350MW亚临界机组凝汽器
350MW亚临界机组凝汽器(2004)
上海动力设备有限公司
课题来源及背景：当时国内大型机组进口比较多，凝汽器设计和制造均由外国公司承包。而国内大型机组凝汽器设计水平比较落后，其主要性能指标过冷度超标，热效率达不到最佳设计值。公司抓住承接七台河第一发电有限责任公司350MW亚临界机组辅机有利时机，针对该机组的特点，消化吸收国外技术，并进行科研攻关，确保国产大型凝汽器的先进性和安全可靠性。
主要技术参数:
1、设计冷却水进口温度18.5℃
2、设计冷却水量 10.6m3/s
3、冷却水管内设计流速 2.4m/s
4、凝汽器水阻～62kPa
5、凝汽器设计压力 4.9kPa(a) 七台河电厂350MW机组配套的凝汽器是上海动力设备公司运用美国Senior公司引进技术，并进行二次开发自行设计制造的新产品,在技术上进行了优化和创新，主要有：1、冷却水温合理选择在满足标书所提供的冷却水量前提下，对冷却水温作了合理的调整，并作了17℃，18℃，18.5℃，20℃的多种设计方案，最终推翻了标书规定的设计冷却水温20℃，定出了合理的18.5℃的冷却水温，使冷却面积有一定程度的下降，使GE公司节省了大量投资费用，得到GE赞扬。
2、抽汽管布置本机组的抽汽管比一般的300MW机组的抽汽管多一倍，一般为8根，而现在是16根，对接颈设计带来极大困难，我们本着精心设计的态度，首先作了比例为1：10的16根抽汽管布置设计图，并与同济大学合作，作了计算机三维视图的抽汽管位置校核研究课题，最终得出正确无误的设计布置图。接颈高度较高，达到6.0m，接颈内部采用钢管斜撑和平面四角对撑相结合的方式，并加设多种管道支托，使接颈整体具有足够的刚性。接颈内还设置新型小扩散角的旋转喷嘴及喷水管组件，由喷水形成的水幕有效抑制了低压缸超温对管束的危害。
3、采用不锈钢管作为传热管不锈钢管凝汽器在国外电厂已广泛采用，我厂首次在此项目中采用，并进行开发设计。在淡水电厂中采用不锈钢管作为冷却管，具有很大优点，抗冲蚀性好、抗氨腐蚀性能好、抗水侧冲击腐蚀和硫化物腐蚀的性能优良，管端可以不需要硫酸亚铁保护。
4、背包式疏水扩容器的新颖结构为满足数拾路不同参数的疏水及高温流体进入凝汽器，而又不损坏凝汽器，在壳体二侧壁上设置有二只疏水扩容箱，对每路流体进入均设置带小孔的喷管，在喷管外园周上还加设有半园挡环和广角喷雾的
旋转喷嘴，以较大范围冷却喷淋达到最佳减温效果。扩容箱面板采用整块钢板，内侧采用支撑管与面板焊接，从而消除了较大温差应力而造成的焊缝开裂。由于在扩容箱内减温、减压后，汽路进入接颈、水路进入热井，从而避免了管束高温高压汽水冲蚀的危险。
5、优良的传热性能管束是凝汽器的核心部分，管束布置引进美国Senior公司先进的设计程序，该程序是Senior公司基于试验的基础上，应用传热理论，建立数学模型，对管束的每一个单元都进行了详尽的计算，并通过专用计算程序SCTS43进行凝汽器管板的布置和绘制。由此设计的管束，排孔分布均匀，各通道内蒸汽流速趋于一致，并保证管束两侧有足够的通道，特别针对七台河工程采用的双管束，使得每根冷却管的换热效率得到进一步地提高。另外，管束的底部及热井上部空间的设计也考虑到凝结水有足够的回热高度，以降低过冷度。经理论计算约15%～20%的被凝结蒸汽穿过管束上下循环，使得流入热井的凝结水进行有效的再热除氧。
6、流动阻力小凝汽器循环水水阻也是凝汽器重要考核指标之一。冷却水的水阻系指冷却水从凝汽器进水接管起至出水接管的整个流动过程中所产生的阻力。与同济大学合作，进行理论研究和模拟试验，将凝汽器的水室设计成流线形，使循环水在水室的流经部分光滑过渡。在水室整体设计时考虑到避免涡流的产生，以减小阻力。
7、凝汽器强度及稳定性分析管板及整个凝汽器的强度及稳定性，是运用专用TSANAL程序计算。该程序是采用目前国际上最先进凝汽器的弹性梁设计方法，美国Senior公司与某飞机制造公司采用有限元分析方法联合开发的。应用此程序设计的凝汽器不但能经济合理地选材，而且凝汽器的稳定性得到进一步的提高。同时，简洁的结构更利于提高凝汽器的传热效果。经计算隔板厚度取16mm替代了常规的18mm，由此可节约15吨钢材，减轻了凝汽器的负重。不仅如此，还可大大节省钻孔工作量。水室的设计是采用了具有国际权威的ANSYS软件进行应力分析校核，保证足够的刚度和强度。选用梯形带圆弧盖水室，减轻了重量，由此也相应减轻了凝汽器的负重，使结构设计更趋合理。经上海市科学情报研究所查新检索，鉴定委员会认为该产品达到了国际先进水平。应用前景：该凝汽器传热效率高。流动阻力小，结构设计合理，主要性能指标均优于设计值，满足了机组各种工况运行的要求，其技术水平达到九十年代国际水平，填补了国内凝汽器设计领
域中的空白，可以替代进口。以不锈钢管作为冷却管材和不锈钢复合板作为管板的凝汽器，必将以其突出的优点而广泛应用在内陆电厂凝汽器以及旧机组铜管凝汽器的冷却管改造。
核电汽轮机介绍-考试答案-82分
核电汽轮机介绍 1. 由上海电气供货的我国首台出口325MW 核电汽轮机用于哪个哪个国家？ （ 3.0 分） A. 印度 B. 土耳其 C. 巴基斯坦 2. 上海电气百万等级核电机组26 平米的低压缸模块末级叶片长度为？（ 3.0 分） A. 1420mm B. 1710mm C. 1905mm 我的答案： B √答对 3. 上海电气百万等级核电机组适用于AP1000 的高压缸模块型号为？（ 3.0 分） A. IDN70 B. IDN80 C.IDN90 我的答 B √答对 4. 上海电气百万等级核电汽轮机组转速？（ 3.0 分）
A. 1500RPM B. 3000RPM C.3600RPM 我的答 A √答对 5. 上海电气百万等级核电机组20 平米的低压缸模块末级叶片长度为？（3.0 分） A. 1420mm B. 1710mm C. 1905mm 我的答案： A √答对 6. 上海电气的山东石岛湾200MW 项目是什么堆型？（3.0 分） A. M310 B. 华龙一号 C. 高温气冷堆 我的答案： C √答对 7. 上海电气出口巴基斯坦的300MW 等级核电汽轮机共有几台？（ 3.0 分） A. 2 台 B. 3 台 C. 4 台 我的答案： C √答对 8. 至2018 年 6 月，上海电气已投运核电汽轮机多少台？（ 3.0 分）
A. 10 台 B. 11 台 C. 12 台我的答案： C √答对 9. 上海电气百万等级核电机组30 平米的低压缸模块末级叶片长度为？（3.0 分） A. 1420mm B. 1710mm C. 1905mm 我的答案： C √答对 10. 上海电气百万等级核电汽轮机高压缸模块运输方式为?（3.0 分） A. 整缸发运 B. 散件发运 C. 其他 我的答案： A √答对 1. 以下哪些为高温气冷堆堆核电汽轮机特点？（ 4.0 分）） A. 进汽参数高 B. 无MSR C.低压缸加强除湿 我的答ABC √答对 2. 以下哪项说法是错误的？（ 4.0 分）） A. 2008 年上海电气获得阳江和防城港CPR1000 核电汽轮机订单 6 台
凝汽器结垢该如何清洗
凝汽式汽轮机是现代火电站和核电站广泛采用的典型汽轮机。凝汽设备是汽轮机装置的重要组成部分，它的设计制造和运行质量的优劣，直接影响汽轮机装置的经济性和安全性。 长期以来传统的清洗方式如机械方法（刮、刷）、高压水、化学清洗（酸洗）等在对设备清洗时出现很多问题：不能彻底清除水垢等沉积物，酸液对设备造成腐蚀形成漏洞，残留的酸对材质产生二次腐蚀或垢下腐蚀，最终导致更换设备，此外，清洗废液有毒，需要大量资金进行废水处理，接下来介绍一下凝汽器的清洗工艺。 1.隔离设备系统，并将凝汽器里面的水排放干净； 2.采用高压水清洗管道内存留的淤泥、藻类等杂质后，封闭系统； 3.在隔离阀和交换器间装上球阀（不小于1英寸=2.54厘米），进水和回水口都应安装； 4.接上输送泵和连接导管，使清洗剂从凝汽器的底部泵入，从顶部流出； 5.开始向凝汽器里泵入所需要的清洗剂（比例可根据具体情况调整）； 6.反复循环清洗到推荐的清洗时间。随着循环的进展和沉积物的溶解，反应时产生的气体也会增多，应随时通过放气阀将多余的空气排出。随着空气的排出，凝汽器内的空间会增大，可加入适当的水，不要一开始就注入大量的水，可能会造成水的溢出；
7.循环中要定时检查清洗剂的有效性，可以使用PH试纸测定。如果溶液保持在PH值2‐3时，那么清洗剂仍然有效。如果清洗剂的PH值达到5‐6时，需要再添加适量清洗剂。最终溶液的PH值在2‐3时保持30分钟没有明显变化，证明达到了清洗效果，注意清洗剂可以回收后重复使用，排放会造成浪费； 8.达到清洗时间后，回收清洗溶液。并用清水反复冲洗交换器，直到冲洗干净至中性，用PH试纸测定PH值6~7； 9.完成清洗后既可开机运行。也可以打压试验，看是否有泄漏现象； 10.设备稳定后，记下当前的介质过流量、工作压力、换热效率等数据； 11.比较清洗前和清洗后数值的变化，就可以计算出该企业每个小时所节省的电费、煤费等生产费用及提高的工作效率； 12.同样的操作方法也可用于板式、框架式的热交换器清洗； 13.如企业需要设备进行钝化预膜处理，可按以下流程进行操作：将钝化预膜剂按推荐稀释比泵入设备中（同时在循环槽内悬挂试片）；按推荐时间循环、浸泡；检测预膜效果（红点法或蓝点法）；排放；水冲洗干净至中性（用PH试纸测定PH值6~7）； 14.钝化预膜结束后，最好采用风机等通风设备将系统吹干，可确保并提升钝化预膜效果。 利用清洗剂清洗凝汽器，高效、环保、安全、无腐蚀，不但清洗效果良好而且对设备没有腐蚀，能够保证凝汽器的长期使用。清洗剂，特有的添加湿润剂和穿透剂，可以有效清除用水设备中所产生的最顽固的水垢（碳酸钙）、锈垢、油垢、粘泥等沉淀物，同时不会对人体造成伤害，不会对钢铁、紫铜、镍、钛、橡胶、塑料、纤维、玻璃、陶瓷等材质产生侵蚀、点蚀、氧化等其他有害的反应，可大大延长设备的使用寿命。 南京高和环境工程有限公司由一批北京科技大学、南京工业大学长期从事冶金、石化、化工、电力行业节能环保的专业技术人员组建而成，公司主要依托北京科技大学、南京工业大学等科研
机组停运阶段节电管理技术措施(120510)
为了降低机组停运后厂用电消耗，现制定机组停运后的节电措施。 一、凝结水系统 1、当凝汽器真空至0后，执行《机组停运隔绝保温保压措施》，防止凝汽器进汽水；汽轮机本体采取“闷缸”，直至缸温降至150℃以下。稍开循环水出口联络门，停止停运机组循环泵运行，循环水倒邻机带。 当排汽缸温度低于50℃，关闭凝结器出入口阀门；当机组无循环水用户时，关闭循环泵出口联络门。 2、凝结水泵转速控制在最低限900r/min。 3、中压缸金属温度降至240℃，低压缸排汽温度降至50℃时，确证至凝汽器汽侧各路汽水阀门关闭，并且无凝结水用户后停止凝结泵运行，严密监视排汽缸温度。开启凝结器汽侧放水门，关闭凝结器补水手动门，严密监视凝结器水位。 二、当锅炉汽包压力降至0.8MPa时，锅炉带压放水。 锅炉熄火汽包上至高水位后，立即停运电动给水泵、开式水泵。锅炉需补水时，间隙启动开式水泵及电动给水泵，每次补水汽包水位均上至高水位。 因汽泵前置泵在再循环全开情况下，出口压力可达 1.8Mpa，当汽包压力低于1.2 Mpa时，如锅炉需要补水，可以考虑使用汽泵的前置泵。 锅炉不再需要补水时，立即停运前置泵。 三、静电除尘器与飞灰输送系统 1、在机组停运后，专业管理人员与值长应督促电除尘值班员加强放灰工作，确保电除尘各灰斗务必在机组停运后12小时内放空。
2、电除尘各灰斗放空后，及时停运电加热、气化风机、振打装置。 四、锅炉开始放水，除氧器水温降至110℃左右，进行除氧器放水。除氧器水放尽后，停运电泵辅助油泵、小机油系统，1小时后停运小机油箱排烟风机。 五、机组停运后，闭式水系统切换为相邻运行机组串带。根据发电机各部温度，及时关闭发电机氢冷器进水调整门，以减少闭式泵电耗。 六、当空预器入口烟温低于120℃，停运空气预热器。送风机、引风机轴承温度降至40℃左右，停运送风机、引风机油站。送风机、引风机油站停运前应就地确认送、引风机转子无转动。 七、当炉膛金属壁温低于60℃时，停运火检冷却风机。 八、当汽机第一级金属温度达150℃时，停运主机盘车、顶轴油泵。8小时后，停运润滑油泵；润滑油泵停运1小时后，停运油箱排烟风机。密封油系统切换自带。 如安排发电机气体置换时，置换完毕后停运主机密封油系统及主机油系统，防爆风机及主油箱排烟风机1小时后停运。 主机油系统停运后，主机油净化装置每天白班定期启动运行1小时，确保主机油质合格。 当发电机气体置换完毕后，停运内冷水系统。 九、冷却塔与循环水系统 接到停机命令后立即停止塔池补水，将机组工业冷却水回水切至运行机组 机组负荷滑降期间，根据真空情况1、2号机组循环水系统串带 十、机组停运后，开式水系统由循环水系统接带，停止开式泵运行。 十一、给水系统
凝汽器怎么解决结垢问题
据有关资料介绍，水冷设备换热器中水垢厚度为2.16mm时，传热系数平均下降51%，设备运行效率下降50%，而形成水垢的时间仅25天。如此短的积垢时间和低传热效率，导致凝汽器长期处在低效率中运行。 在工业上，利用磁水器磁场处理锅炉用水，以减少水垢；用于各种高温炉的冷却系统，对于提高冷却效率、延长炉子和管道的使用寿命起了很重要的作用；换热器、冷凝器、凝汽器等设备的使用能够有效地清除积垢及防止水垢的生成。 活性炭生产，用磁水生产活性炭质地更均匀、吸附力更强、节约原材料。化工厂上应用磁水可加快化学反应速度，提高产量。建筑行业用磁水搅拌混凝土，大大提高了混凝土强度。纺织厂用磁水褪浆，印染厂用磁化水调色，制药厂等效果都非常显著。 由于水垢的热导率很低，因而急剧降低了凝汽器的传热系数，导致凝汽器真空降低，按照不同汽轮机的试验资料，真空度每降低1%，汽耗增加1～1.5%,当蒸汽流量不变，将降低汽轮机组的出力。据有关资料介绍，水冷设备换热器中水垢厚度为2.16mm时，传热系数平均下降51%，
设备运行效率下降50%，而形成水垢的时间仅25天； 水垢的附着，特别是粘泥的附着，会在附着物下部发生局部腐蚀甚至破裂和穿孔。水垢的附着凝汽器铜管会导致铜管堵塞，严重影响设备运行； 凝汽器铜管的损坏会造成凝汽器的严重泄露，情况严重或处理不当会造成锅炉锅炉水冷壁管的爆破，严重危及锅炉的安全运行。 高科技、高效率、安全、清除及防止水垢和腐蚀生成。不使用化学药剂环保、无污染、不耗能，使用寿命长不需专人管理维护保养，无任何后期费用，结构小巧，安装简便、快捷，工艺达到零排放，节省大量水资源提高系统换热效率，可节能（15%-30%）除垢过程有效降低水中含菌量。节能节水寿命长、投资小、回收快等特点。 南京高和环境工程有限公司由一批北京科技大学、南京工业大学长期从事冶金、石化、化工、电力行业节能环保的专业技术人员组建而成，公司主要依托北京科技大学、南京工业大学等科研院所，主要从事冶金、石化、化工、电力等领域节能环保产品研制、开发、生产、合同能源管理及工程设计总承包，公司通过ISO9001质量体系认证，拥有多项专利技术。
停机后设备停运暂行规定
停机后降低购电量运行措施 为降低机组停运期间的购网电量，在保障机组停机后设备安全的前提下尽快将辅助设备停运，结合运行规程暂出台以下运行规定，请各值参照执行，如无法执行到位请及时汇报部门： 一、汽机： 1、机组解列后将发电机定冷水小温床退出，定冷水泵停运，将存水放尽，通知设管部汽机室做好干燥保养工作。（停机后1小时进行） 2、机组解列后将主/再热蒸汽进汽管道疏水门关闭，门杆漏汽倒换至有压放水母管，禁止锅炉有压蒸汽进入凝汽器，同时将除氧器内存水放尽至锅炉大气扩容器，大机转速至400转/分钟时破坏真空至零，停用大机轴封，将辅汽联箱退出，疏水切至无压放水母管，检查凝结水温度低于50度；启动循环水冷却水泵（两台），停运循环水系统。检查开式泵入口压力正常，凝结水温及凝汽器循环水出口水温无上升。（停机后2-3小时进行） 3、检查汽机低压缸排汽温度、凝结水温度低于50度，停止凝泵运行。（停机后4-5小时进行） 4、检查开式水无用户，空压机冷却水由运行机组或公用水接带后停止开式水泵运行，停运循环水冷却水泵。 5、退出氢气干燥器，检查化学高温取样管已隔离，闭式水无用户，停运闭式水泵。 6、停运EH油系统。
7、小机缸温低于150度，停止小机盘车及小机油泵、排油烟风机运行。 全面检查除大机盘车、顶轴油、润滑油、密封油系统运行外其他系统均停运。 8、主机高压缸调节级温度低于150度，检查缸温上下温差在42度内，停运大机盘车、顶轴油系统。 二、锅炉： 1、机组解列后送引风机运行进行炉膛20分钟后停止风烟系统运行。 2、锅炉风烟系统停运后将脱硝稀释风机停运，停止SCR吹灰器吹灰。 3、机组解列后如果运行机组未投油助燃，则停止供油泵运行。 4、停运磨煤机、送风机及一次风机油站，待空预器出口烟温低于90度停运引风机油站及冷却风机。 5、空预器入口烟温低于150度停止空预器运行，炉膛烟温低于60度停止火检冷却风机运行。 6、双机停运期间无检修工作停止检修气罐供气，另外，通知灰库尽快排灰，无用户用气后停止仪用空压机运行。 三、电气： 1、机组解列后将6KV工作段及公用段电源倒为运行机组接带。（停机后1小时进行） 2、机组解列后主变保留两组冷却风扇运行。 3、机组解列后及时将停运设备电源开关转冷备。（6KV设备、部分大功率380V设备）
核电汽轮机常用英文缩写
A/M auto/manual 自动/手动 ADS automatic dispatch system 自动调度系统 AGC automatic generator control 机组自动发电控制 AOP auxiliaty oil pump 辅助油泵 AOV air operated valve 汽动门 AST automatic stop trip 自动停机跳闸系统 A-STP auto stop 自动停止 A-STRT auto start 自动启动 ATC automatic turbine control 汽轮机自动控制 A-TRIP auto trip 自动跳闸 AUX auxiliary 辅助的 BAF baffle 隔板 BASE base 基本方式 BBL barrel 圆筒型支架 BF boiler follow 锅炉跟随方式 BKUP backup 备用 BOPMS balance of plant master system 机组辅助设备主控顺序BP base plate 底版，支撑板 BPS bypass control system 旁路控制系统 BRG bearing 轴承 BW backwash 反洗 BYP bypass 旁路 CAB cabinet 小室 CAEP condenser air extraction pump 真空泵 CAV cavity 空腔 CAVIT cavitation 汽蚀 CC closing coil 闭式循环 CCCW closed circuit cooling water 闭式循环冷却水 CCCWP closed circuit cooling water pump 闭式循环冷却水泵CCW condenser circulating water 循环水 CCW counter clockwise 逆时针的 CCWP condenser circulating water pump 循环水泵
超临界火电机组
火力发电革命性变革 ——超临界（超超临界）机组运用 超临界（超超临界）是一个热力学概念。对于水和水蒸气，压力超过临界压力22.129MPa的状态，即为超临界状态。同时这一状态下对应的饱和温度为374.15℃。超临界机组即指蒸汽压力达到超临界状态的发电机组。蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。 超临界（超超临界）机组最大的优势是能够大幅度提高循环效率，降低发电煤耗。但相应地需要提高金属材料的档次和金属部件的焊接工艺水平。现在全世界各国都非常重视超临界（超超临界）机组技术的发展。 超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。 超临界（超超临界）机组的发展在20世纪60～70年代曾经历过低谷时期，主要是因为当时的试验条件所限，没有认识到超临界（超超临界）压力下工质的大比热容特性对水动力特性以及传热特性的影响，因而引发了水冷壁多次爆管等事故。经过理论和技术方面的不断发展，发现了超临界压力下的工质存在类膜态沸腾导致传热恶化问题，克服了技术发展障碍。与此同时，随着金属材料工业的发展，超临界（超超临界）机组获得了新的生命。 超临界（超超临界）机组具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗约 2.5％，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。 (2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。
汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施
汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施 一、造成汽轮机进水的主要原因： 1)锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机。 2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门 不严，水将进入汽轮机。 3)Ⅰ级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停 机后启动给水泵时进入汽轮机；主蒸汽系统阀门不严 密，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机。 4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水 时，疏水压力升高，致疏水压力低的管路向机内返水。 5)汽封溢汽管、门杆漏汽管接入高加或除氧器系统，当除 氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机。 6)停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽 轮机。 二、防止汽轮机进水应采取的主要措施 1)汽轮机应装设防进水监测装臵并可靠投入。 2)疏水管道阀门应定期疏通清理检查，确保畅通。 3)加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可 靠。 4)应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数 显示，并定期进行校验。 5)锅炉水压试验期间，除按正常操作措施外，要求下列阀
门处于开启状态：本体疏水门；主、再热蒸汽导管疏水门；高排逆止门前后疏水门；门杆漏汽母管疏水门；主汽至轴封供汽门后疏放水门；高、低压轴封供汽母管放水门。 6)机组启动过程中，炉点火后及时严密监视汽缸金属温度 变化，发现温度下降及时汇报值长，加强机组听音、大轴偏心测量工作。 7)机组启动前必须对蒸汽管道进行充分疏水，启动中蒸汽 必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或30min内下降50℃应立即打闸停机，或者发现汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，也应立即打闸停机，不需向上请示汇报。 8)机组冲动前，汽缸有明显进水迹象，严禁冲动汽轮机， 延长机组盘车时间。 9)机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得将轴向 位移保护退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由，退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值，如保护不动作时，应立即打闸停机。 10)机组停运后，定期进行汽缸金属温度记录，发现汽缸 有进冷汽迹象时，及时查明原因。
凝汽器真空和严密性的分析及对机组运行的影响
凝汽器真空和严密性的分析及对机组运行的影响 （秦山核电公司运行部） 摘要：结合本厂分析了凝汽器内的真空高低对汽轮机的经济性、安全性的主要影响；凝汽器的汽侧真空严密性对于机组运行的影响及对汽轮发电机组真空系统漏空进行了分析。说明了在真空系统发生漏空后应采取的判断方法和措施。 关键词： 经济真空；极限真空；过冷度；真空严密性；分析真空用图；漏空点；分析。 汽轮机凝汽器内真空的产生，主要是依靠汽轮机排汽在凝汽器迅速凝结成水，体积急剧缩小而造成的。其次是依靠射汽(射水)抽汽器连续抽出凝汽器内的不凝结气体和空气。为了使汽轮机的排汽能够迅速冷却而凝结成水，必须向凝汽器不断通人大量的冷却用循环水。 A.真空变化对汽轮机的安全与经济都有较大的影响。真空低即排汽压力高，可以使汽轮机的耗汽量增加，经济性降低。真空高即排汽压力低，可以使汽轮机的耗汽量减少，经济性提高。所以，凝汽式机组运行时，应维持较高的真空。 1. 凝汽器内真空的升高 当主蒸汽压力和温度不变，凝汽器真空升高时，蒸汽在汽轮机内的总焓降增加，排汽温度降低，被循环水带走的热量损失减少，机组运行的经济性提高；但要维持较高的真空，在进入凝汽器的循环水温度相同的情况下，就必须增加循环水量，这时循环水泵就要消耗更多的电量。因此，机组只有维持在凝汽器的经济真空下运行才是最有利的。所谓经济真空，就是通过提高凝汽器真空，使汽轮发电机组多发的电量与循环水泵多消耗的电力之差达到最大值时凝汽器所达到的真空。另外，真空提高到汽轮机末级喷嘴的蒸汽膨胀能力达到极限时(此时的真空值称为极限真空)，汽轮发电机组的电负荷就不再增加。所以凝汽器的真空超过经济真空并不经济，并且还会使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加，使末几级叶片的湿汽损失增加，加剧了蒸汽对动叶片的冲蚀作用，缩短了叶片的使用寿命。因此，凝汽器真空升高过多，对汽轮机运行的经济性和安全性都是不利的。
核电厂汽轮机基础知识
核电厂汽轮机基础知识 核电厂大多数都使用饱和汽，为了降低发电成本，单机容量已增加到1000MW级。在总体配置上，饱和汽轮机组总是设计成高压缸和一组低压缸串级式配置，在进入低压缸前设置有汽水分离再热器，有的设计在汽水分离再热器和低压缸之间设置中压缸或中压段。一般情况下，核电厂大功率汽轮机的所有汽缸都设计成双流的，且两个或更多的低压缸是并联设置。还有在高压缸两端对称地每端布置两个低压缸的设计。我国田湾核电厂就采用这种汽轮机配置。大亚湾核电厂的汽轮机为英国公司设计制造的多缸单轴系冲动式汽轮机。汽轮机的转速为3000r/min，额定功率为900MW，新汽参数为6.63MPa，283℃，低压缸排汽压力0.0075MPa，额定负荷下蒸汽流量为5515t/h,汽轮机为4缸、六排汽口型式。一个高压缸和3个低压缸皆为双流对分式。新蒸汽分4路经高压缸汽室后由进汽短管导入高压缸，高压缸的两个排汽口，各通过4根蒸汽管与低压缸两侧的汽水分离再热器相连。高压缸排汽在汽水分离再热器经汽水分离再热后，进入低压缸，每个低压缸的两个排汽口与一台凝汽器相接，整台汽轮机，共有6个抽汽口，供2组高压加热器和4组低压加热器以及给水泵汽轮机用汽。除氧器用汽来自高压缸排汽。高压缸为铬钼材料铸造的单层缸结构，水平对分型式，每一汽流流向各有5级。其中隔板皆采用隔板套结构，高压缸转子由镍铬钼钒钢锻成，每个流向都有锻成一体的5级叶轮，各级叶片的叶根皆为多*型，叶片长度为91mm,叶片的顶部有预加工的铆钉头，用来装置围带，每一级叶片的围带都由数段组成扇形叶片组。高 有基本相同的结构，皆为双层缸，水平对分式。内缸包含环形进汽室和所有的隔板。外缸提供低阻力的蒸汽流道并将内缸的反冲力矩传递给汽轮机基础。低压缸的内、外缸都由碳钢制造，内缸为焊接结构，外缸为焊接组装结构。低压缸隔板由铁素体不锈钢制造，隔板的结构为标准的焊接静片和内外围带结构，嵌在隔板套的槽内。低压转子由镍铬钼钒钢锻成，轴心钻有孔，双流整体式结构，每一流向5级叶片，动叶片由铁素体不锈钢制造，末级叶片的前缘装有一片抗腐蚀的司太立硬质合金复盖层。末级叶片之间装有交错布置的拉金，防止叶片在低负荷下的自激振动。前4级低压动叶片采用销钉固定的多*式叶根，末级叶片采用强度很高的侧向嵌入的枞树型叶根。
核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析
中国电力教育2010年管理论丛与技术研究专刊 662 核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析 王晗丁*?周?涛 （华北电力大学核热工安全与标准化研究所，北京 102206） 摘?要:通过对核电站与火电厂各自的再热郎肯循环，汽轮机的主蒸汽的压力、温度、湿度、流量等参数的比较，分析了在汽轮机设计及结构上，如气缸设置、级效率、末级叶片长度和通流部分冲蚀等的不同点。并分析比较了核电站与火电厂各自的热力系统，且归纳出不同点，提出了在借鉴常规火电热力系统计算时存在的难点，结合火电厂热经济性指标给出核电站发电能力评价指标。为提高核电汽轮机运行效率及核电厂发电效率提供借鉴。 关键词：核电站；火电厂；汽轮机；热力系统；发电效率 基金项目：本文系国家“973”计划项目 (项目编号：2007CB209800)，横向研究课题的研究成果。 *作者简介：王晗丁，男，华北电力大学核热工安全与标准化研究所硕士研究生。 从能量转化角度看，核电站与火电厂都是将热能转换成电能,但核电站是利用反应堆所产生的核裂变能产生热能，这点与火电厂的锅炉不同。核电站一回路维持约16MPa 的压力,反应堆出口冷却剂温度通常不超过330℃，在这样的冷却剂温度下,在蒸汽发生器中产生压力约6MPa 的饱和蒸汽。而火电厂中的锅炉则是在过热器中加热主蒸汽的，蒸汽都处于过热状态，温度达540℃,其压力更是高于核电饱和蒸汽压力，从而使得核电站二回中的汽轮机主蒸汽参数较火电厂要低很多。虽然核电站的汽轮机、凝汽器、加热器等设备与火电厂基本相同，但由于主蒸汽参数等的差异，其汽轮机参数、热力系统及运行方式与火电厂都存在较大差异。 一、热力循环比较 大型火电站都采用蒸汽中间再热系统,其主要目的在于提高中、低压缸前蒸汽参数,从而提高大容量机组的热经济性；而对于压水堆核电站而言,采用再热的主要目的是提高蒸汽在汽轮机中膨胀终点的干度。汽水分离再热器的主要作用是除去高压缸排汽中的水分,并加热高压缸排汽,提高低压缸进汽的温度,使其具有一定的过热度，若不采取任何措施,当蒸汽膨胀至0.0049MPa 时,其湿度将接近30%。 核电机组二回路和火电厂超临界机组再热郎肯循环如 图1、图2所示，图1中的（3—4—5—1）阶段，为冷却剂吸热阶段，它与图2中火电厂工质的吸热阶段（3—4—5—6）相同。 核电二回路的主蒸汽从蒸汽发生器出来后是饱和蒸汽，没有过热阶段，饱和蒸汽在高压缸中做功（1—a 线段），到汽水分离再热器(a—d 线段），然后进行再热（d—b 线段），最后主蒸汽再到低压缸做功（b—2段）。 火电机组的主蒸汽从过热器出来，是过热蒸汽，首先在汽轮机高压缸中做功（1—a 线段），然后经再热器再热（a—b 段），再到中低压缸继续膨胀做功（b—2段）。 为了保障汽轮机组低压缸的安全运行,设置了中间汽水分离器及低压缸级间去湿机构,但末级叶片湿度仍接近20%,因此必须增加蒸汽中间再热装置,将蒸汽加热至过热,使末级叶片的湿度提高到11%。核电汽轮机内效率不单纯受蒸汽起始压力、温度的影响,蒸汽的湿度也会产生影响，湿度增加1%,内效率就要降低1%。表1是核电站与火电厂汽轮机主要参数比较： 表1?几种堆型核电汽轮机参数与超临界火电汽轮机参数对比 参数 单位 AP1000 EPR 大亚湾984MW机组田湾1060MW 机组1000MW超临 界火电机组额定转速r·min -115001500300030003000蒸汽压力MPa 5.537.55 6.75 5.8824蒸汽温度 ℃ 270.3291283.6268.1560蒸汽湿度%0.360.40.250.30.1蒸汽流量t/h 67009216551758702740给水温度℃226.7230226217.6269排气压力kPa 4.4 4.8 5.9 4.9 4.9净热耗率kj/ kw·h 9827.39718 1012810718 7312 末级叶长mm 1250145094512001219 汽缸只数1H+3L 1H+3L 1H+3L 2L+1H+2L 1H+1I+2L 二、汽轮机设计和结构差异 当前压水堆仍是我国核电堆型的重点,它产生的蒸汽压力在6～7MPa,湿度为0.25%～0.5%。由于核电站汽轮机使用了饱和蒸汽,因此参数相对于火电汽轮机来说有 图1?核电站汽水分离再热郎肯循环 图2?火电厂机组再热郎肯循环
凝汽器结垢原因分析
凝汽器结垢原因分析 1.凝汽器铜管脏污主要有以下几种情况： 1)因水中机械混合物的沉淀而使铜管变脏。是悬浮颗粒在管子中沉积的结果。这种悬浮颗粒是冷却水带入凝汽器中的沙石、木屑、小贝壳以及其他碎末。多数发生在使用江河、湖泊作为冷却水供水系统中。为了清除管内及管板上因机械混合物所造成的积垢凝汽器应定期进行机械清洗 2)由于盐类沉积而变脏。是水中溶有的无机盐在一定的条件下沉积下来附着于管壁污脏受热面。这种沉淀物主要是钙盐、镁盐所组成的水垢在管子上积聚的结果。由于冷却水水质不良，水中含有有机物质和无机物质覆盖在凝汽器管子的内表面上就形成一层不良的沉淀物，如果在水中含有大量的盐类时，这种沉淀物就在管子表面形成坚硬的水垢。为了清除冷却水的暂时硬度和永久硬度，可采用不同的化学水处理方法。 3)由于微生物沉积生长而变脏。由于水中各种微生物沉积在管面上而使铜管变脏。这些微生物在凝汽器中水温稳定的条件下会迅速繁殖，并形成粘膜水中其它混合物就很容易粘附在这种粘膜上，凝汽器的冷却面就在这种过程中迅速变脏。在这种情况下，有效的措施是在冷却水中定期加入氯气或漂白粉，使冷却水氯化。氯化的水能够在管子金属表面上杀菌，这就取消了微生物在管面上生长的可能性从而防止了凝汽器铜管脏污的发展。 4)流速的影响：我厂凝汽器铜管5460根，直径2.5cm，
循环泵流量5040吨/小时，流速为：0.52m/s,此流速不会造成沉积变脏。 5)表面状态：粗糙表面比光滑表面更容易造成污垢沉积。这是因为粗糙表面比原来光滑表面的面积要大很多倍，表面积的增大，增加了金属表面和污垢接触的机会和粘着力。此外，一个粗糙的表面好比有许多空腔，表面越粗糙，空腔的密度也越大。在这些空腔内的溶液是处在滞流区，如果这个表面是传热面，则还是高温滞流区。浓缩、结晶、沉降、聚合等各种作用都在这里发生，促进了污垢的沉积。 2. 目前从汽机专业看我厂主要清洗方法为：胶球清洗和高压水清洗。 去年全年#3机胶球清洗正常，在开机的几个月正常投入，收球率基本在正常范围。 经查去年全年甚至更长的时间#3机凝汽器未进行高压水冲洗。只在4月27日、7月13日、8月25日进行了水室及收球网清理。 3. #3机回收#4、#5机工业水回水及空压机冷却水，补充新鲜水较少。 根据以上分析#3机凝汽器结垢的原因为：1）冷却水较脏，水质不良。2）长时间未进行高压水冲洗。3）经过长时间的运行铜管表面光洁度变低。 王明君2011.3.2
核电汽轮机常用英文缩写
汽轮机常用英文缩写 A/M auto/manual 自动/手动 ADS automatic dispatch system 自动调度系统 AGC automatic generator control 机组自动发电控制 AOP auxiliaty oil pump 辅助油泵 AOV air operated valve 汽动门 AST automatic stop trip 自动停机跳闸系统 A-STP auto stop 自动停止 A-STRT auto start 自动启动 ATC automatic turbine control 汽轮机自动控制 A-TRIP auto trip 自动跳闸 AUX auxiliary 辅助的 BAF baffle 隔板 BASE base 基本方式 BBL barrel 圆筒型支架 BF boiler follow 锅炉跟随方式 BKUP backup 备用 BOPMS balance of plant master system 机组辅助设备主控顺序BP base plate 底版，支撑板 BPS bypass control system 旁路控制系统 BRG bearing 轴承 BW backwash 反洗 BYP bypass 旁路 CAB cabinet 小室 CAEP condenser air extraction pump 真空泵 CAV cavity 空腔 CAVIT cavitation 汽蚀 CC closing coil 闭式循环 CCCW closed circuit cooling water 闭式循环冷却水 CCCWP closed circuit cooling water pump 闭式循环冷却水泵CCW condenser circulating water 循环水 CCW counter clockwise 逆时针的
凝汽器结垢清洗的注意事项
因冷却水大多数含有钙、镁离子和酸式碳酸盐。当冷却水流经金属表面时，有碳酸盐的生成。另外，溶解在冷却水中的氧还会造成金属腐蚀，形成铁锈。由于锈垢的产生，换热效果下降。严重时不得不在壳体外喷淋冷却水，结垢严重时会堵塞管子，使换热效果失去作用。 研究的数据显示水垢沉积物对热传输的损失影响巨大，随着沉积物的增加会造成能源费用的加大。即使很薄的一层水垢就要增加设备中结垢部分40%以上的运行费用。保持冷却通道中不含矿物沉积物可以很好的提高功效、节约能源、延长设备的使用寿命，同时节约生产时间和费用。 长期以来传统的清洗方式如机械方法（刮、刷）、高压水、化学清洗(酸洗)等在对设备清洗时出 现很多问题：不能完全清除水垢等沉积物，酸液对设备造成腐蚀形成漏洞，残留的酸对材质产生二次腐蚀或垢下腐蚀，较终导致更换设备，此外，清洗废液有毒，需要大量资金进行废水处理。 利用福世泰克清洗剂清洗凝汽器，福世泰克的高效、环保、安全、无腐蚀，不但清洗效果良好而且对设备没有腐蚀，能够保证凝汽器的长期使用。 福世泰克清洗剂（特有的添加湿润剂和穿透剂，可以有效清除用水设备中所产生的较顽固的水垢（碳酸钙）、锈垢、油垢、粘泥等沉淀物，同时不会对人体造成伤害，不会对钢铁、紫铜、镍、钛、橡胶、塑料、纤维、玻璃、陶瓷等材质产生侵蚀、点蚀、氧化等其他有害的反应，可大大延长设备的使用寿命。同时清洗液是可生物降解的（获得美国环保局认可批准），完全可以直接排放，在排放前不需进行中和处理。 福世泰克优势： （1）安全环保； （2）快速有效； （3）费用低廉； （4）操作简单； （5）生物降解； （6）用途广泛。 清洗方法： （1）循环清洗：在线针对换热设备进行循环清洗；普通设备3-5小时完成，大系统不超过12小时。 （2）浸泡清洗：对于一些体积较小的冷凝器、可采用浸泡的方法4-6个小时。 （3）喷淋清洗：对于表层大面积结垢的板式设备，可以用喷淋的方法清洗。 清洗工艺及相关注意事项： 1．隔离设备系统，并将凝汽器里面的水排放干净。 2．采用高压水清洗管道内存留的淤泥、藻类等杂质后，封闭系统。 3．在隔离阀和交换器间装上球阀（不小于1英寸=2.54厘米），进水和回水口都应安装。 4．接上输送泵和连接导管，使清洗剂从凝汽器的底部泵入，从顶部流出。 5．开始向凝汽器里泵入所需要的福世泰克清洗剂（比例可根据具体情况调整）。
超超临界机组介绍
超超临界锅炉介绍 国家政策情况 节能调度 一、基本原则和适用范围 （一）节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。 （二）基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。 （三）适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。 二、机组发电序位表的编制 （四）机组发电排序的序位表（以下简称排序表）是节能发电调度的主要依据。各省（区、市）的排序表由省级人民政府责成其发展改革委（经贸委）组织编制，并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正，并对电力企业和社会公开，对存在重大分歧的可进行听证。 （五）各类发电机组按以下顺序确定序位： 1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组； 2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组； 3.核能发电机组； 4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组； 5.天然气、煤气化发电机组； 6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组； 7.燃油发电机组。 （六）同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供
我国第三代核电技术一览
我国第三代核电技术一览 我国的核电技术路线是在上世纪80年代确定走引进、消化、研发、创新的道路的。经过20余年的努力，通过对引进的二代法国压水堆技术的消化吸收，取得了巨大的技术进步，实现了60万千瓦压水堆机组设计国产化，基本掌握了百万千瓦压水堆核电厂的设计能力。目前我国有五种第三代核电技术拟投入应用，他们分别是 AP1000、华龙一号、CAP1400、法国核电技术(EPR)以及俄罗斯核电技术(VVER)。北极星电力网小编整理五种核电技术及特点供核电业界人士参考。 1、AP1000 AP1000是美国西屋公司研发的一种先进的“非能动型压水堆核电技术”。西屋公司在已开发的非能动先进压水堆AP600的基础上开发了AP1000。该技术在理论上被称为国际上最先进的核电技术之一，由国家核电技术公司负责消化和吸收，且多次被核电决策层确认为日后中国主流的核电技术路线。 国家核电技术公司的AP1000和中广核集团与中核集团共推的华龙一号被默认为中国核电发展的两项主要推广技术，两者一主一辅，AP1000技术主要满足国内市场建设和需求，华龙一号则代表中国核电出口国外。 作为国内首个采用AP1000技术的依托项目三门核电一号机组原计划于2013年底并网发电，但由于负责AP1000主泵制造的美国EMD公司多次运抵中国的设备都不合格，致使三门一号核电机组如今已经延期2年。 目前，除在建的两个项目(三门、海阳)外，三门二期、海阳二期、广东陆丰、辽宁徐大堡、以及湖南桃花江等内陆核电项目均拟选用AP1000技术。 AP1000技术主要目标工程包括：海阳核电厂1-2号机组、三门核电厂1-2号机组、红沿河核电厂二期项目5-6号机组、三门核电厂二期项目、海阳核电厂二期项目、徐大堡核电厂一期项目以及陆丰核电厂一期项目等。其中海阳核电厂1-2号机组和三门核电厂1-2号机组为正在建设的核电项目，其余五个为有望核准的核电项目。 【三门核电站】浙江三门核电站是我国首个采用三代核电技术的核电项目。三门核电站在全球率先采用第三代先进压水堆AP1000技术，其1号机组是全球首座AP1000核电机组。三门核电站位于浙江南部三门县，一期工程建设2004 年7月获得国务院批准并于2009年4月19日开工建设，总投资250亿元，将首先建设两台目前国内最先进的100万千瓦级压水堆技术机组。这是继中国第一座自行设计、建造的核电站——秦山核电站之后，获准在浙江省境内建设的第二座核电站。三门核电站总占地面积740万立方米，可分别安装6台100万千瓦核电机组。全面建成后，装机总容量将达到1200万千瓦以上，超过三峡电站总装机容量。 AP1000技术特点：
凝汽器灌水查漏
＃1机组凝汽器灌水查漏措施 本次查漏灌水至凝汽器喉部，为配合此次工作检查以下系统、阀门状态 循环水系统停运并停电，检查循环水已放水完。轴封系统停运并关闭低辅、冷再、主蒸汽至调节站手动门，关闭轴封系统疏水门。真空系统停运并停电。凝汽器支架已安放好。凝结水系统停运并停电。临时水位计安装好。化学除盐水充足。轴加系统完好。汽机本体疏水阀门完好。凝汽器真空破坏门完好。凝汽器排污坑排污泵正常备用且另加装一台潜水泵。 七、运行技术措施 本次查漏灌水至凝汽器喉部，为配合此次工作做好以下运行措施： 1.检查汽机房12米层下的疏水阀门和A、B小机排汽蝶阀检修工作已结束，工作票已押回。（责任人：高宇） 2.凝汽器漏水查漏前八小时，通知化学备足充足的除盐水。（责任人：朱庆胜） 3.辅汽停用，为防止由于阀门不严，造成水进入高辅联箱，高辅联箱在上水前要保持冷态（打水压时，不要投高辅）。（责任人：当值机组长） 4.轴封系统停运并关闭低辅、冷再、主蒸汽至调节站手动门，关闭轴封系统疏水门。（责任人：当值机组长） 5.隔离主、再热蒸汽管道、冷再管道以及轴封回汽管道，防止进水，造成管道支吊架受损。（责任人：当值机组长） 6.真空系统停运并停电。（责任人：当值机组长） 7.凝汽器支架已安放好。（责任人：高宇杨志刚复查） 8.凝结水系统停运并停电。（责任人：当值机组长） 9.检查临时水位计安装好，并固定牢固，有明显最高水位标记。指定专人监视凝汽器水位。（责任人：高宇杨志刚复查） 10.轴加系统完好。（责任人：当值机组长） 11.汽机本体疏水阀门完好。（责任人：当值机组长） 12.凝汽器真空破坏门完好。（责任人：当值机组长） 13.凝汽器汽侧人孔门关闭。（责任人：高宇杨志刚复查） 14.凝汽器排污坑排污泵正常备用且另加装一台潜水泵。（责任人：高宇） 15.检查以下阀门状态 15.1、检查下列阀门在关闭状态：
凝汽器结垢怎么办
凝汽器铜管内壁形成水垢后，换热效果下降，导致真空下降，能耗上升，严重时要降低发电负荷或停机清洗。本次就分享相关的信息，希望对大家有所帮助。 据有关资料介绍，水冷设备换热器中水垢厚度为2.16mm时，传热系数平均下降51%，设备运行效率下降50%，而形成水垢的时间仅25天。如此短的积垢时间和低传热效率，导致凝汽器长期处在低效率中运行； 增加了冷却循环水系统的水流阻力，降低了冷却水的流量，增加了循环水泵的能耗； 由于水垢的热导率很低，因而急剧降低了凝汽器的传热系数，导致凝汽器真空降低，按照不同汽轮机的试验资料，真空度每降低1%，汽耗增加1～1.5%,当蒸汽流量不变，将降低汽轮机组的出力。据有关资料介绍，水冷设备换热器中水垢厚度为2.16mm时，传热系数平均下降51%，设备运行效率下降50%，而形成水垢的时间仅25天； 水垢的附着，特别是粘泥的附着，会在附着物下部发生局部腐蚀甚至破裂和穿孔。水垢的附着凝汽器铜管会导致铜管堵塞，严重影响设备运行； 凝汽器铜管的损坏会造成凝汽器的严重泄露，情况严重或处理不当会造成锅炉锅炉水冷壁管
的爆破，严重危及锅炉的安全运行。 高科技、高效率、安全、清除及防止水垢和腐蚀生成。不使用化学药剂环保、无污染、不耗能，使用寿命长不需专人管理维护保养，无任何后期费用，结构小巧，安装简便、快捷，工艺达到零排放，节省大量水资源提高系统换热效率，可节能（15%-30%）除垢过程有效降低水中含菌量。节能节水寿命长、投资小、回收快等特点。 在工业上，利用磁水器磁场处理锅炉用水，以减少水垢；用于各种高温炉的冷却系统，对于提高冷却效率、延长炉子和管道的使用寿命起了很重要的作用；换热器、冷凝器、凝汽器等设备的使用能够有效地清除积垢及防止水垢的生成。 活性炭生产，用磁水生产活性炭质地更均匀、吸附力更强、节约原材料。化工厂上应用磁水可加快化学反应速度，提高产量。建筑行业用磁水搅拌混凝土，大大提高了混凝土强度。纺织厂用磁水褪浆，印染厂用磁化水调色，制药厂等效果都非常显著。 南京高和环境工程有限公司由一批北京科技大学、南京工业大学长期从事冶金、石化、化工、
长期停备机组保养措施
国电开远发电有限公司 长期停备机组保养措施 一、目的意义 为了加强停备用设备的保养工作，提高设备健康水平，使设备达到真正的有效备用，保证机组能安全、经济、稳定运行 二、适用范围 本标准适用于公司的锅炉、汽机、电气、热工、化学和燃运等系统设备的停备用保养工作三、具体措施 （一）停备用锅炉的保养 1.锅炉保养范围 （1）锅炉本体、省煤器、过热器及再热器等。 2.保养方式 （1）锅炉停炉过程中的十八烷胺保养。 （2）锅炉检修后的气相缓蚀法保养。 （3）气相缓蚀法保养检查周期：第一次检查为保养后45天、第二次检查为第一次检查后60天。 3.职责分工 （1）生技部负责总体协调，并组织各部门检查、评定保养效果。 （2）运行部负责制定具体实施措施，完成保养操作，并作好记录。同时根据检查情况建立保养台帐。 （3）设备检修部负责保养设备和系统的安装、维护。 4.注意事项 （1）气相缓蚀法保养期间，因炉侧受热面、机侧加热器内充满氨气，严禁未采取措施就在系统上动火和开启相关阀门。 （2）现场如有氨气异味，因查明泄漏点。 （3）气相缓蚀法保养保养结束后或系统恢复前需采用水冲洗方法置换或冲氮气法置换消除氨气（氨水）。 （4）对存在铜垫、铜接头的部分，应进行跟踪检查。 （二）锅炉专业辅机停机保养措施 1. 停炉前将煤斗内存煤烧完用尽，并防止冲地板水进入。 2. 称重给煤机、刮板给煤机保持无积煤。 3. 新、老石灰石粉仓因停机时间关系未能烧空的应根据石灰情况投运加热器，防止粉仓板结。同时新石粉仓所涉及的306石粉添加口应防止冲地板水进入。 4. 停炉前吹空新、老石粉系统管路。 5. 炉侧汽水系统阀门活动试验结合气相缓蚀法保养执行。 6. 炉侧集中供油系统无检修工作则，每周进行集中供油系统油循环，要求油循环到各转机轴承，循环时间2小时。 （1）运行部负责油循环操作工作。 （2）设备检修部负责及时调整各转机轴承进油流量，防止漏油、跑油情况。同时每月对油质情况进行分析。 7. 锅炉所有吹灰器应每2月进行一次全行程的进退试验。