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。

1.42.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气控逆止门组成的汽侧自动保护装臵。

高加组投运时要求抽汽电动门和气控逆止门应全开。

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。

2.2.汽侧安全门可靠性高压加热器汽侧设臵有汽侧安全门，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，导致部份蒸汽泄漏排大气，不但损失热量而且浪费高品质的工质。

2.3汽侧空气门高加长期长期运行，内部将产生空气或者不凝结气体，影响加热器的换热效果。

下面是收集我厂汽轮机与同类型机组参数进行的比较：摘要：我厂4台汽轮机均为哈尔滨汽轮机厂生产的N-300-16.7/537/537汽轮机，在2002年起进入贵州电力市场，目前已建成投产的机组有8台，其中黔西中水发电有限公司1、2、3、4号机，纳雍1、2号机，鸭溪3、4号机。

针对我厂高加出口给水温度偏低的现象，对纳雍1号机，鸭溪3号机相关参数收集，与同类型机组进行比较，找出给水温度偏低的原因。

二、机组投运初期高加给水温度分析：我厂1号机组于2005年9月23日投产，4号机组于2006年12度最高为272℃，尤其是4号机刚投运12天，也只能达到272℃。

可以排除高加汽侧换热面脏污造成给水温度偏低。

根据哈汽N300-16.7/537/537型汽轮机热力特性73B.000.1(J)-10说明书，在THA工况下：1号高加汽侧压力5.715MPa，出口给水温度274.1℃；2号高加汽侧压力3.525MPa，出口给水温度243.0℃；3号高加汽侧压力1.591MPa，出口给水温度201.1℃；除氧器进汽压力0.802MPa，出口水温170.5℃；给水泵出口给水温度173.8℃。

热蒸汽冷却段，所以1号高加出口给水温度应高于对应抽汽压力下的饱和温度：1号机1号高加在 5.76MPa抽汽压力下对应的给水温度为272.88+1.7=274.58℃，实际给水温度低2.58℃。

2、3号高加出口给水温度达设计值。

2号机1号高加在 5.62MPa抽汽压力下对应的给水温度为271.32+1.7=274.02℃，实际给水温度低2.23℃。

2、3号高加出口给水温度达设计值。

3号机1号高加在 5.56MPa抽汽压力下对应的给水温度为270.5+1.7=272.2℃，实际给水温度低0.7℃。

2、3号高加出口给水温度达设计值。

4号机1号高加 5.54MPa抽汽压力下对应的给水温度为270.3+1.7=272.0℃，给水温度基本达设计值。

2、3号高加出口给水温度达设计值。

结论：针对1-3号机组1加出口给水温度偏低，结合相关兄弟单位经验，初期分析为高加水侧隔板人孔门泄漏，造成给水温度偏低。

在几年的检修中基本上确认高加水侧隔板人孔门泄漏，均进行了处理。

近期各台机组高加给水温度分析：抽汽压力下的饱和温度，但高加的过热度没有利用，使高加给水温度仍偏低 1.7℃。

4号机组在抽汽压力为 5.41MPa时给水温度只有268.7℃，说明1号高加水侧隔板有内漏，造成给水温度偏低。

结论：目前1、2、3、4号1高加抽汽过热度未利用，使给水温度偏低1.7℃；4号机组1号高加、2号机组2号高加水侧隔板有内漏，造成给水温度偏低。

与同类型机组抽汽压力及给水温度的比较。

1、与鸭溪电厂纳雍电厂1号机在300MW负荷时，1加出口给水温度为272℃，比我厂给水温度高近2℃。

实际上在抽汽压力为5.78MPa时对应的饱和温度为273.1℃，加上过热度1.7℃，则要求纳雍电厂1号机给水温度为274.8℃。

我厂高加给水温度在300MW时给水温度虽为270℃，但抽汽压力比纳雍电厂低0.1-0.2MPa，实际上我厂给水温度在同负荷下优于纳雍电厂。

经了解:鸭溪电厂1\2\3号高加为东方锅炉(集团)有限公司产品，各台高加的换热面积分别是：1100m2、1200 m2、950 m2。

黔西电厂与纳雍电厂1\2\3号高加为上海电力修造厂产品，各台高加的换热面积分别是：1025m2、1110 m2、885 m2。

在选型上鸭溪电厂的各台高加换热面积均比我厂多70-90 m2，可能是我厂及纳雍电厂1号高加抽汽过热度利用不好的主要原因。

三、给水温度低的危害：1、经济方面当给水温度降低后，为了保证机组负荷不变，使蒸发量增加。

为了维持蒸发量不变，必须增加锅炉燃料量，这样使得排烟温度升高，锅炉热效率降低。

2、安全方面 :给水温度降低后，锅炉燃料中的一部分热量要用来提高给水温度。

假如蒸发量维持不变，则燃料量必然增加，炉膛出口烟气温度和烟气流速都要提高，过热器的吸热量增加，蒸汽温度必然要升高。

给水温度降低后，假定燃料量不变，则由于燃料中的一部分热量用来提高给水温度，用于蒸发产生蒸汽的热量减少，而此时由于燃烧工况不变，炉膛出口的烟气温度和烟气速度不变，过热器的吸热量没有减少。

但由于蒸发量减少，蒸汽温度必然升高。

所以给水温度降低，蒸汽温度必然升高，容易造成锅炉管壁超温爆管。

3、给水温度每降低3℃，主蒸汽温度会上升1℃。

四、给水温度低的解决办法：1、加强运行维护-保证高加水位在正常水位运行（200mm），当水位偏离给定值较多是及时进行调整，如果因高加疏水调节阀调节失灵造成及时联系检修处理。

2、汽侧空气门-加热器长期运行，内部将产生空气或者不凝结气体，影响加热器的换热效果，因此要保证加热器至除氧器的空气门保持一定的开度，根据各加热器的端差，来调整高压加热器汽侧空气门的开度（3～5圈）3、高加事故放水门正常运行时保证高加事故放水关闭严密，防止因高加事故放水门不严密造成热量损失、工资流失，降低给水温度。

4、加强运行分析定期对抽汽压力、给水温度等参数进行抄录，发现问题时及时进行分析处理，判断高加抽汽系统运行是否正常，高加水侧隔板是否存在内漏，造成给水温度偏低，不严重时可待停机后处理，严重时采用停运高加的方式交检修处理。

5、提高检修工艺待停机时处理高加水侧隔板存在内漏、水侧人孔门漏、汽侧安全门内漏等缺陷的处理时，提高焊接能力，防止因检修工艺较差造成高加运行一段时间后，上述等缺陷又一次产生。

6、在C修级以上检修时，对高加换热面进行检查有无脏污现象及对高加水侧隔板、水侧人孔门检查，防止内漏造成给水温度偏低。

7、加强巡检加强对给水系统各放水门、疏水门的检查，存在内漏现象的及时联系检修处理，加强高加进口三通阀的检查，防止高加进口三通阀不严密造成给水部分走给水旁路，降低给水温度。

五、总结：通过与鸭溪电厂、纳雍电厂在300MW负荷时参数分析，我厂1-4号机经济高中压缸效率比鸭溪电厂、纳雍电厂同类型机组高。

尤其是高压缸的排汽压力、排汽温度比鸭溪电厂、纳雍电厂同类型机组低0.2MPa/16-20℃,高压缸效率基本高出4-5%左右。

低压缸排汽温度低近3度，真空度高出近1%。

通过分析，在300MW时，调节级压力相比偏低0.4-0.5MPa，蒸汽流量偏低近20吨。

所以我厂各段抽汽压力均比鸭溪电厂、纳雍电厂同类型机组低，相应的给水温度偏低一些。

针对上海电力设备修造厂高加换热面积偏小，1号高加给水温度均偏低1.7℃。

鉴于给水温度的降低对煤耗的影响要小于排烟温度升高、锅炉效率下降对煤耗的影响；对于我厂目前高加的运行工况，只要高加出口给水温度能达到抽汽压力对应下的饱和温度，高加运行是正常的。

目前、2号机2号高加、4号机1号高加水侧隔板或水侧人孔门有内漏现象，造成给水温度偏低或造成高压缸效率下降，降利用在机组C修级以上检修时进行处理。