一、系统简介

 十里泉电厂#9机组为超超临界高参数燃煤发电抽凝供热机组，同步建设脱硫、脱硝设施。本工程由国核电力规划设计研究院设计，三大主机设备分别由东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机厂生产。汽轮机具有九级可调整回热抽汽，设有三台高压加热器、一台外置式蒸汽冷却器、一台除氧器和五台低压加热器。

1、#3高压加热器的重要性    

高压加热器作用：利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，提高给水温度，减少了锅炉受热面的传热温差，从而减少了给水加热过程的不可逆损失，在锅炉中的吸热量也相应减少。另一方面，汽轮机抽汽的利用，减少了冷源损失，使蒸汽热量得到充分利用，热耗率下降。为了减小加热器端差，提高表面式加热器的热经济性，现代大型机组的高压加热器和少量低压加热器采用了联合式表面加热器。

2、#3高压加热器测点取样位置

#3高加水位信号测量位置位于#3高压加热器水平位置，监视#3高压加热器水位的变化状况。

图1  #3高加水位信号测量环境示意图

由于其特殊的测量环境及复杂的工况，#3高加水位信号在系统中受到水位测量装置、#2正常疏水系统、#3正常疏水及危急疏水系统以及伴热系统等多方面影响。

3、高压加热器测点装置组成

高加水位测量装置系统主要由三部份组成:1)冷凝罐；2）取样管路；3）差压式变送器。

差压变送器用来测量密闭内的液位，利用液体自身重力产生的压力差来测量容器内液体的液位，其高压侧测量管由于蒸汽凝结，取样管始终处于充满水的状态，保持压力恒定，而低压侧测量管与容器组成连通器，其压力随容器内液位的变化呈线性变化。

    二、缺陷分析

大家根据#9机组#3高加水位信号故障原因关联图，得出7个末端因素：1、取样管振动大；2、取样管堵塞；3、开机前注水方式不合理；4、伴热异常；5、冷凝罐失效；6、设备寿命管理不当；7、人员维护不到位。

为了找出#9机组#3高加水位信号故障高的主要原因，小组成员针对7个末端因素制订要因确认计划表并逐条进行确认。最终可得：“取样管振动大”、“开机前注水方式不合理”，导致#3高加水位信号故障率高，影响给水系统稳定运行。

三、制定对策

大家通过现场调查、查阅资料、小组讨论等活动，分别对“取样管振动大”、“开机前注水方式不合理”两个主要因素进行对策筛选与优化。针对确定方案后根据要因确认表制定对策表如下：

四、实施过程

为使得目标顺利实现，大家根据主要因素对策表的两个方面积极开展以下实施步骤：

实施一：#3高加水位取样管改造，重新敷设取样管，在北墙安装支架，使之与化学再生单元管道分离。

实施二：#3高加水位测量装置改造，在连通器上增加注水门，每次开机前注水。

图2   #9机组#3高加水位测量装置简意图

将下截止门、正负压侧排污门关闭，上截止门、平衡门、正负压侧二次门、注水门打开。使用注水泵往注水孔内注水，此时测量筒和正压测形成平衡容器，两边液位同时上涨，正压测和测量筒内的液位注满时（大约一桶），先关闭平衡门，再关闭注水门，然后打开下截止门，观察DCS液位是否与就地磁翻板液位一致（就地磁翻板液位零点与DCS设置量程下限一致，应为负值），如果不一致有可能没注满，此时应重新注水（注一桶半）。

改造完成后，大家通过FAM缺陷量统计、DCS历史趋势查看，#9机组#3高加水位信号故障时长大幅降低。改造后大大节约了机组并网的时间，每月可节省1.2吨左右煤，保证运行人员对#3高加水位信号监视的可靠性与准确性，提升了机组安全管理水平和生产效率，确保机组长期安全稳定运行。

参考文献：

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[6] 高压加热器的运行故障分析[J]. 毛申允.电站辅机,2008

[7] 火电厂高压加热器泄漏原因分析[J]. 何史彬.科技资讯,2009

[8] 1000MW机组高压加热器系统的动态特性研究[J]. 苑海冬;李科群;王宏光;戴韧;俞兴超.动力工程学报,2010

[9] 高压加热器疏水端差偏大原因分析及应对策略[J]. 王继伟;刘瑞梅.电站辅机,2010

[10] 600MW机组高压加热器最佳水位的试验确定[J]. 吕鹏飞.发电设备,2011