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摘要：大唐珲春发电厂针对3号330MW机组运行中最终给水温度偏低问题，通过采取水位调整试验、高加水室分隔板漏泄检查治理、6号高加蒸汽冷却器水室分隔板预留孔部分封堵等措施，彻底解决了给水温度低的问题。
关键词：给水温度 高压加热器 分隔板 漏泄 封堵
1 简介
大唐珲春发电厂（以下简称珲春厂）2*330MW机组，其中3号机组汽轮机系北京北重汽轮电机有限公司引进法国阿尔斯通公司（ALSTHOM）技术生产的亚临界一次中间再热冲动凝汽式三缸两排汽汽轮机。汽轮机设计型号为N330-17.75/540/540，THA工况功率330MW，主蒸汽压力17.75MPa，主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度540℃，主蒸汽流量为919t/h，给水温度252.83℃。每台机组配杭州锅炉集团有限公司生产的HP7、HP6、HP6蒸汽冷却器（HP6bis）3台倒立式∪型管高压加热器，均已装配高加大旁路系统。采用出口压力为25.5MPa调速电动给水泵给水。给水从给水泵和给水入口三通阀通过，到达高加，在其内部完成热交换，然后通过给水出口三通阀进入锅炉。加热器水位与切除水位持平后，给水出入口三通阀在液位开关信号的指示下立即关闭，使给水从旁路到达锅炉。高加给水系统简图见图1。
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2 存在问题
最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值。给水温度是汽轮发电机组的一项关键性指标，给水温度下降会提高汽轮机热耗率，发电时煤耗增加会降低经济效益。最终给水温度与高压加热器进汽压力、加热器水位、水室分隔板漏泄、高加旁路严密与否、高加钢管清洁程度等因素有关。
机组从2006年开始投入运行，起初的给水温度符合设计要求（THA工况252.83℃）。运行三年以后，给水温度逐渐降低。2010年4月3日检查时发现，给水温度分别比设计偏低5.44℃，且6号、7号高加给水端差和疏水端差都已超过设计值。给水端差超出6.0℃，疏水端差超出0.7℃，大大降低了发电的经济效益。
3 原因分析
3.1 高加系统检查
按设计要求检查高压加热器系统抽汽逆止阀和加热器进汽阀，确保其处于无节流的全开状态。检查高加放空气系统，确认空气门开度符合技术要求，进行空气门调整给水温度、端差的变化不明显。如果高加系统出入口三通阀无泄漏现象，严密性较好，将高加系统出口给水温度与炉侧最终给水温度作对比时，二者的温度就是相同的。
3.2 高压加热器水位核对与水位调整试验
HP7高压加热器分为过热蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段。其中，凝结段和疏水冷却段是HP6高压加热器的主要组成部分，而过热蒸汽冷却段则构成了HP6高加蒸汽冷却器。高压加热器疏水按照“HP7→HP6→除氧器”的顺序逐级自流。图2为高加水位控制情况。
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图2 高加水位控制图
高压加热器水位达到高一值时，来高水位报警;达到高二值，来高二值报警，事故疏水阀全开;到高三值时把给水旁路三通阀打开，抽汽止回阀和电动闸阀自动关闭，开启抽汽管道疏水阀，打开启停放水门，解列高加。
2010年厂热力试验组按照设计高加水位控制图，现场核对并标记好高加水位，同时通过试验调整6号、7号高加水位。按照试验要求，使6号、7号高加水位超过高一值。这虽然在一定程度上降低了高加上、下端差，但收效甚微。
3.3 高压加热器水室检查与处理
3.3.1 HP7、HP6高压加热器
一般是在管板上焊接HP7、HP6高压加热器半球形水室，在半球形封头上焊接给水出入口的接管和入孔。焊接在内壁上的流程分隔板是水室的主要构造。流程分隔盖板和密封垫片用螺栓固定在流程分隔板上。2010年3月，利用3号机小修机会，解体检查6、7号高压加热器水室，发现水室分隔板的密封垫片已受到严重的冲刷。遂用石墨垫片替换了石棉垫片，并对密封间隙作了相应调整。
检修后的高加系统，6号高加给水端差与疏水端差都有所下降，降幅分别是6.52℃、1.69℃。7号高加给水端差与疏水端差也明显下降，降幅分别是7.95℃、1.92℃。这个水平与设计要求非常接近。而且在相同工况下，3号机给水温度升高了4.21℃。检修前后相关参数对比见表1。
表1 3号机检修前后相关参数对比
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3.3.2 HP6蒸汽冷却器
HP6蒸汽冷却器（HP6bis）的水室基本类似于HP7、HP6高压加热器。但是HP6蒸汽冷却器（HP6bis）的水室分隔板上多了一300×145的方孔，构成了给水内部旁路，减小给水在管内流速，降低给水阻力损失。
3号机三阀全开工况蒸汽冷却器给水温升值应该达到4.93℃，而在2011年大修前试验三阀全开工况蒸汽冷却器的温升值只能达到3.33℃，温升降幅32.65%。二段抽汽经过蒸汽冷却器温降设计值是192.16℃，实际温降值130.66℃，降幅32%。
2011年4月，在3号机检修中发现水室分隔板密封垫片冲刷严重，检修中将石棉垫片更换为石墨垫片并调整了密封间隙。从增加蒸冷器换热性能出发，同杭州锅炉集团股份有限公司技术部沟通预留方孔部分封堵事宜，厂家经核算后，为了通过提高管内给水的流速来改善蒸冷器换热性能，同意封堵方孔，但封堵后必须留有150×145的方孔。为修后高加运行安全可靠，堵孔后须留设160×145的方孔，也就是说只封堵46.67%。经过封孔处理，蒸汽冷却器给水温升值4.43℃，二段抽汽经过蒸汽冷却器温降值184℃，基本恢复正常值。
4 结束语
针对运行中的3、4号330MW机组最终给水温度偏低的现象，珲春厂尝试通过试验调整高加水位，检修高加水室分隔板漏泄问题，配以6号高加蒸汽冷却器水室分隔板预留孔部分封堵等措施，有效改善了机组给水温度低的问题，提高了机组运行的经济性。
参考文献：
[1]段秋刚.大型机组全程给水控制的若干问题研究[J].山西电力，2007（S1）.
[2]叶江明主编.电厂锅炉原理及设备[M].中国电力出版社，2004.
[3]李志才，李家伟，张丽，林树岐.330MW机组给水温度偏低原因分析及措施[J].吉林电力，2012（01）.
作者简介：
张世伟（1973-），男，工程师，发电管理部汽机专工，多年从事火力发电厂汽轮机经济运行分析研究。
关键词：给水温度 高压加热器 分隔板 漏泄 封堵
1 简介
大唐珲春发电厂（以下简称珲春厂）2*330MW机组，其中3号机组汽轮机系北京北重汽轮电机有限公司引进法国阿尔斯通公司（ALSTHOM）技术生产的亚临界一次中间再热冲动凝汽式三缸两排汽汽轮机。汽轮机设计型号为N330-17.75/540/540，THA工况功率330MW，主蒸汽压力17.75MPa，主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度540℃，主蒸汽流量为919t/h，给水温度252.83℃。每台机组配杭州锅炉集团有限公司生产的HP7、HP6、HP6蒸汽冷却器（HP6bis）3台倒立式∪型管高压加热器，均已装配高加大旁路系统。采用出口压力为25.5MPa调速电动给水泵给水。给水从给水泵和给水入口三通阀通过，到达高加，在其内部完成热交换，然后通过给水出口三通阀进入锅炉。加热器水位与切除水位持平后，给水出入口三通阀在液位开关信号的指示下立即关闭，使给水从旁路到达锅炉。高加给水系统简图见图1。
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2 存在问题
最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值。给水温度是汽轮发电机组的一项关键性指标，给水温度下降会提高汽轮机热耗率，发电时煤耗增加会降低经济效益。最终给水温度与高压加热器进汽压力、加热器水位、水室分隔板漏泄、高加旁路严密与否、高加钢管清洁程度等因素有关。
机组从2006年开始投入运行，起初的给水温度符合设计要求（THA工况252.83℃）。运行三年以后，给水温度逐渐降低。2010年4月3日检查时发现，给水温度分别比设计偏低5.44℃，且6号、7号高加给水端差和疏水端差都已超过设计值。给水端差超出6.0℃，疏水端差超出0.7℃，大大降低了发电的经济效益。
3 原因分析
3.1 高加系统检查
按设计要求检查高压加热器系统抽汽逆止阀和加热器进汽阀，确保其处于无节流的全开状态。检查高加放空气系统，确认空气门开度符合技术要求，进行空气门调整给水温度、端差的变化不明显。如果高加系统出入口三通阀无泄漏现象，严密性较好，将高加系统出口给水温度与炉侧最终给水温度作对比时，二者的温度就是相同的。
3.2 高压加热器水位核对与水位调整试验
HP7高压加热器分为过热蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段。其中，凝结段和疏水冷却段是HP6高压加热器的主要组成部分，而过热蒸汽冷却段则构成了HP6高加蒸汽冷却器。高压加热器疏水按照“HP7→HP6→除氧器”的顺序逐级自流。图2为高加水位控制情况。
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图2 高加水位控制图
高压加热器水位达到高一值时，来高水位报警;达到高二值，来高二值报警，事故疏水阀全开;到高三值时把给水旁路三通阀打开，抽汽止回阀和电动闸阀自动关闭，开启抽汽管道疏水阀，打开启停放水门，解列高加。
2010年厂热力试验组按照设计高加水位控制图，现场核对并标记好高加水位，同时通过试验调整6号、7号高加水位。按照试验要求，使6号、7号高加水位超过高一值。这虽然在一定程度上降低了高加上、下端差，但收效甚微。
3.3 高压加热器水室检查与处理
3.3.1 HP7、HP6高压加热器
一般是在管板上焊接HP7、HP6高压加热器半球形水室，在半球形封头上焊接给水出入口的接管和入孔。焊接在内壁上的流程分隔板是水室的主要构造。流程分隔盖板和密封垫片用螺栓固定在流程分隔板上。2010年3月，利用3号机小修机会，解体检查6、7号高压加热器水室，发现水室分隔板的密封垫片已受到严重的冲刷。遂用石墨垫片替换了石棉垫片，并对密封间隙作了相应调整。
检修后的高加系统，6号高加给水端差与疏水端差都有所下降，降幅分别是6.52℃、1.69℃。7号高加给水端差与疏水端差也明显下降，降幅分别是7.95℃、1.92℃。这个水平与设计要求非常接近。而且在相同工况下，3号机给水温度升高了4.21℃。检修前后相关参数对比见表1。
表1 3号机检修前后相关参数对比
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3.3.2 HP6蒸汽冷却器
HP6蒸汽冷却器（HP6bis）的水室基本类似于HP7、HP6高压加热器。但是HP6蒸汽冷却器（HP6bis）的水室分隔板上多了一300×145的方孔，构成了给水内部旁路，减小给水在管内流速，降低给水阻力损失。
3号机三阀全开工况蒸汽冷却器给水温升值应该达到4.93℃，而在2011年大修前试验三阀全开工况蒸汽冷却器的温升值只能达到3.33℃，温升降幅32.65%。二段抽汽经过蒸汽冷却器温降设计值是192.16℃，实际温降值130.66℃，降幅32%。
2011年4月，在3号机检修中发现水室分隔板密封垫片冲刷严重，检修中将石棉垫片更换为石墨垫片并调整了密封间隙。从增加蒸冷器换热性能出发，同杭州锅炉集团股份有限公司技术部沟通预留方孔部分封堵事宜，厂家经核算后，为了通过提高管内给水的流速来改善蒸冷器换热性能，同意封堵方孔，但封堵后必须留有150×145的方孔。为修后高加运行安全可靠，堵孔后须留设160×145的方孔，也就是说只封堵46.67%。经过封孔处理，蒸汽冷却器给水温升值4.43℃，二段抽汽经过蒸汽冷却器温降值184℃，基本恢复正常值。
4 结束语
针对运行中的3、4号330MW机组最终给水温度偏低的现象，珲春厂尝试通过试验调整高加水位，检修高加水室分隔板漏泄问题，配以6号高加蒸汽冷却器水室分隔板预留孔部分封堵等措施，有效改善了机组给水温度低的问题，提高了机组运行的经济性。
参考文献：
[1]段秋刚.大型机组全程给水控制的若干问题研究[J].山西电力，2007（S1）.
[2]叶江明主编.电厂锅炉原理及设备[M].中国电力出版社，2004.
[3]李志才，李家伟，张丽，林树岐.330MW机组给水温度偏低原因分析及措施[J].吉林电力，2012（01）.
作者简介：
张世伟（1973-），男，工程师，发电管理部汽机专工，多年从事火力发电厂汽轮机经济运行分析研究。