1000MW高压加热器介绍

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1000MW 二次再热超超临界机组——汽机分册

1000MW 二次再热超超临界机组——汽机分册

1000MW 二次再热超超临界机组设备说明书汽机分册国电泰州发电厂2014年3月- 1 -前言本书主要介绍泰州二期工程1000 MW二次再热超超临界发电机组汽机设备及其系统的基本原理、结构、规范、功能及维护项目等,供泰州电厂管理、运行、检修人员操作、维护培训使用。

本书编写主要依据各设备制造厂的说明书和技术协议、华东电力设计院设计图及相应的电力行业的法规和标准,同时参照各兄弟单位的培训教材,在此表示感谢。

由于目前我厂二期工程设备安装也未结束,制造厂提供的资料尚不齐全,时间也比较仓促,最终现场设备、系统可能会与本培训教材有所偏差,实际运行须以现场设备、集控运行规程为准。

同时限于编者的水平,缺点和错误在所难免,敬请读者批评、指正。

编者2014年4月- 2 -本丛书各分册由以下人员执行主编:《汽机分册》张世伟《锅炉分册》李冬《电气分册》张岩山《化学分册》《灰硫分册》《仪控分册》任斌- 3 -目录第1章概述 ··············································································· - 1 -1.1工程背景: (1)1.2主要设计创新及难点 (2)1.3系统概述: (3)1.4设计优化: (4)1.5主辅系统设备规范: (6)1.6汽机典型工况及性能指标 (40)1.7汽轮机设计运行条件 (51)1.8汽轮机大修间隔的规范 (51)第2章主汽轮机本体结构 ··························································· - 53 -2.1汽轮机本体特点: (53)2.2汽轮机进汽部分: (61)2.3汽缸组件 (71)2.4轴承与轴承座: (99)2.5轴系 (119)2.6盘车装置 (119)2.7滑销系统 (125)第3章主机润滑油系统 ····························································· - 128 -3.1主机润滑油系统: (128)3.2DEH液压伺服系统 (145)3.3EH油系统 (153)3.4DEH控制系统 (163)3.5汽轮机保护系统 (171)第4章给水泵汽轮机 ································································ - 182 -4.1概述: (182)4.2给水泵汽轮机的热力系统 (183)4.3给水泵汽轮机的结构特点 (205)4.4设备技术规范 (218)4.5给水泵汽轮机运行说明 (223)4.6给水泵汽轮机运行与维护 (229)4.7盘车说明 (234)第5章蒸汽系统及其设备 ·························································· - 239 -5.1主、再热蒸汽系统及旁路系统 (239)5.2抽汽系统 (275)5.3轴封系统 (300)5.4辅助系统 (306)- 4 -5.5汽轮机疏放水系统 (310)第6章水系统及其设备 ····························································· - 314 -6.1凝结水系统 (314)6.2给水系统 (348)6.3循环水系统 (368)6.4开式水系统 (404)6.5闭式水系统 (410)第7章发电机辅助系统及设备 ···················································· - 426 -7.1发电机氢气系统: (426)7.2发电机密封油系统: (449)7.3定冷水系统 (469)第8章辅助系统 ...................................................................... - 477 -8.1抽真空系统 .. (477)第9章汽轮机的运行 ································································ - 491 -9.1概述 (491)9.2启动方式说明 (491)9.3一次调频 (496)9.4机组启动前的要求 (498)9.5机组启动前准备 (501)9.6机组冷态启动的汽机冲转 (506)9.7机组升负荷 (513)9.8机组主要运行参数监视 (515)9.9机组运行限制工况 (525)9.10机组的停运及保养 (527)9.11汽轮机的正常运行维护 (532)第10章汽轮机调试 ··································································· - 535 -10.1概述 (535)10.2概述·········································································错误!未定义书签。

1000MW机组全面性热力系统

1000MW机组全面性热力系统

主要汽水管道 1 主蒸汽管道
主蒸汽支管 主蒸汽总管 2 再热蒸汽热段 再热热段总管 再热热段支管 3 再热蒸汽冷段 再热冷段总管 再热冷段支管 4 给水管道
管道规格
管道材质
美国钢材牌号
ID349×38 ID495×53
ID953×50 ID679×35
A335P91 A335P91
亚临界主汽管 道
压力容器:汽包、过热器、再热器、高压加热器、除 氧器
弹簧式
一、阀门
执行机构
阀门及附件
手动 三通阀
角阀
阀门及附件
二、附件 孔板
流量测量装置 喷嘴
单级 节流孔板
多级
疏水装置
疏水器 U型水封
低压加热器
高压加
热器
单级
低压加热器、 轴封加热
用调 节阀
多级

排大气 排地沟 至排水管 室内排气
(一) 主蒸汽及再热蒸汽系统
特点:工质流量大、参数高,对金属材料 要求也高,对发电厂运行的安全性、可 靠性和经济性的影响很大
基本型式
1.单母管制
全厂锅炉生产的蒸 汽集中引至一根 母管,再由母管 分别送至各机组。 要求各炉参数一 致。
机炉数目可不同。 一台机、炉故障 不影响整个电厂 运行。
基本型式
2.切换母管制
机炉一一对应。各 单元之间有切换 阀与母管连通。
甩负荷时的严密隔离进汽作 用:自动主汽门的可靠的 严密性
内容提要
基本型式 单元制系统的连接方式 蒸汽管道阀门及附件设置 蒸汽管道压损和汽温偏差
蒸汽管道设计温度、压力及材料
1000MW机组主蒸汽系统实例
主蒸汽系统
锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各 用汽点的支管及其附件称为发电厂主 蒸汽系统,对于再热式机组还包括再 热蒸汽管道。再热蒸汽系统分为冷再 热蒸汽及热再热蒸汽系统。

毕业设计(论文)_某1000MW凝汽式汽轮机机组热力系统设计说明书

毕业设计(论文)_某1000MW凝汽式汽轮机机组热力系统设计说明书

目录第1章绪论 (1)1.1 热力系统简介 (1)1.2 本设计热力系统简介 (3)第2章基本热力系统确定 (5)2.1 锅炉选型 (6)2.2 汽轮机型号确定 (7)2.3 原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 (8)2.4 全面性热力系统计算 (8)第3章主蒸汽系统确定 (18)3.1 主蒸汽系统的选择 (18)3.2 主蒸汽系统设计时应注意的问题 (20)3.3 本设计主蒸汽系统选择 (20)第4章给水系统确定 (22)4.1 给水系统概述 (22)4.2 给水泵的选型 (22)4.3 本设计选型 (25)第5章凝结系统确定 (27)5.1 凝结系统概述 (27)5.2 凝结水系统组成 (27)5.3 凝汽器结构与系统 (30)5.4 抽汽设备确定 (30)5.5 凝结水泵确定 (30)第6章.回热加热系统确定 (32)6.1 回热加热器型式 (32)6.2 本设计回热加热系统确定 (37)第7章.旁路系统的确定 (39)7.1 旁路系统的型式及作用 (39)7.2 本设计采用的旁路系统 (42)第8章.辅助热力系统确定 (43)8.1 工质损失简介 (43)8.2 补充水引入系统 (43)8.3 本设计补充水系统确定 (44)8.4 轴封系统 (44)第9章.疏放水系统确定 (45)9.1 疏放水系统简介 (45)9.2 本设计疏放水系统的确定 (45)参考文献 (47)致谢 (48)第1章绪论1.1热力系统简介发电厂的原则性热力系统就是以规定的符号表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的系统图。

原则性热力系统具有以下特点:(1)只表示工质流过时状态参数发生变化的各种必须的热力设备,同类型同参数的设备再图上只表示1个;(2)仅表明设备之间的主要联系,备用设备、管路和附属机构都不画出;(3)除额定工况时所必须的附件(如定压运行除氧器进气管上的调节阀)外,一般附件均不表示。

上汽1000MW汽轮机介绍

上汽1000MW汽轮机介绍

上汽1000MW汽轮机介绍
上汽1000MW汽轮机介绍
汽轮机概述
上汽1000MW汽轮机是一种大型的汽轮机系统,用于发电厂的发电操作。

它由上汽公司设计和制造,并且已经在许多国内外发电厂中得到广泛应用。

技术特点
上汽1000MW汽轮机具有以下技术特点:
1. 高效率:采用先进的热力循环技术和优化的设计,使汽轮机的发电效率达到最高水平。

2. 大功率:1000MW的发电功率使得汽轮机能够满足大型发电厂的需求,为国家电网稳定供电做出重要贡献。

3. 灵活性:汽轮机系统采用模块化设计,能够根据发电厂的需求进行灵活调整和扩展。

4. 高可靠性:采用先进的材料和制造工艺,保证汽轮机的可靠性和长期稳定运行。

主要组成部分
上汽1000MW汽轮机主要由以下组成部分构成:
1. 热力系统:包括锅炉、蒸汽加热器和蒸汽再加热器等设备,用于产生高温高压的蒸汽供给汽轮机。

2. 汽轮机组:包括高压汽轮机、中压汽轮机和低压汽轮机等部分,负责将蒸汽能量转化为机械能驱动发电机运转。

3. 发电机:将汽轮机传递过来的机械能转化为电能输出,供给国家电网。

4. 辅助系统:包括冷却水系统、燃气系统和除尘系统等,用于保证汽轮机系统的正常运行和安全性。

应用领域
上汽1000MW汽轮机广泛应用于大型发电厂,主要用于发电厂的基础电力供应。

它具有高效率、大功率和灵活性的优势,在电力行业中发挥着重要作用。

上汽1000MW汽轮机是一种高效、大功率的汽轮机系统,具有灵活性和高可靠性。

它在电力行业中得到广泛应用,为国家电网的稳定供电做出了重要贡献。

加热器端差

加热器端差

加热器端差————————————————————————————————作者 :————————————————————————————————日期:?一、加热器端差(一 ) 加热器端差的定义表面式加热器的端差 , 有时也称为上端差(出口端差),若不特别注明, 平时都是指加热器汽侧出口疏水温度( 饱和温度)与水侧出口温度之差。

图 3-1 所示 , 加热蒸汽以过热状态 1进入加热器筒体 , 放热过程中温度下降、冷凝至汽侧压力P′j下对应的饱和状态 2 ,以疏水温度 t sj走开加热器,而给水或凝结水则以温度为t wj+1的状态点 a 进入加热器水侧 , 吸热升温后以温度为 t wj的状态点 b 走开。

由于金属管壁传热热阻的存在及结构部署的原因, 一般的表面式回热加热器的 t wj比tsj要小,平时用θ=t sj-twj代表加热器的端差。

显然 , 端差θ越小,热经济性就越好。

我们可以从两个方面来理解: 一方面 , 若是加热器出口水温 t wj不变,端差减小意味着 t sj不需要原来的那样高,回热抽汽压力可以降低一些,回热抽汽做功比 X r增加,热经济性变好 ; 另一方面 , 若是加热蒸汽压力不变,tsj 不变,端差θ减小意味着出口水温t wj高升 ,其结果是减小了压力较高的回热抽汽做功比,而增加了压力较低的回热抽汽做功比, 热经济性获取改进。

比方一台大型机组全部高压加热器的端差降低1 ℃,机组热耗率即可降低约0 .06% 。

加热器端差终归如何选择?从图3 -1 可看出 , 随着换热面积 A 的增加,θ是减小的 ,它们有以下关系式中 A ——金属换热面积,m 2 ;t ——水出、入口的温度差,℃;K ——传热系数, kJ/( m2·h·℃ );G——水的流量 ,kg /h;c p——水的定压比热容,kJ / (kg·℃) 。

因此 , 减小端差θ是以付出金属耗量和投资为代价的。

1000MW火力发电机组热机系统节能优化分析

1000MW火力发电机组热机系统节能优化分析

1000MW火力发电机组热机系统节能优化分析摘要节能降耗是工业企业的永恒主题,火力发电厂降低厂用电率、降低发电成本、提高上网电价竞争力的根本在于合理选定系统和选择辅机设备,将节能的总体思想贯彻到电厂的整个设计和运营过程中。

本文根据工程特点,针对百万机组就热机专业设备选型结果,从节能角度论述了各设备模块推荐方案的节能效益。

关键词火力发电机;节能降耗;火力发电厂国电浙能宁东发电有限公司2×1000MW国产超超临界燃煤机组,为世界首台百万间接空冷机组,为贯彻落实项目的节能具体要求,在以经济适用、系统简单、备用减少、安全可靠、高效环保、以人为本为指导思想的同时,突出节能降耗的整体设计原则,设计过程中对热力系统优化、设备选择进行了大量的深入研究工作。

对机组以后的长期高效环保运行意义重大。

1 主机选择近年来,随着国民经济的高速发展,国内大部分地区出现了用电负荷的紧张局面,大力发展电力建设迫在眉睫,同时,由于世界能源价格的日益高涨及SOx ﹑NOx﹑CO2排放对人类及环境的损害与破坏不断加重,持续提高清洁能源发电的比例及大力发展超超临界火电机组成为我国电力管理部门及发电企业面临的重要课题。

超超临界技术是国际上成熟、先进的发电技术,在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美,并有着广泛的商业运行经验。

2 汽轮机组机组回热级数选型1000MW直接空冷机组采用的就是七级回热抽气,主要是因为考虑八级回热比七级回热的热耗值节省不多;八级回热抽气可能存在高背压下条件下疏水不畅和大直径抽气管难以布置等问题;增加一个低压加热器及相关管道系统,可能会得不偿失。

按热力循环可知,给水温度越高,则热效率越高,但给水温度提高不可避免出现以下问题:(1)给水温度的提高,使排烟温度升高,锅炉效率降低,或需增大锅炉尾部受热面,使锅炉投资增加;(2)由于回热使得锅炉的蒸发量和汽轮机高压端的通流量都要增加,而汽轮机的低压端的通流量和蒸汽流量相应减少,因而不同程度地影响锅炉、汽轮机以及各相关辅助系统的投资、折旧费和厂用电。

浅析百万机组高加运行对经济性的影响

浅析百万机组高加运行对经济性的影响摘要:本文针对百万机组高压加热器运行情况,对机组经济性的影响进行浅析,文章采用变工况法对高加解列与高加运行经济性下降导致给水温度下降对机组经济性的影响,并与等效热降的方法进行了比较。

以实际应用为例,给出了不同计算及比较结果。

希望给同类型机组相关人员提供借鉴。

关键词:百万机组、高加、经济性一、百万机组高压加热器设备介绍抽汽回热系统是原则性热力系统最基本的组成部分。

现代电厂机组利用给水回热循环,将蒸汽从汽轮机中抽出并在给水加热器中凝结放热。

抽汽中的大部分热量(包括凝结热)传递至经过加热器的给水,使进入锅炉省煤器给水的最终温度比没有给水加热器的纯凝汽循环中获得的要高得多,减少了锅炉对能量的要求,提高了总的循环效率。

虽然与纯冷凝式汽轮机中同样的主蒸汽流量相比,它的输出功率要小(这是因为有一部分蒸汽并没有在汽轮机中做功完全,牺牲了一部分出力,用来加热给水、凝结水),但是整个锅炉汽机的联合热力循环性能的改进显得更为重要。

目前从百万机组火电厂的给水回热循环蒸汽热量的利用方面来看, 采用汽轮机抽汽在加热器中对给水加热,减少了凝汽器中的热损失, 从而使蒸汽的热量得到充分的利用, 提高了循环的热效率。

从给水加热的过程来看, 利用汽轮机抽汽对给水加热时, 换热温差要比用锅炉烟气加热时小得多, 因而减少了给水加热过程的不可逆性, 也就减少了冷源损失, 提高了循环的效率。

某厂1000MW 汽轮机有八段非调节抽汽,一、二、三段抽汽分别向三级高压加热器供汽,每级高加由两个50%容量的高压加热器组成。

四段抽汽供汽动给泵、除氧器和辅助蒸汽联箱。

五、六、七、八段抽汽供四台低压加热器。

高加为双列三级高压加热器,加热器型式为卧式。

高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式,最后一级疏至除氧器。

每台高压加热器均设有危急疏水管道,经疏水立管接至凝汽器。

每列高压加热器水侧分别设有大旁路,在高加停用或高加水侧泄漏时使用。

1号高加人孔门在线检修三措一案

国电投协鑫滨海电厂2×1000MW机组工程#1机1号高加人孔门检修“三措一案”编制:初审:审核:批准:二零一八年一月一、系统或设备技术规范高压加热器系统由三只高加和一只蒸汽冷却器组成:HP1,HP2,HP3和HP3Bis。

在给水进入锅炉前,主给水从除氧器水箱经给水泵进入高加,高压加热器通过从汽轮机抽汽对给水进行再加热。

在正常工作时高加的疏水去除氧器,危急情况下疏水去凝汽器。

每套机组所配高压加热器系统包括:HP1高加、HP2高加、HP3高加和HP3Bis 各一台,按照汽轮机热平衡工况,受热面布置如下:HP1、HP2和HP3高压加热器受热面均包括:过热段、凝结段和疏水冷却段三部分;本次检修的HP2高加人孔门属于水室部分,需要对汽侧及水侧进行隔离。

设备参数结构特性二、组织机构及职责检修总负责人:检修总负责人职责:负责检修作业的全面协调。

检修技术组:组长:组员:检修技术组职责:1、落实检修材料、备件情况,全面监督检修质量。

2、监督检修项目的执行情况,认真、详实地记录各项检查数据。

3、监督检修进度计划的实施。

4、执行检修标准化管理。

5、组织好检修总结的编制、汇总及上报。

检修安全监督组:组长:组员:检修安全监督组职责:1、对检修现场的安全工作进行全面管理和监督。

2、负责现场的安全组织和管理。

3、负责现场的文明施工监督和考核。

4、对检修现场的作业环境进行作业前的安全评估。

5、检查现场的人员精神状态,不符合要求禁止进行作业。

6、对检修中发生的不安全情况和习惯性违章进行监督和考核。

7、处理检修过程中发生的安全保卫事件。

检修施工组:组长:检修施工组职责:1、作业人员精神状态良好,劳保用品正确佩戴。

2、检修工器具检验合格、准备齐全。

3、领取合格的备品备件,并妥善保管。

4、作业成员遵守相关安全规程、检修规程,严格执行检修作业方案;确认安全、技术措施是否完善并执行到位。

5、检修现场隔离到位,现场物品定置化摆放,检修过程做到三不落地,作业完毕后做到“工完、料净、场地清”。

1000MW原则性热力系统计算

表 1-3 位置 高压主汽门前 高压缸排汽 中压主汽门前 低压缸排汽 锅炉过热器出口 锅炉再热器进口 锅炉再热器出口 锅炉汽轮机进出口计算点汽水参数表 压力(Mpa) 25.0 4.9350 4.4420 0.0049 26.0417 4.8363 4.5896 温度(℃) 600.0 345.80 600.0 32.52 605.00 344.86 603.00 焓(kJ/kg) 3493.69 3059.72 3671.31 2343.10 3499.03 3059.72 3677.07 熵(kJ/kg) 6.364 6.442 7.319 7.691 6.353 6.450 7.311
表 1-5 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 来源 门杆一段漏汽 门杆二段漏汽 门杆三段漏汽 高压前轴封一段漏汽 高压前轴封二段漏汽 高压前轴封三段漏汽 高压前轴封四段漏汽 高压后轴封一段漏汽 高压后轴封二段漏汽 高压后轴封三段漏汽 中压前轴封一段漏汽 中压前轴封二段漏汽 中压后轴封一段漏汽 中压后轴封二段漏汽 低压轴封漏汽 轴封供汽母管 轴封供汽母管 轴封供汽母管 轴封漏汽焓值的计算与整理 符号 A B S0 C0 D S1 E1 F S2 E2 S3 E3 S4 E4 E5 G J H 焓值 3493.7 3493.7 3493.7 3418.9 3418.9 3418.9 3418.9 3059.7 3059.7 3059.7 3158.6 3158.6 3158.6 3158.6 3209.8 3209.8 3209.8 3209.8
in ℃ , 再 根 据 疏 水 端 差 求出 疏 水 温 度 p fw 31.8MPa 查 焓 熵 图 表 得 到 进 口 水温 tw 3 175.6

上汽1000MW超超临界汽轮机汽封及门杆漏汽改造

上汽1000MW超超临界汽轮机汽封及门杆漏汽改造摘要:汽轮机汽封及门杆漏汽是汽轮机结构造成的一种漏汽损失,其泄漏量及漏汽的回收,不仅关系汽轮机的经济运行,也关系机组的安全运行。

本文详细介绍某电厂上汽1000MW超超临界汽轮机轴封及门杆漏汽改造,有效的解决了机组运行过程中轴封母管压力频繁波动、阀门门杆密封外漏影响现场环境、阀门门杆密封内漏影响机组背压的问题,具有借鉴及推广意义。

关键词:超超临界汽轮机、门杆漏汽、中压联通管、机组背压1 前言某电厂2×1000 MW超超临界间接空冷燃煤项目,汽轮机为上海汽轮机厂提供,型号为NJK1000-28/600/620(上汽厂内型号C192),汽轮机不设调节级,采用全周进汽、滑压运行的方式(30%至满负荷)。

配置两个高压主汽联合汽阀、两个中压主汽联合汽阀及一个补汽阀。

高压主汽联合汽阀位于高压缸两侧,在水平位置与高压缸用螺栓连接;两个中压主汽联合汽阀位于中压缸两侧,在水平中心位置与中压缸用法兰连接。

高压主汽阀、中压主汽阀阀壳内均装有永久滤网以过滤蒸汽中杂质。

补汽阀悬吊于高压缸下,双进、双出、四通,分别从左、右高压主汽阀、高压调节汽阀之间抽汽,补入高压缸第5级后,在高压调节汽阀完全开启后,控制额外蒸汽进入高压缸以使汽轮机在额定功率外再增加一部分输出功率,用于响应机组一次调频。

2 汽封系统简介轴封系统为自密封系统,其压力和温度是自动控制的,为满足机组在低负荷下轴端密封的需要,另从辅汽联箱引接一路汽源,经过减温减压装置后,送至轴封控制站前。

因机组在高负荷下形成自密封,轴封控制站不再向轴封母管供给密封蒸汽,轴封控制站前蒸汽温度逐渐降低。

若机组在高负荷下突然甩负荷,汽轮机不具备形成自密封条件,为防止轴封控制站前冷蒸汽进入轴封母管,导致汽轮机转子抱死,在轴封控制站前设置一电加热装置。

正常运行时,电加热装置能自动控制轴封控制站前蒸汽温度保持在280~320℃。

轴封系统还设有溢流泄压装置,可以保证汽轮机高负荷下,高压轴封漏汽量较大时,仍维持轴封母管压力在3.5KPa附近:。

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2.2.2 当漏点位置距水室侧管板平面大于 6mm 时,
基本是管子孔泄漏和断裂,采用两种堵塞(见 图)焊堵:其中堵塞 I型为通用型式,堵塞 II 型 仅用于无法钻削掉其间的防磨套管和管子时。 a. I 型式:①用直径 Φ 16mm 的钻头,对管端进 行钻孔,钻孔深度约30mm,钻削掉其间的防磨 套管和管子。 ②插入一个堵塞I型到管孔内并定位焊。 ③用手工氩弧焊或焊条电弧焊焊接堵塞。 b. II型式:①用直径Φ 11mm左右的铰刀铰圆管 口。 ②插入一个堵塞II型到管子内并定位焊。 ③用手工氩弧焊或焊条电弧焊焊接堵塞。

生产准备办何新江
五、高压给水加热器换热管泄漏检修方法





为了安全、有效地策划和实施高加的维护与检验,制定以下 措施: 总体要求: ① 工作前详细核对工作项目。 ② 检查高加已泄压至大气压。 ③ 检查高加中存水已经排尽。 ④ 检测进入高加前高加内的含氧量。 ⑤ 保持高加在所有工作期间的正常通风。 ⑥ 检查落实安全措施和防止异物进入高加的措施。 ⑦ 杜绝把不必要的物品带入高加,工具和其他必需品也尽 可能少带入。 ⑧ 严禁独自一人从事高加内部检修工作。 ⑨ 遵守“进出高加所携带物品工具等应逐一核对”的规定。


启动运行保护措施: (1)高加主给水水质未达到 运行规定值时,该高加系统不得 启动。 (2)在启动运行阶段,须待机的时间足够长,以避免各部件 中的温度升高太快,产生较大的热应力。启动和停运过程中应 严格控制高加出水温度变化率在升负荷时不超过3℃/min,降 负荷时不超过2℃/min。 (3)高加原则上应随机组滑启滑停,当因某种原因不能随机 组滑启滑停时应按“由抽汽压力低到抽汽压力高”的顺序依次 投入各台高加,且按“由抽汽压力高到抽汽压力低”的顺序依 次停运各台高加。 (4) 严禁已泄漏的加热器投入运行。高加必须在水位测量完 好,报警信号、保护动作及调节系统工作正常的情况下才允许 投入运行。

生产准备办何新江
3.
高加的三个传热段
3.2 凝结段
由过热蒸汽冷却段来的带一定过热度的
饱和蒸汽在此段和给水间进行热交换, 通常该段的换热面积最大。蒸汽凝结段 是用蒸汽凝结时放出的汽化潜热加热给 水,带有一定过热度的蒸汽从两侧沿整 个管系向心流进整个凝结段管束。不凝 结气体由管束中心部位的排气管排出, 排气管是沿整个凝结段设置,确保不凝 结气体及时有效地排出高加,以防止降 低传热效果。
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2.2.3 凡管子本身发生泄漏时,对泄漏管 子和周圈管子应进行保护性堵管。
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3. 当高加管子泄漏或人孔密封失效时,必须停运高 加,清除水室内存水,打开人孔盖进行有关的检修 工作,兹分述如下: 3.1 高加人孔密封泄漏检修 高加人孔采用自密封结构,密封衬垫采用不锈钢石 墨缠绕衬垫或不锈钢石墨高强度复合衬垫,经过一 段时期运行之后,如衬垫产生泄漏则必须及时更换 为新的衬垫。在高加再次启动时,必须对衬垫施加 一定的预紧力,在管道注水后,应再次适当拧紧螺 母。当高加停运而不需要打开人孔盖时,应在泄压 前再次拧紧螺母。
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1.启动前检查
1.1 检查抽汽管道上逆止阀、进汽阀的动作情况, 并作联动试验。 1.2 检查疏水管道上的阀门开、关是否正常,以 使疏水按规定的排放方向流动。 1.3 检查疏水调节系统和液位报警系统是否工作 正常。 1.4 打开水位计和压力表的控制阀,各种测量仪 表、温度表及照明等均应处于良好状态。 1.5 在抽汽进入每台高加前,排净抽气管内的凝 结水,高加进汽阀、放气阀、放水阀等开关应正 常。
概述

高压给水加热器(简称高加)是火力发电厂回 热系统中的重要设备,它是利用汽轮机的抽汽 来加热锅炉给水,使其达到所要求的给水温度, 从而提高电厂的热效率并保证机组出力。高加 是在发电厂内最高压力下运行的设备, 在运行 中还将受到机组负荷突变,给水泵故障,旁路 切换等引起的压力和温度的剧变,这些都将给 高加带来损害。为此,高加除了在设计、制造 和安装时必须保证质量外,还应加强运行、监 视和维护,加强操作人员业务素质培训,才能 确保高压加热器处于长期安全运行和完好状态。
华电国际邹县发电厂 2x1000MW机组高压加热器
内容
一、概述 二、高压给水加热器技术数据 三、高压给水加热器结构 四、高压给水加热器的运行与维护 五、高压给水加热器换热管泄漏检修方法 六、高压给水加热器防腐及贮存方法 七、检验

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高加系统示意图
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高压给水加热器技术数据
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三、高压给水加热器结构概述
1.
总则 本机组高加采用管板、U型管全焊接结构, 内部设有过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段 和疏水冷却段三段。 除此之外,每台高加设有水位调节和报 警系统,有关高加的水位调节和报警系 统参见有关的图纸和说明书。 2. 结构 高加主要部件包括:壳体、水室、管板、 换热管、支撑板、防冲板、包壳板等。
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3.1过热蒸汽冷却段 由于供给高加的蒸汽一般带有较高的过热度, 热交换在过热蒸汽和给水之间进行时,给水就 被加热到高于或等于蒸汽的饱和温度,这样就 改进了传热效果。过热蒸汽冷却段用包壳板、 套管和遮热板将该段管子封闭, 内设隔板使蒸 汽以一定的流速和方向流经传热面达到良好传 热效果, 又避免过热蒸汽与管板、壳体等直接 接触 , 降低热应力,并使蒸汽保留有足够的过 热度,以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态,防 止湿蒸汽冲蚀管子。该段设在高加给水的出口 部位。
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3.3 疏水冷却段
疏水冷却段是将由凝结段来的蒸汽凝结水继续 冷却放出热量来加热给水。而使凝结水的温度 降至饱和温度以下 , 继续提高机组热效率 , 疏 水冷却段同样是用包壳板、挡板和隔板等将该 段的加热管束全部密封起来。 带疏冷段的加热器,必须保持一个规定的液位, 避免蒸汽漏到疏水冷却段中,造成汽水两相而 冲蚀管子,并保证疏水端差满足设计要求。

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4.正常运行时的维护
4.1 给水 PH 值:对亚临界机组的无铜给水系统 应维持在9.2~9.6,对有铜系统应为8.8~9.2,对 超临界机组应≥ 9.4 。(因较高的 PH 值能促进 碳钢形成附着力强的氧化膜,防止材料的腐 蚀。) 4.2 给水含氧量应不超过 5~7PPb,以降低氧对 碳钢管的腐蚀。 4.3 在运行中应及时连续排净器内的空气,每 台高加均设有排气接口,应采用分别排放至除 氧器或凝汽器的方式。 合适的排气量大约是进汽总量的0.2%~0.5%。
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1.

如何查证管子泄漏
1.1 运行中管子泄漏的确定 1.1.1 疏水调节阀开度的增大。 1.1.2 高加水位上升。 1.1.3 产生振动和声音异常。 1.1.4 给水压力的下降(在发生低给水流量时)。 1.1.5 给水流量变化(对比除氧器出口与锅炉入 口之间的给水流量)。

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2.启动
1.1 打开水室(管侧)的排空气阀 2.2 把给水缓缓地引入换热管。当空气从水室 中排净时,关闭水室侧排空气阀门,打开给水 入、出口阀,关闭旁路,高加通水。此时保护 系统处于备用状态。 2.3 开启汽机抽汽阀引入加热蒸汽,应用足够 长的时间缓慢地开启阀门,控制出水温度升温 速度不大于3℃/min,以保证各部件的热应力 不致太高。 2.4 疏水阀微开,处于自动调节状态。

1.1
检测高加管系泄漏的方法
1.2.3可以采用以下步骤: 在壳侧加一定的气压(0.1~0.5MPa)或抽成真 空,然后在泄漏的管子内插入一个形状如图1 所示可移动的塞子。当移动此塞子到泄漏部位 时,根据气流的改变和声音的变化,便可测定 管子具体泄漏位置(深度)。 1.2.4 当壳程不可能加压或抽真空时,将壳侧泄 压至大气压,在U形管内插入一个可移动的塞 子,同时封闭管子另一端,管内充气加压。然 后缓慢地移动塞子,当移动塞子通过泄漏位置 时,与此管相连的压力表的指针会发生较大的 变化。

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3. 运行监视
3.1 应经常注意高加水位的变化,防止低水位或 高水位运行。 3.2 定期记录或监视高加的下列仪表指示: 3.2.1水位计水位; 3.2.2 每台高加的给水进、出口温度和压力; 3.2.3 每台高加的抽汽压力、温度、高加内部汽压; 3.2.4 疏水温度; 3.2.5 疏水调节阀开度。

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4.
安装形式
每台高加设有三 3 个支座以支撑高加就
位,位于高加管板下的支座为固定支座, 在壳体的中部和尾部设有滑动支座(中 部滑动支座滚轮在运行时拆除),当壳 体受热膨胀时,可沿轴向滑动,保证设 备安全运行。壳体亦可以拉出。
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四、高压给水加热器的运行与维护

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1.2.1壳侧放净疏水,利用给水对高加作通水试验, 根据高加水侧的压力变化情况与放水阀的排水情 况,可判断高加有无泄漏,并估计泄漏程度。一 般漏水量大的是管子本身泄漏,漏水量少的是管 端处的焊接接头泄漏。 1.2.2 在确认高加有泄漏后,通过管程的放水口放 掉内部积水,用专用的拆卸工具将水室人孔盖拿 出,拆下水室上分程盖板,并拆除防冲蚀装置, 由壳侧通以 0.5~0.8MPa 的压缩空气,在管端涂以 肥皂水,可用 10 倍放大镜对管板表面焊接接头作 细微观察,如果气流从该管径内射出则为管子本 身泄漏,如有微量气流冲破焊接接头处肥皂水膜 而逸出,则为管端焊接接头泄漏并可确定泄漏位 置。 生产准备办何新江
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本机组高加采用 2 系列(系列 A 和系列 B)三级 系 布置,每一系列单独设有大旁路系统,高加为 统 U型管表面式换热器,每一系列有三台高加 (从锅炉的方向依次称为第 1 、 2 、 3 高加)及 布 附 件 组 成 。 即 A 系 列 JG-1680-1A 高 加 , JG置 1730-2A高加,JG-1300-3A高加和附件;B系列 JG-1680-1B 高加, JG-1730-2B 高加, JG-13003B高加和附件。 主给水在进入锅炉前,给水从除氧器水箱经给 水泵进入高加管程,在高加内通过汽轮机抽汽 对主给水进行加热。 高加为逐级疏水,在正常情况时 3 号高加疏水 去除氧器。危急情况下高加疏水去凝汽器(或 疏水扩容器)。
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