火电厂主汽疏水系统防冲刷技术改造

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火电站轴加疏水的技改(保罗莎)

火电站“轴封加热器”疏水方式的改进（北京保罗莎科技有限公司）1.序言“轴封加热器”（或“轴封冷却器”，简称“轴加”）是回热系统的首级加热器单元，汽侧冷凝水直接送往凝汽器，其工作状态直接影响凝汽器的真空。

2.“轴加”疏水系统存在的问题“轴加”疏水目前主要采用“U”型水封装置（下图为单级水封），依靠U型管中水柱的隔离“轴加”和凝汽器之间的汽（气）的连通并建立疏水通道。

“U”型水封装置受压力波动影响较大，水封经常会被“击穿”使“轴加”与凝汽器直通，往往真空大幅下降才被察觉。

主要原因是负压侧沿程阻力，加上水柱遇到真空产生汽化比重变小，由于真空侧的抽吸作用，造成水封被破坏。

因此水封装置最大的问题就是“击穿”。

有的电厂分析凝汽器真空破坏的诸多因素里，“轴加”占比还是很高的。

另外水封装置埋在地下，金属壁易腐蚀泄漏又不能及时发现，也是失去水封的一个原因。

单级水封示意图多级水封示意图一多级水封示意图二3. “轴加”装置体积过大，造成采购成本高、施工量大、占地多以及操作、维护等诸多困难。

首要的问题是为建立足够的水柱高度，需要较大空间。

按1kg/cm的压力算水柱就需要13.6m高，由于凝汽器标高的限制，只能向地下要空间，所以安装施工工作量很大。

4. 运行操作及维护检修复杂、繁琐水封装置启动初期包括运行中一旦失去水封，都要先向“U”型管中进行注水建立水封。

机组启动的初期，由于“轴加”负荷低，疏水温度高、比重小，水封重量也小，更容易被击穿，而此时正是系统压力不稳的的时期，所以水封装置击穿在启动期间更容易发生故障。

由于电厂负荷不稳定经常加减负荷，“轴加”进汽量也经常变化，使“轴加”中的水位波动较大。

水峰封随着也变化，动辄击穿失水，使“轴加”汽侧与凝汽器直接联通，凝汽器通过轴加风机与大气联通使凝汽器真空急剧下降，真空度降低1%，会造成蒸汽消耗量增加1%—2%，影响机组的安全和经济运行。

5.“轴加”疏水装置技改的思路由于“U”型管水封装置先天缺陷及不足，很多电厂都在想各种方法进行改进。

胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统的改造

胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统的改造摘要：胜利油田胜利发电厂4号汽轮机原疏水系统结构不合理，针对原系统存在空间狭小不利于巡检、阀门排列紧密手轮磕碰操作不便等问题进行了改造。

改造的重点是简化、改装一些结构不合理的疏水管路、阀门和控制部分。

改造后，疏水系统结构更为合理，更利于机组的安全稳定运行，产生了较好的经济效益。

关键词：胜利发电厂；300MW汽轮机；疏水系统；改造胜利发电厂4号机组为C300/237-16.7/0.39/537/537型汽轮机组，属亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式汽轮机。

东方汽轮机厂生产制造，由西北电力设计院设计。

机组参数见表1。

汽轮机原疏水系统由于设备系统结构不合理，利用机组大修期间，对汽轮机疏水等系统进行了改造，达到了预期的效果。

一、目前4号机疏水系统附属设备存在的问题自4号机组疏水系统因初期安装未考虑现场实际操作需要，造成目前现场空间狭小，闷热。

特别是4A扩容器及附属疏水支管阀门布置极不合理，手动阀门排列较密，阀门手轮互相磕碰，操作不便；气动阀均布置在手动门内侧，各疏水支管间距只有150-200mm，检修人员根本无法进入里面进行检修。

待解决的问题主要有如下四个方面：1.巡检：如疏水管道或阀门泄漏时，由于管道阀门被铁皮全部遮盖，无法判断漏点位置；2.操作：运行人员就地检查、操作阀门困难，阀门扳手几乎无法使用；3.热工：气动门全部布置安装在手动门内侧，内部空间狭小，闷热，热工人员根本无法调试；4.机务：检修人员因阀门位置不当而无法进行维护及检修。

二、疏水系统改造经过现场测量，疏水系统进行如下改造以解决目前存在的问题。

1.为便于疏水管道布置摆放，将北侧4A胶球泵移至主油箱西侧，其附属管道重新布置。

2.将4号机凝结水最小流量阀至凝汽器的管道抬高重新布置，使4A扩容器南侧留出空间布置疏水管。

3.将8号低加逐级疏水管道抬高沿供热抽汽管道上方接入4A扩容器。

使4A 扩容器北侧留出空间布置疏水管。

电厂汽轮机疏水系统的优化

电厂汽轮机疏水系统的优化摘要本文介绍了电厂汽轮机疏水系统的功能及可能出现的相关问题,并就疏水系统设计及运行操作时应注意的问题,即疏水系统优化的具体情况进行了探讨。

关键词汽轮机;疏水系统;系统优化作为重大恶性事故之一,电厂汽轮机发生大轴永久性弯曲事故时有发生。

有数据表明,70%的弯曲事故是在热态起动时发生,也即与汽缸上、下缸温差大有关。

而究其原因,除去冷水、冷汽的意外进入的因素,大多与疏水系统的设计和操作不合理密切相关。

疏水系统的设计往往只重视正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低的分布,而忽视了虑温、热态开机及甩负荷后的启动情况。

目前,电厂汽轮机机组典型的疏水系统设计和操作容易导致高负荷停机、甩负荷后温、热态开机出现高、中压缸温差、汽缸内外壁温差逐渐增大现象,既存在安全隐患,又不利于机组的及时再次启动。

因此对电厂汽轮机疏水系统进行优化,尤为必要。

1 电厂汽轮机疏水系统的功能及可能出现的相关问题实践表明,在长时间停机后的启动或重新启动过程中,电厂汽轮机的汽缸和蒸汽管道必须经过预热的手段,使温度达到允许汽轮机升速和加载的条件。

而疏水系统的功能,则是去除汽缸和管道在预热过程中由于低于饱和温度所产生的凝结水,从而保障机组的正常运行。

如若疏水程序得不到充分保障,可能导致以下损害汽轮发电机组的不正常工作情况发生。

一是汽轮机机组启停过程中主蒸汽过热度不足或汽温过低、下降过快,影响机组正常运行;二是凝结水从蒸汽管线进入汽轮机时,对汽缸和轴产生过冷却从而导致其变形,损害汽轮发电机组;三是汽缸的保温不良,或各加热器及凝汽器水位过高,导致水进入汽缸;四是在汽轮机低部积聚凝结水,从而对汽缸产生单侧冷却导致其变形,损害了汽轮发电机组;五是管道和支吊架由于损坏的原因,从而导致汽轮机对中变化,影响汽轮机机组正常运行;六是在机组启停过程中由于在轴封蒸汽母管积聚凝结水,从而导致轴封蒸汽压力控制系统失灵;七是汽轮机机组由于疏水管线过大、疏水阀控制不合理,而蒸汽管线产生的凝结水量小,疏出来的高温高压蒸汽将对疏水扩容器和凝汽器造成较大的冲击。

关于电厂五个位置的疏水改造建议(保罗莎)

电厂革新挖潜、节能减排的几项措施（北京保罗莎科技有限公司）一、锅炉部分1、锅炉暖风器疏水系统技术改造以前国内电厂基本上都是沿用了老的设计方案的系统：暖风器→疏水箱→疏水泵→除氧器。

这种疏水系统环节多、故障多，许多电厂暖风器疏水不能回收，有的电厂甚至停用暖风器，使锅炉尾部受到低温腐蚀的危害。

据有关部门的统计，国内电厂锅炉暖风器的投入率仅在50%左右。

主要问题是疏水箱的水位控制问题较多，疏水泵频繁启停的工况导致疏水泵的机械故障。

另一个问题是泵的入口较严重的汽蚀，造成维修量大及维修费用居高不下等。

近年来，国外锅炉暖风器疏水已经不再采用疏水泵上述了，例如美国GE公司锅炉暖风器疏水系统早就已经将疏水箱和疏水泵这样的多故障环节都取消了，全部采用自动疏水器将暖风器疏水导入凝汽器。

上述系统已经简化到只有一台疏水器的程度了。

当然对疏水器的性能指标要求很高，来保证整个疏水系统的可靠性了（请参见【中国电力】2004年第9期我公司的论文）。

迄今为止，我公司已经成功的为40多个电厂进行了改造（见业绩表），使这些电厂锅炉暖风器投入率超过了90%，推动了这些电厂的节能减排、革新挖潜工作的进行，同时显著改善了设备投入率、补给水率等考核指标。

2、灰斗加热系统改造技术改造灰斗、灰斗气化风、绝缘子箱都是需要加热的，加热方式有电加热和蒸汽加热两种，解决上述问题的最好途径，就是采用全面优化的蒸汽加热方案，对灰斗、灰斗气化风、绝缘子吹扫风进行蒸汽加热，完全替代电加热，有的电厂通过对灰斗系统进行“电加热改蒸汽加热”后的节能效益计算比较，完全蒸汽加热的年加热成本，大约只有完全电加热成本的1/5，只有部分电加热成本的1/2。

效果还是十分显著的。

3、吹灰器疏水技术改造锅炉受热面吹损是炉膛蒸汽吹灰造成的，主要原因是疏水不充分，吹扫蒸汽挟水。

现有的疏水装置不是自动疏水的，要间接通过温度测量来决定吹扫蒸汽是否开启。

由于开启吹扫蒸汽前吹扫门前会积存较多的凝结水，如若疏水不充分势必出现蒸汽挟水的问题。

火电厂暖风器疏水系统改造[1]

维普资讯
火电厂暖风器疏水系统改造
周立辉魏彦筱胡胜利，．
（．能上安电厂，１华河北石家庄００１；．京保罗莎科技有限公司，京１０１）５３０２北北００２
摘
要：火力发电厂暖风器疏水系统常规布置为 “ 水泵— 氧器 ”方式，易发生水位控制失灵、疏水泵疏除
需要暖风器高位布置，一般布置在空气预热器下方或风机入口垂直风道上，不仅易造成暖风器积
灰，而且布嚣在风机入口处一旦暖风器泄漏会损
伤风机叶片。 “ 水器一凝汽器 ”方式则适用于各疏
１阀体（铁或碳钢）２阀盖（铁或碳钢）一铸；铸３自由浮球（锈钢）４主阀座（锈钢）－不；一不；５空气排放阀（锈钢）一不
但暖风器疏水量相对主凝结水量只占ｌ～％，％２所以实际影响非常小。采用将暖风器疏水引入热井
２台一次风暖风器共用１根回收管道，台二次风暖２风器共用１根回收管道（同暖风器不能共用１只不
置低位水箱、水泵、位变送器、节单元及再循疏水调环调节阀等设备，于控制逻辑复杂，备工作环由设境恶劣，常发生水位控制失灵、水泵汽蚀、风经疏暖器泄漏等故障，得已时只好将疏水对地沟排放甚不

火电厂主再热蒸汽-抽汽管道疏水系统的设计分析

火电厂主再热蒸汽\抽汽管道疏水系统的设计分析摘要：结合《火力发电厂汽水管道设计技术规定》，对火力发电厂主再热、抽汽管道的疏水系统的设计展开分析，从管道运行特点出发分析管路的疏水点设置、阀门配置，在疏水罐的选用上、疏水管径选择以及管道的布置原则等方面，对各管道疏水系统做出了比较分析，为以后的工程设计中提供参考。

关键词：疏水点设置管路配置管道布置1 引言主再热蒸汽管道以及各抽汽管道，作为火电厂最重要的蒸汽管道，由于管道的运行方式和布置特点，在机组启停及运行过程中，蒸汽可能会遇冷凝结成水，加热器故障以及喷水减温装置故障也可能会带入水，这些疏水若不及时排出，则可能随蒸汽管道进入汽轮机汽缸。

汽轮机进水是直接威胁汽轮机正常运行的恶性事故，因此合理设计主再热、抽汽管道的疏水系统，对于保证汽轮机在任何情况下都能安全运行是十分重要的。

2 主再热蒸汽、抽汽管道的疏水系统的设计2.1 主蒸汽管道的疏水从锅炉过热器出口至汽轮机主汽门之间的主蒸汽管道，每个低点都应设置疏水。

如果主蒸汽管道是分成几路分支管接入汽轮机，每路支管和主管上都应设置疏水点。

主蒸汽管道上疏水系统用于启动及停机后一段时间内，及时排除管道内的凝结水，同时加快启动速度。

主蒸汽管道一般设三个疏水点，一点位于主蒸汽主管末端靠近分支处，另两处位于汽轮机主汽阀前的支管上。

疏水管道上设置一只口径与管道一致的气动疏水阀，管道上不再设其它阀门。

疏水阀出口管径大于其进口管径，气动疏水阀均设计成失气-开式。

每一根疏水管道均单独接到疏水扩容器。

2.2 高温再热蒸汽管道的疏水系统从锅炉再热器集箱出口至汽轮机中压主汽门之间的高温再热蒸汽管道，每个低位点都应疏水。

在高温再热蒸汽靠近汽轮机主气门的每根支管上，应装设疏水罐，该疏水罐可不设水位调节装置。

高温再热蒸汽管道上的疏水系统，一方面再热蒸汽管道内蒸汽遇冷凝结成水，疏水系统应能及时将其排出；另外启动暖管期间，特别是热态起动期间，为加速暖管升温，也应及时将凝结水和冷蒸汽排掉。

汽轮机本体疏水系统改造研究

汽轮机本体疏水系统改造研究摘要：本文对某150MW火力发电机组整套启动过程中出现的汽轮机本体疏水系统故障、本体疏水泵损坏的原因进行了详细分析，并针对性的对该系统进行了改造，取得了良好的效果。

同时，对汽轮机本体疏水系统的设计提出了更深层次的建议。

关键词：火力发电厂；本体疏水系统；汽蚀1疏水系统概述汽轮机疏水系统应能保证在机组启动、低负荷、停机时，及时排出汽机轮机本体及系统管道内的凝结水，从而防止汽轮机因进水或冷汽而造成汽缸上下缸温差大、汽缸变形、转子弯曲、动静部件互相碰擦、甚至叶片断裂等严重事故。

汽轮机疏水系统分为本体疏水和管道疏水，本体疏水系统的作用是将汽轮机本体、本体阀门及与本体直接相连的管道中的凝结水及时排出，而管道疏水的作用是将主蒸汽、旁路蒸汽及其他蒸汽管道中的凝结水及时排出。

某150MW火力发电机组在首次整套启动过程中，出现汽轮机本体疏水系统故障、本体疏水泵损坏的问题，严重影响了工程进度。

针对该问题，进行了大量的理论分析和试验研究，对本体疏水系统进行改造，最终使系统符合运行要求。

2系统配置及试运情况2.1本体疏水系统配置某150MW机组本体疏水系统配置如图1所示。

每台机组配置一个本体疏水罐及两台100%的本体疏水泵。

汽轮机本体疏水及需要连至真空系统的各管道疏水分别经高压、低压疏水集管汇集到本体疏水罐中，经凝结水系统减温后，排汽通过排汽管道返回凝汽器，疏水经本体疏水泵打回凝汽器。

当本体疏水罐内液位高时，疏水泵自动开启，当液位降至最低液位，疏水泵自动关闭。

本体疏水罐及疏水泵均为主机厂设计供货。

其中本体疏水泵为卧式磁力泵类型，一运一备，单泵容量Q=15m3/h，扬程H=20m，必需汽蚀裕量NPSHr=0.6m，允许使用温度t=60℃。

实际运行时，机组真空度允许值为-90Kpag~-94Kpag，疏水泵所输送介质为真空压力下所对应的饱和疏水。

图1 本体疏水系统配置2.2系统试运情况在机组整套启动期间，发现本体疏水罐内液位不断升高，疏水泵无法及时疏走疏水，疏水罐液位无法控制在正常水平，为防止罐内疏水逆流至管道及汽轮机本体内，最终被迫停机。

基于电厂汽轮机疏水系统的优化分析

基于电厂汽轮机疏水系统的优化分析在电厂汽轮机疏水系统工作的过程中，常常发生导汽管及高压缸排汽管疏水阀阀门外漏和内漏问题，以及轴封汽输水管原设计未配置自动疏水器导致在机组启动的过程中，轴封汽管压力波动的问题。

针对上述问题，需要对电厂汽轮机疏水系统进行优化改造，旨在能够更好地解决相关问题。

本文首先针对疏水系统优化原则进行阐述，然后进行疏水系统的相关问题进行原因分析，并提出有效的解决方案和投资估算，希望能够在确保机组正常运行的前提下降低经济成本。

关键字：汽轮机;疏水系统;自动疏水器引言：目前某机组存在着导汽管及高压缸排汽管疏水阀内漏和轴封汽疏水管无疏水器的问题，准备在进行机组A级检修时对该机组导汽管及高压缸排汽管疏水系统进行改造，从而解决导汽管及高压缸排汽管疏水阀阀门外漏、内漏的问题，还有在轴封汽疏水管原设计未配置自动疏水器导致机组启动时，轴封汽管压力波动的问题。

针对此问题，下面让我们具体进行分析。

一、电厂汽轮机疏水系统优化原则电厂汽轮机疏水系统在进行优化时，需要通过一定的原则进行改造。

疏水系统设置是为了能够及时地排走系统内部存在的积水，从而能够有效提高机组的安全性。

因此，机组的安全应该放在第一位，在进行优化时有限考虑安全性能，然后在保证安全的情况下进行系统优化改造。

在充分保证系统安全的情况下，部分疏水如果能够取消就可以进行取消。

在进行疏水系统优化的过程中，可以将同等压力的两路及以上的疏水改造成一路，这样能够通过一个阀门就能够对其进行控制。

与两路疏水相比，一路的疏水内漏量会明显减少很多，从而可以达到降低经济成本的目的。

也可以在疏水气动阀门前面加装手动阀门，通过此种优化，能够在气动阀门内漏严重的情况下，通过手段阀门进行关闭，从而能够减少漏汽量，进而节约经济成本[[]]。

二、电厂汽轮机疏水系统问题分析该机组导汽管和高压缸排汽管疏水阀原来安装的设备是进口的球阀，它是一个气动阀，设计的压力为17.5MPa，设计的温度为545°，此气动疏水阀在这些年中的机组运行和使用过程中出现了以下几个问题：（一）阀门内漏首先，是阀门内漏的问题。

火电厂高压加热器疏水方式改造

高压加热器停运时，机组负荷减至８ＭＷ以下，由高压到低压依次缓慢关闭抽汽门，注意控制给水温度下降速度小于１．５ ℃ ／ｍｉｎ，当低压侧高加内压力低于除氧器压力Ｏ．２ＭＰａ时，开启高加导低加疏水门，关闭导除氧器疏水门，关闭导凝汽器抽空气
位的目的。
中煤龙化化工公司热电分厂１拌２拌３＃机采用武汉汽轮机厂生产的Ｃ１２ — ８．８３／３．８２型高压单缸、冲动、单抽汽凝汽式汽轮机。自从２００４年５月安装调试以来，机组的高压加热器运行一
新式疏水器一气液两相阀来解决这个问题。１浮子式疏水器的工作原理以及弊端１．１浮子式疏水器的工作原理
首先，高压加热器采用浮子式疏水器是利用浮子来控制高加
温度达到规程要求时，关闭水侧放水门，待机组功率达到８ＭＷ以上时，准备投入高压加热器汽侧。投入高压加热器汽侧时，由低到高，稍开高加抽汽门，控制给水温度小于１．Ｏ ℃／ｍｉｎ，保持高加汽侧压力小于１．ＯＭＰａ，暖体时间不少于９０ｍｉｎ，在暖体过程中，应稍开高压加热器导低加疏水门。暖体结束，高加出口水温

一种火电厂高温高压疏水管道抗冲刷防磨损爆管技术的制作方法

一种火电厂高温高压疏水管道抗冲刷防磨损爆管技术的
制作方法
一种火电厂高温高压疏水管道抗冲刷防磨损爆管技术的制作方法如下：
1. 基于CFD-DEM计算流体方法，建立疏水管道汽水两相三维模型，由通讯程序从SIS实时生产数据库获得主蒸汽参数，包括主蒸汽温度、主蒸汽压力、主蒸汽流量、疏水阀门开度、机组负荷等机组运行参数。

2. 利用CFD-DEM三维计算单元能够精确获取高温高压疏水系统内部细节特征，包括温度场分布、汽液质量分布和汽液流速分布。

3. 对疏水管道进行改造，包括：在主汽疏水管道末端安装节流喷嘴，采用CFD-DEM三维计算单元计算数据作为参考确定节流喷嘴的设计参数。

蒸汽通过节流喷嘴的节流作用使管道背压升高，管道内汽液两相流速降低。

节流喷嘴设置在疏水扩容器内，同时，节流喷嘴与疏水扩容器内壁保持足够的距离，大于50cm。

以上步骤仅供参考，如需更多信息，建议查阅关于火电厂高温高压疏水管道抗冲刷防磨损爆管技术的文献。

如何管理好300MW汽轮机疏水系统

如何管理好300MW汽轮机疏水系统摘要：在火力发电厂中，汽轮机众多疏水构成了复杂的疏水系统。

疏水应及时排放并进行回收利用，以减少工质和热量的损失。

疏水可分为“启动性疏水”和“经常性疏水”，经常性疏水包括“管线疏水”和“过程疏水”。

应该做好几方面的工作，管理好汽轮机疏水系统，既可以取得一定节能效益，也提高机组的安全性和经济性。

关键词：汽轮机；疏水系统；管理引言在火力发电厂中，300MW汽轮机各种疏水数量众多，有的达500多处（引进机组），少的也有100多处，构成了复杂的疏水系统。

汽轮机疏水是蒸汽在管道或换热器内发生热交换放热而产生的凝结水。

疏水应及时排放，否则不仅吸收管内蒸汽热量、影响蒸汽流动，严重的将会产生管道水击现象；或使换热器换热面积减小，降低换热效果，甚至倒水至汽轮机引起水冲击，造成严重后果。

疏水排放后应尽可能进行回收利用，以减少工质和热量的损失，降低发电能耗和补水率。

为了排放这些疏水而安装的管道和阀门就组成了疏水系统。

汽轮机疏水可分为“启动性疏水”和“经常性疏水”。

启动性疏水主要是指在机组启、停过程中，蒸汽在管道、缸体内由于压力、温度变化产生的凝结水。

经常性疏水又包括“管线疏水”和“过程疏水”。

管线疏水是不参与蒸汽工艺过程的（并联应用），是蒸汽传输过程中由于热量的损失在某些部位产生凝结水的疏水，需要及时、连续排走，如辅助蒸汽系统的疏水。

而过程疏水是参与蒸汽工艺过程的（串联应用），是利用蒸汽放热来加热其它工质而产生的疏水，这些疏水还要进行连续调节以维持疏水水位，如高、低压加热器的疏水[1]。

汽轮机疏水系统在火电厂中有一定的节能潜力，管理好汽轮机疏水系统将起到较大的节能效益作用，也是保证汽轮机安全运行的重要组成部分，还对降低机组发电能耗，帮助实现我国的节能减排目标。

管理好汽轮机疏水对机组的安全性和经济性有着重要作用，在实际生产运行中，为了管理好汽轮机各种疏水，应该做好以下几点：一、根据汽轮机疏水系统现场实际布置和使用情况，改造汽轮机疏水系统。

1000 MW汽轮机清洁水疏水系统问题分析及改进

运行与维护162丨电力系统装备 2019.9Operation And Maintenance2019年第9期2019 No.9电力系统装备Electric Power System Equipment2.2.1 蓄电池的脉冲除硫工作所谓蓄电池的脉冲除硫，就是将蓄电池组的电力都进行除硫脉冲，使得原本已经不正常工作的电池恢复到原本的状态，使之继续工作。

硫酸铅结晶粒子大小和形状不同，相同振动频率的谐振点不同，根据设定的振动频率动态维修脉冲被施加到电池的两端，电池内的硫酸铅结晶粒子粒子径不同。

在振动频率谐振、脉冲单位、苛刻的谐振条件下，长时间使用后粗大化的硫酸铅结晶逐渐粉碎成粉末的硫酸铅结晶。

通过充电，硫酸铅结晶粒子中的铅离子及硫酸离子再一次参与反应活性化，完成了硫酸铅与二氧化铅的还原反应。

2.2.2 蓄电池的均衡充电工作平衡充电作业就是在网络智能维护系统的指导下，均衡地为蓄电池组的各个电池充电，因为各电池的使用方法不同，电池的电流和电压不同，电池的均衡性就越不稳定。

为实现每个单元格的均衡充电，电池智能维护系统会根据电池的不同分别设置充电参数。

充电模式可以有效地完成电池的充电工作，从而减少了蓄电池组的各个电池的差异性，避免了再加硫的可能性。

2.2.3 蓄电池的检测保护蓄电池检测和保护主要是检测单个电池的电压，当单个电池的电压达到标准浮动电压时，其准确反映了蓄电池智能保养系统的管理平台上的数据，并保证了电池的保养和运行，以确保圆满完成任务。

通过上述三个重要的循环工作，可以有效地避免电池过充电和引起危险因素，电池将保持在智能运维的系统中，并可以根据实际情况再次启动以上的工作流程，完成电池的维护和操作，有效防止电池进一步劣化，对提高电池容量起着很大的作用。

2.2.4 蓄电池智能在线养护功能蓄电池智能在线维护系统实现蓄电池组和单电池性能的自动监视，实时监视蓄电池组和单电池的性能，提供跟踪和显示功能的历史监视数据比较，为了控制蓄电池组及单个电池的性能参数，提供实时状态监视及历史变更跟踪，所以运行及维护管理者需要掌握电池的性能变化。

电厂高加疏水管道冲涮分析与预防

电厂高加疏水管道冲涮分析与预防发表时间：2018-11-01T11:03:12.907Z 来源：《防护工程》2018年第17期作者：周新民[导读] 本文简单介绍了电厂汽水高加疏水管道管道冲涮、高加疏水管道振动机理及影响因素，并针对故障原因提出了预防措施。

陕西北元化工集团股份有限公司陕西神木锦界 719319 摘要：本文简单介绍了电厂汽水高加疏水管道管道冲涮、高加疏水管道振动机理及影响因素，并针对故障原因提出了预防措施。

关键词：汽水管道；高加管道冲涮；管道振动。

一、前言125MW汽轮发电机一般配备JG-530两台，高加系统承担着重要的汽水循环任务。

高加管道作为热力个系统设备之间的联络管路，是发电厂热力系统必不可少的重要组成部分。

管道的冲涮减薄，不能保证管道长期运行，管道振动的存在可能导致支吊架松动失效，引起管道局部发生疲劳破坏，并对连接的设备产生附加推力，造成设备的损害，影响电厂安全运行，。

二、高加管道管壁减薄和振动现象：我厂以前多次发生高加疏水管道泄露现象，高加危急疏水至除氧器和疏水管道属于汽液两相流，汽液两相流引起管道振动，管道冲涮主要集中在远端18米高处弯头附件，冲涮管道集中在弯头、直管上下部，下部比上部较轻，严重影响设备安全运行。

，下两图为高加疏水直管、弯头段冲涮实际图片，冲涮减薄处为水平段上部和垂直段弯头侧部，上部为汽水冲击形成的。

振动现象主要集中在0至5米段管道。

三、高加管道的减薄、振动原因分析1、汽液两相流设计问题，导致蒸汽串入疏水中形成汽水混合物；同时由于管道材质选型不佳，不耐磨，汽水混合物对管道冲刷严重导致管道泄露，同时由于管道压力损失大，形成汽水混合物，管道过长造成压降发生两相的冲刷就更害，同时弯头在这种情况下受到冲刷损坏的可能性非常大。

高加汽液两相流可能引起管道振动，汽液两相流当存在与外界的热交换时（高加泄露或其它疏水管道串入），流体吸热或散热，汽液比发生变化，在局部产生流体冲击，尤其是存在向外散热的情况时，流体中的介质蒸汽可局部冷凝，其体积在瞬间产生很大的变化，附近液流高速移动占据这个空间，形成冲击引起冲涮和振动。

浅谈福建某热电厂1#汽轮机组疏水系统的设计与优化

浅谈福建某热电厂1#汽轮机组疏水系统的设计与优化摘要：火力发电厂蒸汽管道在启动以及正常运行等工况下可能产生凝结水，需要通过设置的疏水系统及时排出，以避免管道和其相连设备发生水击现象，造成管道和设备损坏。

此外疏水系统还可以回收工质，并利用工质的热量，提高电厂运行积极性。

尽管蒸汽管道疏水系统是热力系统的辅助组成部分，但直接影响机组的安全和经济运行，为了满足及时排走凝结的疏水的需要，应根据具体情况采用不同的疏水型式，合理设计蒸汽管道疏水系统。

关键词：火力发电厂蒸汽疏水系统一.工程概述福建某热电厂一期工程建设3×150T/H高温超高压循环流化床锅炉机组，配套建设1×17MW背压机组+1×19.1MW新型背压式汽轮发电机组。

锅炉蒸汽参数为压力13.7MPA，温度为540°C的过热蒸汽，经主蒸汽管道进入汽轮机做功，常规背压机的背压排汽及新型背压机的二级抽汽作为正常对外供热的汽源，同时装置两套事故备用减温减压器，当汽轮机故障时，锅炉主汽可经事故减温减压器实现对外供热，项目取代所在地工业项目集中区内的分散小锅炉，项目投产后能够发挥分布式能源站的优势，发展热电联产，对用热企业进行集中供热，提高能源利用率，从而满足当地工业区内企业的用热需求。

二.汽机热力系统疏水设计说明1.主蒸汽母管系统疏水三台锅炉生产出的新蒸汽汇聚到主蒸汽母管，再由母管送至汽轮机或者对外供热备用减温减压器实现对外供热，主蒸汽管道设置有适当的疏水点和动力操作的疏水阀，疏水排向疏水扩容器，进行扩容降压，分离出蒸汽和疏水，将蒸汽降温降压后排向大气，而疏水自流至容积为15m3的疏水箱，疏水箱由疏水泵送至除氧器。

从而保障机组在启动暖管和低负荷条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，避免了汽轮机进水事故的发生。

图一，主蒸汽母管系统疏水2.管道疏水系统主蒸汽母管到进汽轮机间管道在电动隔离门前后设置有疏水点和动力疏水阀，疏水排向管道疏水扩容器，进行扩容降压，分离出蒸汽和疏水，将蒸汽降温降压后冷凝，凝结不了的排向大气；当扩容器疏水满至一定液位时能通过U型水封自流到负标高的低位水箱中，U型水封设有一旁路，紧急情况下可开启泄水。

火电厂主汽疏水系统防冲刷技术改造

[收稿日期]2011-09-13[作者简介]许文君（1969—），男，内蒙古人，硕士，高级工程师，从事火力发电厂生产管理工作。

2主汽疏水系统冲刷现象及原因分析2.1冲刷现象达拉特发电厂5号、6号机组为北京汽轮机厂与法国阿尔斯通公司合作生产的330MW 汽轮机，型号为N330-17.75/540/540。

主汽疏水系统结构见图1。

在机组启停过程中，由于输水量大，主汽疏水系统的管道和阀门被高温、高压疏水冲刷严重，导致阀门频繁损坏、疏水管壁减薄，甚至出现阀门泄漏和爆管现象。

调查发现，机组启动2次，主汽疏水弯头管壁就减薄6mm ，需更换；阀门也开始泄漏，迫使机组停机。

这种现象给电厂造成较大的经济损失。

2.2原因分析高温、高压疏水与蒸汽混合物从主汽疏水管道排放，排放的流量与主蒸汽管道内表面积和管壁温升速度有关。

暖管过程中，蒸汽压力1.5～2.5MPa ，温升速度不超过3～5℃/min 。

因疏水在管道内压力降图1改造前主汽疏水系统结构图2改造后的主汽疏水系统结构低很快，高温、高压蒸汽夹带疏水在管道内高速流动，尤其在疏水阀及阀后的管道内，压力显著降低，蒸汽快速扩容，流速加快，对管道阀门、管道弯头形成较大冲击力，导致疏水阀门和疏水弯头频繁损坏。

疏水管道设计疏水流速2m/s ，而实际流速远大于设计值。

根据孔板流速方程[1]可计算实际流速：V c =C v [2（P 1-P 2）/ρ]1/2，（1）式中C v —流速系数，0.97；P 1—疏水阀前疏水压力，MPa ；P 2—疏水阀前疏水压力，MPa ；ρ—疏水密度，kg/m 3。

如管内流动的全部为疏水，流速可达30m/s ；如管内流动的全部为蒸汽，流速则达到350m/s 。

而且在阀门出口处蒸汽体积膨胀6倍以上，蒸汽速度增加得更多，如疏水伴随蒸汽一同排放，流速会显著增加，对系统的破坏能力较大。

3改造方案选择3.1更换耐冲刷阀门并增大管道弯头壁厚更换进口耐冲刷球形阀门，并将管道弯头壁厚从8mm 增至12mm 。

简析电厂疏水系统管道优化方案

简析电厂疏水系统管道优化方案文章介绍了火力发电厂疏水系统的设计原则，分析了火力发电厂有关设备的乏汽和工质回收以及疏水系统设置的情况，并提出一些建议，以达到节能减排的目的，降低企业生产成本，增加企业利润。

标签：疏水；回收；疏水系统优化引言火力发电厂热力系统、设备在机组启动、停机检修及正常运行时需要有预暖、放空及疏水放气等要求，该部分操作伴随有一定的工质和能量的损失，回收、利用好这部分的工质和能量不仅节约资源，减少环境污染，同时也可以提高电厂的经济效益。

火力发电厂热力系统及设备的放水、放气系统主要包括：（1）蒸汽、水管道启动的放水、放气。

（2）蒸汽管道的经常疏水。

（3）管道蒸汽伴热工质损失。

（4）热力系统设备的检修放水。

（5）设备的排汽、排污，除氧器溢放水、除氧器连续排汽、扩容器排汽放水等。

1 疏水系统的设计原则火力发电厂疏水系统的设计是热力系统设计非常重要的部分，设计要遵循以下基本原则：（1）热力设备和管道应设置完善的疏水、放水和排污水回收利用系统。

（2）设备、管道的经常性疏水和疏水扩容器、连续排污扩容器所产生的蒸汽，应回收至热力系统直接利用。

（3）设备、管道的启动疏水、事故及检修放水、锅炉排污水等水质稍差，可直接用作热网水的补充水或降温后作为锅炉补给水处理的原水、汽轮机凝汽器循环冷却水或除灰系统的补充水。

2 疏水系统的设置2.1 热力系统工质回收热力系统的工质回收主要针对主厂房内无压放水母管、有压放水母管、辅汽疏水母管。

在设计中要根据系统功能及管道布置，合理地进行蒸汽、水管道的放水、放气点装置的设计，能满足机组各种工况运行要求。

同时还要合理地进行辅汽疏水扩容器容积的选择，保证疏水尽量回收和疏水通畅。

疏水系统设计一般包括无压放水系统、有压放水系统和辅汽疏水系统。

无压放水系统是满足机组停运、检修或水压试验等要求，将中低压汽水管道及设备中的存水，经过排水漏斗至无压放水母管排至汽机房集水坑或主厂房外。

有压放水系统是放水直接接入有压放水母管并排至锅炉疏水（排污）扩容器或其他扩容器。

火力发电厂连排疏水综合治理

产能经济火力发电厂连排疏水综合治理赵军王书亮华电淄博热电有限公司摘要：本文通过对笔者所在单位的锅炉连排扩容器疏水系统综合治理分析，阐述了针对该厂锅炉连排疏水所做的一系列运行调整及技术改造，不仅有效解决了锅炉连排量大、连排扩容器无法维持水位等问题，还对连排扩容器产生的疏水进行了综合利用，真正实现了锅连排“零排放”。

关键词：连排；改造；节能；降耗；利用率中图分类号：TM621.1 文献识别码：A 文章编号：1001-828X(2015)019-000351-01笔者所在单位两台额定蒸发量为1100t/h的自然循环汽包炉，其连排扩容器自投产以来一直存在连排量偏大、扩容器无水等问题，亟待解决。

一、改造目的、现状及原因分析目前火力发电机组外排的疏水主要是指锅炉连排疏水、定排疏水、蒸汽吹灰疏水等。

其中因为锅炉连排长期开启外排量最为可观。

而排污不足的话，直接影响炉水和蒸汽的品质，严重时会出现汽水共沸、热力设备结垢、锅炉爆管的严重事故，影响电厂运行的安全可靠性。

１．联排扩容器的作用及工作原理(1)连排扩容器的作用。

汽包连排疏水进入连排扩容器扩容，部分疏水闪蒸变成蒸汽，并实现汽、水分离。

分离出来的蒸汽因含盐等指标合格可回收到热力系统中；未蒸发的部分含盐量较大送入定排扩容器。

(2)连排扩容器的工作原理。

连排扩容器就是利用闪蒸蒸发的原理来获得二次蒸汽的，汽包连续排污水从管道突然被输入体积比管道大若干倍的扩容器后，压力降低，体积增大，从而发生闪蒸，蒸发出蒸汽。

同时，连续排污膨胀器依靠离子分离，重力分离和分子摩擦力分离来将汽、水分开，从而获得低含盐量的二次蒸汽，排污水从切向管进入膨胀器，使流体旋转，产生的蒸汽沿扩容器上升，经过一段空间后再通过百叶窗汽水分离装置最后分离，从而完成汽与水的整个分离过程。

２．现状介绍(1)#5、6机组投运初期炉水品质较差，根据化学监督要求连排进汽调门长期开度达40%左右，甚至部分时间段要求将连排进汽调门全开，炉水品质差导致连续排污量偏大。

25MW汽轮机组高加疏水系统改进4页word文档

25MW汽轮机组高加疏水系统改进采用回热加热方式运行的热力系统中,高压加热器是非常重要的回热设备,其主要作用是利用汽轮机的部分抽汽加热锅炉主给水,提高给水温度,降低煤耗,进而提高整个电厂的热效率。

大庆石化公司热电厂2#汽轮发电机组系北京重型电机厂生产的B25-90/10型单缸冲动背压式汽轮机,额定功率25MW。

机组于1985年11月投产,回热系统配装两台JG350高压加热器。

机组具有二级非调整抽汽,分别从四、六压力级后抽出。

一、机组高加疏水系统运行存在的问题疏水调节器作为高加疏水系统最主要的辅助设备,用以控制加热器的正常水位,确保高加系统的安全性与经济性,它的稳定运行是加热器正常投运的前提与保障。

我厂2#机1#、2#高加原疏水系统采用自调节液位控制装置(如图1所示),基于汽液两相流原理,疏水经调节闸阀由阀口进入,调节蒸汽经调节汽管进入阀体内部,当调节汽进入阀腔与疏水混合后,调节汽随疏水一起向阀腔喉部流动,由于喉部截面积不变,疏水的有效流通面积相应减少,使疏水量降低,从而达到阻碍疏水的作用。

该疏水调节系统运行中经常出现水位控制不灵敏,调节性能差,高加疏水排放间歇性、无规律,达不到自动控制水位要求的情况。

为了防止高加水位保护动作,影响运行安全,运行中一般保持较低水位运行,加上疏水调整门冲蚀严重,水位难以维持,所以高加疏水系统存在长期低水位或零水位运行的现象,这种运行方式导致高品质的抽汽传流到下一级加热器排挤该级抽汽,下一级加热器端差大,造成串汽损失,降低了机组回热系统的效率。

此外由于疏水管路结构较为复杂,泄漏点增加,疏水管路弯头冲刷严重,经常发生汽蚀造成系统漏泄。

且原压差疏水调节器开度不直观,运行操作人员监控困难。

故障率高,严重影响高压加热器的正常投入率,从而影响机组的经济运行。

二、原疏水系统问题分析及改进措施(一)疏水器换型高加疏水系统疏水器使用效果不好,造成疏水管道、阀门、弯头长期受流体(汽水混合物)冲蚀,使用周期较短,切换高加易造成较多的汽水损失,而且易出现意想不到的事故。