300MW火电机组凝汽器安装方案
毕业设计(论文)-某300mw凝汽式汽轮机机组热力系统设计[管理资料]
目录第1章绪论 (1)热力系统简介 (1)本设计热力系统简介 (1)第2章基本热力系统确定 (3)锅炉选型 (3)汽轮机型号确定 (4)原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 (6)全面性热力系统计算 (7)第3章主蒸汽系统确定 (15)主蒸汽系统的选择 (15)主蒸汽系统设计时应注意的问题 (17)本设计主蒸汽系统选择 (17)第4章给水系统确定 (19)给水系统概述 (19)给水泵的选型 (19)本设计选型 (22)第5章凝结系统确定 (23)凝结系统概述 (23)凝结水系统组成 (23)凝汽器结构与系统 (23)抽汽设备确定 (26)凝结水泵确定 (26) (28)回热加热器型式 (28)本设计回热加热系统确定 (33) (35)旁路系统的型式及作用 (35)本设计采用的旁路系统 (38) (39)工质损失简介 (39)补充水引入系统 (39)本设计补充水系统确定 (40) (41)轴封系统简介 (41)本设计轴封系统的确定 (41)致谢 (42)参考文献 (43)外文翻译原文 (44)外文翻译译文 (49)毕业设计任务书毕业设计进度表第1章绪论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。
原则性热力系统主要由下列各局部热力系统组成: 锅炉、汽轮机、主蒸汽及再热蒸汽管道和凝汽设备的链接系统,给水回热系统,除氧器系统,补充水系统,辅助设备系统及“废热”回收系统。
凝汽式发电厂内若有多种单元机组,其原则性热力系统即为多个单元的组合。
对于热电厂,无论是同种类型的供热机组还是不同类型的供热机组,全厂的对外供热的管道和设备是连在一起的,原则性热力系统较为复杂。
300MW机组凝汽器管板泄漏原因及处理
汽品质 ,这样几小时后凝结水硬度会降到 0 ,电导
率 降会 至 03 ̄ / m 以下 。其 中 ,2 1- 5 1 . t c S 0 1 0-0 临
电厂高参数 、 大容量发电机组的投产运行 , 其对水 、
汽质量 的要求也 越来 越高 。 目前 ,几乎所 有 高压机 组均 采用 二级 除盐水 ( 电导率 在 0 3 ̄ / m 以下 ) . a c S 作为 补给水 ,机 组 的化学 腐蚀 、结 垢 、积 盐速 度 主
2 凝汽器泄漏 的主要原 因
()铜 管水 侧发 生腐蚀 穿 孔 ,引起 泄漏 。 一 1 ()铜 管 与管 板 采用 胀接 方 式 固定 ,存 在过 胀 2
两排气 、单轴、冲动式、凝汽式亚临界汽轮机 。汽 轮机 凝 汽器 为 双 流程 的 N-120 8型表 面 式 凝 汽 5- 8 器 ,是 由喉部、壳体 ( 括热井、水室 ) 底部 的 包 、 . 固定及滑动支承装置等组成的全焊结构。在凝汽器 内,冷却 水经前 水 室进入 ,通 过 中间两 组管 束经 后
起渗 漏 。
() 3 铜管入 口端受 到冲击 陛腐蚀 。循环水通过
较大面积的水室进入铜管时 ,水流在铜管入 口端会
形成湍流 ,对入 口端产生冲击 。如果水 中含有泥沙 和空气泡 ,则会更进一步加剧对铜管的冲击 ,破坏 其保护膜 。 受冲击点的保护膜被撕破后成为小 阳极 , 而整 个铜 管成 为大 阴极 ,从 而产生 电化学 腐 蚀 ,使 铜管入 口端减薄,最终引起泄漏。
U an uwe hI —— —— — —— —— —— —— ——— —— ——— —— —— i xi i r— —— —— —— —— — —— —— — —— —— — ——— —— —— ——一 — —— —
300MW机组安装工程施工组织设计方案
目录第一章工程概况与主要工程量 (7)第1节工程概况 (7)第2节主要工程量及系统简介 (10)第二章施工进度管理与资源配备 (22)第1节施工进度管理 (22)第2节综合资源配备计划 (27)第3节材料及非标的供应 (36)第三章施工总平面布置 (50)第1节施工总平面布置原则 (50)第2节施工总平面布置 (50)第四章力能供应系统布置 (51)第1节施工给、排水及管理 (51)第2节施工用电及管理 (53)第3节施工用气及管理 (57)第4节焊机及皮线的布置方案 (58)第五章主要施工方案和重大技术措施 (59)第1节大件设备卸车及转运方案 (59)第2节主厂房钢结构吊装方案 (61)第3节锅炉设备安装方案 (64)第4节汽轮发电机专业施工方案 (78)第5节电气设备安装及调试方案 (84)第6节热控设备安装及调试方案 (92)第7节二期(电、水、气、汽、油)系统 (95)第8节焊接及检验工艺 (97)第六章设备供应管理 (109)第1节设备的概念 (109)第2节主要设备分布 (109)第3节设备材料管理原则 (110)第4节设备催交 (111)第5节设备运输 (111)第6节设备保管 (113)第7节设备发放领用 (115)第七章安全管理与文明施工 (116)第1节安全文明施工目标 (116)第2节管理标准及实施依据 (119)第3节安全保障措施 (121)第4节环境保护与职业安全健康 (125)第5节文明施工责任区划分及管理办法 (141)第八章质量管理与创精品工程 (143)第1节总则 (143)第2节质量控制 (144)第3节资源管理 (147)第4节工程质量控制和产品实现 (148)第5节测量、分析和改进 (154)第6节质量事故的调查、分析、处理和报告 (156)第7节质量记录的管理和资料移交 (156)第8节创精品工程 (157)第9节其它 (162)第九章组织机构设置 (162)第1节组织机构 (162)第2节项目部组织机构图 (164)第3节项目部各管理部(室)定员与职能划分 (166)第十章技术管理与培训 (168)第1节工程技术管理 (168)第2节技术培训 (176)第3节技术革新及工艺改进 (183)第十一章工程信息化管理规划 (185)第1节计算机网络设计与实现 (185)第2节关于P3和CMIS应用的实施 (187)第3节进一步普及和优化传统计算机应用。
凝汽器作业指导书
目录1 工程概况及工程量 (1)2 编制依据 (1)3 作业前的条件和准备 (2)4 作业程序和施工方法 (3)5 本作业中执行的强制性条文 (7)6 质量标准及质量控制要点和质量通病及预防措施 (8)7 作业的安全环保措施 (9)1. 编制依据1.1上海电气电站设备有限公司上海电站辅机厂图纸。
1.2电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)DL5009.1-20021.3《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国电电源[2002]49号1.4《电力建设施工质量验收及评价规程》(汽机篇)DL/T 5210.3-20091.5《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)DL5011-921.6《焊工技术考核规程》DL/T679-19991.7《火力发电厂焊接技术规程》DL/T869-20041.8《火力发电厂金属技术监督规程》DL438-20091.9《电力建设施工质量验收及评价规程》(焊接篇)DL/T5210.5-20091.10《电站锅炉压力容器检验规程》DL/T647-20041.11.《湖北省电力建设第二工程公司质量、职业健康安全与环境管理手册(2011版)》;1.12.《湖北省电力建设第二工程公司质量、职业健康安全与环境管理程序文件(2011版)》;2、工程概况及主要工作范围:2.1华润蒲圻电厂二期2×1000MW机组采用上海电气电站设备有限公司上海电站辅机厂生产的双背压、双壳体,对分单流程表面式布置的凝汽器,它由凝汽器A和凝汽器B组成,壳体和热井为一体结构,喉部内各布置一个低压加热器,凝汽器冷却管采用不锈钢管,管径为Ф25×0.5及Ф25×0.7,总量57440根,冷却面积为60000m2。
2.2主要参数如下:型号:N-60000 冷却面积:60000 m2凝汽器壳体净重:1059.2t 运行时重:3700t 灌水时重:4200t喉部外形尺寸:上端口长×宽:6700mm×10501mm下端口长×宽:13471mm×8160mm喉部高度:5093mm壳体外形尺寸(长×宽×高):13471mm×8160mm×7560mm2.3 工作范围及主要工程量3.作业前的准备和条件3.1对参加作业人员的资格和要求3.1.1所有参加作业的特殊工种人员(电工、电焊工、火焊工、起重工、操作工、测量工、架子工)必须持证上岗。
300MW机组汽轮机排汽通道安装导流装置设计研究
法 ,对 整 个 排 汽 通 道 进 行 模 拟 实 验 ,再 通 过 增 加 导 流板 使 流 场 优 化 ,确 定 改 造 方案 。
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凝汽器相 对长度, %
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此采 取 冷 态模 拟 实物 中 的流 动 是 合 理 的 。
3 模 拟 结 果及 分 析
通 过 本 次 模 拟 ,可 以 得 出 :未 加 入 导 流 板 之
前 ,机 组 排 汽 通 道 所 形 成 的 出 口 流 场 极 不 均 匀 ,
4 实 施 情 况
针 对 国 产 引 进 型 3 0 Mw 机 组 低 压 缸 排 汽 通 0
( ) 几何 相似 1 按 3 0 Mw 机 组 排 汽 缸 尺 寸 模 化 到 排 汽 缸 实 0 验 台 上 ,根 据 比例 建 立 排 汽 缸 及 凝 汽 器 喉 部 模 型 。 ( ) 边 界 条 件 相 似 2 边 界条 件 相 似 ,即 为 排 汽 缸 进 出 口的 流 动 条
下 降 ,减 小 了汽 阻 。 因 此 ,加 入 导 流 装 置 可 以减
所 以 ,R =1 . 3×1 。 已超 过 临 界 雷 诺 数 少 凝 汽 器 的传 热 端 差 ,提 高 汽 轮 机 组 出 力 ,提 高 42 0, 电 厂运 行 的经 济 性 和 安 全性 。 3 5×1 . 0 ,进 入 自 动 模 化 区 。 试 验 时 ,人 口汽 流 速 度 一7 s 0 m/ ,空 气 粘 度 系 数 =1 . 6 7×1 0
造 成 汽 轮 机 的效 率 和 出 力 降 低 ,尤 其 在 夏 季 工 况 问题 更 为 突 出 。 因此 ,对 该 型 汽 轮 机 的低 压 排 汽
300MW火电机组热力系统选择资料
300MW火电机组热力系统选择摘要300MW级燃煤机组是我国在近阶段重点的火力机组,由于300MW发电机组具有容量大,参数高,能耗低,可靠性高,对环境污染小等特点,今后在全国将会更多的300MW级发电机组投入电网运行。
本次设计的目的是通过对300MW火力发电厂热力系统局部的初步设计,掌握火力发电厂热力系统初步设计的步骤、计算方法及设计过程中设备的选择方法,熟悉热力系统的组成、连接方式和运行特性。
本文分为四部分,对锅炉燃烧系统及其设备进行选择,进行原则性热力系统的拟定计算、全面性热力系统的拟定和汽机主要辅助设备的确定。
通过一些给定的基本数据和类型进行科学的计算,来选配发电机组所需的各种设备,使其达到优化。
本次设计的目的是通过对300MW火力发电厂热力系统局部的初步设计,掌握火力发电厂热力系统初步设计的步骤、计算方法及设计过程中设备的选择方法,熟悉热力系统的组成、连接方式和运行特性。
本文分为四部分,对锅炉燃烧系统及其设备进行选择,进行原则性热力系统的拟定计算、全面性热力系统的拟定和汽机主要辅助设备的确定。
通过一些给定的基本数据和类型进行科学的计算,来选配发电机组所需的各种设备,使其达到优化。
关键词:火力发电厂;热力系统;初步设计;设备选择目录摘要 (I)前言 (1)1 锅炉辅助设备的选择 (2)1.1燃烧系统的计算 (2)1.2 磨煤机选择及制粉系统热力计算 (2)2 发电厂主要设备的选择 (5)2.1 汽轮机型式、参数及容量的确定 (5)2.2 锅炉型式和容量的确定 (5)3 热力系统辅助设备的选择 (6)3.1 给水泵的选择 (6)3.2 凝结水泵的选择 (7)3.3 除氧器及给水箱的选择 (9)3.4连续排污扩容器的选择 (9)3.5定期排污扩容器的选择 (10)3.6 疏水扩容器的选择 (11)3.7 工业水泵的选择 (11)3.8 循环水泵的选择 (12)4 原则性热力系统的拟定 (14)4.1 除氧器连接系统的拟定 (14)4.2 给水回热连接系统的拟定 (15)5全面性热力系统的拟定 (18)5.1 选择原则 (18)5.2 主蒸汽管道系统 (18)5.3 再热蒸汽旁路系统 (19)5.4给水管道系统 (20)5.5回热加热系统 (20)5.6 除氧器及给水箱管道系统 (21)5.7 其他一些系统 (21)结论 (23)致谢 (24)参考文献 (25)前言电力工业,是我国经济不断发展的基础。
300MW机组起动过程实现凝结水泵、循环水泵、电动给水泵零单耗
( ) 了 节省凝结 水泵 的功 耗 , 1为 在除盐 水母 管 上 接 出 1 水源 作为 电动 给 水泵 、 动 给水 泵 前 置 泵 机 械 路 汽 密封水 进水 , 避免 了起 动凝 结水 泵 , 并且机 械 密 封水 压 力为 ( . 5 ) 3 MP [ , 除 盐 水 母 管 压 力 能 达 到 0 2 ~: ) a1 而 . ] 0 5 a 能 够满 足机 械密封 水 压力 的要求 。 . 0MP , ( ) 了降 低循 环水 泵 的功耗 , 2为 开启 工业 水 至 B侧 循环 水冷 却水管 道 手 动 门 , 闭 B侧 旋转 滤 网进 出 口 关 手 动 门 、 路 手 动 门 , 电动 给 水泵 前 置泵 、 动 给水 旁 为 汽
维普资讯
3 0M W 机 组 环 水 泵 电 动 给 水 泵 零 单 耗
周 达
广安发 电有 限责任 公 司 , 四川 广安
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广 安 电 厂 总装 机 容 量 24 0 Mw , 0 占四 川省 火 电 装 机 容量 的 2 . 8 。由于 受 到 四川 水 电 丰水 期 和枯 51 %
水期 发 电量 差距 大 的影 响 , 安 电 厂 承担 了较 多 的 电 广
凝 结水 泵总 运行 时 问为 ( ~5 h 电动给 水泵运 行 时 问 3 ), 为 ( ~4 h 由表 l 知 , 泵 的功 耗较 大 。 2 )。 可 各
●
上水过 程为 ( ~4 h 在起 动 电动给 水 泵上水 前循 环水 2 ),
300MW机组汽水系统
HV309 HV310
至有压放水母管 SXS H-027
至有压放水母管 SXS H-027
启 动 排 汽
HV122
HV121
运 行 排 PSV125 汽
HV123
疏冷段排空 水侧排空 HV125
HV112
HV114
HV111
HV113
#1高压加热器
HV105 HV106 HV115
HV107 HV108
补水泵 HV063
HV464 至 地 沟
HV056 HV465 LCV055 HV057
至 地 沟
凝 结 水 补 水 管 来
至
至
无
无
压
压
放
放
水
水
母
母
管
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至
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无
无
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水
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至
至
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无
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压
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母
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管
管
管
单位 批准 审核
校核 CAD
四川巴蜀江油燃煤发电有限公司
左云
吴旭阳 徐建辉
凝结水及补水系统 (CEX、CAP)
2.3.1 低压加热器的运行
低加水侧的投运: 1、低加水侧一般随凝结水系统投入,启动凝泵前检查低加水侧及管路所有放水门关闭,低 加水侧进、出口门开启,旁路门关闭,排空门开启。 2、 凝泵启动后,开启除氧器水位副调节阀向低加系统充水,待排空门有水排出后将其关闭。 3、 若机组运行中属低加水侧检修后投入,必须对低加进行注水排空,待排空门有水流出后 将其关闭,待水侧升至全压后,全开进、出水门,检查低加无泄漏后关闭低加水侧旁路门, 此期间注意除氧器及凝汽器水位。
引进型300MW机组配套凝汽器泄漏原因分析
引进型300MW机组配套凝汽器泄漏原因分析徐刚李旭辉赵耀大唐淮南洛河电厂【摘要】凝汽器管材的腐蚀损坏是大型锅炉腐蚀破坏最大的可控因素。
全国各电厂在处理冷凝管为HSn70-1黄铜管的凝汽器泄漏时,都无一例外的采用凝汽器不锈钢管改造方案,某厂通过深入分析N-17650-8型凝汽器布管方式的特性及HSn70-1黄铜管腐蚀的原因,找到目前国内引进型300MW机组配套凝汽器泄漏的真正原因。
【关键词】凝汽器氨蚀冷凝管统计表明,大型锅炉的腐蚀破坏事故中,大约有30%是由于凝汽器管材的腐蚀损坏所引起。
凝汽器腐蚀损坏除直接危害凝汽器管材之外,冷却水漏入凝结水后迅速恶化凝结水水质,引起机组炉前系统、锅炉以及汽轮机的腐蚀与结垢。
凝汽器在设计时,为适应不同循环水质而采用不同的冷凝管管材,在安装及运行过程中采取了防腐、预膜等工艺方式,水侧腐蚀已基本得到解决和控制。
但是,汽侧腐蚀的问题往往被或略。
因此只有在凝汽器汽、水侧的腐蚀问题都予以解决后,才能保证凝汽器不因腐蚀发生泄露。
一、简介洛河发电厂#3、4机组为300MW亚临界、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
分别于1998年10月和1999年5月投产。
配套上海电站辅机厂生产的N-17650-8型凝汽器(双壳体、对分双流程,表面式)。
2001年开始,凝汽器出现铜管泄漏现象,至2008年,泄漏已非常严重。
凝水硬度时常超标,泄漏主要集中在空冷区下部区域,抽管检查,发现在凝汽器在空冷区下部区域存在严重的氨蚀现象。
1.凝汽器的布管方式介绍。
国内引进型300MW机组配套凝汽器一般都采用美国Senior公司凝汽器的管束布置如图1.1所示,管束区轮廓接近于矩形,周界管束采用带状辐射式布置,内层为密集型布置。
图1美国Senior公司凝汽器的管束布置图凝汽器壳体内布置的管束之间设计有合理的中央汽道和旁侧汽道,管束中部设置有挡汽板隔出的空气冷却区,以使汽水混合物及非凝结气体通过该区再次冷却,并通过抽空气管由空冷区顶部引出。
浅谈两台300MW高背压机组的供热运行
浅谈两台300MW高背压机组的供热运行我国北方临近城市的火力发电厂大部分实现了热电联产,早期供热以抽汽供热为主,近年来,应用高背压供热方式回收凝汽余热逐渐受到重视。
采用双背压双转子互换技术对低压缸和凝汽器作结构改造,实现高背压供热。
原来凝汽器中蒸汽凝结释放的热量由循环水带走,通过凉水塔散失,由热网循环水完全吸收利用,用来供热,大大减少电厂冷源损失,使得机组煤耗降至150g/kWh左右,经济指标大幅提高。
但是高背压供热存在供水水温度偏低、调节能力差,并且停机更换转子期间无法供热的问题,所以多数电厂只是对一台一组进行了高背压改造。
华能黄台电厂开创了国内同一电厂两台300MW等级高背压供热机组同时运行之先河。
1 高背压供热机组运行中的问题(1)高背压供热机组对热网水质有较高的要求,水质合格直接会造成凝汽器堵塞、结垢,影响机组安全运行;(2)高背压供热供水水温度偏低,真空52.6kPa,对应的饱和温度为80℃,高背压机组供水上限基本为80℃,天气寒冷时,城市热网供水需提高至90℃~95℃,因此高背压供热机组同时配置蒸汽二次加热系统;(3)高背压供热机组,热网循环水的回水温度,直接影响机组真空,需要保持回水温度不大于53℃,否则影响电负荷,严重时影响机组安全运行,因此要有一定的预见性,并根据机组运行情况及回水温度情况进行调整;(4)高背压供热机组要求热网循环水流量稳定,由于供热面积大、区域广,容易发生施工等原因导致泄露,需要实时的监视手段、完善的应对措施;(5)由于供热系统流量大、区域广,大多采用二级换热,较大的二级换热站由于二级网循环水失电、泄露、跳闸等异常,一次水供回水门快速关闭,机组循环水流量会突降,一次水供回水门不能快速关闭,会造成回水温度快速升高,影响机组安全;(6)高背压供热机组供热量大,需停机更换转子,因此供热初期及晚期,需其他机组承担供热任务;(7)高背压供热机组供热量大,为了保证持续可靠供暖,需同时有足够的备用供热能力,保证高背压机组故障时不影响供热质量。
300MW机组凝汽器补水方式优化
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新疆电力技术
2011 年第 2 期 总第 109 期
由于未经雾化处理,补水喷射距离远,补水不能与 排汽达到很好的混合换热效果,影响凝汽器真空的 提高,造成凝结水含氧量偏高、过冷度偏大,补水 进入凝汽器的优越性降低。
2 优化方案 玛电7、8号机组凝汽器接颈内部上方内侧设置
水幕喷淋保护装置,当机组启动时各类排汽及旁路 蒸汽经减温减压装置进入凝汽器,自动投入凝汽器 水幕喷淋保护装置喷水形成水幕降温保护低压缸。 凝汽器水幕喷淋保护装置共有24只1/ 4″P32A150S 型雾化喷嘴,工作水源来自机组凝结水母管,压力 3~4MPa,设计流量30t / h;经厂家设计部门核算凝 汽 器 水 幕喷 淋 保护 装 置 在工 作 水 源压 力 0. 3 ~ 0. 4MPa 时 , 流 量 可 达 20t / h 且 雾 化 效 果 良 好 。 N300—16. 67/ 537/ 537型汽轮机设计补水率为2%, 锅炉额定蒸发量1025t / h, 正常运行时机组补水率 不大于蒸发量的1. 5%,凝汽器化学补水使用水幕喷 淋保护装置进行补水能够满足机组正常运行要求, 考虑到机组启停时、异常状态下补水量有可能超出 水幕保护喷淋装置补水要求,保留原凝汽器补水系 统在补水受限工况下使用。水幕保护系统与凝汽器 补水系统连接处设置止回阀,便于水幕保护系统投 入时与凝汽器补水工况切换;凝汽器补水优化系统 变更情况见图1。
3 结束语 尽管供热机组存在各种问题且经济性计算较
纯凝机组复杂,但是在实践中我们已经基本上掌 握了供热机组的性能和运行规律,且逐步找到了 解决各类问题的办法。在保证机组安全运行的情 况下,如何对全厂热、电负荷进行联合优化调度, 提高机组的热电比,提高机组的热经济性是我们 应进一步努力地方向。
高背压热网凝汽器在小机直排空冷岛300MW热电联产机组中的应用
高背压热网凝汽器在小机直排空冷岛300MW热电联产机组中的应用摘要:近几年环保形势日益严峻,城市集中供暖替代散煤燃烧取暖已刻不容缓。
对于火电厂而言,燃料成本大幅攀升,企业盈利空间逐年萎缩。
随着供热面积逐年递增,到2016年临汾热电公司已达现有双机供暖的临界点。
面对利润空间下降、节能减排与供暖需求三大难题,机组设备能否再挖潜?机组性能能否再提升?临电公司顺势而为,提出了高背压技术改造。
通过改造,改变传统抽汽供暖方式,利用凝汽器内汽轮机乏汽的余热及抽汽完成供暖加热,实现汽轮机排汽热损失的合理利用,进而实现节能减排,降低机组供电煤耗,提升企业盈利空间。
关键词:集中供暖高背压节能减排引言我国北方临近城市的火力发电厂大部分实现了热电联产,早期供热以抽汽供热为主。
近年来,应用高背压供热方式回收凝器余热逐渐受到重视。
在汽机房A列墙外加装高背压热网凝汽器、汽轮机大排汽管道上加装乏汽管道接至热网凝汽器汽侧入口,蒸汽入口前加装电动隔离门。
冬季供热期间,通过控制空冷岛投运列数和电动隔离门来调配热网凝汽器的进汽量。
将市热力公司循环水回水管道接至高背压热网凝汽器,利用机组排汽热损失对城市热网回水进行一级加热,再用原有抽汽系统对循环水进行二级加热,达到热力公司调度要求供热温度和流量,从而实现降低机组供电煤耗、有效降低厂用电,增加上网电量,为企业盈利创造有利条件。
1、高背压改造的提出我国300MW机组基本为一次中间再热机组,其热力系统相对较为复杂。
常规情况下,300MW机组供热改造基本是增加抽汽量,或者利用热泵技术进行改造,也有供热企业对低压缸进行双转子改造,来提高机组供热能力。
近年来随着城市供热面积的不断增加,通过增加抽汽量已无法满足供热需求,双转子和热泵改造相对来说造价较高,只有高背压供热方式回收凝器余热来加热城市热网回水这个方案符合生产实际。
2、高背压改造的设计该公司1号机组为上海汽轮机厂设计生产的CZK300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷供热抽汽凝汽式汽轮机。
鸭溪电厂国产300MW机组凝结器改造
×1 3 0 m,9 2 2 3 m 14 0根 ;空冷 区 、 部迎 冲 区 :P 0 , 顶 T 3 4 ‘ 5×0 7× 13 0 p 2 . 2 3 mm, 4 8 根 ; 却 管 总 根 数 : 32 冷
2 8 8根 。 24
2 2 2 改造 后厂 家给 定 的技术 参数 ( 表 1 .. 见 )
死 区较多 , 加上汽 测加长 需要 压缩部 分水室 空 间 , 因 此必 须对水 室进 行重新设 计 。
1 2 运行现 状分 析 .
长 期 以来 , 3号机凝 结器 存 在排 汽 温度 偏 高、 传
热端差 偏高 的现 象 , 个 热 负 荷 不 均 匀 , 整 总体 传 热
于设计 和加 工等 多方 面 的原 因 , 类 凝 汽器 在 投 产 此 后 普遍存 在 真空度低 、 济性差 、 经 各项 指标 大幅偏离
式 改 为塔 式 ( 图 2 , 式 管 束 通 过 优 化 管 束 , 见 )塔 加
大 上部 蒸 汽 通 道 , 小 了 排 汽 阻 力 , 小 了 过 冷 减 减
度 , 气 必 须 再 冷 却 。塔 式 管 束 具 有 合 理 的蒸 汽 抽
流通 道 和 回热 空 间 , 构 布 置 合 理 , 流均 匀 进 入 结 汽 管束 , 通道 内 蒸 汽 流 速 趋 于 一 致 , 阻 小 , 汽 空 汽 蒸
差, 导致 机组 的煤 耗 率增 高 。且 3号 机凝 结 器铜 管
因氨腐 蚀严重 , 造成 管板 与铜管结 合处 泄漏 , 导致凝 结 水硬 度超标 现象 多次 发 生 , 为此 进行 多次 加锯 末
堵漏 。运行 中 , 由于凝 结器循 环水 进 、 出水蝶 阀关闭
机 组设计参 数 等问题 。
300MW机组凝汽器真空低的原因与处理
1机组情况概述莱城电厂300MW机组设计于20世纪90年代中期,汽轮机是上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术生产的,型号N300-16.7/537.7/537.7。
其循环冷却用水采用雪野水库供给,每台机组配2台72LKSA-17型循环水泵,夏季采用单元制即1机2泵运行方式,除供给凝汽器外,还有化学、脱硫等用水。
随着气温变暖,特别在每年7、8月份,循环水温变化30℃以上,甚至到34℃,按照机组热力性能数据和凝汽器性能数据,在夏季工况即循环水温33℃,机组超压5%且抽厂用汽带300MW 时,凝汽器真空0.0892MPa。
实际机组负荷250MW时,凝汽器真空仅0.085MPa,在用电高峰时,不得不限制机组负荷。
2影响凝汽器真空的因素分析2.1真空系统的严密性机组正常运行中,空气和循环水总是或多或少漏入真空系统内,一旦漏入空气后,真空降低,排汽温度升高,端差增大,凝结水过冷度增大,凝结水含氧量升高,有用焓降减少,循环水带走的热量增多。
2009年2号机组严密性不良,通过注水检漏发现凝汽器与低压缸连接处漏空气,对其进行焊补处理,消除泄漏,真空恢复正常。
因此,真空系统严密性不良是影响真空的重要因素。
2.2凝汽器冷却水循环冷却水流量低,是凝汽器真空低的另一原因。
2009年3月,1号、2号机组真空偏低,由于凝汽器设计原因,2台循环水泵运行才能达到凝汽器的设计流量,特别是系统结垢及水塔填料破损阻塞的情况下,系统阻力升高,循环水量不足的问题就更加明显。
另外,凝汽器循环水出水温度升高也影响真空,主要有:(1)进水温度升高,出水温度相应升高;(2)汽轮机负荷增加;(3)循环水二次滤水网脏污、堵塞;(4)排汽量增加等。
2.3虹吸凝汽器循环水流大、扬程低,主要依靠虹吸作用使其水室充满水。
正常运行时,凝汽器水室顶部及上部出水管呈现负压。
若溶解于水中的空气游离析出,或其上部因负压而接近汽化压力形成汽穴,这些气(汽)体在凝汽器上部聚集,破坏虹吸作用,使循环冷却水流量显著减少。
300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法
中圈分类号 T 文献标识码 A 文章编号 17 —6 1( 1)8— 14 0 K 639 7一2 0 10 5— l 01
0 前言 凝汽器设备是火 电厂汽轮机组 的一个重要组成部分 。其作用是汽轮 机的排汽排 人凝 汽器 内受 到骤 然冷却 比容急剧缩 小 ,凝结成水形 成高 度真空 , 使蒸汽在汽轮机 中的可用焓降达到最大 ,提高汽轮机热效率。 某发电厂4 、5 号 号机组分别投产于 19年7 93 月和 19年l月 ,自20 年 93 2 00 以来 , 号 、5 4 号机组凝汽器多次发生泄漏 。本文就该机组凝汽器钛管污 脏 、二次滤 网堵塞及泄漏 等问题 ,对机组在运行 中成功实施凝汽器半边 隔离查 漏、清洗及运行中二次滤网的反冲洗等有关问题进行分析 ,并提 出有效 的隔离查漏 、清洗及反冲洗 的方法。
操作情况进行全面检查 ,检查确认无不合格水进入凝汽器时 , 应注意观 察 、记录 、分析凝结水质随负荷 的变化情况,以判断凝汽器泄漏部位 。 如果凝结水N + a 随负荷的升高而升高 , 一般应为凝汽器管板胀 口泄漏 ,因 负荷高时汽轮机排汽温度高 , 凝汽器钛管伸长量大 ,管板胀 口 泄漏量增 加 ;若凝结水№+ 随负荷的升高而降低,一般应为凝汽器钛管泄漏。判断 凝汽器泄漏部位时 ,首先应判断凝汽器水侧哪半边泄漏 ,同时应对凝结 水进行排补 ,如果排补后凝结水N + a 下降或恢复正常 , 则判断为凝汽器在 工况变化时导致 的微小泄漏 ,这种情况在停止凝结水排补后凝结水N + a 一 般都不会反弹 ; 2 凝结水N + 时且对凝 结水进行排补后凝结水N + ) a 超标 a无明显的下 降,则应在循环水泵人 口处加入锯末 ,在加锯末前应将循环水母管的联 络碟阀关闭一个 ,以防止锯末流入邻机的循环水管造成邻机 的二次滤 网 堵塞 。循环水加锯末时 ,应连续 ̄ 2 1锯末以上 ,否则锯末浓度低 ,不 J0 1 1 易堵住泄漏点。如果能将泄漏点堵住 ,可以暂时维持机组运行 ,待有停 机机会时再彻底消除泄漏点;如果堵漏无效 , 再考虑机组运行 中对凝汽 器进行半边隔离查漏 。 3 凝汽器泄漏 时运行 中半边 隔离方法。当加锯末 堵漏无效 ,则考 ) 虑机组运行 中对凝汽器进行半边隔离查漏 。 ①判断方法 :将机组负荷降至10 W以下 ,然后关闭欲解列侧 的凝 7M 汽器抽空气门,相应开大运行侧 的循环水出水 门,关闭欲解列侧 的循环 水进水门及反冲洗进水门 ,打开反冲洗 出水门 , 待到解列侧凝汽器水侧 压力为零后 ,观察凝结水N + 的变化 ,如果凝结水N + a 超标 a 超标逐渐下降 至正常值 ,则判定为解列侧有泄漏 ;②机组运行 中凝汽器半边 隔离 的方 法 : 机组负荷降至 10 W以下 ,然后关 闭欲解列侧 的凝 汽器抽空气 将 7M 门, 相应开大运行侧的循环水 出水 门,关闭欲解列侧的循环水进水 门 、 出水 门及反冲洗进水 门,打开反冲洗 出水 门 ,打开二次滤 网底 部放水 门, 待到解列侧凝汽器水侧压力 为零后 ,观察二次滤网底部放水 门处 的 水 流量应该不断减少 ,否则应对解列侧的凝汽器循环水进水门进行手 动 关 紧,直至二次滤 网底部放水 门处的水流量不 断减少 ,经过这样调整 , 阀门即使泄漏 , 漏水会通过管道放水 门放掉 , 基本维持平衡 , 保证凝汽 器水室无水 ; 将解列侧凝汽器的循环水进水门 、出水 门及解列侧 的循环 水 反冲洗进水 门的动力 电源及操作 电源 断开。开启凝汽器停运 侧前 、 后 水室及管道 的放水 门 ,开启停运侧水 室放空气 门,确认水 室无水后 方可打开人孔门 , 注意真空变化真空不低于8 . k a,排汽温度不超过 6 6P 6 5 ℃ ,同时应加强监视机房污水池 的水位 , 5 严防污水池水位高淹浸设备 的事故。 4 凝汽器二次滤网堵塞的处理方法 . 2 4 . 凝 汽器二次滤 网堵塞的判定 .1 2 由于该 厂地处珠江的出海 口,江海交汇处 的各种垃圾非常多,特别 是在夏天 的雨季 , 虽然在循环水泵人 口处设有拦污栅及旋转滤网 , 但是 这些滤 网只能拦住大块的垃圾 , 对于小件的垃圾及水 中溶解 的污泥是无 法阻挡 的,这些小件垃圾就会停 留在凝汽器二次滤网上造成二次滤 网的 堵塞,当凝汽器二次滤 网前后压差达到0 2 p 时,则判定为二次滤网有 . Ma 0 堵塞 ,就要对二次滤 网进行反冲洗。 4 . 汽器二次滤 网的反冲洗方法 .2凝 2 当凝汽器二次滤 网前后压差达No 2 p 时 , . M a 就要对二次滤网进行反 0 冲洗 。冲洗方法为 : 将机组负荷降至20 W,然后关闭欲冲洗侧 的凝汽 1M
300MW机组凝汽器改造后的性能测试分析
分类号 :K 6 . 1 T 24 1
文献标识码 : A
文章编号 :0 1 84 2 1 )30 1 -3 10 - 8 (0 1 0 -2 70 5
T s A a s nR cnt ce o dne ef mac f 0 W es et nl i O eo s ut C n esrPr r neo 0 ys r d o 3 M St
A b t a t The h oy n c mp i g meto o e tn o e s r hema p ror a c a e n r d c d. Th a e d nt sr c : te r a d o utn h d ft sig c nd n e t r l e f m n e r ito u e e m n me m eh d t o d ns rp e s r n e p rt r feen e i r p s d. I iw fc n e e e o sr ci n o 0 to o c n e e r s u e a d tm e au e di r c s p o o e f n ve o o d ns rr c n tu to n 3 0MW n t ui a e ti o r p a , a ls f p ro m a e t s fe e o tu to hs c mp tng m eh d a e pr s n e . Th ta c ran p we lnt Ex mp e o e fr nc e ta tr r c nsr c in by t i o u i t o r e e t d e c mpua in a d n l ss s wst a e o sr ce o de s rpef r n e s tsy d sg u r n e au o tto n a a y i ho h tr c n t t d c n n e ro ma c aif e i n g a a t e v l e. u Ke r y wo ds:t a ur i se m t b ne;c nde s r;pe f r an e;ts o ne ro m c et
最新300MW汽轮机凝汽器组合方案
5. 凝汽器组合方案1.工程概况2.先决条件3.操作顺序4.详细指南5.附录凝汽器组合方案1.工程概况1.1常规岛300MW汽轮机配有两台凝汽器,其壳体采用低碳钢全焊结构。
凝汽器主要由波形伸缩节、接颈、壳体、钛材冷却管、管板、隔板、支撑管及前后水室、低加等部件组成。
1.2主要参数及几何尺寸:型号:N-14000型型式:单壳对分双流表面式冷却面积:14028㎡凝汽器总重量:425t(包括低加)壳体重量:118t(不含冷却管)接颈重量:56t1#、2#低加总重:51.2t凝汽器外形尺寸:15345×8540×14130㎜凝汽器壳体尺寸:10350×7460×8000㎜接颈组装尺寸:(9400×7460/6350×7460)×5270冷却管规格:φ25×1㎜φ25×0.7㎜长度10.35m冷却管安装数量:每台17266,重约60t壳体整体拖运重量:158t2.先决条件2.1人员资格2.1.1所有人员经过适当考核并熟悉程序。
2.1.2钳工具有正确拼装凝汽器的基本知识和能力。
2.1.3起重工具有大件拖运、吊装的操作和指挥能力。
2.1.4焊工必须经过培训并具有相应项目的合格证。
2.2人力、主要工机具、消耗品2.2.1所有人力、主要工机具和消耗品见附录A。
2.2.2所有测量及检查仪器都应有有效的检验合格证。
2.3技术先决条件2.3.1图纸及技术文件①凝汽器设备制造图。
②汽轮发电机基础施工图。
③电力建设施工及验收技术规范。
④火电施工质量检验及评定标准。
2.3.2设备的初始状况①设备已按供货清单进行了清点、整理,检查产品的数量、质量、规格,有问题的应作好记录。
②按照施工的先后顺序,合理堆放设备的材料。
2.3.3施工区域的初始状况①已达到适当的清洁度要求。
②施工场地平整,主、辅平台已搭设。
③工机具配备到位。
2.3.4注意事项①施工前应进行详尽的技术交底工作,使每一个施工人员均了解凝汽器结构及组装顺序和方法。
某厂300MW纯凝汽式汽轮机凝汽器改造简述
某厂300MW纯凝汽式汽轮机凝汽器改造简述作者:毛宁黄炜来源:《科技资讯》 2012年第25期毛宁黄炜(贵州鸭溪金元发电运营有限公司贵州遵义 563003)摘要:针对某厂凝汽器端差大、真空度偏低的问题,对凝汽器进行了相应改造,将铜管更换为不锈钢管,同时降低管壁厚度,提高换热系数,同时增加流通面积,提高换热容积。
关键词:凝汽器真空不锈钢管中图分类号:TK26 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)09(a)-0066-021 该厂汽轮机凝汽器存在的问题该厂凝汽器为单壳体、双流程、表面式凝汽器,参数见表1。
根据#3机组的运行数据分析,凝汽器端差经常在4~7℃,与改造后的#2机比较,直接影响真空1kPa。
凝汽器性能的好坏直接影响到电厂的经济效益。
提高机组真空度,减小端差,降低煤耗,达到降低发电成本,凝汽器将起到至关重要的作用。
随着环境水质的恶化和凝汽器铜管运行年限的增加,铜管的腐蚀泄漏会加快,泄漏会严重影响锅炉的安全运行,往往是锅炉腐蚀的起因,所以必须及时采取措施。
该厂#3机组运行时间在5年以上,为了保证机组安全、经济运行,防止凝汽器突然出现大面积铜管泄漏、危及主机系统安全,计划#3机在停运检修中,对凝汽器进行全面技术改造。
2 器改造方案的确定2.1 整体改造的内容及步骤在保留原凝汽器外壳侧板及其支撑方式不变,低压缸排汽口的连接形式不变条件下,采用以下方案。
(1)更换凝汽器内部全部管束、中间支撑板、内部连接件等。
(2)冷却管由铜管(HSn70-1材质的Ф25×1)更换为TP304材质的Ф22×0.5(0.7)不锈钢管,适当缩小了冷却管的直径及壁厚。
(3)采用不锈钢复合管板(TP304+Q235B 5+40mm)。
(4)冷却水管和端板间采用胀接+氩弧焊连接的方式。
(5)加长凝汽器壳体,前后水室端各加长1000mm,最终凝汽器换热管有效长度为11400mm。
(6)换热面积由17000m2增加到18000m2,并预留汽轮机通流改造后增加的热负荷。
300MW中间再热空冷凝汽式汽轮机
第一章 汽轮机本体汽轮机是以水蒸气为工质,将蒸汽的热能转变为机械能的一种高速旋转式原动机。
与其他类型的原动机相比,它具有单机功率大、效率高、运转平稳、单位功率制造成本低和使用寿命长等一系列优点,它不仅是现代火电厂和核电站中普遍采用的发动机,而且还广泛用于冶金、化工、船运等部门用来直接拖动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。
在现代火电厂和核电站中,汽轮机是用来驱动发电机生产电能的,故汽轮机和发电机合称为汽轮发电机组,全世界发电总量的80%左右是由汽轮发电机组发出的。
除用于驱动发电机外,汽轮机还经常用来驱动泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等,所以汽轮机是现代化国家中重要的动力机械设备。
汽轮机设备是火电厂的三大主要设备之一,汽轮机设备包括汽轮机本体、调节保安及供油系统和辅助设备等。
第一节 概述KN300—16.7/537/537型300MW中间再热空冷凝汽式汽轮机为亚临界、单轴、中间再热、双缸双排汽、空冷凝汽式汽轮机。
采用数字电液调节系统(即DEH),操作简便,运行安全可靠。
高中压部分采用合缸反流结构,低压部分采用双流反向结构。
主蒸汽从锅炉经1根主蒸汽管到汽机房后通过Y型异径斜插三通分别到达汽轮机两侧的主汽阀和调节汽阀。
并由6根挠性导汽管进入设置在高压外缸的喷嘴室。
6根导汽管对称地接到高中压外缸上、下半各3个进汽管接口。
高压缸部分由1级单列调节级(冲动式)和11级(反动式)所组成。
主蒸汽经过布置在高中压缸两侧的2个主汽阀和6调节汽阀从位于高中压缸中部的上下各3个进汽口进入喷嘴室和调节级,然后再流经高压缸各级。
高压部分蒸汽由高压第七级后的向上的1段抽汽口抽汽至#1高压加热器。
高压缸排汽从下部排出经再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器。
其中部分蒸汽由2段抽汽口抽汽至#2高压加热器。
从锅炉再热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀与再热调节汽阀,并从下部两侧进入中压缸。
中压缸全部采用反动式压力级,分成2部分,共为9级,其中中压第1至5级静叶装于中压#1静叶持环上,中压第6至9级静叶装于中压#2静叶持环上。
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#2机凝汽器组合安装方案1 项目工程概况及工程量1.1工程概况华电能源牡丹江第二发电厂“上大压小”建设2×300MW热电联产机组工程的8#机组配有单壳体、对分式双流程、表面式凝汽器一台,由哈尔滨汽轮机设备有限公司生产。
主要技术参数如下:凝汽器型号 N-17000-7型形式单背压、单壳体、对分式双流程、表面式冷却面积 17000m2循环冷却水温 20℃冷却水流量 32112m3/h凝汽器背压 0.0053MPa(a)不锈钢管规格主冷却区φ25×0.5顶部圆同段及空气冷却区φ25×0.7冷却管材质 TP304(主凝结区、顶部圆周段)TP304(空冷区)凝汽器净重 331T运行时的载荷 71T汽侧充满水时的载荷 1071T1.2工程量凝汽器主要包括接颈、壳体、水室、排汽伸缩接管、#7、#8低加、三级减温减压装置、固定支座、测量仪表等部件。
其中排汽伸缩接管、接颈、壳体,由于体积较大,运输困难,采用散件出厂,现场拼装焊接;其他部件为整体出厂,现场安装。
2 作业进度的安排2.1 #2凝汽器组合安装进度安排计划开工时间:2012年06月15日,计划竣工时间:2012年10月01日。
3 作业准备工作及条件3.1 作业人员的要求3.1所有作业人员上岗前应经过培训,且考试合格。
3.2施工人员大部分应为从事该专业工作多年,有熟练的安装技术和经验的技术工人。
3.3所有作业人员都必须经过三级安全教育,学习《电力建设安全工作规程》并经考试合格。
3.4施工人员施工前应熟悉图纸、安装说明书、工艺规程和作业流程。
3.5施工人员在施工中应明确自己的职责和权限,做到文明施工。
3.6特殊工种人员应持有效期合格证。
3.7参加钢管施工的人员和焊工应经专门培训并考试合格。
3.8参加高空作业人员应经过体检,身体符合条件。
施工人员一览表3.2作业机械、工具、材料施工机器具一览表4 作业程序及作业方法4.1施工前的准备和条件4.1.1安装人员必须进行图纸学习和参加技术安全交底活动。
4.1.2测量器具及工具校验合格。
4.1.3消耗性材料及必备用品准备圆柱形钢丝刷 200只扫帚 6把砂皮纸 100张工业汽油 100Kg调整螺杆 60只钢板δ=10mm 5米2槽钢[8 40米槽钢[12 100米4.1.4凝汽器基础附近脚手架拆除,场地杂物清理干净,保证进出通道畅通无阻。
4.1.5配制斜垫铁240块及若干平垫铁。
4.1.6检查施工范围内可能存在的隐患(如平台栏杆、孔洞盖板、易燃易爆品等)及时消除安全隐患。
4.1.7请电工装好现场施工用临时电源,配制好施工用电源。
4.1.8设备开箱清点,并做好领用数据记录。
4.1.9不锈钢管检查及性能试验。
4.1.10 对照图纸查核设备部件尺寸是否与图纸相符,重点查核隔板上的空气流通孔是否漏开设。
4.2施工方法4.2.1安装准备:4.2.1.1安装施工工艺流程:壳体及热水井组合安装→凝汽器左右组合安装→找正连接→清扫→凝汽器穿不锈钢管→不锈钢管切胀焊接→凝汽器与汽轮机排汽缸的连接→附件安装→检验4.2.2基础检查处理4.2.2.1以汽轮发电机中心线为基准,通过吊线锤的方法复核检查基础的纵向中心线,保证偏差≯10mm。
4.2.2.2用拉钢丝的方法复核基础的横向中心线,保证偏差≯10mm。
4.2.2.3用水准仪测量基础的标高,卷尺测量汽机基础底部到凝汽器基础距离,保证凝汽器接颈穿装尺寸。
4.2.2.4地脚螺栓孔应符合图纸要求,中心偏差≯10mm。
4.2.2.5凿平凿毛垫铁位置处基础,布置好垫铁(垫铁要垫在底板支筋处)。
4.2.3将地脚螺栓与底部支座穿好,安装到位,进行找平、找正,安装时注意设备中心应与汽缸中心线一致,偏差在10mm以内。
4.2.4用水平管对8个支座上表面进行找平,保证误差越小越好;然后用水平尺在底座顶面两个方向上测量水平度应良好。
4.3凝汽器壳体拼装组合4.3.1在凝汽器坑内底板间布置拼装临时用平台。
4.3.2临时平台要求四角及中部标高相同,水平度良好,平台找水平时,可用透明橡胶软管灌水法辅助进行;以底座上标高为基准。
4.3.3直接将凝汽器壳体底板铺设在临时平台上,找正找平壳体底板的中心,防止焊接时变形应等距离加敷四根槽钢[12,焊接时检查底板是否拱曲变形,及时校正平整。
4.3.4在拼装好的壳体底板上先后将左右壳体两边的侧板拼焊好,以免两块板拱曲,在侧板的外侧沿高度方向等距离加敷四根槽钢[8,以加强侧板强度,焊时要间断施焊。
4.3.5将各侧板分别垂直立于汽机侧和发电机侧两边放稳,为防止倾倒,上部用钢丝绳挂牢,调整好侧板离底板边缘的距离为15mm,用线锤检查其垂直度≯1mm/m,之后点焊。
4.3.6将壳体的后端管板安装到位,并调整垂直,用线锤校准管板垂直度,保证垂直度偏差≯1mm/m。
4.3.7管板与侧板调好后,下部都与底板进行焊接,管板两边与侧板进行焊接,多名焊工对焊缝进行对称焊接,防止壳体变形,焊缝形式和高度详见图纸要求。
4.3.8按照图纸尺寸,以凝汽器纵横中心线为基准,在底板上划好线,将中间隔板的支撑管安装到位并点焊,焊接前应拉线找正,保持同块隔板的支撑管在一条直线,每块隔板之间距离为770mm,管板与隔板之间的距离为800mm。
4.3.9将调节螺杆内侧两螺母处距离调到770mm,装在管板管孔内(分三点装),从后端管板开始向中间吊装所有隔板到位,每吊一块隔板就用三根螺杆与相邻隔板固定。
4.3.10中间隔板安装时应按照制造厂做好的标记,不能将顺序颠倒;每块隔板定位后将加强筋和支撑管点焊,临时固定。
4.3.11隔板就位完毕,将前管板就位,测量并调整前后端管板外侧之间距离为10920-100mm(注意:正偏差为0mm,负偏差为-10mm),测量分三点处测,三点距离要远,且不在同一直线上,调整前后管板使后管板管孔中心比前管板管孔中心高50mm。
4.3.12对所有隔板进行调整(可使用千斤顶及葫芦),使每道隔板间隔770mm±2mm,以前管板为基准,从前管板向后管板中间隔板依次上抬为3.5mm,所有管孔水平方向错位值不应大于2mm,调整后验收。
4.3.13将壳体内部的加强筋安装到位,按图纸要求进行焊接牢固。
4.3.14 多名焊工对所有加强筋和支撑管进行焊接,焊接时要注意变形,焊缝形式和高度详见图纸要求。
4.3.15检查所有隔板管孔是否清洁,并适当清理,之后装入上下挡水板、导汽板,空冷区包壳,安装时注意,若焊缝较大或过小,不得采用推拉隔板来达到目的,焊缝小可用割炬修割。
4.3.16焊工焊接时,需提醒注意不要让电缆线头打伤管板和隔板管孔。
4.4接颈的拼装就位4.4.1在主机岛12.6米选择一场地拼装接劲。
4.4.2将接颈的各侧板安装到槽钢矩形框架上,按图纸要求进行组装,组装后复核几何尺寸,保证偏差<10mm。
对角线偏差小于15mm4.4.3按图纸尺寸安装好第一层支撑管。
4.4.4安装第二层支撑管,中间安装低加部分先不装4.4.5安装第三层支撑管,中间安装低加部分先不装,待低加安装就位后在装,并且将五、六级抽汽管初步就位。
4.4.6安装第四层支撑管,中间安装低加部分先不装,待低加安装就位后在装,并且将七、八级抽汽管初步就位。
4.4.7安装第五、六层支撑管,并将各抽汽管就位固定。
4.4.8 所有焊接均应分部进行,防止变形超过范围。
4.4.9制作四只吊耳焊在接颈内部侧板加强板上用于起吊钩挂,就位结束割除。
4.4.10用行吊车将接颈从A排侧就位,找正后与壳体进行焊接。
4.4.11用行车和链条葫芦将LP7/LP8组合低加从A排侧穿入接颈,就位找正后与接颈进行焊接。
4.4.12将接颈中间预留的支撑管安装焊接。
4.4.13用行车将两台三级减温减压装置安装就位,并在接颈上开好孔;调整好喷水管的方向。
4.5排汽伸缩接管拼装4.5.1将排汽伸缩接管左右两半进行拼装,拼装时注意保护膨胀波形节。
4.5.2拼装完后现场应做水压试验,试验压力为0.196Mpa。
4.5.3 拼装后按照图纸将半圆罩下部割除,打磨、气割时应防止损伤波形节,同时消除残渣。
4.5.4低压排汽缸就位前用行车将排汽伸缩接管就位,注意不能损坏膨胀波形节;待汽缸就位后再进行对接。
4.5.5排汽伸缩接管与接颈及低压排汽缸装配好后,将固定板割除,并将图纸所示A面修平。
4.6将壳体上和接颈上所有管道接口按照制造厂划线全部开好,各级疏水喷淋管安装到位;给水泵汽轮机排汽管待管道安装到位时再开。
4.7不锈钢管检查与安装4.7.1对不锈钢管进行开箱,首先检查出厂质量证件和管子表面应无裂纹、砂眼、腐蚀、凹陷、毛刺和油垢等缺陷,若证件齐全且已在厂内进行了涡流探伤和退火处理,则现场可不做水压试验,否则应抽取5%进行水压试验,若发现水压不合格的不锈钢管占安装总数的1%(即170根)则每根不锈钢管都必须进行试验。
4.7.2抽取1/1000不锈钢管做氨熏试验,不合格的不锈钢管应全部做整根消除内应力处理。
4.7.3对不锈钢管抽取管子总数的0.5-1/1000(抽取10根不锈钢管,薄壁9根,厚壁1根)进行压扁试验,取20mm长的试样,压成椭圆,至短径相当于原管径的一半,试样应无裂纹或其他损坏现象。
再各切取50mm长试样,打入45°车光锥体,将其内径扩到比原内径大30%时,试样应无裂纹(试验应用车削截取)。
4.7.4用钢板板试块进行不锈钢管的试胀,并检验是否发生过胀和欠胀。
4.7.5用白布以脱脂溶剂清理凝汽器管板和隔板,使管孔光洁、无锈蚀、无油污、无毛刺,检查管板孔应无纵向沟槽。
4.7.6搭好穿不锈钢管临时平台,用游标卡尺分别测取具有代表意义的10只管孔(每块管孔板取10只)内径,取最大值与最小值,计算出胀后不锈钢管内径允许范围值。
计算方法如下: Da=D1-2t(1-a)mmD1——管板孔直径,mm;t——不锈钢管壁厚,mm;a——扩胀系数,4%~6%4.7.7组织人力40人(容器内14人)分两组同时进行穿不锈钢管,利用橡皮头的导向作用,按先下后上,先里后外的顺序依次进行穿好全部的不锈钢管,穿钢管长度应足够。
禁止用加热或其他强力方法伸长管子使之达到应有长度。
4.7.8穿管完毕后,即可进行不锈钢管试胀,先在管板四角及中央各胀一根标准管,以检验管板有无变形和拱曲,并请验收,胀管深度应为管板厚度的75%~90%,胀口处管壁减薄率应控制在4%~6%以内,管头应露出管板外约0.3~0.5mm。
4.7.9验收合格后,可进行大量正式胀管、割管工作。
正式胀管应先胀出水侧,同时在进水侧设专人监视,防止冷却管从该端旋出损伤。
4.7.10不锈钢管施工时应注意以下规定:4.7.10.1工作现场必须采取专门的遮蔽措施,严防灰尘。