算高压加热器抽汽压力与高压加热器进汽压力差值，未发生较大变化，排除高压加热器抽汽管道阻力大引起给水温度降低的可能。

（3）通过测量，高压加热器出口联成阀前给水温度与锅炉省煤器入口温度差值小于1 ℃，排除高压加热器三通阀内漏引起给水温度降低的可能。

（4）就地检查1号、2号高压加热器连续排空气阀，均处于打开状态；测量管道温度较高，说明高压加热器空气管没有堵塞。2台高压加热器空气管汇集在同1根管上，为防止1号高压加热器抽空气排挤2号高压加热器内不凝结气体，将1号高压加热器排空气阀关闭，未对给水温度产生影响，排除高压加热器内部汽侧集聚空气的可能。

（5）对比历年来同负荷下1号、2号高压加热器正常疏水调节阀开度和液位，未发生较大变化，说明高压加热器管束泄漏的可能性较小。在机组大检修期间，将1号、2号高压加热器人孔门打开，发现水室内仍然残余很多水，说明高压加热器管束无泄漏情况。在汽侧采用压缩空气打压查漏，也未发现漏点。查阅历年来高压加热器检修记录，未发现高压加热器有堵管记录，排除加热器管泄漏或堵管引起给水温度降低的可能。

（6）在机组大检修期间，将1号、2号高压加热器人孔门打开，检查水室隔板时发现1号、2号高压加热器均有数个螺栓、螺帽脱落，大部分隔板的密封垫缺失，从而造成高压加热器水室短路，这是引起1号、2号高压加热器出口给水温度降低的主要原因。

（7）由于高压加热器没有大法兰，且管束为U形管，现场不便抽检，因此未将高压加热器管束抽出检查其脏污情况。

5 处理措施及效果

2017年12月在机组大修期间对1号、2号高压加热器隔板进行打磨，取消隔板和水室间的垫片，重新将隔板螺帽配齐并做紧固处理。

大修后，在纯凝工况下，机组负荷113 MW时，高压加热器出口给水温度达到226.37 ℃，高于设计值1.5 ℃。高压加热器端差及温升在大修前后的数据比较如表 2所示。

由表 2可以发现，在纯凝工况下，机组负荷为113 MW时，1号、2号高压加热器的上端差分别降低5.95 ℃和9.19 ℃，说明2台高压加热器性能均得到了提升^[2]。1号高压加热器温升降低2.31 ℃，分析原因为2号高压加热器温升升高了9.09 ℃，引起2号高压加热器出口给水温度升高，而1号高压加热器进汽压力下的饱和温度未变，其最大出口给水温度不能超过对应抽汽压力下的饱和温度，故1号高压加热器温升降低，相当于多利用了抽汽压力较低的2号高压加热器的抽汽量，减少了抽汽压力较高的1号高压加热器的抽汽量，从而提高了热力系统的热经济性^[3-7]。

按照文献[2]初步计算，对1号、2号高压加热器水室隔板进行处理后，出口给水温度升高6.38 ℃，可降低机组发电煤耗约0.72 g/kWh。

6 结论及建议

某电厂1号汽轮机1号、2号高压加热器出口给水温度低的原因是高压加热器水室隔板螺帽脱落，密封垫片因冲刷缺失，造成给水短路，从而使高压加热出口给水温度降低。为了及时发现高压加热器运行过程中的故障，提出以下建议。

（1）采用生产厂家提供的热力特性说明书进行线性插值得到对应负荷下的设计给水温度，通过与实际给水温度比较可以快速发现高压加热器运行是否正常^[8]。

（2）给水温度对机组的热经济性指标影响较大，建议每日进行给水温度统计，若与设计值偏差较大应及时处理。

（3）具有疏水冷却段的高压加热器，温升不足会引起高压加热器下端差降低，因此分析高压加热器运行状况时，应综合分析高压加热器的上端差、下端差及温升变化。