哈汽600MW汽轮机转子冷态启动过程中的换热系数研究毕业设计论文

1、哈汽600mw汽轮机转子冷态启动过程中的换热系数研究摘 要汽轮机是发电厂三大主要设备，汽轮机的启动是指汽轮机转子从静止状态升速至额定转速，并将负荷加到额定负荷的过程。在启动过程中，汽轮机各部件的金属温度将发生十分剧烈的变化，从冷态或温度较低的状态加热到对应负荷下运行的高温工作状态。因而汽轮机启动中零部件的热应力和热疲劳、转子和汽缸的胀差、机组振动都变化很大，将严重威胁汽轮机的安全，并使整个电厂发电负荷降低，经济损失严重。分析汽轮机启动中的特点，并及时采取相应对策和正确的运行方式对保证设备健康水平和安全、经济运行有深刻的意义。本文以哈汽600mw汽轮机的启动过程为研究对象,分析与探讨了启动过程中

2、蒸汽温升率的计算方法,并在此基础上研究了蒸汽初温与转子金属温度的匹配问题,使得汽轮机启动过程优化。同时对启动过程中的换热系数进行了计算与比较。关键词：启动；寿命分配；安全性abstracthigh-pressured heater is main thermal equipment of the power station and it is easily damaged because it is in the high temperature environment. high-pressured heater once breaks down stops moving, seriousl

3、y will threaten the steam turbine the security, and will cause the entire power plant electricity generation load to reduce, the economic loss will be quite serious. analysis of the high-pressure heater in operation of the abnormal, and adopt corresponding countermeasures and correct operation mode

4、to ensure safety and health level of equipment and economic operation has profound significance. key words: high-pressured heater; heat economy; security目 录摘 要iabstractii1绪论11.1 课题背景和意义11.2 高压加热器的作用介绍及分类21.3本课程研究的主要内容和任务32 高压加热器停运的热经济性分析42.1概述42.2 回热系统常见故障分析42.3 高压加热器停运的热经济性计算分析52.4与没有切除高压加热器是全厂热经济性

5、指标对比152.5本章小结163 高压加热器的运行对安全性的影响分析173.1高压加热器的启停及运行原理173.2高压加热器的停运故障分析183.3高加设计、运行及维护的注意要点233.4 降低高压加热器停运率的途径253.5 用汽轮机变工况法分析汽轮机的安全性263.6 本章小结294. 结论与展望304.1 结论304.2 展望30参考文献31致 谢32附 图1绪论1.1 课题背景和意义近年来，我国的电力工业发展十分迅速，供电能力大幅度提高，电网容量不断增大，用电结构也相应变化，电力供求之间矛盾也日益突出，电网峰谷差也日益加剧，迫使大型火电机组频繁的参与调峰运行。而调峰过程中，机组的工作条

6、件恶化，机组的寿命损耗和安全性成为影响调峰运行能力的重要因素。近年来针对大中型火电机组参与调峰运行的可行性，各种不同调峰运行方式的经济型和安全性，都进行广泛的实验和研究，取得了一定的成果，但由于实际机组运行工况的复杂性，但目前许多问题还需进一步深入研究。对机组过渡工况下的状态进行研究，提高机组调峰运行的经济型和适应性，是当前需要解决的主要问题。现在国产大型机组，多数是以带基本负荷设计的，主辅机均难以适应大幅度调峰运行的要求，限制了调峰运行中负荷变化的幅度和速率。机组在调峰运行的启动、停机和变负荷过程中，各处蒸汽参数不断变化，其转子和汽缸的金属温度和应力随之变化。对于汽缸这个厚壁部件，由于机组高

7、压缸的设计普遍采用了双层结构，而且汽缸壁的金属厚度较转子薄，蒸汽对汽缸内壁的换热系数也远比转子小，因而启动时的径向温差及热应力都远比转子小，且转子长期在高温区工作，受力情况很复杂，除热应力外，还承受着各种机械应力，因而监视转子应力情况更具有必要性。参与调峰运行的机组，在工况变化的过程中，其工作状态不断发生变化，使蒸汽与金属之间产生剧烈变化的换热，造成部件受热不均匀，形成不均匀的温度场，使汽轮机的气缸和转子内产生很大的热应力。这种频繁启停或大幅度负荷变动的非稳定工况，将导致金属材料的低周疲劳损伤，缩短机组的使用寿命。汽轮机转子是工作条件最艰苦、受力情况最复杂的汽轮机部件，其寿命基本代表了整台汽轮

8、机组的寿命。已成为人们关注的焦点。只有准确了解机组在不同运行工况下的寿命，制定合理的运行模式，才能确保火电机组的安全经济运行。1.2国内外研究发展状况1.2.1国外研究状况由于目前转子的温度和应力尚不能直接进行测量，只能通过间接方法，建立相应的数学模型，测量相关参数，求出转子金属温度和应力的变化及寿命损耗。现在转子应力的数学模型大多数是采用一维温度场理论解的简化式，其计算精度较低，只能反映应力的变化趋势，而不能得到应力的精确值。若在此基础上计算转子在启停和变负荷过程中的寿命损耗，将会产生较大的误差。国外机组寿命管理的应用在日本、美国和欧洲较为普遍。美国自60年代gollin电站汽轮机失事以后，

9、一些大的公司和研究机构gewestinghouse、epri等对转子的安全性更为重视；进行了深入的研究。他们将有限元等先进数值方法用于汽轮机转子的分析计算，对转子材料的低周疲劳、高温蠕变、低温脆性和裂纹扩展规律等诸多方面的问题进行了大量的研究，并在汽轮发电机组上安装了应力及寿命损耗指示器以指导机组运行。日本在汽轮机寿命管理方面也做了很多工作，除了预测可能出现裂纹的寿命外，还对转子剩余寿命做出计算。日本的kagawa university的ebara等对汽轮机动叶片采用的12cr钢和ti6ai4v合金的疲劳特性进行研究，fujiyama，kazunari；takaki，keisuke；nakat

10、ani，yujiro等根据统计损伤和随机损伤仿真研究，对汽轮机设备进行寿命评估，采用先进技术设计汽轮机流通部分，以提高机组的性能和设备的可靠性。另外，日本在无损探伤的研究方面处于世界先进水平，日立、三菱重工、东芝、富士机电等著名大公司相继提出脆化一腐蚀法、硬度法、金属组织法、电极化法等无损探伤方法作为改进转子寿命评估的手段豫3141。德国的wichtmann，andreas研究了高温对汽轮机部件的蠕变损伤；zaviska，reichel研究了汽轮机冷态启动过程中的转子温度变化，在此基础上建立了冷态启动仿真模型；scheefer，m；knodler；scarlin，b等对电厂抗高温、高压材料进行

11、了探讨，一方面是发展新的材料，一方面是在已有的材料表面喷涂抗氧化性能强的图层；以及关于机组安全经济运行方面也进行了大量的研究。122国内研究现状目前有关机组调峰运行过程中的热应力变化和寿命管理方面还有若干问题没有彻底解决。例如在进行机组非稳态温度状态和热应力计算中蒸汽参数和换热系数的确定，寿命预测中我国转子用钢高温疲劳曲线的确定，都有待进一步的研究和完善。汽轮机在高温、高压和高转速的条件下工作，实际运行中参数的变动、负荷的波动与设计工况差别很大，若用理论值和设计值来分析汽轮机的热应力和寿命损耗，很难真实的反映机组的实际状况。只有用实测参数来进行分析计算，才能保证其结果的真实可信。但计算中许多所

12、需要的参数，实地的测取有一定的困难，必须根据运行的实际情况来进行合理的处理。我国从80年代初开始进行转子寿命损耗预测和寿命分配研究。多年来，我国有关研究机构、高等院校以及制造部门、电厂针对机组调峰的需要，以国产机组为对象，研究了汽轮机主要零部件在非稳态下的温度及热应力分布、变化规律、金属材料的疲劳特性以及部件的寿命损耗。对国产大容量机组参与调峰运行的可行性、调峰运行的安全性和经济性、调峰幅度进行了深入的探讨，对低负荷、少汽无功和两班制等不同的调峰方式在经济性和安全性方面进行了理论分析和实验研究，很多单位都相继开展了汽轮机转子应力监测和寿命损耗计算的研究工作。13本文工作简述1、以哈汽600mw

13、汽轮机的启动过程为研究对象，分析与探讨了启动过程中蒸汽温升率的计算方法，并在此基础上研究了蒸汽初温与转子金属温度的匹配问题，使得汽轮机启动过程优化。2、对哈汽600mw汽轮机转子冷态启动过程中的换热系数进行了研究。由于不同国家和公司的换热系数计算公式不同，本文对常用的美国西屋、前苏联和阿尔斯通公司的换热系数计算公式进行了计算和比较，并综合不同的计算结果，采用最小二乘法对数据进行处理，得到不同部位换热系数的计算公式。3、建立了汽轮机转子温度场在线计算模型。本文针对目前汽轮机转子温度场的在线求解问题，给出了克兰克尼科尔森差分计算模型，并对600mw汽轮机冷态启动过程进行了仿真计算，并验证该模型计算

14、准确度的可靠性。1.3本课程研究的主要内容和任务本文的的研究内容主要包括以下几个方面：1）2）2转子寿命损耗的研究2.1概述汽轮机运行过程中，转子承受交变应力：启动过程加热转子表面承受压应力，停机过程为拉应力。经过一定周次的交变应力循环，金属表面将出现疲劳裂纹并逐渐扩展以致断裂。其特点是交变周期长，频率低，疲劳裂纹萌生的循环周次少，称为低周疲劳，不仅发生在机组的启动和停机过程，在机组大负荷变化时也会发生。另外，由于转子长期工作在高温环境下，转子也会产生高温蠕变。因此，转子通常处在疲劳和蠕变交互耦合作用之下。2.2转子裂纹形成机理金属弹塑性理论表明零部件热应力与内部温度梯度成正比，交变的温度场引

15、起交变的应力场，循环周期取决于机组启停或负荷变化过程时间，相对于振动等高周波机械应力，成为低周应力。应力或应变反复作用使得材料性能发生变化，以致出现裂纹。疲劳裂纹经历一个形成和发展过程，并以寿命损耗衡量。致裂寿命即裂纹形成寿命，是指零件从初次投运到出现第一条宏观裂纹所经历的应力或应变循环数。出现裂纹过程中，循环应变不同，会产生循环硬化、循环软化、循环稳定以及硬化软化混合型。循环硬化：指在恒定的应变循环下，循环所需的应力不断增加的现象。材料硬度增加，屈服点和抗拉强度也提高。循环硬化是材料晶体结构中原有的和新生的晶粒位错交互作用的结果，在有规则的原子晶格中，这种破坏是应力集中所致，应力集中起着增加

16、局部应力并超过剪切极限的作用。循环软化：是指在恒定的应变循环下，循环实验所需的应力不断降低的现象。材料的硬度、屈服点和抗拉强度也都降低了。循环软化源于微裂纹的成核和萌生。应变能的循环输入改变了晶格中热量和内表面的能量，这样位错就趋向于集中到已经包含有一个或多个位错的平面内，不断的输入循环，在这平面上就会聚集更多的位错，促使在表面产生微观裂纹。循环稳定：本阶段与微裂纹的缓慢扩展相对应，持续时间长，是评价材料抗疲劳性能的主要阶段，约占总疲劳寿命的70。循环硬化和软化兼有的混合型：金属材料被硬化或软化过程在初始阶段发展较快，并迅速达到饱和，一般在总疲劳寿命的20一25时达到稳定状态。经过循环稳定阶段

17、后若仍不断的循环或继续输入应变能，将使微观裂纹邻近的晶体变形和歪曲，最终引起裂纹增长，合并成一个张开面，出现宏观裂纹，如果没有足够的面积去支撑则将断裂。汽轮机转子工作在高温高压的蒸汽环境，同时自身高速旋转，工作环境恶劣，受力一般为复合应力。所承受的力和力矩有：叶片、围带的离心力引起的切向和径向应力，叶片前后的压差引起的轴向推力，机组启停和负荷变化时蒸汽温度梯度引起的热应力。从转子的受力状态看，转子的结构应力和稳定运行时产生的热应力都很小，在裂纹形成中扮演较小的作用。汽轮机转子发生裂纹通常有两种情况：一是机组在启停过程中交变热应力导致的低周疲劳裂纹，多发生在转子表面的应力集中部位，如调节级前的叶

18、轮根部，高中压转子的弹性槽等部位，热应力的大小取决于温度的变化量和温升率，温升过快或者运行工况不稳定均能引起热应力的剧烈变化。温度下降造成表面拉应力对寿命影响较大，是裂纹形成的主要原因。另一种是转子制造加工时的固有缺陷，如原有微型裂纹、非金属夹杂物(如硫化氢、碳氢化合物)等，通常存在于中心孔表面或靠近中心孔的转子金属内部，为裂纹形成的疲劳源，在转子承受交变应力时会较快发展成为疲劳裂纹。转子疲劳断裂包括裂纹的起始、扩展和断裂三个阶段。起始阶段包括微裂纹的成核和扩展至可检验的工程裂纹两个阶段。从微观上看，金属由晶粒组成，由于晶粒的大小及取向不同，或存在微观缺陷，如金属夹渣、刀痕或介质腐蚀等，每颗晶

19、粒强度不同，在交变热应力下(高温下伴随着蠕变)应力集中处的材料经受硬化和软化过程，应力、应变响应变得十分复杂。裂纹的产生一般在微观级由局部塑性区开始，形成微裂纹而后扩展成可检验的宏观微小裂纹。低周疲劳的应力、应交响应过程复杂，转子承受的低周疲劳损伤是在应力集中处循环塑性应变所造成的破坏。其特点是交变应力高，加载频率低，有效循环周次104-105；材料经硬化、软化过程，每次循环均产生一定的塑性变形。应变损伤随循环周次的增加按miner疲劳损伤线性法则累计：2.2 回热系统常见故障分析随着电站装机水平的不断完善和管理水平不断提高，发电企业设备利用率逐年提高，机组等效可用系数也呈逐年上升趋势，但从发

20、布的有关可靠性数据看，回热系统的可靠性的改善，明显滞后于其他系统，从某些电厂的运行实际看，对安全生产的制约仍非常明显。表2.1 主要辅机可靠性数据一览表等效可用系数（%）非计划停运系数（%）97年98年99年97年98年99年高加89.4491.4091.263.543.282.57给水泵90.6491.7192.483.052.961.69引风机92.2193.2992.410.0820.0940.078送风机91.6093.0893.400.170.080.06回热系统常见故障有：(1)加热器之换热管泄漏。主要原因：冲刷、长时间低水位运行、汽轮机调节级后压力过高、管材质量问题、接口焊接问题

21、等。(2)加热器水室管板泄漏。主要原因:冲刷、腐蚀、低水位运行等。(3)抽汽截止门故障。主要原因：变速箱缺润滑剂或润滑剂老化、变速箱齿轮质量问题、关闭力矩太大或超量程开启、结合面泄漏等。(4)加热器辅件故障。主要有：水位计泄漏、排汽管道（阀门）泄漏等。(5)其他受累停运。2.3 高压加热器停运的热经济性计算分析高压加热器停运时，除对运行设备有影响外，人们所关心的往往是机组的热经济性变化多少。作为火力发电厂而言衡量热经济性最直观的指标是煤耗率的高低，为了说明高压加热器停运对热经济性的影响从煤耗的角度进行了一下比较。原始资料1 汽轮机型式及参数(1)机组型式：亚临界压力、一次中间再热、四缸四排汽、

22、单轴、凝汽式汽轮机；(2)额定功率(3)主蒸汽参数（主汽阀前）：，；(4)再热蒸汽参数（进汽阀前）：热段，； 冷段，； (5)汽轮机排汽压力，排气比焓。2 回热加热系统参数(1)机组各级回热抽汽参数见表2.2 ；(2)最终给水温度 ；(3)给水泵出口压力,给水泵效率；(4)除氧器至给水泵高差；(5)小汽机排汽压力；小汽机排汽焓。3 锅炉型式及参数(1)锅炉型式：德国babcock1672t/h一次中再热、亚临界压力、自然循环汽包炉；(2)额定蒸发量；(3)额定过热蒸汽压力；额定再热蒸汽压力；(4)额定过热汽温；额定再热汽温；(5)汽包压力；(6)锅炉热效率。4 其他数据(1)汽轮机进汽节流损失

23、 ，中压缸进汽节流损失；(2)轴封加热器压力，疏水比焓；(3)机组各门杆漏汽、轴封漏汽等小汽流量及参数见表2.3；(4)锅炉暖风器耗汽、过热器减温水等全厂性汽水流量及参数见表2.3；(5)汽轮机机械效率；发电机效率；(6)补充水温度；(7)厂用电率 ；(8)锅炉过热器的减温水（）取自给水泵的出口，设计喷水量为66240kg/h。热力系统的汽水损失有：（）33000kg/h、厂用汽（）22000kg/h（不回收）、锅炉暖风器用汽量为65800kg/h,暖风器汽源（）取自第4级抽汽,其疏水仍返回除氧器回收,疏水比焓697kj/kg。锅炉排污按计算值确定。5 简化条件(1)忽略加热器和抽汽管道的散热

24、损失。(2)忽略凝结水泵的介质焓升。6 凝汽式机组系统图参见附图。表2.2 回热加热系统原始汽水参数项 目单位h4除氧器h5h6h7h8抽汽压力mpa0.9640.4160.2260.1090.0197抽汽温度355.52257.59191.32119.5458.00抽汽焓kj/g3169.02978.52851.02716.02455.8加热器上端差-2.82.82.82.8加热器下端差-5.55.55.5-水侧压力mpa0.9162.7582.7582.7582.758抽汽管道压损53333表2.3 各辅助汽水、门杆漏汽、轴封漏汽数据汽、水点代号汽水流量kg/h18243896624029

25、082099323625721369汽水比焓kj/h3397.23397.2746.53024.33024.33024.33024.33169汽、水点代号汽水流量kg/h155127852200065800210703300012705821汽水比焓kj/h347434743169.03169.084.13397.23155.073155.07以下计算为切除高压加热器后全厂热力系统计算2.3.1 除氧器抽汽系统计算 除氧器出水流量： 抽汽系数：除氧器的物质平衡和热平衡见图2.1.由于除氧器为汇集式加热器，进水流量为未知。但利用简捷算法可避开求取。 图2.1 除氧器物质平衡和热平衡2.3.2 低

26、压加热器组抽汽系数计算(1)由低压加热器h5热平衡计算 低压加热器h5的出水系数： =1.03227-0.04851-0.001887-0.002100-0.001808-0.04271-0.005208 =0.930047低压加热器h5的抽汽系数： 低压加热器h5的疏水系数 =0.03382(2)由低压加热器h6热平衡计算低压加热器h6的抽汽系数： =低压加热器h6的疏水系数 =0.03382+0.03386=0.06768(3)由低压加热器h7热平衡计算低压加热器h7的抽汽系数： =0.05782低压加热器h6的疏水系数 =0.06768+0.05782=0.1255(4)由低压加热器h8

27、热平衡计算 =138.08+根据加热器各汽水点处的热平衡方程和热平衡方程计算，,对疏水泵疏水出口处，列热平衡方程 列物质平衡方程 对于第八级加热器,列热平衡方程 列物质平衡 对于轴封加热器，列热平衡方程 列物质平衡 ，, , 联立代入已知数据,解得 =0.03646 =253.0kj/kg =0.777647 =0.1524 =140.32 kj/kg2.3.3凝汽系数计算(1)小汽轮机抽汽系数 (2)由凝汽器的质量平衡计算 =0.930047-0.1524-0.0008243-0.03775-0.04655=0.69252 上式中为补充水系数(3)由汽轮机汽侧平衡校验h4抽汽口抽汽系数和：=

28、0.03533+0.037756+0.04271+0.01428=0.13008各加热器抽汽系数和：=0.13008+0.03382+0.03386+0.05782+0.03646=0.29204轴封漏汽系数：=+=0.001887+0.001362+0.002100+0.001669+0.0008886+0.0010067+0.001808=0.01072凝汽系数： 该值与由凝汽器质量平衡计算得到的误差较大，取=0.53934，凝汽系数计算正确。2.3.4 汽轮机内功计算(1)凝汽流动功kj/kg式中再热气吸热,3537.5-3027.1=510.4 kj/kg(2)抽汽流做功1kgh4抽汽

29、做功： 3396.6-3169.0+510.4=738 kj/kg1kgh5抽汽做功： 928.5 kj/kg1kgh6抽汽做功： 1056 kj/kg1kgh7抽汽做功： 1191 kj/kg1kgh8抽汽做功： 1451.2 kj/kg抽汽流总内功： (3)附加功量附加功量是指各小汽流量做功之和： =(0.001362+0.001887+0.0021+0.001669)(3396.6-3024.3) +(0.0010067+0.001808)(3396.6-3474+510.4)+0.0008886(3396.6-3169+510.55) =4.052(4)汽轮机内功2.3.5 汽轮机内效

30、率、热经济指标、汽水量计算汽轮机比热耗：汽轮机绝对内效率： =1120.452/2621.04=0.42748汽轮机绝对电效率： 汽轮机热耗率： 3600/0.41686=8635.99kj/(kwh)汽轮机汽耗率： 8635.99/2621.04=3.2949 kj/(kwh)汽轮机进气量： 1647436kg/h给水量： 凝结水泵流量： 凝汽量： 第四级抽汽量: 第五级抽汽量: 第六级抽汽量: 第七级抽汽量: 第八级抽汽量: 2.3.6 全厂性热经济指标计算锅炉参数计算过热蒸汽参数由，查表得过热蒸汽出口比焓再热蒸汽参数锅炉设计再热蒸汽出口压力，该压力已高于汽轮机排汽压力，故按照汽轮机侧参数

31、。确定锅炉再热器出口压力。由和，查表得再热蒸汽出口比焓再热器换热量锅炉有效热量 =（0.98928-0.01085）（3396.7-1209.06）+0.01085（1744.26-1209.06）+0.04299（3396.7-773.8）+0.849324516.7=2697.851kj/kg管道效率 =2621.04/2697.851=0.9715全厂效率 0.9250.97150.41686=0.374606全厂发电标准煤耗系数2697.851/（2697.851-0.925105.579）=1.03756式中暖风器吸热量，按下式计算： 0.04271（3169.0-697）=105.

32、597kj/kg 相应于1kg标煤的输入热量： =293001.03756=30400.508kj/kg发电标准煤耗：3600/（0.37460630400.508）=0.31612kg/kwh全厂热耗率 0.3161229300=9262.21kj/kwh全厂供标准煤耗： 0.31612/（1-0.07）=0.33991kg/kwh式中厂用电率2.4与没有切除高压加热器是全厂热经济性指标对比由原资料可知：管道效率 =2621.04/2697.851=0.9715全厂效率 0.9250.97150.44123=0.396506全厂发电标准煤耗 系数2697.851/（2697.851-0.92

33、5105.579）=1.03756式中暖风器吸热量，按下式计算： 0.04271（3169.0-697）=105.597kj/kg 相应于1kg标煤的输入热量： =293001.03756=30400.508kj/kg发电标准煤耗：3600/（0.39650630400.508）=0.29866kg/kwh全厂热耗率 0.2986629300=8750.63kj/kwh全厂供标准煤耗： 0.29866/（1-0.07）=0.32114kg/kwh式中厂用电率相对变化量：= 0 由此 0 可知，能耗增加，热效率下降，热经济性下降。2.5本章小结由相对变化量小于零可知，当切除高压加热器以后全厂效率

34、下降，发电标准煤耗增大，全厂热耗率增大，全厂供标准煤耗增大，耗煤量增加，机组的热经济性下降。3 高压加热器的运行对安全性的影响分析3.1高压加热器的启停及运行原理加热器的启、停方式有两种：一种是随机组负荷的高低启停，另一种是随机组的启停而启停。3.1.1 随机组负荷高低的启停方式运行中，机组负荷达到规程所规定的数值时，即可投入高压加热器。但投入前必须进行全面的检查：检查高压加热器的疏水水位计，应完整清洁，并有充分的照明；温度计、压力表装置齐全完好；疏水器动作灵活和水位自动保护装置正常可靠(水位保护装置不正常时，禁止投入高压加热器)，并向抽汽管逆止门的保护系统通水。检查确认各部正常后，先稍开该抽

35、汽管的来汽门、逆止阀前后的疏水门，同时开启加热器汽侧放水门，使加热器预热，预热时开启汽侧排向大气的空气门，排净空气后关闭。加热器的预热时间视具体机组而定。预热后打开水侧进、出口阀门的强制手轮，开启注水门，向加热器水侧注水，随着注水压力的上升，开启水室放空气门，当见水自空气门流出后关闭空气门。当注水到工作压力时，关闭注水门，此时检查水侧压力是否下降、汽佣水位悄况以及汽侧放水门是否有水流出，以判断管子是否泄漏，若漏水则不能投入运行。加热器预热后，开启启动门，使自动进水和旁路联成阀升起，给水通过加热器内部管系，并顶开出口逆止门，冠水正常后，切断旁路，关闭启动门和汽侧放水门，缓慢开启抽汽管上的来汽门。

36、以规程规定的速度使加热器汽侧升压，汽侧压力升高后，疏水水位上升，根据压力和水位情况，投入疏水器，进行逐级疏水，当汽压最低的高压加热器的汽压高于除氧器汽压2以上时，即可将其疏水导向除氧器，根据负荷情况也可疏至低压加热器。最后，关闭抽汽管上逆止阀前、后的疏水门，注意检查出口给水温度的上升情况以及加热器的运行是否正常。当机组负荷降到规程规定的数值以下时，应停下高压加热器，此时应手动抽汽逆止阀，使其保护动作，切断进汽。然后开启抽汽管上的疏水门。待加热器逐渐冷却后，手动给水自动旁路装置，将加热器切换为旁路供水。当给水走旁路后，关闭水侧入口和出口门的强制手轮。在停止高压加热器时，应注意，任何情况下不得中断

37、向锅炉的供水，特别是单元制机组，更应该注意这一点。高压加热器的这种随负荷高低的启停方式，具有操作可单独选行，与机组启停操作无关的优点，但它受负荷的限制对于负荷变动频繁的机组，则带来较大的麻烦，对经济性也不利。3.1.2随机组启停方式高参数大容量的机、炉，一般多采用单元制，机组多采用滑参数启停，此时高压加热器也可随同机组一起启停。在这种情况下，加热器水侧进出口阀门、进汽门、疏水门、空气门均处于开启状态，自动保护投入，汽侧放水门关闭，水侧管系为通水运行。加热器随机组启停时，由于抽汽参数随负荷的增减而变化，因而可使加热器管板和管系均匀地加热和冷却，金属热应力大大减小，这对高压加热器是十分有利的。当机

38、组滑停时，汽轮机打闸以后，高压加热器水侧即可停止。此时，除开启抽汽管上的疏水门和汽侧放水门外，不必进行其它操作。高压加热器的启动还分为冷态和热态两种情况。冷态启动时，要按抽汽压力从低到高，逐个地投入，同时必须注意对加热器的预热，避免高温给水对管板胀口、壳体和管束等部件的热冲击。另外，加热器通水后，为减少高温高压抽汽对加热器的热冲击，应逐渐地提高汽侧压力，一般先将汽压提高到1/3的工作压力，并停留一段时间， 然后将抽汽压力提高到1/2的工作压力，再停留一段时间，即可将进汽门全开。热态启动是指停止高压加热器时，仅停用汽侧，而水侧末停的情况(用以处理水位计，疏水管或汽侧的其它缺陷)。此时只需逐渐开启

39、加热器的进汽门即可，进汽门的开启速度应使给水温度变化率在3-4分的范围内。对于汽侧及水侧均已停用，但时间较短的加热器，再启动时，若汽侧压力已低于进口给水温度相应的饱和压力时，应按冷态启动方式进行，只是预热的时间可以适当缩短。3.2高压加热器的停运故障分析近年全国各电厂发生的高压加热器故障情况，主要由管束爆管、水位失控、配套件发生故障及操作不当所引发。现电厂对高加的正常运行，其重视程度前所未有。这不仅因为高加投运与否直接与电厂出力和经济效益有关，而且会直接影响整个机组的安全性。因此，提出各种保障措施确保高压加热器能高效正常地运行。3.2.1管束爆管导致高加停运的分析总结这些年电厂运行实际案例，造

40、成高加故停运的最主要因素是高加换热管束的损坏。一旦换热管爆裂，高压给水从破口喷涌而出，在低压室扩容的诱导下，形成巨大的冲击流，对周边换热管造成冲击，在很短的时间内，这种冲击会造成周围管子的连锁爆管，如不及时处理，会使高加造成不可挽回的损害，甚至影响机组的安全稳定运行。从管束横截面的分布图分析，见图3.1，主要损坏区域集中在管束上部外围，和下部外围靠近水位面，以及管束中部区域。经过对管束上部损坏换热管进行的深度测量，主要的爆管点分布在过热蒸汽冷却段蒸汽进口区域，见图3.2。这一区域的爆管损坏占了总爆管的50%以上。造成蒸汽进口区外排管损坏的最主要的原因是由于蒸汽的高流速造成的。其形成机理是：蒸汽

41、进口区外排管迎风面换热管受到高温过热蒸汽的直接冲击。正常情况下，换热管外表面会有一层凝结膜，保护换热管免受高温蒸汽的直接冲击。但当蒸汽流速过高，破坏了换热管外表面的凝结膜，将会使管材金属与高温蒸汽直接接触，导致换热管的金属热应力急剧上升，并达到金属材料破坏极限强度值，在管内高压作用下爆管。图3.1 管束横截面图3.2 管束爆管点的主要位置区域造成进汽流速太高的原因很多，归纳起来主要有2个原因：(1)设计流速偏高设计者没有对这个蒸汽进口流速进行校核，更没有充分考虑各种异常工况下可能达到的最高流速。正确的做法是将蒸汽进入过热蒸汽冷却段的进口区尽量加大，以降低高温蒸汽对换热管外排的直接冲击。(2)高

42、加水位失控水位失控造成级间水封丧失，蒸汽流量大增,蒸汽流速也大增。(关于这一点在下面一小节论述)。管束损坏另一个主要区域是下部外排管的爆管，见图3.1、图3.3，这主要是由于水位失控，造成内置式疏水冷却段吸水口暴露在水位线之上，这时水蒸汽直接进入吸水口，疏水冷却段功能改变,成了饱和蒸汽冷却段，由于蒸汽和疏水的比容相差2030倍，造成疏水冷却段入水口和段内换热区的管外流速大幅上升，这种夹带水滴的蒸汽像子弹一样射向换热管，最终造成爆管。图3.1中的下部区域均是由于这个原因造成的。图3.3 低水位引起爆管3.2.2水位失控造成的高加故障的分析上节已经论述到水位失控，不仅会造成疏水冷却段的损坏，还会引

43、起过热蒸汽冷却段进汽口蒸汽超速。这是由高加组的本身结构特性造成的。高加组一般由34个高加串联组成，每1个高加的疏水采用逐级疏水进入到下级高加，末级高加的疏水疏入除氧器。同时，高加的加热原理是蒸汽在加热器内冷却凝结放出热量传递给管内给水。在这个过程中，蒸汽急速冷凝，比容迅速变小，这种比容的巨大变化，对加热蒸汽形成了有力的抽吸作用。而一旦蒸汽冷凝的速度与蒸汽进入的速度相近，这种抽吸作用又会自动减弱。所以高加的进汽是不受管道阀门控制的，即称之为不调整抽汽。当上级高加与本级高加的级间水封丧失，疏水口就成了一个压力等级更高的新的蒸汽进口。也就是说，下一级高加的加热蒸汽，是由上一级高加增加额外抽汽量来供给

44、，而本级高加的蒸汽口自动被堵塞，见图3.4。这种情况会使上一级高加的进汽量成倍增加，1个进汽口需承担2个高加的加热蒸汽量。上一级高加的损坏是可想而知的。图3.4 水封丧失时气路简图3.2.3运行操作不当引起的高加异常的分析操作不当的案例在实际运行中时有发生，比较主要的有几种:(1)高加投运不遵守限定的温升率。如果高能够随机组冷态正常投运，滑启滑停，这是最好的停模式。问题主要出在高加不能随机滑启，而要负荷达到30%40%时再投入；另外1种工况是高加故障停运检修后，电厂希望尽快热态投入。这2种工况中，如果操作不遵守限定的温升率，在短时间内，高加从常温常压迅速上升到高温高压，这巨大的温度压力冲击，会

45、使高加遭受巨大的伤首当其冲的是高加水室内件变形，紧固件损坏，焊开裂，造成给水短路。其二是管板承受极大的应变化，特别是在管子管板焊口处的瞬时应力极大，容易造成焊口泄漏。(2)高加水侧投入后，热态工况下，高加的进阀门的打开，没有按限定的温升率；或者3个高加汽侧投入没有按压力从低到高的顺序逐步投入；或者3个高加汽侧同时投入的速度差别太大，造成力较高的高加先全开进汽阀，压力低的高加进汽没有全开。这时都会出现后一级高加超负荷运如果上述现象持续时间足够的长，将会造成高加损坏。(3)有的电厂在实际运行中，发现某1个高加进汽压力偏高，有时高出设计值很多。为了减少压缸的额外抽汽损失，人为地将高加进汽门的开限制在

46、75%上，结果造成本级高加壳侧压力下降多，给水出口温度大幅下降，使后一级高加超负荷行，进汽量大增，疏水量大增，出现疏水管道振动高加进汽口处管束损坏的恶果。3.2.4配套件维护不力形成投运率下降的分析高加系统配套件较多,归纳起来主要有三类:(1)安全检测装置；(2)给水旁路系统阀门；(3)水位控制仪表阀门。影响高加投入率的主要原因之一，往往是由这些配套件的不完善致使高加不能正常投入。经常有这类事例发生：高加本体完好可用，但配套阀门故障难以修复，从而造成高加长时期的停运，给电厂带来经济损失。这中间最突出的问题是汽侧安全阀和水侧安全阀故障。汽侧安全阀由于有排量要求，通常选配全启式安全阀，并且口径比较

47、大。如果选型和维护不当极易发生泄漏。特别是国产阀门，往往启跳一次后就会泄漏。而水侧安全阀是高压阀门,因为没有排量要求，通常选配3/4英寸微启式泄压阀。从实际使用情况来看，即使原装进口的阀门，也会经常泄漏，给安全运行带来威胁，有的电厂干脆将其封堵。目前国内采用比较多的高加给水大旁路系统，1个电动三通阀加1个二通阀联动。这种系统配置要求运行人员在投高加时，切不可操之过急，必须先开注水门暖机，等到阀前阀后压差较小时，才可开启三通阀，并且开的过程必须分段进行，不可一次拉到全开启。在这些配套系统中最容易出问题的，还有水位控制系统。这个系统由疏水调节阀，水位信号检测、转换、发送和控制装置等组成。80年代以

48、来，各电厂普遍采用基地式调节仪表来控制高加水位，集控室只将高加水位作为一般监控目标。基地式仪表由气动(电动)水位调节仪表组成，根据事先设定的基准值，仪表能通过比例积分回路输出信号，控制疏水调节阀的执行机构并自动修正实际水位与设定水位之差值，直至完全吻合。这种基地式仪表对于稳定的液位或变化缓慢的液位，不失为一种简便的控制模式，但对于电厂高加来说，这套系统有很多不足之处。由于气动信号传递速度慢，远距离传输阻尼大，信号衰减严重，往往不能及时对疏水调节阀进行调整，特别是在高加水位波动较大时，往往无法及时跟踪监测有效调节。结果引起水位震荡并频繁触发报警信号点，甚至触发高加解列信号点。这种频繁的报警解列，

49、使机组运行极不稳定，以致有的电厂干脆大幅调低水位设定值，以图稳定水位，避免报警。殊不知，这样做的结果却是使疏水冷却段吸水口暴露在水位之上，水封丧失，导致高加运行异常，长此以往，必然造成高加损坏。90年代中后期，数字中央集控系统(dcs)逐步被电厂采用，随着业界对高加水位重要性的逐步认识，各电厂纷纷把高加水位纳入中央控制室重点监控的目标范围。各新建电厂也逐步摈弃了高加水位的基地式仪表控制模式，将高加水位信号引入dcs系统，同时信号传送也多采用电传方式，疏水调节阀通过电气转换器，气动控制疏水调节阀开度，较好地解决了这一难题。但直到现在还是有一部分老机组仍然在采用基地式仪表控制高加水位。疏水调节阀经

50、常容易出故障的另一个环节是阀芯笼罩开孔的堵塞问题。高加疏水多采用具有等百分比调节特性的调节阀，这种调节阀的阀芯多为笼罩式多孔分布型，根据不同的开度和通流量，布置开孔的直径大小和数量。在小开度小流量工况下，开孔直径往往很小，通常小于2 mm。在特定工况下,疏水通过小孔产生压降，在小孔背面形成汽蚀或冲蚀，导致金属表面组织结构发生变化并形成微小结垢，见图3.5。这种垢层往往很薄，肉眼有时难以观察。但就是这微小的垢层，对2 mm以下的小孔会产生较明显的流通量改变，进而改变调节阀小开度工况下的调节特性，调节性能变坏，水位不稳，最终造成高加运行故障。图3.5 小孔背面结垢示意图3.3高加设计、运行及维护的

51、注意要点3.3.1高加设计的注意要点高加壳体内壁要绝对避免直角，必须用足够尺寸的圆弧过渡，以避免应力集中。高加内件中凡是容易遭受高温直接冲击的部位，要尽量采用耐高温耐冲蚀材料。高加管束过热蒸汽冷却段蒸汽进口区流体质量流速和线流速均要仔细复核，绝对禁止高流速冲击，不仅要按正常工况计算，更应该考虑各种异常工况下可能达到的极限，比如前级高加停运，给水进入本级高加温度大幅下降造成的进汽量增加；以及本级高加水封丧失，造成前级高加加热被迫采用本级高加疏水加热所出现的本级高加进汽量的增加等等。高加配套件仪表要采用高温型，所有配套阀门都要选用高温高压型，应选配质量过硬，信誉好的供货商的产品。要更仔细设计内置式

52、疏水冷却段吸水口，既要有足够的通流面积，又要保证在水位正常波动下吸水口不会露出水面。3.3.2高加运行的注意要点建议高加能随机滑启滑停。如不能做到，则应该在投高加时，严格执行制造厂限定的温升率，温降率，规范操作。实际操作时，可以将给水出口温度值作为温升率，温降率的判定依据。热态投高加必须先开注水门暖机，在前后压差达到足够小的情况下，才可缓开三通阀，任何工况下，不可先开进汽阀后开给水阀，以免高加出现干烧现象。对于双列布置的百万机组超超临界高加，应合理分配二列高加的给水份额，避免某一列高加过载虽然每列高加都是按75%总给水流量设计的，但这并不意味着任一列高加都可以长期超负荷运行而不出现任何问题。不要人为压低高加水位以求省事，当水位异常时，应分析原因及时排除故障。所有机组都应将高加水位监测纳入中央集控室重点水位监测目标范围。尽可能将高加水位监测控制仪表由基地式改为dcs数字中央集控仪表。不要减小高加进汽阀的开度设定值，这个阀门在任何工况下都应处于全开状态,除非高加解列退出运行。高加的抽汽量不是由阀门的开度决定的。较小的开度只会降低高加壳侧运行压力