提高给水温度

利用精益的生产方式来提高

热电联产的经济效益

—浅谈我电厂应如何提高给水温

度来降低发电煤耗

姓名：王哲辉

专业工种：汽轮机运行

申报级别：技师

单位：一汽集团动能分公司汽机车间

2009年度技师考评答辩论文

前言

火力发电厂中电能的生产，实质上是将燃料中储存的化学能，经过一系列中间环节的能量释放、传递、转换最终变为电能。为了使能量转换不间断的进行，就需要工质不停地进行朗肯循环。但由于朗肯循环中有巨大的冷源损失存在，热经济性较低，为了提高循环的热效率，在朗肯循环的基础上，发展了回热循环。现代火力发电厂都无例外地采用了回热循环，如给水回热循环，目前现代凝汽式或供热式汽轮机，容量在6000kw以上的都高有回热加热器进行给水的回热循环。

我动能公司电厂在热电联产的整个过程中给水回热循环是个非常重要的环节，其结果在于充分利用给水回热循环来提高锅炉给水温度，减少了锅炉的发电煤耗，增加了电厂的热经济性。但是由于设备陈旧、老化、缺陷较多，加之运行人员操控不当等诸多原因，使我电厂的给水回热循环效率较低，总体热经济性差。如何提高热效率是现代电厂的首要任务，也是我电厂一直以来追求的目标。

摘要

回热循环是热力循环系统中热效率比较高的一种循环方式，热电联合生产系统中给水回热循环是最经济的典型的回热循环方式。

我电厂中的给水回热循环正是利用这种高效的回热循环方式来加热给水，使之利用机组抽汽加热给水来提高给水温度，提高了热效率和热经济性，降低了煤耗。但是由于设备老化、系统中存

在着不完善等诸多因素，使我电厂中的给水回热循环未达到理想的效果。

通过2007-2008年度冬季高峰负荷期的试验性调整后，发现给水温度比历年来的平均给水温度提高了近10℃左右，降低了煤耗，节约了资金，并且针对于我电厂给水系统中的缺陷提出几项切实可行的改进方案，以改善给水系统的完整性，灵活性，从而能够更好、更高效、更快捷的满足锅炉对用水的需求。

关键词：

给水回热循环给水温度热效率热经济降低煤耗改造系统

目录

前言··1

摘要·2

目录·3

第一章给水回热循环的热效率·4

第二章我电厂的给水回热循环系统现状·4

第三章影响我电站给水回热循环效率的问题·4

第四章2007-2008年度冬季高峰负荷期对给水温度的调整试验·5

第五章原因分析、改进措施及完善设备系统的预想·6

第六章总结参考文献··7

第七章致谢··8

一、给水回热循环的热效率

在热力系统中纯凝汽式汽轮机的热力循环中新蒸汽的热量在汽轮机中转变为功的部分中占30%左右，而其余70%左右的热量随乏汽进入凝汽器被循环水带走。一般机组新蒸汽焓约为3350KJ/kg，而在凝汽器内放出的汽化潜热却有2400KJ/kg左右，可见乏汽在凝器的热损失很大。如果将这部分损失于循环水的热量收回一部分，如用来加热给水，以减少给水在锅炉炉膛内吸收燃料的热量，则必然使热力循环的效率得到提高，从而减少了燃料的投入量。设想一下，将进入汽轮

机内做了一定量功的蒸汽抽出，用来加热由凝汽器来凝结水或锅炉的给水，从而来提高给水温度。显然这部分抽汽的热量又回到了锅炉，没有在凝汽器内损失掉，故这部分蒸汽的循环热效率等于100%，同时还可减少部分发电煤耗，提高了热电联产的经济效益10-20%左右。

二、我电厂的给水回热循环系统现状

我电厂汽机车间共有11根给水管，其中2、4、5、6、9号为冷水管，是直接从高压给水母管接出送往锅炉，其出口温度约为100℃左右。3、7、8、10、11号给水管为热水管，是通过机组高压加热器加温后送往锅炉车间，其送出温度约为125℃左右，冷热给水管送出温度之差约为25℃左右。

在夏季运行中汽机车间平均投入3根热水管和1根冷水管，送出温度平均为120℃左右，其流量约为370t-420t左右。

冬季高峰负荷期为满足锅炉用水量的增大需求，给水管也相应的增加投入4根热水管和2根冷水管，送出温度为平均120℃左右，给水约为480t-600t左右，由于送出温度低，给水在锅炉炉膛内多吸收热量致使锅炉车间增加了发电煤耗，热经济性和热效率较低。

三、影响我电站给水回热循环效率的问题

1、我电厂汽机车间给水系统的加热器均为以各机组抽、排汽为汽源的高压加热器，由于设备陈旧、老化问题严重，加之换热效率低，使之不能正常有效的投入使用。如：4号机高压加热器，由于设备陈旧老化现已拆除，致使5号给水管不经加温直接送往锅炉车间；8、9号机高加系统经常出现跑、冒、滴、漏等现象，使之不能连续运行。目前汽机车间的给水系统中只有1、3、7、8、10、11号给水管能够维持正常加温供应高温给水。

2、冬季高峰负荷期，锅炉用水量增大，在热水管再无法投入时只能相应增加冷水管的投入，这势必将综合给水温度会相应地降低，使之锅炉必须增加发电煤耗来增大热量，整个热力系统的热经济性和热效率降低了许多。

3、给水系统整体冷热给水管使用投入比率失衡，冷水管投入率远远大于热水管的投入率，使之给水温度整体下降，并且使锅炉的煤耗量相应增加许多，不经济。

4、运行人员操作不当，技术不全面，对机组高压加热器不能及时调整出力，使之加热器不能正常发挥出应有的效率，给水温度不能达到正常值。

四、2007-2008年度冬季高峰负荷期对给水温度的调整试验

冬季高峰负荷期锅炉车间用水量增大，需要相应地投入6根给水管来满足锅炉用水需求，经过查阅锅炉车间历年来的给水温度记录表明，冬季高峰期间给水平均温度为115℃左右，远比夏季给水温度低10℃左右，热经济较差，给水回热循环没有发挥出最佳效率。

2008年1月份，汽机车间经过1周的时间，在原来基础上不断调整设备出力，逐步增加热水管投入量，在保证4根热水管投入使用的同时，逐渐减少冷水管的投入量，由原来的2根给水管减少到1根半，在送出总量和压力不变的情况下，运行人员勤于调整机组高压加热器的出力，使之热效率达到最佳状态，加之8、9号机高压加热器检修处理完毕，投入运行，使7、8、10、11号给水管正常供应高温给水，使给水温度整体得到了逐步提升。白天高峰期给水温度可以达到125℃-130℃，夜间在低负荷期间也可以达到120℃-125℃，与历年来相比整体送出温度提高了10℃-15℃，与锅炉侧炉上温度相比平均给水温度增加了11℃左右。根据东北电力试验研究院提供的经验数据表明：当给水温度每升高10℃时，发电煤耗约降低5g/kw.h。这就说明通过汽机车间对给水流量、温度的调整后，在很大程度上节约了燃料的使用量，降低了发电成本，提高了经济性。据统计1-5月份共计发电230860Mwh，给水温度比历年平均提高11℃（按24小时平均计算），可为动能公司降低耗煤1270吨煤（11/10℃×5g×230860/1000＝1270）。每吨煤到地价格为550元/吨计算，1-5月份节约燃煤资金为70余万元。

通过以上数据表明，汽机车间通过对给水器热循环中流量、温度的调整，提高了热效率和热经济性，减少了发电煤耗，同时还为我动能公司节约了巨大的经济成本，带来了可观的经济效益。

五、对上述情况的分析及对现有系统提出的改进措施和完善设备系统机构的预想

通过对上述情况的分析表明，在电厂中给水回热循环是至关紧要的环节，利用好给水回热循环可带来巨大的经济效益，在给水回热循环中加热器的出力及使用率是非常重要的，如果出力不好

或使用率低，势必将影响给水回热循环的整体效率及整个热电联产的经济性。

对于我电站整个给水系统比较完善，系统灵活完全可以满足锅炉各个状态下对用水量的需求，但由于设备的原因整体给水系统效率不高，影响着电站的经济效益，如能对给水系统加以完善，更换、维修、完善某些设备，必将对给水回热循环的整体热效益有很大的提高。

1、恢复4号机高压加热器可使5号给水管恢复原有状况为锅炉供应高温给水。

2、将8、9号机高压加热器汽侧、疏水侧由现在并联运行改为独立运行方式。

现有8、9号机高压加热器的汽侧、疏水侧均为并联运行方式，如果1台加热器出现故障，必须将并联系统全部停止才可进行检修，还要将7、8（或10、11）号高温热水给水管停止使用，这势必影响热水管的正常投入使用率，如将并联系统分开，使其每台加热器都有独立的蒸汽管线和疏水管路，各台之间互不影响，在检修某一台机组加热器时不必同时停止另一台加热器运行，这样可提高热给水管的投入使用率，并且可以保证对锅炉高温给水的供应，同时还可减少运行人员的操作量。

3、对运行人员加强技术培训，勤于调整

运行人员的技术水平高低，直接关系于给水回热循环的热效率高低，运行人员如技术水平较高，在高压加热器的调整上根据各种参数的变化及时对加热器进行调整，使加热器出口水温度始终保持最佳经济给水温度，这势必能使整体的给水回热循环处于最佳状态，如运行人员技术水平低，对各项参数分析不到位，不能将加热器调整到最佳状态出力，这会使给水回热循环不能达到最佳状态，使其整体热电联产的经济性受到影响。

再有就是将热水管的投入使用率上要注意，多投入热水管，少投入冷水管，使其整体给水温度保持在最佳位置，减少由给水温度低使锅炉的煤耗相对增加。

六、总结

总之，给水回热循环是整个热力系统中至关紧要的环节，它对锅炉、汽轮机的整体效率有着非常大的关系，如何利用好给水回热循环是提高热效率、热经济性的关键所在，我们应当认真总结给水回热循环的各个环节的功效，使它在为电站的经济运行中发挥出至关紧要的作用，为电站的节

约降耗增加效益发挥出更大的贡献。

参考文献：

「1」《汽轮机设备及运行》水利电力出版社

「2」《热力发电厂》水利电力出版社

「3」《汽轮机设备运行技术》水利电力出版社

「4」《电厂热力过程自动化》水利力电力出版社

七、致谢

尊敬的各位专家评委：

你们好！

在动能公司工作了16年，受益非浅，专家的言传身教、高尚师德不仅给予了我知识，也给予了我人生道德的指引，让我在今后的人生道路上有了更明确的目标和发展方向。因此，特借答辩论文的最后一页，来表达我对专家们诚挚的谢意和敬意！

谢谢你们的教育、培养、鼓励、引导、宽容，谢谢你们给予我的帮助和教育。

用我最诚挚的心送上最真诚的祝愿：祝所有专家：身体健康、万事如意、工作顺利、心情愉快、家庭和睦幸福。

此致

敬礼

2009年12月

关于汽机车间2009-2010年度冬季高峰负荷期间

设备稳定运行及安全、高效生产的几点建议2009-2010年度冬季高峰负荷期已经到来。如何高效、稳定、安全、圆满的度过高峰负荷期，满足外网用户对工用、民用各种动能的需求是动能公司全年工作的重中之重，面对煤炭货源紧缺；价格日涨；外网用户需求增大；采暖面积逐年递增等诸多不利因素。动能公司早在年初就开始着手做了大量的准备工作：从煤炭采购到

设备维修，再到人员技术培训无不面面俱到。做为动能公司主要能源生产和供应的基地：汽机车间，更是及早安排及早运作，早已做好了各项准备工作。但随着冬季高峰负荷期的到来，设备大量的投入运行；供应能源的参数不断地随着外网用户需求而在不断的变化；设备也随之调整频繁；运行人员操作量也急剧增加。在这种不正常的设备运行情况下一些设备隐患也逐渐的显现出来，如不及时处理，这势必会影响能源的生产和供应，也会影响到动能公司的整体企业形象。我运行一班在经过对整个汽机车间现场的综合、详细的考察后，归纳出如下几点不足之处。

一、运行专用工具缺乏

运行人员在操作设备的过程中主要使用的工具是搬勾子。而各班组的搬勾子是在两年前统一制作的。经过两年的使用，出现了各种的问题如：前段搬勾处螺纹钢的螺纹早已磨平；勾杆弯曲、搬断；把手杆断裂；再加之丢失等诸多原因，使各个运行班组的搬勾子，能够正常使用的已所剩无几。在高峰负荷期搬勾子的使用率是非常高的，在无合格的工具下很难高效的快速的完成设备调整和上级下达的各项任务。

建议车间应联系检修部门为各个运行班组重新制作一套搬勾子，以满足各个运行班组的日常操作对工具的需求。另，我班组已设计一套搬勾子设计图（附后），以便检修部门制作。

二、各台套汽轮机组的缺陷

我车间的九台机组都是冬季高峰负荷期间的能源生产主力设备，但由于长期连续运行，加之各个方面维护不到位，出现了这样或那样的缺陷，使之运行人员无法更加准确的掌控机组的运行情况，调整不到需求地位，这样对冬季高峰负荷期的能源生产和供应非常不利，同时也无法及时的改变运行工况来满足外网用户的需求，也不利于冬季高峰负荷的高效、安全、稳定运行。下面将各机组的缺陷一一列出以便检修人员维护和处理

（一）1号机一级抽汽无法调整

1号机一级抽汽是直供工业用1.0Mpa蒸汽，在冬季高峰期间1.0Mpa蒸汽用途广泛，而且需求量非常大，不光用于工业生产，而且还用于采暖高峰加热器的汽源，但1号机一级抽汽根本无法调整，在冬季汽量需求大时根本无法增加供应，使得汽源紧张。

（二）2号机在负荷高段位三级抽汽加减时变化大

2号机是我车间能源生产的主力机组，但在负荷高段区出现了加减抽汽时负荷摆动过大的情况，这对用户的需求及机组本身的安全高效运行带来了非常不利的影响。

（三）3号机轴向位移数值逐渐降低

3号机在冬季高峰期间已做为加热采暖用机组，对其机组各项参数要求更为严格，才能保障机组的正常安全高效稳定运行。但最近发现3号机轴向位移油压数值正逐渐下降，这对其机组的安全运行相当不利。

（四）4号机凝结水泵无故不打水、盘根漏水严重

4号机组是我车间发电量最大的机组，出力最多、热效率比较高的机组，但最近连续多次出现凝结水泵不打水现象，泵体盘根漏水严重的现象，这样容易使泵内抽进空气，一旦出现因漏气不打水，势必对机组的安全运行带来严重的后果，如因此紧急事故停机，将会严重影响到冬季高峰负荷期的热能、电能供应，会对外网用户造成不可估量的损失。

（五）6、7号机压缩空气干燥器工作不正常

6、7号机是空气压缩机组主要供给前方厂汽车生产用压缩空气，但6、7号机的空气干燥器近一年来相继出现缺陷：首先6号机干燥器A罐出现第八步运行完后无法自动行走到第九步，在不长时间内B罐也出现此类问题。最近一个月，7号机也出现此类问题，如果不用人工进行下步手动操作，它将永远在第八步上运行，这样长时间处于缺陷下运行的干燥器，势必严重影响压缩空气的产能及压缩空气送出的各

种参数，必定会影响前方厂生产用气。

（六）8、9号机组缺陷

8、9号机组是我车间背压机组，主要的抽汽与排汽供应1.0Mpa，蒸汽系统和0.12 Mpa蒸汽系统。在冬季高峰负荷期由于离新站房、老高温热水站房较近，已成为新站房小汽轮机做功用汽的主要来源及网路水高峰加热器和高温热水加热器源主供机组，8、9号机的排汽也主要向新站房网路水的低压加热器加温用供汽，是网路水加温的主要蒸汽来源。但最近发现8号机有功率表严重失灵，其与主盘的监控功率表相差很大，最大时相差6500KW/h，这种缺陷已严重影响了运行人员的正常监盘和对机组的正常调整，无法保证机组的正常运行，给冬季高峰负荷带来了严重的事故隐患。

另外8、9号机调速系统不稳定，不能自控在某一功率段内，当运行人员加或减到某一负荷时，调速系统不能自定，负荷上下摆动，使之供也能源参数不稳，对需求方有严重的影响。

三、建议需改进的操作方法和需加强的注意事项

1、建议给水泵两侧的轴瓦加油口上的油盒盖在每次加油后或观察完油环工作情况后，必须将油盒盖盖好，以防止轴瓦油盒内落入杂物或水，使润滑油乳化或影响油环、轴承工作。

2、建议运行人员在巡检中要时常要注视现场的给水泵，网路水泵、伏水泵、射水泵泵体上接盘根漏水的漏斗下水口通畅情况，下水情况，发现有堵塞现象要马上清理，保障下水畅通，防止积水过多进入轴承油盒，使润滑油乳化，影响轴承工作正常。

3、由于8、9号机轴封漏汽较大，至使油箱内积水较多，因此建议在冬季高峰负荷期内每白班对8、9号机油箱进行防水一次，以防止油箱内积水过多使透平油乳化，从而才能更有效的保障机组正常安全高效运行。

4、冬季采暖期间由于网路水补水量不固定，使得网路水回水压力高低不稳，化学车间海绵铁补量时大时小，给化学车间运行人员带来非常大的操作量，海绵铁补水泵启停频，对设备造成一定的危害，因此建议将化学车间海绵铁补水泵改为变频工作。

5、我车间现有给水泵全部都是大流量水泵，在锅炉给水压力高，无法切换其他给水泵来降低压力时，只得开给水泵再循环门来降低压力，这样即浪费给水电耗，又不利于水泵的工作，建议安装或更换1至2台小流量给水泵，以便于及时调整给水压力在规定范围之内。

6、我车间现场所有除氧器的水位计均与实际不相符，尤其是3、4号除氧器水位近一个月处于失灵状态，建议相关部门及时处理，以便于运行人员更好地掌控和调整除氧器水位。

7、新站房内的冷油器水侧出入口门具体操作位置在零米以下地沟内，操作起来十分不便，虽然检修部门已制作了一个临时简易长杆搬手，但操作起来还是十分不方便，同时，不能更好地精细调整冷油器油温，在事故状态下更不能马上紧急关闭阀门进行处理，建议将冷油器水侧、油侧出入口阀门制作连杆引制地面以上，以方便运行人员进行操作。

8、新站房内油箱虽有放水门，但放水门距油箱底部相差很大，根本无法放掉油箱内存水，长时间水放不净，会使小汽轮机轴承润滑的透平油乳化，不能起到良好的润滑作用，对小汽轮机的运行有着严重的危害，建议将新站房油箱放油门移至油箱底部，便于放净油箱内存水。

9、我车间与外部车间部门联系主要依靠座机电话，分公司已为各值班室安装配备两部程控电话，但由于使用频繁，使得各值班的电话出现很多问题，如：电话失灵、电话插件连接不良、无法通话等诸多毛病，建议将现场电话更换、维修一次，电话插件重新制作安装，以保证联系畅通无阻。

以上是我运行一班在经过详细巡检后归纳出的几条建议和意见，希望能为2009至2010年度冬季高峰负荷期间内高效、安全、稳定、圆满地完成任务做出贡献。

汽机车间运行一班

2009年11月

搬勾子制作说明

一：小号

1、数量：10把

2、勾内口宽：65mm

3、螺纹钢：12mm

4、把手长：400mm

5、把手直径：4分

6、勾两侧螺纹钢长度要求：左侧长70mm右侧长60mm

二：中号

1、数量：10把

2、勾内口宽：100mm

3、螺纹钢：16mm

4、把手长：550mm

5、把手直径：6分

6、勾两侧螺纹钢长度要求：左侧长100mm右侧长90mm

三：大号

1、数量：10把

2、勾内口宽：200mm

3、螺纹钢：20mm

4、把手长：1500mm

5、把手直径：1寸

6、勾两侧螺纹钢长度要求：左侧长150mm右侧长140mm

给水温度低的原因

给水温度低的原因 1 概述 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。因此以国产200MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度低的方法。为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度低的方法分成①高加本体的剖析，②高加系统的剖析，③运行维护的剖析。三个方面进行查找原因。 2高加本体的剖析 200MW机组回热加热器系统中的高压加热器均为立式表面式的加热器，加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。针对高加本体影响给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。 2.1高加水室隔板密封性 高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。 2.2高加箱体密封性 为了有效利用抽汽的高过热度和疏水的过冷却。高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。解决办法是厂家提高制造质量。 2.3高加芯子的安装质量 高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安置在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和析出。如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。解决办法是厂家和检修单位严格高加芯子的吊装程序，提高安装水平。 3 高加系统的剖析 200MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器加一台外置式蒸汽冷却器和一台疏水冷却器的连接方式。高压加热器的水侧有进、出水阀和旁路阀，并且高加组水侧设有一套由自动进水阀和联成阀、逆止阀组成的水侧自动保护装置。针对高加系统影响给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。 3.1抽汽阀门的开度 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击，高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和水控逆止门组成的汽侧自动保护装置。高加组投运时要求抽汽电动门和水控逆止门应全开。如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等诸多原因导致阀门未全开，这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失，影响给水温度。解决办法是定期分析监视段压力值和对应高压加热器蒸汽压 力值的数据，从而判断抽汽管道上阀门是否全开。水控逆止门尚可通过其开度标尺进行检查。确证后视具体原因加以处理。 3.2汽侧安全门可靠性 高压加热器汽侧设置有汽侧安全门，保护高压加热器内的蒸汽压力不超压，避免缩短加热器寿命和应力破坏。汽侧安全门一般为弹簧式安全门。如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门严密性差，导致部份蒸汽泄

350MW机组给水温度降低的原因分析及治理

350MW机组给水温度降低的原因分析及治理 某发电集团电厂两台机组投运后，一直存在给水温度偏低情况，给水温度达不到设计值，机组运行经济性能就会降低，不仅影响机组煤耗，同时对机组安全运行也存在隐患。文章通过对给水温度低进行全面分析、排查，最终确定影响给水温度低的原因并进行处理，使给水温度达到设计值。 标签：350MW；高加；给水温度低 1 概述 某自备电厂350MW机组两台，机组于2009年9月投运，随着机组运行时间的增加，出现给水温度不断下降问题，给水温度设计值为275℃，而机组带额定工况运行时给水温度仅为268℃。该厂高加一共有三台，给水温度的降低，严重影响机组运行经济性，影响汽轮机的效率，增加了发电煤耗，同时给水温度的降低也会使锅炉受热面长时间处于超温运行状态，影响锅炉受热面的寿命，增加了爆管的机率。 2 给水温度低的原因分析及处理 为提高给水温度，对机组现状进行综合分析，影响给水温度的原因分为运行操作与设备本体及系统影响两种。 2.1 运行操作 2.1.1 连续排空气门开度 高加抽空气门的作用是将高加汽侧积聚的不凝结汽体排到除氧器进行除氧，因空气的传热系统远小于钢材，空气在钢管周围开成的空气膜会严重阻碍传热。在机组正常运行工况下，通过对各台高加连续排空气门分别进行调整，并测温管道温度随之上升或下降，由此确认管道未堵塞，经试验，连续排空气门开度对给水温度没有影响。 2.1.2 高加水位影响 在机组带额定负荷情况下，解除高加水位保护，将#1高加水位进行调整，调整采取先调整到高位再调整至低位，通过调整高加水位，给水温度最高仅有0.5℃的变化，可见高加水位并不是影响给水温度的要因。 2.1.3 高加投停 在高加投入及退出时，基本均为随机启动。每次高加投入汽侧时，均能按要求控制给水温升、温降率，水侧投入时，能够先用静压注水，然后再用注水门注

给水温度降低的因素浅析

给水温度降低的因素浅析 摘要：给水温度是火力发电厂的一个重要经济指标，本文主要从高压加热器本体，高压加热器系统，高压加热器运行维护三个方面分析影响给水温度降低的因素，提高高压加热器运行管理水平。 1.概述 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高热经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。因此以国产300MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度降低的方法。为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度降低的方法分成为：①高加本体的分析，②高加系统的分析，③高加运行维护的分析。三个方面进行原因查找。 2.高加本体的分析 300MW机组回热加热器系统中的高压加热器一般均采用福斯特.惠勒高压给水加热器。这种加热器是卧式的表面式的加热器，与传统的立式布置的高压加热器相比，它具有很多特点只有掌握它的结构特点与运行特性，才能保证福斯特.惠勒高压给水加热器安全经济地运行。在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。针对高加本体影响给水温度的因素加以分析并提出解决办法。 2.1.高加水室隔板密封性 高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。

给水温度对机组效率的影响

浅析给水温度对机组效率的影响 在环保和节能已经成为社会发展主题的今天，火电厂如何提高效率、注重节能不仅是顺应主流，也是在竞价上网后获得最大利润的手段之一。标准煤耗率、汽耗率、汽轮机效率、锅炉燃烧效率等参数，是衡量机组经济性能的重要参数。 标准煤耗率简单来说，就是将不同发热量的各种煤统一折算成发热量为29308千焦/千克的“标准煤”后算得的煤耗率，也就是机组输出1KW.h功率所需要消耗的标准煤煤量，主要用于在燃用不同煤种的各个发电厂之间进行热经济性比较。 bs＝q0／(29.31ηb*ηp) bsn＝bs／(1－ξ) 式中q0——机组发电热耗率，kJ／(kW.h)； ηb——锅炉效率，%； ηp——管道效率，%； ξ——厂用电率，%； bs——全厂发电标准煤耗率，g／(kW.h)； bsn——全厂供电标准煤耗率，g／(kW.h)。 对于我厂330MW机组，q0可简略用下式来表示： 式中，D0——主蒸汽流量 h0——主蒸汽初焓 hfw——给水初焓 Drh——再热蒸汽流量 hrh——再热器出口蒸汽焓值 he——再热器入口蒸汽焓值 W——机组输出功率 当其他参数不变时，标准煤耗与给水焓值成反比。要降低标准煤耗，就要提高给水焓值。由焓熵表可知，当给水压力一定时，给水温度越高，给水焓值越高。（如下表，假定给水压力P为15MPa） 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 影响给水温度的因素很多，包括：

锅炉主蒸汽温度低原因及处理

我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理 近期，我厂#6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象，现总结其原因及其处理方向。 一、主蒸汽温度过低的危害 当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定 负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10C,汽耗量要 增加 1.3%~1.5%。 主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。其主要危害是： (1)末级叶片可能过负荷。因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变，则主蒸汽流量要增加，末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。 (2)末几级叶片的蒸汽湿度增大。主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命。 (3 )各级反动度增加。由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低。 (4)高温部件将产生很大的热应力和热变形。若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时，应打闸停机。 (5)有水击的可能。当主蒸汽温度急剧下降50C以上时，往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意，当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。 二、引起主蒸汽温度低的因素： 1)水煤比。 在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。当调节汽阀阶 跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少，并恢复初始值，汽轮机阀前压力 P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小，所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃 烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。 燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动。当燃烧率B阶跃增加时，经过一段 较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化；过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升，最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。 当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽，因此蒸汽流 量D、汽压P T、功率Nk几乎没有迟延的开始增加，但由于汽温T2的下降，最后虽然蒸汽流量D增加，而输出功率N E却有所减少；汽压Pr也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度。 给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知，当给水和燃料按 比例变化时，蒸发量D立即变化，然后稳定在新的数值上，过热汽温则保持在原来的数值上(额定汽温)。这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键。

给水温度原因分析

连城电厂#2机组给水温度低的原因分析 及高压加热器改造 乔万谋 甘肃电力公司连城电厂邮编：730332 【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造 1．概述 连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 2．影响高加运行特性的因素及原因分析 额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况 表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数 和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。 造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素： （1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽

我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法

我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法 贵州黔西中水发电有限公司：万强 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。针对给水温度低的查找方法如下①高加本体的分析，②高加系统的分析 一、给水温度低的原因查找： 我厂加热器是卧式的表面式的加热器。在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递 1.1.高加水室隔板密封性，高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。 1. 2. 过热度和疏水的过冷却。高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水 1.3.高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安臵在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和拆出。如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。1.4 2.高加系300MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器疏水逐级自流至除氧器方式。高压加热器的水侧有进口三通阀和出水阀，并且高加组水侧设有一套进口三通阀和出水阀组成的水侧 2.1 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保

提高给水温度要点

利用精益的生产方式来提高 热电联产的经济效益 —浅谈我电厂应如何提高给水温度来降低发电煤耗 姓名：王哲辉 专业工种：汽轮机运行 申报级别：技师 单位：一汽集团动能分公司汽机车间 2009年度技师考评答辩论文

前言 火力发电厂中电能的生产，实质上是将燃料中储存的化学能，经过一系列中间环节的能量释放、传递、转换最终变为电能。为了使能量转换不间断的进行，就需要工质不停地进行朗肯循环。但由于朗肯循环中有巨大的冷源损失存在，热经济性较低，为了提高循环的热效率，在朗肯循环的基础上，发展了回热循环。现代火力发电厂都无例外地采用了回热循环，如给水回热循环，目前现代凝汽式或供热式汽轮机，容量在6000kw以上的都高有回热加热器进行给水的回热循环。 我动能公司电厂在热电联产的整个过程中给水回热循环是个非常重要的环节，其结果在于充分利用给水回热循环来提高锅炉给水温度，减少了锅炉的发电煤耗，增加了电厂的热经济性。但是由于设备陈旧、老化、缺陷较多，加之运行人员操控不当等诸多原因，使我电厂的给水回热循环效率较低，总体热经济性差。如何提高热效率是现代电厂的首要任务，也是我电厂一直以来追求的目标。

摘要 回热循环是热力循环系统中热效率比较高的一种循环方式，热电联合生产系统中给水回热循环是最经济的典型的回热循环方式。 我电厂中的给水回热循环正是利用这种高效的回热循环方式来加热给水，使之利用机组抽汽加热给水来提高给水温度，提高了热效率和热经济性，降低了煤耗。但是由于设备老化、系统中存在着不完善等诸多因素，使我电厂中的给水回热循环未达到理想的效果。 通过2007-2008年度冬季高峰负荷期的试验性调整后，发现给水温度比历年来的平均给水温度提高了近10℃左右，降低了煤耗，节约了资金，并且针对于我电厂给水系统中的缺陷提出几项切实可行的改进方案，以改善给水系统的完整性，灵活性，从而能够更好、更高效、更快捷的满足锅炉对用水的需求。 关键词：

给水温度对锅炉的影响

给水温度对锅炉的影响 高加于3月10日中班大修后投用，给水温度150℃比以前提高50℃左右，高加投用后可较大程度改善设备低温腐蚀的问题，提高除尘灰的流动性，有助于改善除尘器中箱体漏风回潮飞灰板结的实际状况，更有助于节约煤耗和提高锅炉蒸发量的较强效果。在给水温度上升后，煤耗的降幅在0.3—0.4t/h，锅炉蒸发量的增幅在3t/h左右，更重要的是锅炉负荷的稳定性和迅速提升（加负荷）能力得到加强。 一、整体经济性影响 由于垃圾锅炉自身积灰特性，主汽温度偏低在一定程度遏制了机组整体效益的提升，第一方面是排烟温度上升的炉效损失，第二是蒸汽焓值下降带来的做功能力损失。从报表反映数据来看，单纯的锅炉蒸发量、煤量不但得到改善，而且汽煤比数据得到提升，锅炉实际效率得到增长。但发电量增长不明显， 2#机汽耗上升约1个点，由于主汽温度低增加了汽机疏水频率，管道蒸汽损失率由1.3%上升到1.6左右。见下表：

上表中日期数据依据高加投用前1周内运行正常时期统计，煤量依据15米数据采集与3#皮带具有一致性且更精确。 汽机总汽耗-----按汽机总进汽量/总发电量计算 成本产出------电量*0.65-煤量*784计算 管损率--------（1-汽机进汽量/锅炉蒸发量）*100% 表中1#炉蒸发量突破1200吨，2#炉蒸发量达到1162吨；煤量下降、汽煤比上升但成本产出上升不明显，在考虑垃圾库存见底和12、13日中雨影响，后期需要观察垃圾质量转变对数据的影响。 二、对锅炉的影响

上表是锅炉因给水温度变化后各受热面烟温和风温（汽温），数据采集在3月6日---13日之间，选取锅炉蒸发量45t/h工况下，利用趋势线精确到秒统计的5个时间段均值。（以1#炉分析） 1#炉高加投退前后顺烟气流向各级烟温差基本相当，省煤器因介质温度提高后烟温差收小20℃。蒸汽介质在高低加投用前后下降约17.6℃（低过）和16.8℃（汇汽），这种下降状况由吸热介质增量和放热介质减量引起，同时纵向比较主汽温度与低过处蒸汽温差在42.6℃和43.4℃前后相差0.8度，说明数据统计期间积灰对换热的影响较小，数据可信。 在省煤器后顺烟气流向层级温差减小幅度70—30℃之间单边下降（给水温度100℃），当给水温度150℃时烟温差46.4—39.7℃之间降幅收窄且有上升，个人认为换热已趋饱和若进一步提高烟温在不

高压加热器对给水温度影响的分析及改造

高压加热器对给水温度影响的分析及改造 作者：祝德军王鹏 摘要：文章介绍了电厂轮船机组高压器在制造、安装、检修以及运行维护过程中出现的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器造成的影响。从高压加热器对水温的影响，并且结合了加热器独特的结构特点在原有的设备基础上进行改造，改造之后获得的效果比较明显，高压加热器端差值逐渐减小，水含量逐渐提升，温度变动也比较大，获得的效果非常明显。 关键字：汽轮机；高压加热器；水温 一、高压加热器的结构特性 众所周知，高压加热器主要是焊接结构，一般由管系和外壳组成。外壳材质是碳素钢板圈，这是一个可以拆卸的筒体。筒体的结构比较复杂，上部分由椭圆形冲压封头组成，封头的中心位置是蒸汽入口，这些特种是为了后期的水蒸气温度提升服务，中心位置有吊环以及管座两只，管座主要服务于供加热器外壳加热，或者对整个加热器进行支撑。外壳的部分也比较明显，由各个管座以及水位接管组成。加热部分由两个联箱以及四个连接管组成，这些组成都是基于焊接基础上实现。焊接就会存在一定的缝隙，空隙控制对于水温影响比较大。在配水管上部位以及连接处，一般都存在板孔。联箱管下端焊于底盖，顶端则通过弯头和联接管与中心管相连接。联箱管与配水管相交错布置成180。角，每根联箱管与配水管上均钻有两排焊接盘香管的孔。这些板孔的严密性以及缝隙都应该得到控制，这样才能从根本上控制住流水速度和水温。然而这些问题的出现，是导致水温减弱根本原因，面对这些现实问题，应该从根本上进行把握。这样可以更加准确的分析影响水温的因素，进而选择应对措施。 二、原因分析 （一）设计值 一般而言，汽轮机的内效率低下的设计值影响比较大，会导致汽轮机的耗油量逐渐增大，相应的给水量会逐渐增大，这将引起高压加热器负荷增加，导致能源消耗。相应的给水量也会逐渐增大，从而使得高压加热器热负荷出现。 (二）高压加热器进汽管位置以及上壳体进汽法兰填料位置，不能出现缝隙，这个位置需要做好填料压紧，如果只是简单的依靠紧联接法兰对填料位置进行加压，这部容易保障密封可靠性。当加热汽油从这个密封口进入到高压加热器后，没有经过冷却环节直接进入蒸汽凝结阶段，在这个过程中蒸汽冷却量会逐渐减少，蒸汽量减少时最终导致传热量减少。每当该时刻，蒸汽流速会逐渐降低，从而导致蒸汽对换热面放热系数逐渐降低，从而不能获得良好的保温效果。 （三）局部变形

给水温度对锅炉运行经济性及安全性的影响

给水温度对锅炉运行经济性及安全性的影响 摘要：在热电厂的生产运行过程中，给水温度变化对生产过程中的锅炉热效率以及热电厂循环热效率有着很大影响，此外给水温度的高低对锅炉运行安全性也有一定影响，本文从给水温度对锅炉热效率、耗煤量及锅炉运行安全性等几个方面，来总结阐述给水温度对锅炉机组运行经济性及安全性的影响。 关键词：给水温度热效率经济性安全性 随着社会经济的发展，能源消耗的加快，节能、低碳、效率越来越多的被摆上桌面。对于热电厂来说，给水温度是个重要生产参数，无论是对锅炉的生产效率还是对于机组的热效率，都是具有重要意义。此外，给水温度的高低对锅炉生产安全性也有一定的影响。 一、给水温度对机组经济性的影响 1.给水温度对锅炉热效率的影响 以乌石化热电厂三期锅炉为研究对象，我们取给水温度分别为159℃、192℃、200℃下的各参数进行热效率计算。我们采用反平衡法来计算锅炉热效率，计算公式如公式（1） （1） 通过公式你（1）计算得出不同给水温度下的锅炉热效率分别为：92.7%、90.44%、90.8%。可见，随着给水温度的变化，锅炉热效率虽有变化，但着给水温度的提高，锅炉热效率提高相当有限。 2.给水温度对锅炉产汽煤耗的影响 虽然给水温度对锅炉热效率的影响不大，但提高给水温度，却能够可以明显的降低产汽煤耗，从而提高热电厂经济效率。我们收集了以上三个工况下的生产参数，给水温度分别为：159℃、192℃、200℃，吨蒸汽耗原煤量分别为：156.38 kg/t、155.48 kg/t、139.78 kg/t，原煤低位发热量分别为：20178 Kj/Kg、18765 Kj/Kg、20508 Kj/Kg。 根据锅炉热平衡计算公式： （2）

给水温度偏低分析及处理

发电机组给水温度偏低分析及处理 王微 摘要 #1、#2机组投产后，随着机组运行时间的增长，#1、#2机组给水温度逐步降低。经过认真分析影响给水温度偏低的各种因素，认为是高加水室短路，部分给水通过隔板直接流过，造成给水加热不彻底温度偏低。针对该问题提出了检修方案，彻底解决#1、#2机给水温度偏低，使机组能在最佳工况下运行，提高其经济效益。 主题词：给水温度偏低分析 0、概述 二期2×330MW机组，汽机主设备是北京汽轮电机有限责任公司引进法国ALSTHOM公司技术生产的330MW亚临界、中间一次再热、冲动、凝汽式汽轮机，机组型式为单轴三缸双排汽。回热系统由两级高压加热器(内藏疏水冷却段及一外置式蒸汽冷却器)、一级除氧器和四级低压加热器组成。高压加热器疏水采用逐级自流进入除氧器，4号、3号、2号低压加热器逐级疏水至低加疏水箱，通过低加疏水泵至主凝结水管道，1号低压加热器疏水到凝汽器。给水系统采用3X50%电动给水泵，2台运行，1台备用。 1、问题的产生 机组在满负荷情况下运行时，采用的是TRL工况。自2002年9月两台机组开始投入商业运营以来，各工况下的运行参数均能达到设计要求。随着长时间大负荷的运行，从2003年11月以来，两台机组给水温度比对应工况设计值逐渐降低,造成机组不能在最佳工况下运行，严重影响经济性。通过采集数据，将给水温度的降低趋势作成如下曲线： 另将机组在TRL工况下实际运行参数与设计参数对比情况汇成表1： 表1

加、#2机#7高加的给水出口温度与工作温度设计值相差较大。 2、问题的分析 为了提高机组的效率，保证双机经济可靠地运行，对给水温度偏低的原因进行了分析： ⑴对给水系统及抽汽系统的热电偶进行校核，各测试元件工作正常，测量误差均在允 许范围之内，未发现设备异常； ⑵对高加三通阀严密性做了如下试验：关闭高加出入口三通阀，将高加水侧从系统中 隔离出来，给水流经高加旁路，同时泻掉高加水侧的压力，将高加水侧密闭。缓慢提升给水泵的出口压力，高加水侧压力没有变化，三通阀不存在内漏。 ⑶汽轮机各级抽汽的运行参数见表2。 表2

降低给水温度对锅炉运行的影响

停运高压加热器对锅炉及系统运行的影响 一、热动分部高压加热器的大体情况 目前热动分部共有3组高压加热器，每组两台，其中新系统#1、2、3、4炉两组，出口水温200℃左右；老系统#6炉1组，出口水温210℃左右。另外#7、8、9炉分别单独设有给水加热器。 新系统两组高压加热器汽源分别为#1、#2机的非调整抽汽，#6炉一组高加汽源为3.8Mpa母管和1.0Mpa新蒸汽。各组加热器的疏水采取逐级自流，最终排入高压除氧器，整个加热锅炉给水的换热过程没有外排损失，加热蒸汽热量全部回收，仅有微量的设备和管道的散热损失。 二、停运高压加热器，降低给水温度的影响 1、锅炉给水温度降低后，假定锅炉蒸发量(D)不变，由于用于提高水温的热量增加，而用于蒸发的热量减少，所以锅炉需要的燃煤量(B)增加，锅炉的煤耗(B/D)将大幅上升；假定锅炉燃煤量(B)不变，由于提高水温的热量增加，所以锅炉蒸发量(D)降低，锅炉的煤耗(B/D)也将大幅上升。 2、锅炉给水温度降低后，为保证锅炉蒸发量不变，锅炉需要的燃煤量增加，相应的需要的热风量也需要增加，锅炉给水温度低于设计温度过多时，受锅炉给煤系统、风烟系统的限制，锅炉的负荷率将受到影响。 3、锅炉给水温度降低后，为保证锅炉蒸发量不变，锅炉需要的燃煤量和热风量增加，烟气量也相应增加，锅炉过热器可能出现超温现象，送、引风机电耗增加，影响设备安全运行。 4、锅炉给水温度降低后，省煤器因传热温差提高，吸热量增加，省煤器后的烟温降低，排烟温度降低，如果低于露点温度，可能造成空预器低温腐蚀。 5、锅炉给水温度降低后，排烟温度降低，而氨法脱硫装置和#6炉钙法脱硫装置均要求入口烟温不得低于125℃，排烟温度过低，将直接影响