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江阴利港发电有限责任公司600MW超临界机组高低压加热器调试措施编号：江阴利港/汽机-007-2006编制：黄兴审核：田云峰批准：赵之东华北电力科学研究院有限责任公司2006年01月华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单报告名称：江阴利港发电有限责任公司600MW超临界机组高低压加热器调试措施报告编号：江阴利港/汽机-007-2006出报告日期2006年01月保管年限：长期密级：一般试验负责人：司派友、吕炜试验地点：江苏利港发电有限责任公司参加试验人员：韩功昭、孙忠强、黄兴等参加试验单位：华北电力科学研究院有限责任公司、江苏电建三公司、江苏利港发电有限责任公司试验日期：2006年1月～2006年12月打印份数：20拟稿：黄兴校阅：司派友审核：田云峰生产技术部：周小明批准：赵之东目录1、设备系统概述2、联锁保护清单3、编制依据4、调试范围及相关项目5、组织与分工6、调试前应具备的条件7、调试项目和程序8、调试质量的检验标准9、安全注意事项10、调试项目的记录内容附：质检表11、设备系统概述江苏利港发电有限责任公司三期工程，#5、#6机组锅炉为两台上海锅炉厂生产的超临界、变压运行直流炉、带启动循环泵、单炉膛、一次再热锅炉，其汽机部分为上海汽轮机厂设计制造的N600—24.2/538/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、冷凝汽式汽轮机。机组采用八级非调整回热抽汽，其中有三级高压加热器、一级除氧器、四级低压加热器，该系统可以提高锅炉给水温度，减少汽轮机排汽量带来的冷源损失，从而提高机组的热经济性能。各高、低压加热器均为表面式加热器。＃1高加汽源取自高压缸9级后即1段抽汽，＃2高加汽源取自高压缸排汽即2段抽汽，＃3高加汽源取自中压缸5级后即3段抽汽，除氧器汽源取自中压缸排汽即4段抽汽，＃5低加汽源取自低压缸B的2级后即5段抽汽，＃6低加汽源取自低压缸A的4级后即6段抽汽，＃7低加汽源取自低压缸A、B的5级后即7段抽汽，＃8低加汽源取自低压缸A、B的6级后即8段抽汽。机组各段抽汽管路上安装有气动逆止阀，当汽轮机甩负荷或故障时，抽汽逆止阀关闭，以防蒸汽倒流入汽轮机引起汽机超速，并防止高、低压加热器、除氧器等热交换设备事故带水和抽汽管路中水倒灌进汽轮机。加热器疏水采用逐级自流方式，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水逐级自流至凝汽器。＃7、＃8低加布置在凝汽器喉部。加热器除正常疏水外还有事故疏水，其中高加事故疏水进入（发电机侧排汽装置）疏水扩容器，低加事故疏水分别进入两侧排气装置。1.1低压加热器21.1.1低加结构简介低压加热器是由水室、管系（带有内置式疏水冷却器）及壳体等组成的卧式结构加热器。其中#7、#8低加为组合式结构，分A、B两列分别布置在高低压二凝器的径部。主凝结水由水室下部的主凝结水进口管流入，进入U型管中。流经疏水冷却器时被疏水预热后，进入凝结段被蒸汽加热，最后由水室上部主凝结水出口管排出。蒸汽由壳体上部的蒸汽进口管进入壳体内，与U型管中主凝结水进行热交换后凝结成疏水，少量不凝结气体经排空管排出；疏水积聚在壳体下部经疏水入口被虹吸进入疏水冷却器，与主凝结水进行热交换后经疏水出口管流出。1.1.2低加系统说明#5、#6低压加热器采用小旁路系统，事故时#5、#6低加可分别解列；#7与#8低加采用一个大旁路系统，事故时#7A与#7B低加可分别解列。各低加均设有危急疏水、危机疏水直接排入低压排气装置。任何一台低加或一组低加退出运行，将不限制机组产生额定出力。低压加热器采用滑压运行，运行温升可高于3℃/min。1.2高压加热器1.2.1结构简介高压加热器是由水室、管系（带有内置式疏水冷却器）及壳体等组成的卧式结构加热器。运行中主给水由水室下部的进口管流入，进入U型管中，流经疏水冷却器被疏水预热后，进入凝结段被蒸汽加热，最后由水室上部主给水出口管排出。蒸汽由蒸汽进口管进入壳体内，与U型管中主给水进行热交换后凝结成疏水，少量不凝结气体经排空3管排出；疏水积聚在壳体下部经疏水入口被虹吸进入疏水冷却器，在与主给水进行热交换后经疏水出口管流出。1.2.2高加系统说明#1、2、3高压加热器采用大旁路系统，一台高加事故时三台高加必须同时解列。各高加均设有危急疏水，危急疏水直接排（发电机侧排汽装置）疏水扩容器中。高压加热器采用滑压运行，运行允许温度变化率≤110℃/h。1.3主要设备技术规范1.3.1低压加热器主要技术数据名称单位#5低加（JD-1112-1-4型）#6低加（JD-985-1-2型）壳程管程壳程管程设计压力MPa0.47740.3454.最高工作压力MPa(a)0.47740.3454设计温度℃270170240170工作温度℃222．8/135。4132．6137．5/105。1105．1凝结水进口温度℃——103．9——83．3凝结水出口温度℃——136．6——103．9工作介质——蒸汽和水水蒸汽和水水流程————2——2腐蚀裕度mm1.01.01.01.0焊缝系数——0.8510.851传热面积m2——1112——985名称单位#7低加（JD-755-1-2型）#8低加（JD-872-1-2型）壳程管程壳程管程设计压力MPa0.3453．920.3453．92最高工作压力MPa(a)0.3453．920.3453．92设计温度℃150150150150工作温度℃90．787．962．860凝结水进口温度℃——56．7——35．5凝结水出口温度℃——83．3——56．7工作介质——蒸汽和水水蒸汽和水水4流程————2——2腐蚀裕度mm1.01.01.01.0焊缝系数——0.8510.851传热面积m2——755——8721.3.2高压加热器主要技术数据名称单位（JG-2490-1-3）＃1高加(JG-2460-1-2)＃2高加(JG-1520-1-1)＃3高加壳程管程壳程管程壳程管程设计压力MPa8.11355.55352.8035最大工作压力MPa8.11355.55352.8035设计温度℃410/325325350/300300510/258258工作温度℃278.8256.7302.5/218.4218.4469.1/190.4190.4给水进口温度℃——255．9——217．8——188．6给水出口温度℃——280．9——255．9——217．8工作介质——蒸汽水蒸汽水蒸汽水流程————2——2——2腐蚀裕度mm111111焊缝系数——1.01.01.01.01.01.0有效容积m318.294.9421.446.8618.294.06传热面积m2——2490——2460——15201.3.3抽汽口参数(VWO)1抽2抽3抽4抽5抽6抽7抽8抽压力(MPa)6.3454.3912.2241.1170.39550.14540.06990．0233温度(℃)361.9312．9475．5376．223513086．159．51.3.4抽汽逆止阀参数抽汽段数名称数量工作压力MPa(绝)工作温度℃φmm1去#1高压加热器17.29415273×14.22去#2高压加热器14.646350.17273×83去#3高压加热器12.64490323.9×8.454去除氧器、小机21.31385609.4×85去#5低压加热器10.477295529×76去#6低压加热器10.267230529×72、联锁保护清单2.1高压加热器联锁保护项目参见附录C2.2低压加热器联锁保护项目参见附录C高、低压加热器联锁保护和各阀门逻辑控制详见热工开环逻辑控制图3、编制依据3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》。3.2《江苏利港发电有限责任公司5、6机组启动调试大纲》。3.3《火电工程启动调试工作规定》。3.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。3.5北京国电智深《汽轮机辅机功能组程序控制逻辑框图》。3.6上海汽轮机厂家高低加说明书及相关技术资料。4、调试范围及相关项目4.1对高、低压加热器进行试投运，投入各自动、联锁、保护。4.2各加热器水位自动调节、保护装置投入。4.3各加热器正常运行时达到铭牌出力要求。5、组织与分工依据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》65.1建设单位：进行生产准备；提供电气整定值；完成系统隔离和设备启停操作；全面协助试运指挥部及分部试运组做好试运中的指挥管理工作，协调各方关系，解决有关问题。5.2施工单位：完成启动所需要的建筑、设备及临时设施的施工；完成单体试运工作并提交记录；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；负责现场的安全、消防、消缺、检修工作。5.3调试单位：负责编制相关调试措施；提出技术问题的方案或建议；进行现场指导；组织和办理验收签字；编写调试报告。5.4监理单位：检查、督促本措施的实施，参加试运工作并验收签证。5.5本措施未涉及属正常范围的操作和处理按运行规程执行，运行规程如有与本措施相冲突的地方按本措施执行。6、调试前应具备的条件6.1试运前现场应具备的条件6.1.1厂区内场地平整，道路畅通。6.1.2试运现场环境干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。6.1.3消防系统处于可靠备用状态。6.1.4排水系统及设施能正常使用。6.1.5现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。6.1.6在寒冷气候下进行试运的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度能保持＋5℃以上。76.1.7电话等通讯设备安装完毕，可以投入使用。6.2试运前设备系统应具备的条件6.2.1设备及系统按要求安装完毕，各指示、记录仪表经校验调整准确，记录齐全。6.2.2设备及相关管道保温完毕，管道支吊架调整好。6.2.3所有的二次浇灌应完成，浇灌层达到应有的强度。6.2.4高、低压加热器水压试验合格。6.2.5所有高、低压加热器的水、汽侧安全门均检验合格。6.2.6有关加热蒸汽管道经吹扫合格。6.2.7具有可靠的操作和动力电源及压缩空气气源。6.2.8各水位计正常投入。6.2.9各种电动、气动阀件传动检查合格，已编号、挂牌并处于备用状态。6.2.10参加试运的各种容器已进行必要的清理和冲洗。6.2.11设备及表计清理擦拭干净并标注名称。6.2.12各热工自动装置、远方操作装置经检查性能良好。6.2.13热工测点、信号、保护经逐项检查。6.2.14各加热器水位调节、水位报警等装置动作灵活，严密不漏。7、调试项目和程序7.1低压加热器的投运7.1.1主机启动前，应检查低加系统各部分阀门、仪表完好；各抽汽管道疏水调节阀开关自如，阀前阀后截止门全开；#7、#8低加疏水导入8排汽装置的截止门打开；开启管、壳侧放气门，关闭放水门。7.1.2汽轮机启动带负荷过程中，低压加热器随机启动或按压力由低到高依次自动投入工作。低加投入前各加热器水位保护必须投入，定值准确，动作可靠。加热器各进汽管道疏水阀投自动。7.1.3缓慢开启主凝结水进口阀，然后再缓慢开启主凝结水出口阀，关闭旁路阀；加热器放气门见水后关闭。缓慢开启抽汽管路阀门，向加热器送汽。7.1.4加热器出现水位后，检查疏水调节阀、逆止门及信号装置的灵敏性。手动控制疏水调节阀开度，维持正常水位。当疏水量达到疏水调节阀能自动控制范围内时，手动倒自动，并监视自动投入情况。7.1.5当负荷升至1/3～1/2满负荷时，且汽侧及管道冲洗干净水质合格后关闭7、8号低加紧急疏水，开正常疏水阀门，打开连续排气系统阀门导入排汽装置。7.2机组运行中低压加热器检修后的投运7.2.1关闭管、壳侧放水门，全开管侧放空气门，缓慢开启给水进口阀，放空气门见水后关闭。观察壳侧有无水位升高现象，慢开给水出口阀关闭给水旁路阀。打开连续排气门，#7A、#7B低加疏水至排汽装置手动阀打开。7.2.2按抽汽压力由低到高逐个打开低加进汽阀暖管，注意温升率维持在2℃/min（不能超过3℃/min），逐步开大进汽阀至全开。7.2.3调整加热器水位至正常，疏水投入自动