给水回热系统安全经济运行管理技术措施120510.doc

运行部管理制度

给水回热系统安全经济运行管理技术措施

编制：赵志良 铁 军

北方联合电力临河热电厂
2011年1月修订

1影响给水回热系统运行经济性的直接因素
1.1高、低给水加热器的各级疏水水位是否正常。
1.2高、低给水加热器的各级水室的严密性。
1.3高、低给水加热器的各级管系的漏泄程度。
1.4高、低给水加热器的各级管系的堵管程度。

1.5高、低给水加热器的各级家热度是否符合设计要求。
1.6高、低给水加热器的各级端差是否符合设计要求。
1.7各级高、低给水加热器内的设计压力是否符合设计要求。
1.8高压加热器直通门（旁路门）的严密性。
1.9高、低给水加热器的各级疏水系统的运行方式是否符合设计要求。
1.10末级给水高压加热器件事、控制表计的位置应在高压加热器直通门后。
1.11给水温度是否达到设计值，及其准确性、真实性和代表性。
1.12高压加热器投入率是否达到考核要求。
2影响给水温度及回热系统的经济指标
2.1加热器温升
加热器温升表示工质在加热器中的受热程度，单位：℃。计算公式如下
△tws=tjk-tck
式中△tws——给水在加热器中的受热程度，℃；
tjk ——进入加热器的给水温度，℃；
tck ——加热器出口的给水温度，℃。
2.2加热器上端差
加热器上端差是指加热器进口蒸汽压力下的饱和温度与加热器被加热工质的出口温度之差，单位：℃。计算公式如下
△tws=tjk-tck
△tsdc=trkbh-tckgs
式中△tsdc——加热器上端，℃；
trkbh—— 加热器进口蒸汽压力下的饱和温度，℃；
tckgs—— 加热器被加热工质的出口温度，℃。
2.3加热器下端差
加热器下端差是指被加热工质进入疏水冷却器或疏水冷却段）时的温度与离开疏水冷却器（或疏水冷却段）的疏水温度之差，单位：℃，计算公式如下
△tws=tjk-tck
△txdc= tgzjr-tss
式中△txdc——加热器下端差，℃；
tgzjr——被加热工质进入疏水冷却器（或疏水冷却段）时的温度，℃；
tss——离开疏水冷却器（或疏水冷却段）的疏水温度，℃。
2.4高压加热器出口给水温度
高压加热器出口给水温度是指末级高压加热器、直通（旁路）门后的温度。给水温度降低对发电煤耗的影响如下：
2.4.1 100MW机组，高压加热器给水受热度每降低10%运行，发电煤耗率升高0.7g/KWh。
24.2 200MW机组，高压加热器受热度每降低10%运行，发电煤耗率升高1 g/KWh。
2.4.3 300MW机组，高压加热器受热度每降低10%运行，发电煤耗率升高1.4 g/KWh。
一般情况下，给水温度降低1℃，影响汽轮机效率降低0.011%（百分点）左右，影响发电煤耗率升高0.1g/KWh。
2.5高压加热器投入率
高压加热器投入率是指汽轮机回热系统的高压加热器运行小时与计算期汽轮机小时的比列，单位：%。它与检修工艺、检修质量、高压加热器启动方式、运行操作水平、运行中给水压力的稳定程度等有关。
2.5.1高压加热器投入率计算公式
hyxgt
Ltlgj = ×100%
hjy
式中Ltlgj——高压加热器投入率，%；
hyxgt——计算期高压加热器运行小时，h；
hjy ——计算期汽轮机运行小时，h。
2.5.2高压加热器投与不投对发电煤耗率的影响。
2.5.2.1 100MW机组，热耗率变化1.9%，发电煤耗率变化7g/KWh。
2.5.2.2 200MW机组，热耗率变化2.6%，发电煤耗率变化10g/KWh。
2.5.2.3 300MW机组，热耗率变化4.6%，发电煤耗率变化14g/KWh。
2.5.3高压加热器投入每降低1%，使发电煤耗率升高的情况如下：
2.5.3.1 100MW机组，发电煤耗率升高0.07 g/KWh。
2.5.3.2 200MW机组，发电煤耗率升高0.1g/KWh。
2.5.3.3 300MW机组，发电煤耗率升高0.14 g/KWh。
3高压加热器停止运行对运行经济性影响的计算
高压加热器停止运行对运行经济性的影响是指高压加热器全切除对发电煤耗率的影响值。汽轮机设备制造厂在《汽轮机技术热力特性计算书》或汽轮机特性热力性能数据资料中，都有厂家提供的机组高压加热器全切除工况的热耗率，即额定负荷、额定进汽参数、额定背压、补水率为0的运行工况图，以及厂家提供的机组的热耗率保证值工况（THA——机组的热耗率验收工况），即汽轮机在额定负荷。额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运、补水率为0的工况。
根据上述两组数据分别计算出各自运行工况的发电煤耗率，其发电煤耗率的差值就是高压加热器停止运行后对运行经济性的影响之，其计算程序见表1
表1计算结果说明：
600MW机组高压加热器全切对发电煤耗率的影响之为10.45 g/KWh。
给水温度变化1℃对发电煤耗率的影响系数为0.0963 g/KWh。
表中括号内表达式对应参数的计算公式，括号内数字代表各参数序号。

表1高压加热器全切对发电煤耗率影响之的计算程序表
序号
指标
单位
数值
1

保证值设计工况
机组额定出力
MW
600
2
主蒸汽压力
Mpa
16.7
3
主蒸汽温度
℃
537
4
再热蒸汽压力
Mpa
3.19
5
在热蒸汽温度
℃
537
6
给水温度
℃
273.0
7
锅炉效率（取值）
%
92.80
8
保证值汽轮机热耗率
kJ/kWh
kcal/kWh
7795.7
9
保证值汽轮机效率
%
46.19
10
管道效率
%
98.00
11
电厂效率（7*9*10）
%
42.01
12
系数
g/KWh
0.1228571
13
保证值发电煤耗率（12/11）
kJ/kWh

292.45
14

高压加热器全切工况
高压加热器全切工况汽轮机热耗率
%
8072.6
15
汽轮机效率（3600/14）
%
44.60
16
电厂效率（7*10*15）
%
50.56
17
高压加热器全切发电煤耗率（12/16）

302.90
18
高压加热器全切对发电煤耗率的影响之（17-13）
g/KWh
10.45
19
高压除氧器出口水温度
℃
164.5
20
高压加热器给水受热度（6-19）

108.5
21
给水温度变化1℃对发电煤耗率的影响系数（18/20）（△bbhfdg/KWh）/(△tbhgs1%)

0.0963
3.1收集计算用设计指标
3.1.1从机组设计资料中查出下列设计值
3.1.1.1锅炉设计效率。
3.1.1.2汽轮机保证值热耗率。
3.1.1.3高压加热器全切时汽轮机运行热耗率。
3.1.2选取计算用管道效率，一般选用狭义管道效率，取值为98.00%。因为计算结果取用相对，所以选用狭义管道效率或广义管道效率，对计算结果的影响不大。
3.2高压加热器停止运行后对运行经济性影响值得计算方法
3.2.1计算汽轮机保证值热耗率的汽轮机效率
3.2.2计算高压加热器全切时汽轮机运行热耗率的汽轮机效率。
3.2.3根据上述设计锅炉效率、汽轮机效率、管道效率，分别计算汽轮机保证值效率、高压加热器全切时汽轮机效率下地两组发电煤耗率
3.2.4用汽轮机保证值效率计算的发电煤耗率，减去高压加热器全切时根据汽轮机效率计算的发电煤耗率，两者之差即为高压加热器全切对发电煤耗率的影响值。
3.3计算给水温度变化对发电煤耗率的影响系数
给水温度变化对发电煤耗率的影响系数是指给水温度变化1℃对发电煤耗率的影响值，可以表达为（△bbhfdg/KWh）/(△tbhgs1%)。
3.3.1给水温度变化1℃对发电煤耗率的影响系数的计算公式：

bhxfd-bgqfd
△bfxgs =
△thhgs
式中△bfxgs——给水温度变化1℃对发电煤耗率的影响系数，（△bbhfdg/KWh）/(△tbhgs1%)。
bhxfd——保证值发电煤耗率，g/kWh；
bgqfd——高压加热器全切发电煤耗率，g/kWh；
△ thhgs ——给水温度变化值，℃。
3.3.2编制高压加热器全切对发电煤耗率影响值得计算程序表。根据上述计算公式和设计参数，编制高压加热器全切对发电煤耗率影响的计算程序表，见表1。
3.4不同类型汽轮机组高压加热器全切工况对汽轮机热耗率、发电煤耗率的影响值表，见表2
表2 不同类型汽轮机组高压加热器全切工况对
汽轮机热耗率、发电煤耗率的影响值表
机组型号
给水温度设计值（℃）
汽轮机热耗率增加值
发电煤耗率增加值（g/kWh）
N6-35-1
164.5
1.00

4.8
N12-35-1
164.5
1.90
8.5
N25-35
164.2
3.50
15
51-50-3
169.5
2.33
8.4
N100-90/35
222.0
1.90
7.0
N125-135/550/550
239.0
2.30
7.4
N200-130/535/535
240.0
2.57
8.3
N300-165/550/550
263.1
4.60
11.0
N600-16.7/537/537
273.0
3.48
10.5
N600-24.2/566/566
274.0
2.89
8.2
注：高压加热器全切工况对发电煤耗率的影响值仅供参考。分析给水温度对发电煤耗率的影
响时，应根据本机组热力特性，没计算给水温度变化1℃对发电煤耗率的影响系数。
4运行中必须注意监视加热器运行参数
4.1进、出加热器水温。
4.2加热器汽侧疏水水位的高度。
4.3加热蒸汽的压力、温度和被加热水的流量。
4.4加热器端差，对于表面式加热器，其端差不得超过设计值。
4.5加热器水位，防止无水位或高水位运行。
4.6给水压力。
4．7同工况下加热器温升。
4．8末级高加出口水温与高加旁路后给水温度的温差。。
5加热器运行注意事项
5.1抽汽阀门保持全开。
5.2监视处于关闭状态的给水旁路阀是否泄漏可根据旁路阀后的温度测点与高压加热器出口水温与下一级高压加热器入口水温之间的差异来检查。当发现由于给水旁路阀不严而使高压加热器出口水温下降时，应及时消除旁路阀的泄漏。
5.3注意负荷与疏水调节阀开度的关系，当负荷未变，而疏水调节阀开度加大时，管束就可能出现轻度泄漏。
5.4定期检查并试验疏水调节阀、给水自动旁路设置、危急疏水阀、抽汽止回阀、进汽阀的连锁装置。
5.5定期冲洗水位计，并防止出现假水位。将就地水位计显示值与远传水位数据校核工作列入定期工作。
5.6保持加热器连续排空气节流运行，以减少高品位蒸汽损失。
5.7加热器投入操作后，必须就地检查核对汽、水侧阀门状态正常，以防出现执行机构与阀门本体脱开位置反馈信号虚假现象。
5.8监视加热器的出水口和相邻压力较高的加热器进水口前的主凝结水的温度，这两点水温如果不等，表明旁路阀门不严密，或没有把它关严，应设法消除这些现象。
5.9将加热器等压力容器本体汽侧排空气门及进汽管道排空气管道割除。
5.10在热网加热器进汽门后及加热器水侧出口门前加装温度测点，并在监视画面上做出热网加热器及高压加热器出口温度变化幅度，以便更直接的监视及控制加热器的温度变化，保证加热器的长期安全稳定运行。
5．11同工况下加热器温升不得比设计值低3℃，否则应查明原因。
5．12高加入口三通阀必须严密不内漏，末级高加出口水温与高加旁路后给水温度的温差应小于1.5℃。
5．13定期记录典型工况下的高、低压加热器的运行参数，掌握加热器上、下端差和温升情况，分析加热器的性能状况以及旁路阀门的漏流情况。
5.14高低压加热器在机组启动时，要随汽机冲转同步暖投。高压加热器在机组启动时，尽可能在压力差满足疏水回收工况下，及时回收至除氧器。
6、加热器检修管理注意事项
6.1 加热器本体的安装与检修后要严格进行验收，确保加热器内部不出现泄漏或给水短路，保证加热器的性能。
6.2加热器堵管率超过10％时，应更换加热器或管束。
6.3额定负荷下加热器端差应不超过设计值，并根据实际条件进一步优化。端差达不到设计值的，应分析原因，通过试验确认是否存在正常水位定值不合适的情况，以便及时进行标定。
6.4加热器疏水应定期校验温度监视测点，以及时发现是否泄漏。
6.5检修期间，应对加热器内部进行全面清理，确保换热面清洁，内部无杂物。
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