汽轮机组高压加热器
4汽机辅助设备介绍

6.汽动给水泵组:给锅炉供水,机组正常运行 时用。 7.电动给水泵组:给锅炉供水,机组启动时用。 8.凝结水泵:将凝汽器中的凝结水输送到除氧 器。 9.水环式机械真空泵:抽出凝汽器中不凝结的 空气,使凝汽器内建立一定的真空度。 10.闭式循环水冷却泵:为各个泵轴承冷却水, 冷油器冷却水等提供动力。 11.闭式循环冷却水交换器:通过开式水将闭式 水冷却。 12.开式循环冷却水泵:冷却闭式水及润滑油冷 2018/7/26 油器、氢冷器等。
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加热器和减温 器安装完成
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管孔清扫
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不锈钢管穿装
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不锈钢管切胀
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不锈钢管焊 接
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管系焊接完毕
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安装前后水室
吊装中 固定好
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液锅炉给水加热,以提高循效率。 根据汽轮机组的大小不同给水回热几数从2-3级到8级。
低压加热器
发电机定子冷却水集装置
凝汽器安装过程图示
先把底板装上去
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安装两侧板和中间隔板
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汽机附机及附属设备介绍
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汽机附属机械主要包含泵、风机等, 附属设备包含换热器、容器、装置 类设备等。以目前国内常规机组 300MW\600MW为例。
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1.凝汽器:在汽轮机排汽口建立并保持高度真 空,将汽轮机排汽冷却凝结成水进行回收。 2.高压加热器:利用汽轮机中做过部分功的蒸 汽加热锅炉给水,提高给水温度, 以减少锅炉 的热负荷, 提高热电厂的热经济效益。 3.低压加热器:利用汽轮机中做过部分功的蒸 汽或汽封漏气来加热主凝结水,回收热量和工 质。 4.轴封加热器:回收轴封、门杆漏汽,用以加 热凝结水从而减少轴封漏汽及热量损失。 5.除氧器:用来除去锅炉给水中的氧气及其他 气体,保证给水的品质。同时,又能加热给水 2018/7/26 提高给水温度。
电厂汽轮机高压加热器投用管理规定

电厂汽轮机高压加热器投用管理规定
1) 控制高加温升率
投用高加或对高加进行验漏时,注意缓慢开启高加注水门向高加水侧注水,同时控制给水温度变化率在合格范围之内。
一般给水温度变化是以加热器出水温度变化为准,当加热器启、停或工况变化时,控制温度的变化在2℃/min,以保证管板和管束有足够的时间均匀地吸热或散热,防止因温度变化过大对高加热冲击造成的损坏。
在开启高加进汽门时,同样要控制进汽温升速度在合格范围之内。
此项按规程规定执行。
2) 维持高加运行的正常水位
运行中必须加强对汽液两相流工作状态监控调整,禁止无水位或低水位运行(正常水位线为汽液两相流信号管位置),以减少上级疏水对#4高加内部汽水冲刷,汽液两相流旁路门和危急疏水门必须关闭严密。
3) 加强运行人员故障诊断能力
岗位人员必须提高对高加内漏的判断能力,平时加强对不同工况下端差及疏水水位等相关数据收集,并做好参数分析工作。
不允许高加危急疏水门动作后高加仍投入运行,直至动作数次后才解列退出运行。
在发现水位异常或出现可疑水位时先解列高加,对高加给水侧进行小流量验漏,避免泄漏管束周边管束受损。
汽轮机高压加热器泄漏及处理技术分析

汽轮机高压加热器泄漏及处理技术分析摘要:在火电厂运行过程中,汽轮机组由于长时间的商业运作,很容易发生高压加热器泄露事故。
本文对高压加热器泄露原因进行深入探讨,分析出导致高压加热器泄露主要原因是热冲击和管系高温腐蚀。
因此,针对此种情况,本文提出相应的解决措施和预防对策,封堵泄露管道,严格控制水质,正确操作启停,避免较大热冲击等,通过上述的处理技术和措施,能够保障汽轮机高压加热器稳定运行,保障火电厂经济效益。
关键词:汽轮机高压加热器;泄露原因;处理技术引言:某火电厂使用600MW的超临界燃煤汽轮机,该机组采用的是单元制的热力系统,并设有八段的非调整抽汽为高压加热器以及低压加热器提供供给。
高压加热器在使用两年之后,发生了严重的管系泄露现象。
因此,需对高压加热器泄漏情况、运行情况以及结构特点进行详细分析,找到原因,采取针对性措施。
一、高压加热器投入的意义火电厂的汽轮机采用的是回热加热系统,其能够有效提升机组的运行稳定性,提升经济性。
汽轮机回热加热系统是否能够可靠、安稳运行,会对整套机组运行的经济性产生巨大的影响。
因此,考核机组经济性的最重要指标是加热器投入率。
近年来,火电厂机组容量参数提升,高压加热器所承受的温度以及给水压力也有所提升,在机组运行过程中,容易受到给水泵故障、负荷突变以及旁路切换等问题引发温度变化和压力变化,为高压加热器带来很大的损害[1]。
二、高压加热器泄露原因分析在火电厂机组运行过程中,某日出现2号高压加热器的水位过高信号报警,且泄露检测仪出现报警,该高压加热器的疏水调门接近96%全开,出现危急疏水动作。
水泵的转速以及给水量和电流量增加,该高压加热器的出口出现给水温度骤降情况,由此分析,该高压加热器的管系出现泄露情况。
(一)分析高压加热器的结构2号高压加热器所采用的是卧式的U型管板系统,管侧是给水,壳侧是蒸汽。
在壳侧抽汽会凝结成为疏水。
在高压加热器的内部,蒸汽加热给水主要分为三个阶段:过热蒸汽、凝结放热以及疏水冷却。
汽轮机高、低压加热器调试措施

汽轮机高、低压加热器调试措施1概述华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、直接空冷汽轮机。
机组配用的高压加热器(以下简称高加)系上海电气集团股份有限公司生产的JG-1025、JG-1110、JG-885型高压加热器。
所配用的低压加热器(以下简称低加)系上海动力设备有限公司生产的低压加热器。
该机组由新疆电力设计院设计,山东电建二分公司负责安装,新疆电力科学研究院负责机组的整套调试工作。
根据有关规程、规范,结合本系统的实际情况,特编制本措施。
2调试目的全面检查高、低加系统设计、制造及安装的质量,保证高、低加系统安全可靠地投运。
3依据标准3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》[DL/T5437-2009]。
3.2《火电工程启动调试工作规定》[电力部建设协调司建质(1996)40号]。
3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》[电力部建设协调司建质(1996)111号]。
3.4《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)[DL5011-92]。
3.5《国家电网公司电力安全工作规程(火电厂动力部分)》[国家电网安监(2008)23号]。
3.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(2000年版)》。
3.7《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号。
3.8高、低压加热器说明书及设计图纸。
4调试使用设备经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。
5组织与分工5.1建设单位的职责全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理,参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。
负责编制和发布各项试运管理制度和规定。
协调解决合同执行中的问题和外部关系等。
参加分部试运后的验收签证工作。
负责管理制造厂家的调试项目等。
汽轮机运行规程(新)

汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1.汽轮机设备规范及主要技术特性2.汽轮机保护、联锁及试验3.汽轮机启动4.汽轮机运行维护5.汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1.除氧器运行2.给水系统运行3.高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1.一般水泵启动、停止及运行维护2.凝结水系统运行3.凝汽器投入、停止及运行维护4.低压加热器投入、停止及运行维护5.主机润滑油系统运行6.密封油系统运行7.顶轴油系统及盘车装置运行8.EH油系统运行9.净油装置运行10.润滑油处理及存贮系统运行方式11.闭式冷却水系统运行12.发电机内冷水系统运行13.真空系统运行14.氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1.补充水系统运行2.工业水系统运行3.循环水系统运行4.开式水系统运行第五篇主机事故处理1.事故处理原则2.紧急故障停机3.蒸汽参数异常4.负荷骤变处理5.汽轮机水冲击6.真空下降处理7.机组强烈振动8.轴向位移增大9.偏离周波运行10.机组通流部分损坏11.火灾事故处理12.汽轮机严重超速13.发电机甩负荷14.润滑油系统工作失常15.EH油压低处理16.主油泵联轴器故障处理17.汽水管道故障18.厂用电中断处理19.循环水中断处理20.调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号:N300—16.70/537/537—6型形式:亚临界、一次中间再热、双缸(高中合缸)双排汽凝汽式。
旋转方向:从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家:东方汽轮机厂额定功率:300WM ( E C R )最大功率:330WM ( V W O)额定蒸汽参数:主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量:903.1T/H最大主蒸汽流量:1025 T/H转速:3000r/min冷却水温:22.5℃给水温度:277℃额定工况净热耗:7923.8KJ/KW.H轴系临界转速:(计算值)高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子(一阶/二阶)1393.8/3401.5r/min通流级数:总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数:高加+除氧+低加(除氧器滑压运行)表1—1—1 额定工况下各段回热抽汽参数抽汽数号一二三四五六七八加热器1HR 2HR 3HR DEA 5LR 6LR 7LR 8LR抽汽级数调节级 6 9 12 15 16/22 17/23 18/24 19/25( 后)抽汽压力13.3 5.82 3.557 1.666 0.792 0.453 0.252 0.127 0.061(Mpa)抽汽温度(℃)382.5 312.5 439.7 336.5 271.5 206.4 138.6 86.2抽汽流量63.10 69.42 36.42 56.07 25.62 24.63 23.06 50.24(T/H)最大抽汽压力(Mpa)5.87 3.74 1.74 0.91 0.52 0.29 0.15 0.07末级叶片高度:851mm汽轮机本体外形尺寸:(长×宽×高)mm18055×7464×6434(高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离)1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸,通流部分反向布置,高压缸为双层缸结构,材料为ZG15Cr2Mo1铸件,允许工作温度不大于566℃。
浅谈对高压加热器的基本认识

浅谈对高压加热器的基本认识大唐韩城第二发电有限责任公司陕西韩城 715400为了提高热经济性,现代火力发电厂都采用回热循环,回热加热器是电厂热力系统中的重要设备之一。
我公司II期机组高压加热器为表面式,是汽水两种介质通过金属受热面来实现热量传递的,是安装于给水泵和省煤器之间的加热器。
因水侧压力高,称为高压加热器。
下面就我们II期的高加做一简要说明。
一、外部构件如图所示,每台高加汽室装有放空气门,用于启动过程中排出汽侧的不凝结及杂质气体,我们现场的高加均在A、B侧各布置了一个启动排汽;此门理论上应在高加投运前开启,见有汽冒出即可关闭,但在现场实际操作过程此门长期关闭,如果要操作此门前,应注意设法避免其打开后对真空系统的影响,当然我们实际中有连续排汽既可以满足要求。
图示的不凝结汽体排出口连接的是高加的连续排汽管道,正常运行中此门应打开,用以连续排出高加内的不凝结气体,连续排汽至除氧器,将高加运行时不凝结的气排出,保证了加热器运行中的传热效果,并能防止加热器腐蚀,所以高加运行时连续排气阀应开启。
为了防止高加运行中超压,在高加汽侧装有安全阀,当压力超过规定值时,会自动泄压。
同时许多高加设计生产厂家考虑到当高加水侧停用,而高加U型管内的水不流动后,此时若汽侧不严有漏汽进入,可能引起U型水管膨胀而超压,所以也设计有水侧安全阀,但是有许多厂家也认为没这个必要,这是个值得商榷的技术问题,我们实际只在壳侧装有安全阀。
另外每台高加根据具体情况汽室、水室均设有几个放水门,当系统停运检修时放水使用。
这就不用多说了。
三台高加的水侧管为大旁路布置,即三台高加进水共用一只电动隔离阀、一只电动出水门和一只旁路管。
当任何一台高加内漏时,三台高加需全部停运,同时,应根据要求汽轮机带负荷,我们规程明确规定三台高加停运汽轮机可以带不大于600MW负荷。
正常疏水管道:用于排出本段抽汽凝结后的疏水。
同时在图示壳侧底部设有危急疏水管道接口,当高加某些情况下水位异常升高后及时排出多余的水,以保证系统安全、经济的运行。
零号高压加热器热经济性分析

零号高压加热器热经济性分析目前1000MW超超临界火电机组常处于低负荷工况运行。
作为回热系统优化的方式之一,设置零号高压加热器可提高1000MW超超临界机组在低负荷工况下的热经济性。
本文具体分析了设置零号高压加热器对汽轮机组热耗率和锅炉热效率的影响,通过对零号高压加热器系统方案开展经济性和可行性比较,在现有运行模式下(常参与调峰且处于低负荷运行)推荐采用零号高压加热器系统方案。
标签:零号高压加热器;低负荷工况;热经济性1 现役1000MW级火电机组运行概况随着我国经济的快速发展,居民用电和商业用电的比重逐年增加,导致用电负荷峰谷差激增,使得按照承担基本负荷设计的600MW级和1000MW级超超临界火电机组不得不参与调峰,且通常处于低负荷运行。
根据全国现役1000MW 超超临界火电机组的运行情况统计,机组在低于70%负荷工况下的运行小时数约占35%。
2 设置零号高压加热器的必要性分析当机组处于低负荷时,采用滑压方式运行,不在设计“经济区”内。
随着机组负荷的降低,机组热效率随之下降,造成供电煤耗升高,无法发挥超超临界机组高效率的优势,造成不必要的较大经济损失。
为提高1000MW级超超临界机组在低负荷工况下的运行效率,回热系统优化是值得关注的一个重要方向。
而回热加热器级数是影响回热系统热经济性的主要因素之一。
一般情况下,随着回热加热器级数的增加,给水温度将有所升高,机组的循环热效率将有所提高[1]。
在回热系统中,1号高压加热器出口再增设1个高压加热器用来加热给水,则该高压加热器称为零号高压加热器。
零号高压加热器蒸汽由高压缸第5级(考虑与补汽阀进汽在同一个接口)后抽出,加热器疏水逐级自流至1号高压加热器。
增设在低负荷工况下投入运行的零号高压加热器,可提高机组在低负荷工况运行时的最终给水温度,从而改善汽轮机在低负荷工况的运行经济性,同时也可提高机组在低负荷时SCR装置的投用率[2]。
在现阶段,根据地域调峰情况以及机组的工作负荷变化特性,相应开展设置零号高压加热器的分析研究,着力提高1000MW级超超临界汽轮机组在低负荷工况下的运行效率,是非常及时和必要的。
高压加热器技术条件

中华人民共和国国家标准高压加热器技术条件GB 10865-89 Specification for high-pressure feedwater heaters中华人民共和国机械电子工业部1989-03-25批准1990-01-01实施1 主题内容与适用范围本标准主要规定了“U形管管板式”和“螺旋管集箱式”高压加热器产品性能地要求及质量地评定.本标准适用于对火力发电厂汽轮机回热系统中水侧设计压力为6~38MPa,设计温度不大于350℃;汽侧设计压力不大于10MPa、设计温度不大于510℃地U形管管板式和螺旋管集箱式高压加热器产品性能地评定,也适用于对相类似地疏水冷却器和蒸汽冷却器产品性能地评定.2 引用标准ZBJ 98 013 电站安全阀技术条件JB 3343 高压加热器制造技术条件压力容器安全监察规程钢制石油化工压力容器设计规定3 术语3.1 高压加热器地热力设计工况高压加热器运行时,各个参数达到高压加热器热力设计值时地工况.3.2 高压加热器地热力性能在热力设计工况下,高压加热器地主要指标:a.给水端差;b.疏水端差;c.汽侧压降;d.水侧压降.3.2.1 给水端差高压加热器进口蒸汽压力下地饱和温度与出口给水温度之差.3.2.2 疏水端差离开高压加热器汽侧地疏水温度与进入水侧地给水温度之差.3.2.3 汽侧压降介质流经高压加热器汽侧地压力损失(不包括静压损失).3.2.4 级间压差一组高压加热器中邻近两台高压加热器进口蒸汽压力之差.3.2.5 水侧压降给水流经高压加热器水侧地压力损失.3.3 投运率机组经72h试运行后,停机消除缺陷经24h试运行后正式投运起,在一年内高压加热器可以运行地小时数与机组运行地小时数之比,以百分数表示:(1) 4 技术要求4.1 高压加热器地设计应符合《压力容器安全监察规定》和《钢制石油化工压力容器设计规定》及JB 3343等有关规定.4.2 给水端差设有内置式蒸汽冷却段高压加热器地给水端差应不小于-2℃,无蒸汽冷却段地高压加热器地给水端差应不小于1℃.当给水端差要求小于-2℃时,应采用外置式蒸汽冷却器.末级高压加热器地出口给水温度不得低于设计值4℃.4.3 疏水端差设有内置式疏水冷却段高压加热器地疏水端差不小于5.5℃.当疏水端差要求小于5.5℃时,应采用外置式疏水冷却器.4.4 汽侧压降高压加热器汽侧地压力损失不大于高压加热器级间压差地30%.4.5 高压加热器各种接管内地介质流速应符合如下规定:4.5.1 U形管管板式高压加热器给水管内地水速在16℃时不大于3m/s;螺旋管集箱式高压加热器给水管内地水速在16℃时不大于4m/s.4.5.2 疏水出口管内地水速不大于1.2m/s;当疏水为饱和疏水且水位不受控制时,其疏水管内水速不大于0.6m/s.4.5.3 疏水进口管内地介质流速.4.5.3.1 双相流体地质量流速应不大于下列两者中地小值:G=77.16;G=1220 (2) 4.5.3.2 疏水进口扩容后地蒸汽流速应不大于45.7m/s,且蒸汽质量流速不大于式(3)计算值:G=38.58 (3) 4.5.4 蒸汽进口管内地蒸汽流速不大于式(4)计算值:(4) 上三式中 G——质量流速,kg/(m2·s);ρ——扩容后地蒸汽密度,kg/m3;v——蒸汽流速,m/s;p——蒸汽进口管处地蒸汽压力(绝对),MPa.4.6 高压加热器地制造应符合JB 3343地有关规定.4.7 高压加热器地主要附件4.7.1 高压加热器地安全附件高压加热器地保护应符合《压力容器安全监察规程》地有关规定.4.7.1.1 高压加热器地水侧应设置安全阀.4.7.1.2 高压加热器汽侧安全阀应符合ZBJ98013地规定,其流量应能通过下列流量地较大值:a.高压加热器最大给水流量地10%;b.U形管-管板式高压加热器一根传热管完全断裂时,在内外压差地作用下,两个断口流至汽侧地给水量按式(5)计算:(5) 螺旋管-集箱式高压加热器存在φ10mm裂口时,在内外压差地作用下,一个裂口流至汽侧地给水量按式(5)计算:(6) 式中——传热管破断流出地给水量,m3/s;d——传热管地公称内径,mm;——水侧设计压力,MPa;——汽侧设计压力,MPa.4.7.1.3 高压加热器地给水进水阀应能在高压加热器两根管子完全断裂时,保证在汽侧满水前关闭且同时打开旁路.高压加热器给水进口阀地关闭时间应不大于式 (7)计算值:(7) 为下列流量中地较大值:a.高压加热器最大给水流量地10%;b. (8)上两式中T——高压加热器两根管子完全断裂时,水充满最高水位以上地汽侧空间所需地时间,s;V——高压加热器最高水位以上地汽侧空间,m3;——高压加热器最大给水流量地10%或传热管地四个断口流至汽侧地给水量地较大者,m3/s;d——管子公称内径,mm;——水侧设计压力,MPa;——汽侧设计压力,MPa.4.8 水位控制高压加热器地疏水调节阀应有良好地调节特性,以保持高压加热器地正常运行.4.9 高压加热器地年投运率应不小于85%.4.10 单台高压加热器传热管管子和管口地泄漏根数见表1.表 1注:①双列高压加热器按机组容量地1/2计算;②蒸汽冷却器和疏水冷却器地管子和管口地泄漏根数不多于8根.4.11 高压加热器应具有合理地结构、可靠地安全性能,并能承受机组负荷地变化.5 高压加热器地测试5.1 高压加热器地热力性能地测试应符合本标准和产品图样及技术文件地规定.5.2 高压加热器地测试应满足下列要求:a.高压加热器在设计工况下运行;b.高压加热器应保持正常水位;c.高压加热器汽侧应排除非凝结性气体;d.使用合适地仪表;e.正确地测试方法.5.3 高压加热器地测试宜在投运后地第一年内进行.6 高压加热器地运行高压加热器地运行应符合水利电力部颁发地《火力发电厂高压加热器运行维护守则》和高压加热器制造厂提供地高压加热器产品说明书地有关规定._____________________附加说明:本标准由上海发电设备成套设计研究所归口.本标准由上海电站辅机厂、上海发电设备成套设计研究所、哈尔滨锅炉厂及东方锅炉厂等负责起草.本标准主要负责起草人陈建生、薛之年.本标准参照采用美国热交换学会《表面式给水加热器标准》.。
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汽轮机组高压加热器说明书1、概述高压加热器(简称高加)系利用汽轮机抽汽加热锅炉给水,使达到要求的温度,以提高电厂热效率。
300MW机组本高加为卧式布置,U形管式,双流程,传热段为过热-凝结-疏冷叁段式,全焊结构,水室自密封人孔,给水大旁路系统。
本系统高加共3台,设备型号示例:JG-1000-Ⅰ的1000表示名义换热面积1000㎡,Ⅰ表示按加热蒸汽压力由高到低顺序排列的第1台;按给水流向由Ⅲ型高加流向Ⅱ型,再流向Ⅰ型,最终流出至锅炉。
2、工作原理来自给水泵的高压给水首先进入高加水室,因行程隔板的阻挡给水进入占一半管板的进水侧管孔的U形管内,流经U形管而被管外的蒸汽介质所加热,出U 形管至水室的出水侧,经出水接管流出体外,然后流向另一台汽侧压力更高的上一级高加。
来自汽轮机的抽汽进入高加体内的过热蒸汽冷却段的包壳内,它加热给水而本身被冷却后出包壳而进入蒸汽凝结段,由上而下向下流动和被冷凝成疏水而积聚在壳体底部,疏水进入疏水冷却段包壳,被冷却后最后流出体外,经疏水调节阀控制流向下级高加或除氧器。
3、结构高加本体由水室、管系和壳体等组成,见图1。
3.1 水室水室系半球形球壳,材质德国牌号P355GH,与管板焊成一体,行程隔板用螺栓连接,检修时可拆卸,从人孔取出。
水室顶部有自密封人孔,密封圈垫块材料为高强度柔性石墨-不锈钢丝,拆卸人孔时先把四合环拆除,再把人孔盖取出。
装人孔盖后将螺栓预紧,待给水升压后密封圈受压缩变形从而达到密封,此时预紧螺栓会向上伸长,在运行稳定一个阶段以后可将螺母向下拧到底。
水室顶上的放气口,可在投运进入给水时打开以排去内部空气。
水室底部的放水口可在停用时放空内部存水,并可用作管侧(水侧)充氮口。
3.2 管系管系由管板、U形管、隔板、拉杆等组成,管板材质20MnMo钢锻件,表面堆焊有一层低碳钢以改善焊接性能。
U形管材质为美国牌号SA-556C2碳素钢管,隔板以及蒸冷、疏冷段包壳由碳钢板制成,在蒸冷包壳蒸汽入口处和前级疏水入口处均设有不锈钢防冲板。
U形管和管板之间的连接采取焊接+胀接,胀接是用高的压力作液压胀管。
焊接采取优质焊材和工艺,确保不漏。
3.3 壳体壳体由短节、筒身、封头和支座等组成,短节、筒身、封头均由16MnR容器钢板制成,仅Ⅰ型高加的短节由15CrMoR容器钢板制成。
壳体上设有各种接管,在壳体中部装有抽空气口,还有放气口、放水口等。
壳体底部配备三个支座,在管板下面的是固定支座,在尾部和中部装有滚动支座。
在理论上它可以是双支承形式,即在运行时由固定支座和尾部滚动支座承载,中间的支座可以不承载,当必须抽壳检修管系时把壳体沿切割线切割,由中间和尾部滚动支座支承着把壳体移动向后退出。
4 监控部件高加应设有的监控部件4.1 磁性液位仪,用于就地观察水位变化。
4.2 壳侧(汽侧)安全阀。
防止汽侧超压,在管子破裂或管端焊缝大量泄漏以及汽压过高时起跳。
4.3 管侧(水侧)安全阀,装设在给水管道上,当给水进、出口阀关闭,而汽侧继续进汽时给水膨胀超压等因使它起跳,以防止管系超压而起到保护作用。
4.4 压力表和温度计在高加本体以及各汽、水管道上应设置压力表和温度计作监控仪表。
4.5 平衡容器平衡容器把壳体内疏水位变化转换成位差压力变化,以便输出电信号,为水位调节系统(或危急疏水)提供信号。
4.6 电接点液位仪,用于水位的电信号输出,作远方控制室的水位显示监视和高、低水位报警以及自动保护的信号源。
4.7 高加的水位调节和危急疏水高加的水位调节,由平衡容器把疏水位变化发生为位差压力变化,经差压变送器输出电信号,经电子调节系统综合后输出操作电信号,驱使疏水调节阀的电动执行机构移动阀杆升降,见图2。
或采用气动调节系统,由平衡容器发生的位差压力变化,经差压变送器输出电信号,再经电一气讯号转换和气动调节系统输出压缩空气信号,作用在气动调节阀的顶部薄膜气室内,产生推力推动阀杆移动,见图3。
危急疏水阀的动作与上述相同,此阀动作后疏水就排出体外。
4.8 高加保护高加的给水保护系统为大旁路系统,即叁台高加共用一套保护系统,见图4。
其给水进口阀采用电动给水三通阀,出口阀为电动给水闸阀。
给水三通阀和给水闸阀之间还用旁路管连接,形成一个绕过高加的给水旁路。
一般在用户认为国外引进的电动给水三通阀和电动给水闸阀能达到可靠开启和关闭则不再另加关断阀;如用户认为需要可另加关断阀,即另外再设置三个电动闸阀,以便于高加事故时不停汽机对高加进行检修。
当任一台高加U形管破裂或管端密封焊泄漏使水进入壳侧(即汽侧)壳体内、或疏水系统出现故障,导致水位迅速上升,由电接点液位仪(或其他发讯装置)发出报警电信号,当达到正常水位以上第一个报警水位即一高水位时,发出灯光、铃声信号,引起工作人员注意;当水位再往上达到二高水位,电信号自动使危急疏水阀开启;再往上达到三高水位,电信号自动使电动给水三通阀和电动给水闸阀关闭。
当此三通阀关闭时,即同时开启了阀内的旁路口,给水从旁路口流向旁路管道而流向锅炉,而高加就解列停运。
电动给水三通阀和电动给水闸阀达到全开的动作时间为25~40秒。
此三高电信号还同时联锁高加进汽的抽汽逆止阀,使这抽汽逆止阀关闭,把高加和抽汽管道隔断,防止出事故时高压给水反冲入汽机。
相反在高加运行水位过低达到一低水位时,电信号便发出灯光和或铃声,以告诉工作人员水位低了,应采取措施处理;如水位继续降低到二低水位时,因二低水位无危险性,可以不接保护而不自动切除高加,仅告诉工作人员应紧急采取措施处理。
5 安装5.1 安装前应熟悉图纸和说明书,以及电力设计院的施工图。
5.2 设备运抵现场后,用户须按装箱单或清单逐一检查清点,并妥善存放各零部件,以免混淆和丢失。
设备不宜露天放置,更不得放置于潮湿处,冬季存放应采取防冻措施,保证设备壁温大于5℃。
5.3 安装加热器其中心轴线需水平,高低差不得大于5mm,且不准向后倾斜,即头高尾低,否则将引起显示水位失真。
5.4 对于法兰接口,连接前须清理干净法兰密封面,不得有任何影响密封的杂质和锈疤存在,连接时各螺母拧紧程度须一致。
5.5 高加有三个支座,理论上有双支承方式,中间支座不承重,靠近头部的管板下的固定支座用M20螺母、地脚螺栓固定在支座上,尾部和中间的滚动支座则自由地支承在基础面上,为此必须在二旁滚轮下的基础面上预埋各一长的条钢滑板作为导轨,一则不阻碍加热器的自由热膨胀,再则在必须检修管系而抽壳时使滚轮滚动而向后退出壳体。
为满足检修管系而向后抽壳的需要,高加尾部后面须留出足够空间。
5.6 壳侧(汽侧)安全阀和管侧(水侧)安全阀,在安装前须做定砣试验,其起跳压力整定值各按图纸规定。
安全阀均直立安装,安全阀排放口后不得存在背压。
5.7 压力表(含附件)、温度计。
高加系统在各给水进出口、各蒸汽进口、各疏水出口均配备有相应的温度计和压力表,用户应在现场安装时视实际位置进行安装,各压力表、温度计的安装位置须有利于运行人员观察。
5.8 高加给水进、出口接管为低合金钢锻件,与外部管道焊接时应先预热,焊后热处理,须进行100%无损探伤检查。
蒸汽进口接管也是20MnMo低合金钢锻件,与外部管道焊接后也须进行热处理。
公称直径大于等于250mm的其他接管与管道焊接后的焊缝也应进行100%无损探伤检查。
5.9 在安装和检修时,均不得在设备水室、管板和壳体上引弧和焊接,如果确需焊接,则需严格进行焊前预热、焊后热处理和磁粉探伤。
5.10 水压试验。
高加设备本体、管道等安装完毕后,需经水压试验合格。
试验压力按图纸规定,试验水温不小于15℃,且不大于50℃。
5.11 安装后如高加长期不投入运行,则高加应按停用维护措施予以维护。
6 运行在运行前需仔细检查各配件的装设、各仪表的连接是否正确、可靠,各装置的动作是否正常准确,经检查合格后进行调试,调试合格后可投入使用。
在高加启动和停运时,管板上的热应力将随温度变化而变化,会达到很高的数值;如操作方式不当,则交变热应力可能使管口焊缝泄漏。
因此对于高加的启停一定要遵循正确合理的操作方式,控制给水温度的变化率,控制温升率不得超过5℃/分钟,温降率不得超过2℃/分钟。
高加可随机启停;亦可当机组带一定负荷后再投运和启停高加。
高加投运时,高加保护系统必须同时投运,即电动给水三通阀及电动闸阀以及联锁抽汽逆止阀均调试合适处于可靠备用状态,严禁无保护投运高加。
6.1 冷态启动,冷态启动是指汽机带一定负荷时投运高加。
6.1.1 暖机稍开抽汽管道上的进汽门,对高加壳体、管子和管板等预热,利用少量蒸汽使这些部件逐渐加温到接近高加给水进口温度,暖机时高加壳体内压力可为0.05MPa以下,时间保持30分钟。
此时给水先走旁路,当加热使设备的壁温接近高加给水进口温度时,方可通给水。
6.1.2 高加通水启动投运前,电动给水三通阀应处于接通旁路的状态,电动给水闸阀处于关闭状态,来自除氧器的给水经三通阀的旁路口流向旁路给水管再送往锅炉。
开启高加注水阀和管侧(水侧)放气阀向高加注水,在这充水过程中,高加管侧充满水后,放气阀冒水时即可关闭放气阀,向电动给水三通阀和电动给水闸阀通电开启至全开,此时高加即通水。
6.1.3 高加通汽通汽按高加汽压由低到高的程序,先投汽压低的图示的Ⅲ号高加,然后逐次投汽压高的。
高加通汽时,缓缓开启抽汽阀,可先慢尔后逐渐加快,控制最大给水温升≤5℃/分钟,以约20分钟的时间为一次,应分几次,至抽汽阀全部开启。
6.2 热态启动,热态启动是指设备短时停运(3小时以内),或水侧未停,仅停抽汽的情况下启动投运设备,这种情况下可首先将水侧投入,然后再按由低压到高压的顺序逐级缓慢投入各级高加的抽汽,并控制温升。
6.3 随机启动6.3.1 通水除氧器启动后达到压力约为0.02MPa,温度约104℃,启动给水泵向锅炉供水,与此同时打开高加注水阀,向高加注水,待注满水后,打开电动给水三通阀和电动给水闸阀,给水即通过高加。
6.3.2 高加通汽对滑压运行除氧器,当除氧器加热汽源切换到本机四段抽汽,开始滑压运行时,即可开启进汽阀向高加供汽;对除氧器定压运行的,当除氧器加热汽源切换到本机四段抽汽时,即可开启进汽阀向高加供汽。
开启进汽阀应缓慢进行,严格控制高加出水温度的温升率≤5℃/分钟,且开启进汽阀次序应按抽汽压力由低到高的高加排列顺序。
7 高加运行监视7.1 应经常注意高加水位变化,防止高水位或低水位运行。
7.2 当水位上升过快,并发出高水位报警信号时,则应严密监视,如果达到危急疏水阀开启后,水位没有继续上升,但报警信号仍未消除,则应检查疏水系统,排除故障。
7.3 定期纪录或监视高加的有关仪表指示如下:7.3.1 液位仪水位7.3.2 每台高加给水进、出口温度与压力7.3.3 每台高加的进汽压力、温度。