高、低压给水加热器的投运
汽机技术低压加热器知识讲解
汽机技术低压加热器知识讲解1、概述低压加热器是热力系统中加热主凝结水的设备，加热蒸汽来自汽轮机的抽汽，主凝结水则作为锅炉的给水。
采用抽汽加热凝结水的目的是减少冷源损失，提高电厂的热经济性。
因为这样能使汽轮机中作过部分功的蒸汽，从汽轮机中间级抽出倒入加热器加热凝结水放出其汽化潜热，而凝结成水，这部分蒸汽就不再进入排汽装置，汽热焰被加热器利用，所以减少了冷源损失。
另外由于加热了主凝结水，所以给水温度也就相应地提高了。
这样也可以减少锅炉受热面和因炉水温差过大而产生的热应力，从而提高了设备运行的可靠性。
2、结构特点低压加热器全部采用全焊接结构壳体、双流程卧式U型管，能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力及热应力的变化。
低压加热器按汽轮发电机组TMCR工况进行设计,VWO工况校核；加热器设计满足汽轮机各种工况下提出加热器端差要求（疏水和给水端差），在进行换热面积计算时留有10%的余量，且此部分换热面积未计入堵管裕量。
低压加热器由蒸汽凝结段和疏水冷器段两个传热段组成。
加热器疏水方式为逐级自流，最后流入排汽装置。
1）过热蒸汽冷却段过热蒸汽冷却段是利用汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分显热来提高凝结水温度的；它位于凝结水出口流程侧，并由包壳板密封。
采用过热蒸汽冷却段可提高离开加热器的凝结水温度，使它接近饱和状态，保证蒸汽离开该段时呈干燥状态。
这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止湿蒸汽冲蚀和损坏传热管。
2）蒸汽凝结段凝结段是利用蒸汽冷凝时的潜热加热凝结水的，一组隔板使蒸汽沿着加热器长度方向均匀地分布。
进入该段的蒸汽在隔板的导向下，流向加热器的尾部。
位于壳体两端的排汽接管,可排除非凝结气体。
因为非凝结气体的积聚会减少有效面积,降低传热效率并造成腐蚀。
3）疏水冷却段疏水冷却段是把离开凝结段的疏水的热量传给进入加热器的凝结水，而使疏水降至颜口温度以下。
疏水温度的降低，使疏水流向下一级加热器时，在管道内发生汽化的趋势得到减弱。
600MW电厂运行人员考试题(辅机部分)填空题
凝结水泵的额定电流（），功率（）。
274A，2500KW汽泵前置泵的额定电流（），功率（）。
63A，560KW一次风机的额定电流（），功率（）。
206A，1800KW送风机的额定电流（），功率（）。
213.6A，1800KW磨煤机的额定电流（），功率（）。
183.6A，1500KW停止A预热器,延时（）联跳A侧送、引风机。
60s在防止电气误操作事故中规定：装有地线的6KV开关柜的( )必须明显打开。
后盖检修后的辅机必须经试运行合格后，方可将其投入运行或备用。
试转时必须有检修负责人在场。
若电动机部分已检修，应试验转向正确后再与辅机连接。
6KV动力设备应先做（）试验，且试验良好。
静态拉合闸对可能受潮或停运2周以上的电动机，送电前应测（）合格。
绝缘同一母线上，不应同时启动（）台及以上6KV辅机。
两配有强制循环润滑油系统或液压控制油系统的辅助设备，在冬季机组停运时间较长时，（）应提前启动，保证油温符合启动要求。
油系统辅机启动时应有专人监视（）和启动时间，若启动时间超过规定，电流尚未恢复正常时，应立即停止运行。
电流待辅助设备启动前检查工作完成，启动条件已经具备后，送上辅机及有关系统装置的（）电源和（）电源。
动力，控制汽轮机排汽采用直接空气冷却技术冷却，每台机组空冷平台上共安装有（）组空冷凝汽器，分为8排冷却单元垂直A列布置，每排有（）组空冷凝汽器，其中第2、第6组为逆流凝汽器，其余5组为顺流凝汽器。
56，7直接空冷系统由（）、空冷风机、凝汽器抽真空系统及空冷散热器清洗系统等组成。
空冷凝汽器空冷岛进汽后，当散热器下联箱凝结水温度高于（）且高于环境温度（）时启动本排空冷风机运行，投运台数根据大机真空情况确定，汽机旁路系统投入后，维持真空40Kpa以上。
35℃，5℃当环境温度小于（）时，直接空冷系统进入冬季运行。
2℃若冬季运行中机组跳闸，立即停止所有空冷风机，若机组能立即启动，将1、2、7、8排进汽蝶阀及相应的抽空气门关闭，投入高低压旁路系统运行并确保（）。
10 扬州电厂高低加及除氧器调试方案
（2×300MW）发电供热机组扩建工程#6机组高低压加热器及除氧器调试方案编写：初审：审核：批准：目录1.编制依据 (1)2.试运目的 (1)3.调试对象及范围 (1)4.调试前应具备的条件及准备工作 (2)5.调试方法、工艺及流程 (3)6.调试步骤、作业程序 (3)7.调试验评标准 (5)8.调试所用仪器设备 (5)9.环境、职业健康、安全、风险因素控制措施 (5)10.联锁保护及热工信号试验项目 (6)11.组织分工 (6)1.编制依据1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》；1.2 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》；1.3 《火电工程启动调试工作规定》；1.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；1.5 《电力建设工程调试定额（2002年版）》；1.6 《电力基本建设工程质量监督规定》；1.7 江苏省电力科学研究院有限公司《质量手册》和《程序文件》。
1.8 江苏省电力设计院设计施工图。
1.9 制造商有关系统及设备资料。
2.试运目的对高、低压加热器及除氧器设备和相关管道系统进行动态运行考核试验，确认其性能符合制造、设计及生产要求。
3.调试对象及范围3.1设备参数3.1.1#1高压加热器（上海动力设备有限公司）型号：JG-1025-2-3设计压力：管侧27.5 MPa 壳侧7.58 MPa设计温度：管侧295℃壳侧420/295℃水压试验压力：管侧41.2 MPa 壳侧11.25 MPa3.1.2#2高压加热器（上海动力设备有限公司）型号：JG－1110-2-2设计压力：管侧27.5 MPa 壳侧4.81 MPa设计温度：管侧265℃壳侧 360/265℃水压试验压力：管侧41.2 MPa 壳侧7.22 MPa3.1.3#3高压加热器（上海动力设备有限公司）型号:JG－885-2-1设计压力：管侧27.5 MPa 壳侧2.1 MPa设计温度：管侧215℃壳侧 470/215℃水压试验压力：管侧41.2 MPa 壳侧3.11MPa3.1.4#5低压加热器（哈尔滨汽轮机厂有限公司）型号：JD-670-9设计压力：管侧3.45 MPa 壳侧0.59 MPa工作压力：管侧2.65 MPa 壳侧0.329（a） MPa设计温度：管侧150℃壳侧250℃工作温度：管侧136.8℃壳侧233.8℃3.1.5#6低压加热器（哈尔滨汽轮机厂有限公司）型号：JD-585-7设计压力：管侧3.45 MPa 壳侧0.59 MPa工作压力：管侧2.65 MPa 壳侧0.129（a） MPa设计温度：管侧150℃壳侧150℃工作温度：管侧104℃壳侧138℃3.1.6#7低压加热器（哈尔滨汽轮机厂有限公司）型号:JD-640-2设计压力：管侧3.45 MPa 壳侧0.59 MPa工作压力：管侧2.65 MPa 壳侧0.0699（a） MPa设计温度：管侧90℃壳侧95℃工作温度：管侧86.8℃壳侧91.7℃3.1.7#8低压加热器（哈尔滨汽轮机厂有限公司）型号:JD-692-2设计压力：管侧3.45 MPa 壳侧0.59 MPa工作压力：管侧2.65 MPa 壳侧0.0244（a） MPa设计温度：管侧90℃壳侧95℃工作温度：管侧61.2℃壳侧65.9℃3.1.8除氧器规范：（上海动力设备有限公司）型号: GS-150设计压力： 1.2 MPa设计温度： 350℃工作压力：最高1.0 MPa容积： 150m33.1.9除氧器循环泵：型号： 200R45A型流量： 254 m3/h扬程： 37 mH2O转速： 1450 r/min除氧器循环泵电机:型号： Y225S-4功率： 37 KW电压： 380 V电流： 70.4 A转速： 1480 r/min3.2 试转系统和范围3.2.1 高低压加热器及除氧器；3.2.2 凝结水系统；3.2.3 给水系统；3.2.4 抽汽系统；3.2.5 高低加疏水系统；3.2.6 辅汽系统。
汽机高低压加热器及除氧器调试方案
施工技术方案报审表编号：HTPCC-TS-021本表一式三份，业主、总承包商、承包商各存一份。
河南第二火电建设公司河南第二火电建设公司印尼项目部调试所第2页共10页批准：质检科：安检科施工科：审核：编制：河南第二火电建设公司印尼项目部调试所第3页共10页1 目的为了更好地实施高、低压加热器和除氧器设备的现场试运，通过对该设备及相关系统的调试，保证给水参数正常，高、低压加热器保护、联锁、信号正确，除氧效果符合要求，确认各电动门、调节门及安全门动作正确，达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》所规定的要求，为整套启动顺利进行打下良好基础。
2编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》；2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；2.3《火电工程启动调试工作规定》；2.4《电力建设施工及验收技术规范》；2.5制造厂家及设计院相关资料。
3 设备系统简介印尼INDORAMA2×30机组，其回热加热系统为6级，即有2台高压加热器、3台低压加热器和1台除氧器，加热器疏水采用逐级回流方式，为保证正常疏水，系统中配置一台低加疏水泵。
主要技术规范如下：河南第二火电建设公司印尼项目部调试所第4页共10页3.4 低加疏水泵4 调试内容及验评标准4.1 调试内容：4.1.1 热工信号及联锁保护校验4.1.2除氧器安全门的整定4.1.3 高、低压加热器系统的投运4.1.4 除氧器投运及动态调整4.2 验评标准4.2.1 无泄漏；4.2.2 出水温度符合设计要求；4.2.3 逆止阀动作可靠。
河南第二火电建设公司印尼项目部调试所第5页共10页4.2.4 给水含氧量不大于7μg/L。
5 组织分工5.1调试人员负责方案的编写, 组织有关人员进行系统试运，并做好记录。
5.2安装单位负责设备、系统及临时管道安装、维护、消缺。
5.3运行人员负责对系统检查、设备的操作。
6 使用仪器设备7 调试应具备的条件7.1 设备、仪表及系统已安装完毕，施工单位应提供具有文字证明的设备、系统检查与核查验收的记录及文件资料；7.2 手动、电动阀门及各抽汽逆止门方向正确、动作灵活，无卡涩，有关调试单位应出具试验记录；7.3 试运现场已清扫、道路通畅，试运区有照明，通讯手段完备；水源可靠，排水地沟已清扫干净并保证排水通畅；7.4 与高、低压加热器、除氧器联接的水侧管路已冲洗合格，并经工程监理认证；7.5 水/汽侧安全门安装前打水/汽压校验动作正常，并出具安全门整定记录及鉴证；7.6 热工信号及联锁保护传动试验合格，由热工专业出具传动试验记录；7.7 CRT具备操作条件，热工测点（温度、压力、流量、水位等）调试完毕，相关专业出具调试记录；7.8 由分部试运组根据以上条目的完成情况，下达本系统试运许可令；7.9 水位计应清洁透明，并装有坚固的保护罩；7.10 水箱支座应清扫干净，应保持水箱自由膨胀。
给水系统
给水系统发电厂的给水系统是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前的全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等。
给水系统的主要作用是把除氧水升压后，通过高压加热器利用汽轮机抽汽加热供给锅炉，提高循环的热效率，同时提供高压旁路减温水、过热器减温水及再热器减温水等。
一、给水系统的形式1、低压给水系统由除氧器给水箱经下水管至给水泵进口的管道、阀门和附件组成，由于承受的给水压力较低，称为低压给水系统。
为减少流动阻力，防止给水泵汽蚀，一般采用管道短、管径大、阀门少、系统简单的管道系统。
低压供水管道常分为单母管分段制和切换母管制两种。
单母管分段制是下水管接在低压给水母管上，给水再由母管分配到给水泵中。
这种系统由于系统简单，布置方便，阀门少，压力损失小，故应用比较广泛。
切换母管制是一台除氧器与一台给水泵组成单元，单元之间用母管联络，备用给水泵接在切换母管上。
这种系统调度灵活、阻力小，但管道布置复杂，投资大，多用于给水泵出力与机炉容量匹配的情况。
2、高压给水系统由给水泵出口经高压加热器到锅炉省煤器前的管道、阀门和附件组成，由于承受的给水压力很高，称为高压给水系统。
高压给水管道系统有：集中母管制、切换母管制、扩大单元制和单元制四种形式。
前三种形式的给水管道系统，由于运行调度灵活、供水可靠，并能减少备用泵的台数，在我国超高参数以下机组中普遍采用，如图3-51所示。
它们的共同特点是：①在给水泵出口的高压给水管道上按水流方向装设一个止回阀和一个截止阀。
止回阀用于防止高压水倒流，截止阀用于切断高压给水与事故泵和备用泵的关系。
②为防止低负荷时给水泵汽蚀，在各给水泵的出口截止阀前接出至除氧器给水箱的再循环管，保证在低负荷工况下有足够的水量通过给水泵。
③高压加热器均设有给水自动旁路，当高压加热器故障解列时，可通过旁路向锅炉供水。
④在冷、热高压给水母管之间，设置直通的“冷供管”，作为高压加热器事故停用或锅炉启动时间向锅炉直接供水，机组正常运行时，处于热备用状态。
高压加热器
6. 注意减温水流量变化趋势，防止主、再热汽温大幅波动； 7. 注意给水流量与主汽流量的变化趋势，及时调整保持平衡； 8. 机组在高加解列退出运行时，密切注意监视各监视段压力在限值范围之 内，必要时应限负荷。
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8
高、低压加热器的运行
2、高、低压加热器温度变化率的规定及限制
高、低压加热器启动时，为使厚实的水室锻件、壳体和 管板有足够的时间均匀地吸热或散热以防止热冲击造成的损 坏。温度变化率必须严格控制在所规定的范围之内。
投停过程中应严格控制加热器出口水温变化率，高加出 口水温变化率≤55℃/h，最大不能超过 110℃/h。低加出口 水温变化率以 2℃/min 为宜，不大于 3℃/min。
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13
高加事故处理
紧急停用条件：
A,汽水管道破裂，直接威胁设备及人身安全； B,高加水位高处理无效， 且保护未动； C,水位计失灵，无法监视水位。 紧急停用操作：
1.立即解列高加水侧，给水走旁路，关闭一、二、三段抽汽电动门、抽汽 逆止门，并全开高加危急疏水调整门；
2. 开启各抽汽管道疏水门； 3. 关闭#3 高加疏水至除氧器电动门、调整门； 4. 当高加因水位过高保护正常动作时，应查明原因。严禁在高加发生泄漏 时，强行投入高加；
4
加热器结构示意
1-U形管；2-拉杆和定距管；3-疏水冷却段端板；4-疏水冷却段进口； 5-疏水冷却段隔板；6-给水进口；7-入孔密封板；8-独立的分流隔板； 9-给水出口；10-管板；11-蒸汽冷却段遮热板；12-蒸汽进口；13-防
汽机高低加结构、投停及泄漏故障
二、表面式加热器的结构
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600MW机组卧式高压加热器
11
12
• 给水从端部底下的入口进入加热器，在钢管中依 次流过疏水冷却器段、正常加热段、蒸汽冷却器 段后，从端部上部流出。
• 蒸汽从加热器上部靠近给水出口侧流入，首先进 入蒸汽冷却器段，在蒸汽冷却器隔板引导下形成 多流程交叉流动，以加强换热效果，然后经过正 常加热段。
阀投入“自动”，维持高加水位正常。 • 注意检查抽汽管道疏水阀应关闭，高加水位在正常范围
内，除氧器温度、压力正常。 • 按抽汽压力由低到高的顺序,依次投入#2、#1高加,当#3
高加抽汽压力达到一定值后,疏水倒至除氧器。 • 调整水位在正常范围内,并投入高加保护。
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（三） 运行中高加投入要点、注意事项
23
（三）高加泄漏的危害
• 高加泄漏会导致其泄漏管周围正常的管束受到高压水的冲 刷、冲击而导致破坏泄漏，受损管束数量增加，从而加剧 泄漏程度；
• 高加泄漏时随着水位的急剧增高，若不及时采取保护措施， 待水位淹没抽汽管的进口，蒸汽带水将返回到蒸汽管道甚 至进入汽缸从而造成汽轮机水冲击事故；
过热蒸汽冷却段
具有过热度高的回热抽汽先引人过热段以降低其过热度，所放出的热 量用来加热全部或部分给水，使离开过热段时的出水温度接近于、或 等于、甚至超过该抽汽压力下的饱和温度。所以，有内置式过热段的 加热器，其出口端差一般为一1～2℃，减小端差提高了系统的热经济 性。过热段也可以单独构成一个加热器，称为外置式蒸汽冷却器。
• 正常加热段加热面积最大，蒸汽相对给水的流动 方式为逆流方式。为避免高温蒸汽对加热器壳体 放热，在蒸汽冷却器这一段设有遮热板。
13
• 上级加热器疏水从加热器上部远离蒸汽入口侧进入，在放 热后与本级加热器疏水一同进入疏水冷却器段。同蒸汽在 蒸汽冷却器中的流动方式一样，疏水与给水的流动方式也 为多流程交叉流动。疏水在疏水冷却器中充分放热后，由 疏水出口管流出加热器。
高、低压加热器低水位运行的分析研究
关 键 词 :加热器 ;水位 ;经济性 ;等效焓降法
中图分类号 :TK264. 9 文献标识码 :B
1 引 言
在电厂生产中 ,运行人员对加热器水位偏高都 很重视 ,因为加热器高水位运行可能引起汽轮机进 水事故 ,且因部分管束被淹 ,有效传热面积减少 ,使 加热器性能下降 ,给水温度降低 ,运行经济性降低 。 运行人员往往过多的从安全角度考虑 ,水位一定不 能高 ,尽量在低水位运行 。在电厂中常存在高 、低压 加热器运行水位偏低的情况 ,很多运行人员没有充 分认识到高 、低加水位合理的重要性 ,且部分机组 高 、低加正常水位的定值就不是很科学 ,忽视了高 、 低加低水位运行的危害 。
3 高 、低压加热器低水位运行对机组经济性 的影响
3. 1 用等效焓降法估算高 、低压加热器无水位 、低 水位运行的影响
●125 MW 机组
表 1 125 MW 机组等效焓降法计算参数
抽汽等效焓
抽汽效率
给水焓升
降 Hi/ kJ ·kg- 1
7抽
121. 2
6抽
328. 5
5抽
518. 2
4抽
640. 0
试验工况 设计工况
19. 9
246. 2 3. 77 50. 6 223. 1 2. 57 2. 3 159. 6
13. 2
238. 9 3. 55 42. 3 222. 9 2. 5 10. 6 163. 5
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高、低压给水加热器的投运
[摘 要] 300 MW 机组高、低压给水加热器的投运,一直是困扰机组正常、安全运行的难题。为了投准
测量信号,
严把设备检验关,并作模拟振动试验,对容易误动的开关,加了弹簧垫。在系统投入前,对系统所有管道进行了
冲
洗。高加实际投运发现,先投入压力高,后投入压力低的加热器,并采取一定措施,可避免瞬时大量来水、水位
的剧烈波动及误发高三值的现象。
[关键词] 襄樊电厂 高低加热器 扰动 投运
300 MW 机组的高、低压给水加热器的投运,一直是困扰机组正常、安全运行的难题,水位太高易引起水位
倒灌,危及汽机;水位太低,使高加遭受蒸汽的高速冲刷,危及加热器的运行安全,特别是对于试运机组,往往
由于系统内部的扰动,水位测量不准,浮筒接点误动等诸种因素,耗用大量的人力、物力和时间,使进入168 h
的时间大大增加。而且,高、低压加热器在高负荷运行时,突然切除,容易引起系统的剧烈扰动,诱发事故。
1 设备简介
襄樊电厂高压给水加热器采用大旁路系统,共配置3 台,其温度设计值如表1 所示。
表1 高压给水加热器温度设计值℃
1 号高加 2 号高加 3 号高加
水侧设计温度 290 270 230
汽侧设计温度 300 270 250
低压给水加热器共有5 号、6 号、7 号、8 号4 台,其中7 号、8 号低加组合在一起,置于凝汽器颈部,
其温度设计值如表2 所示。表2 低压给水加热器温度设计值℃
5 号低加 6 号低加 7 号低加 8 号低加
水侧温度(设计值) 175 150 130 130
汽侧温度(设计值) 175 150 130 130
汽侧工作温度 274.8 210.7 143.6 87.8
2 测量设备及安装
高、低压加热器的水位模拟量测量采用罗斯蒙特3051 C 智能变送器,其中2 台进入MCS ,1 台进入DAS。
用于高、低压加热器保护的水位开关量信号采用SOR 的浮筒测量开关,为了投准测量信号,在施工前,严格
把好设备检验关,使动作值精确,并作模拟振动实验,人为敲打测量浮筒,检验开关的可靠性。对容易误动的开
关,采取增加弹簧等各种防误动措施。在测量设备安装过程中,要根据制造厂和设计院提供的图纸,制定出合
理的安装方案。对高加浮筒的接线采用耐高温电缆,防止高加汽温较高烤坏电缆,短接而误发信号。
3 低压加热器的投运
在系统投运之前,对系统和仪表管路要冲洗干净,防止管路堵塞造成测量异常。在机组启动时,强开加热器旁
路疏水门,随机投入高、低加热器系统。在负荷稳定运行、水位测量变送器平衡容器冷凝满水后(或者人为
灌满水) ,试投低加系统。先投5 号低加,试着关闭事故疏水门,检查水位变送器测量值及趋势是否正确,主
疏水门动作是否正常,水位接点信号随水位变化动作是否合理。在接点信号和模量信号都正常后,投入5 号
低加主疏水自动阀门,关闭5 号低加事故疏水门,待稳定后,再精调水位设定值,使疏水温度正常,给水与疏水
温度差在5. 5～11 ℃之间。然后再依次投入6 号、7 号、8 号低压加热器。 在襄樊电厂4 号机低
加投入过程中,发生6 号低加不能向7 号低加正常疏水,以致6 号低加投不上的问题。经过分析、研究,结
合当时由于3 号门在运行中自动关闭的情况,为保证运行安全,将2 号门常开。因7 号低加旁路比主路阻
力小,导致给水量主要经旁路通过,流经7 号低加的水量极少,使7 号低加抽汽凝结量极小。这样,7 号低加
汽侧压力较高,6 号低加和7 号低加压差满足不了疏水压差要求,而6 号和7 号低加疏水管内的水柱高近
6 m ,所以在压差太小的情况下,水根本疏不动。为了能实现正常疏水,必须降低7 号低加汽侧压力,所以决
定关闭7 号低加的旁路门即2 号门,使给水流经7 号低加,加大汽侧蒸汽的冷凝量,从而降低7 号低加汽侧
压力。在关闭旁路门后,6 号和7 号低加的压差马上满足了要求,实现正常疏水,如图1 所示。图1 6 号、
7 号低压给水加热器管路连接图
4 高压加热器的投运
当机组启动时,随机投入高加系统水侧,强制打开高加系统的旁路疏水系统,当机组带到一定负荷后,手动开
启抽汽阀至合适开度,使高加随着汽轮机升负荷逐渐升温升压,对高加系统进行预热,在机组负荷满足要求后,
开始试投,若依据规程则应先投压力低,再投压力高的,即按照3 号、2 号、1 号的次序投入。但在实际投
入中发现,在按这一顺序投运时,容易引起高加解列。在投入3 号高加后,投入2 号瞬间,2 号高加主疏水门
和事故疏水门都是关闭的,负荷较高,二段抽汽量较大,冷凝水量很大,高加水位升高很快。2 号到3 号高加
的主疏水门是气动调节门,在开始投入时,会有一个延滞,水位就会升到一个比较高的水位,以致气动调节门
会有一个过调,使疏入到3 号高加的水量会有一个瞬时大流量。这时由于3 号高加的主疏水门也是气动调
节门,有一个响应时间,再加上3 号高加本身的凝结水量也较大,所以3 号高加的水位调节速度对这一大量
的疏水不能很好地适应,因此会造成3 号高加水位的剧烈波动,容易误发水位高三值。为了避免这一缺陷,
我们决定先投高加系统上游的疏水,即先投1 号高加,在1 号高加投入后,再投2 号和3 号高加,这样就避
免了瞬时大量来水、水位的剧烈波动和误发高三值的现象。在1 号高加投入后,再依次投入2 号和3 号高
加,在3 号高加疏水压力大于除氧器压力0. 2 MPa 时,开启3 号高加至除氧器疏水门,关闭事故疏水门,
在3 个高加都稳定后,再精调水位,使疏水端温差为5. 6 ℃左右。以往300 MW 机组的高低加投运,往往
要花费很长时间,有的甚至需要几天,而且在试运中还容易误发信号,使高加解列。在襄樊电厂4 号机调试中,
由于准备工作充分,改变投运方式,投高低加仅用2h ,而且在试运中,未出现1 次误发信号,确保了襄樊4 号
机168 h 试运的顺利进行,缩短了机组整套启动调试时间。襄樊电厂4 号机组从首次冲转至完成168 h 满
负荷试运仅用15 天,为襄樊电厂4 号机组创“精品工程”作出了贡献。(上接第48 页) 提出了越来越高的
要求。为了全面提高机组移交水平,调试人员承担着十分重要的责任,应注意抓好以下几项工作:(1) 应尽早
进入施工现场,介入工程有关活动,了解工程详细情况,熟悉消化设备性能和技术特点,针对调试中可能出现
的问题,与设计、施工、制造、监理等单位有关人员密切协作,使可能出现的问题在施工中,调试前予以消除。
(2) 搞好人员培训,广泛收集资料,认真编写调试方案,并组织专家会审。做好调试仪器设备的准备工作。发
挥技术优势,攻克技术难关,严格按《新启规》组织完成机组调试工作。
(3) 施工单位应积极配合,为调试尽早顺利开展工作创造条件。如热控DCS 系统的安装与受电应抓紧进行,
其他安装未完项目也应按调试分部试运计划要求的时间提前完成。
(4) 为了缩短整套启动的时间,必须做好分部试运的工作,及时消除存在的各种缺陷、完善系统、重点抓好
机组热工保护、热控自动,做好各种试验工作,并及时做好质量验收签证等。在点火吹管时应达到锅炉投粉,
投汽动给水泵,投汽机盘车系统的条件,以节省燃油和缩短整套启动阶段的时间。