给水温度偏低分析及处理

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1、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2X330MW机组，汽机主设备是北京汽轮电机有限责任公司引进法国ALSTH0M公司技术生产的330MW业临界、屮间一次再热、冲动、凝汽式汽轮机，机组型式为单轴三缸双

2、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白流进入除氧器，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來，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,

3、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：攝氏度2003.102003.112003.122004.012004.02时间（年•加图1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名称工作温度#1机实际温度#2机实际温度#6高加给水入口温度185.56°C182.56°C183.14°C#6咼加给水出口温度211.26°C203.38°C209.62°C#7高加给水出口温度253.90°C239.38°C240.48°C#6高加蒸冷器给水出口温度256.4

4、1°C245.39°C244.48°C一段抽汽温度65.72°C64°C63.8°C二段抽汽温度89.94°C88°C87.2°C三段抽汽温度129.37°C114°C112°C四段抽汽温度256.33°C257°C261°C五段抽汽温度351.15°C344°C353°C六段抽汽温度451.27°C449°C45&3°C七段抽汽温度336.98°C334°C333.5°C从图k表1中可以看出，给水温度是随着机组长时间运行逐步降低的，#1机#6高加、#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

5、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，将高加水侧从系统屮隔离出来，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名称工作温度#1机实际温度#2机实际温度一段抽汽温度65.72°C64°C63.8°C二段抽汽温度89.94°C88°

6、C87.2°C三段抽汽温度129.37°C114°C112°C四段抽汽温度256.33°C257°C261°C五段抽汽温度351.15°C344°C353°C六段抽汽温度451.27°C449°C458.3°C七段抽汽温度336.98°C334°C333.5°C⑷查高加内部结构图纸以及设计性能相关数据。机组在TRL工况下运行时，#6高加疏水出口温度设计值为193.56C,#7高加疏水出口温度设计值为219.26C。测量高加疏水温度，均符合设计要求。(5)高加水室存在着短路的情况，即水室隔板有漏流，使得部分给水未经过高加加热直接

7、到达出口，与热水在高加出口混和后，势必会造成给水温度的降低。2004年4月，利用双机停运期I'可，对#1机#6高加和#2机#7高加水室进行了检查，发现二号机#7高加水室的底部隔板螺栓有四条脱落，另有八条螺栓已经松动，隔板已被冲刷(见图3),造成水室隔板短路。3、解决方案①将新的水室分隔板等分三段，并分割；②拼接端割坡口30度，钝边1mm,并打磨；③将三段分隔板拿入水室，清理后在内件园弧板上划线装配分隔板并点焊拼接端坡口朝外，间隙2mm焊条选用J507-3.2.O电流100-130A；④将分隔开的割断板上移20mm进行焊接，将下

8、方露出的螺丝孔堆焊；⑤焊接三段分隔板与内件圆弧板。焊条选用J507-3.2.O电流100-130A；⑥焊接三段分隔板拼缝。氮弧打底选用J・50焊丝.。罩面焊条选用J507-3.2.o电流100-130A；⑦焊缝打磨后100%PT或MT检查。4、结论通过更换新的水室隔板，双机在