徐州华润电力有限公司
彭城电厂二期工程2×300MW机组
辅机招标文件
高加进口电动三通阀
第三卷附件
目录
1 总则
2 阀门规范
3 阀门使用环境及条件
4 技术要求
5 设计界限
6 供货范围
7 质量保证及试验
8 监造及见证、出厂验收
9 包装及运输
10 技术文件
11 售后服务
12 其它
13 附录
1 总则
1.1 本技术条件书的使用范围，仅限于徐州彭城电厂二期工程(2×300MW)机组高压加热器进口电动三通阀订货招标。
1.2 本技术条件书提出的是最低限度要求，并未对一切细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。投标方应保证提供符合本技术条件书和有关最新工业标准的产品。
1.3 投标方如对本技术条件书有异议，应以书面形式明确提出，在征得招标方同意后，可对有关条文进行修改。如招标方不同意修改，仍以招标方意见为准。
如投标方没有以书面形式对本技术条件书明确提出异议，那么投标方提供的产品应完全满足本技术条件书的要求。
1.4 投标书和合同文件(包括图纸、计算书、会议纪要、说明书等)应采用国际单位。
1.5 本技术条件书所使用的标准如与投标方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。
1.6 招标方有权修改现有的技术条件书，最终的技术条件书将作为合同附件，与合同正文同等效力。
2 阀门规范
本期工程安装2台300MW燃煤机组，每台机组设一列高压加热器（3台高加），每列高加设进口电动三通闸阀一台。
3 阀门使用环境及条件
3.1 环境条件
(1) 安装地点：室内
(2) 厂区海拔高度：36m(黄海高程)
(3) 年平均气温：14.2℃(历年平均气温)
(4) 极端最高气温：40.6℃
(5) 极端最低气温： -22.6℃
(6) 平均相对湿度： 69%(历年平均相对湿度)
(7) 地震烈度：7度
3.2 阀门的使用条件
被加热介质：给水
pH值： 8.8～9.3
给水硬度：～0μmol/L
水的导电度：≤0.2μs/cm(25℃)
二氧化硅：≤100μg/L
3.3 电源参数
电压/相数/频率： 380V 交流/ 50 Hz; 3相3线制
4技术要求
4.1 阀门性能要求
4.1.1 方产品必须是300MW及以上机组使用的主要品牌。产品必须在国内具有五年以上成功应用业绩，无不良使用和售后服务记录。投标方提供的的品牌产品应为原产国、原厂家全新产品。
4.1.2 投标方应依照招标方提出的参数条件，选定满足要求的阀门并提供阀门的规范。所有
阀门必须按ANSI B16.34、ANSI B31.1、API、FCI、及ASTM等相关标准执行、选材、制造和试验。阀门的设计应满足介质温度、压力、流量、流向、以及严密性要求，并满足系统开/关时间的要求。
4.1.3 阀门的设计该根据管线表中所提供的运行工况及有关的法规和标准。阀门的压力——温度规范应按ANSI、MSS和AWWA等法规和标准。
4.1.4 所有阀门及附件都能操作灵活，开启和关闭速度稳定，并能满足阀门数据表中的所注明的技术条件，所有规范和型式相同的阀门是可互换的。
4.1.5 投标方依照运行条件及投标方提供的特殊设计为基本原则来决定阀门开/关的时间。
4.1.6为了防止阀门在开启或关闭时过调，阀门都应设置可调或行程限位制动器。
4.1.7阀门在开启或关闭时所碰到的阀座两侧最大的不平衡力，是手动操作阀门的最大操作
力，也是电动操作阀门的设计力。
4.1.8 在规格参数表中规定的工作条件下所有阀门组件都应能双向平衡可靠地操作。
4.1.9 阀门的泄漏试验按MSS—SP—61规定执行。
4.1.10电动阀还同时配备手动操作机构。
4.1.11阀门应能按第3.1给定的地震荷载保持结构的整体性。
4.2 结构及设计特点
4.2.1 有特定流向要求的阀门，流向应清晰地永久性地标在阀门上。
4.2.2 滑动部件间应有一定的硬度差别以防相互咬紧，并提供有利的磨损特性，如：阀杆
与上密封衬套，阀体与导向衬套，密封圈的支承面等。
4.2.3 填料和压盖
(1) 所有需要填料的阀门都应配供投标方推荐的自润滑填料，其可滤氯化物含量不超过25mg/I，填料应具有降低不锈钢阀杆腐蚀的措施，并且不需拆卸阀杆就可更换。
(2) 所有阀门都应能在不拆执行器时更换填料，且不得接长阀杆来满足。
4.2.4 所有阀门应配备可调行程挡块以防止阀门在开/关位置时超行程。
4.2.5 凡不采用平行闸板的都应配有全阀体导程挠性楔型闸板。
4.2.6 闸阀应为全通径式，不允许使用文丘里阀体闸阀和缩口闸阀。
4.2.7 为防止阀盖压力过大设置的疏水小孔应位于其上游。
4.3 材料和焊接
4.3.1 保证所有材料适合于所输送的流体是投标方的责任。所有承压零部件材料均应符合ASTM相关规范的要求，并予说明，非承压材料如垫片、填料等也要满足相关规定或投标方的标准。
4.3.2 建议钢制闸阀采用以下密封面：ANSI 600级及以上钢制闸阀的阀座圈和阀盘应堆焊6号司太立合金。只采用司太立合金堆焊阀座圈时，钢制阀楔或阀盘应该用11－13 铬钢进行表面硬化处理，阀座圈也可采用整体硬质材料代替堆焊处理。投标人可推荐使用成熟可靠的技术方案，供招标人选取。
4.3.3 与不同材料的管道焊接的阀门应在厂内焊一段与管道材料一致的短管。短管的壁厚应根据阀门的设计压力和温度以及水压试验的要求进行选择。
4.3.5 所有焊接都应符合相关规范或标准的要求。所有的焊接程序和焊工资格合格性应按ASME第9章。
4.4 阀门操作装置及附件
4.4.1 执行机构的大小将使其工作时能克服系统所能达到的最大差压，执行机构为电动机驱动。
4.4.2 电动执行机构应配置手轮，在电动操作器脱开时，无论电机是运行或静止，都能安全地合上。
4.4.3 电动执行机构中的电子设备（包括接触器）应安装在执行机构本体控制箱内，能满足就地控制和远方控制的要求。控制箱上应配置就地控制/远方控制的切换开关以及就地操作开关或按钮，当切换到就地控制时，只要接通电源，操作人员在就地就能进行操作；当切换到远方控制时，接口满足与DCS系统相连接的条件以便操作人员在控制室内进行遥控操作。
4.4.4 投标方提供的电动执行机构将有足够的功率以保证阀门的顺利工作，执行机构的功率将足以在电厂整个寿命期内克服由于脏污、腐蚀、磨损所产生的阻力，当输入电压在80%~110%的额定电压时，执行机构能正常起动和运行。
4.4.5 电动执行机构应直接安装在阀门上，由投标方配套供货，投标商应提供阀门和电动执行机构配套的符合国际标准的机械接口，确保电动执行机构与阀门实现合理的机械连接，并完成有关整体调试工作。
4.4.6 电动执行机构应配备防冻加热器。
4.4.7 电动执行机构具有就地位置指示，就地位置指示器为标尺或机械刻度式，可以指示在完全打开、关闭及中间位置。用于可调整阀门（即可停在中间位置）的电动执行机构应配电流位置变送器，以显示执行机构的实际位置，电流位置变送器可提供4-20mA DC最大信号负载不低于600欧姆的阀位输出。
4.4.8 电动执行机构接受380V 50Hz 三相三线制电源，电动执行机构内部需要的其它各档电源由电动执行机构自身提供。电动执行机构失去电源时，执行机构将保持在此时的位置以维持稳定工作，并应送出报警信号。控制系统电源丧失时，只要执行机构电源存在，执行机构能通过相应的操作器对其进行人工遥控。
4.4.9 电动执行机构应提供电动和机械制动装置。并根据安全、可靠的控制要求定出最小和最大开度。
4.4.10 没有力矩开关的电动执行机构能在堵转状态时不致损坏执行机构。
4.4.11 电动执行机构的铭牌额定功率将不小于被驱动设备的设计工况下所需的制动功率的100%，这个要求在任何动作速度和工作条件下都将得到满足。电动执行机构的操作力、定位力和操作速度由投标方选择，应达到本技术条件书规定的最佳控制特性。
4.4.12 电动执行机构防护等级不低于IP65，并应充分考虑防腐蚀措施。为了电气接线的方便，电动执行机构应带必要的接线盒，连接到本体接线盒的动力电缆与控制电缆应分开。对于较大容量的阀门电动执行机构，应配置大型接线端子，并应有足够的接线空间，以便于外部电缆的连接。投标方应提供电动执行机构的技术资料。
4.4.13 电动执行机构应带有限位开关、力矩开关、过负荷装置等。开、关向限位开关及力矩开关和过负荷装置接点数目除满足自身需要外，还应提供行程开关（开、关向各1个DPDT）和过负荷（如过流、过载等）、过力矩故障报警接点。对于特殊要求的阀门，配置行程开关（开、关向各2个DPDT）并可整定在全开、全关或任何中间位置满足运行要求。所提供的接点均应为干接点，其最小接点断开容量为感性负荷110VDC 0.5A。
4.4.14 配套的电动执行机构应按SIPOS、ROTORK 、AUMA三家原装进口产品分别报价，供招标方选定。
4.5 其它要求
4.5.1 阀门清洁
(1) 出厂之前，阀门内外应进行清理。
(2) 所有的杂物，如金属碎片或铁屑、焊渣、碎布和一切其他异物，都应从各部件内清除掉。一切氧化皮、锈、油、粉笔或油漆标记及其他有害物质都应从所有内外表面除掉。
(3) 不锈钢表面应用不含卤化物的溶剂，并用砂布进行清洗。用来清洗碳钢或铸铁的材料不应用于清洗不锈钢表面。
4.5.2 表面处理和涂层。
(1) 投标方应提供防腐保护的完整说明，包括清洗和涂层工艺及所用涂料的特性说明。
5 设计界限
5.1 投标方设计范围：高加进口电动三通阀本体及附属零部件。
6 供货范围
供货范围应包括使所有阀门达到技术、性能要求所必须的阀门和零部件，包括（但不限于）下列各项：
阀门本体及附件
电动执行机构及附件
阀门连接过渡段
6.1 供货清单：投标方应以如下表格方式提供供货清单。
6.2 专用工具：投标方应以如下表格方式提供工具清单。
6.3 备品备件：投标方应以如下表格方式提供备品备件明细表。
7 质量保证及试验
7.1 阀门设计、制造等方面应遵照(但不限于)的规范和标准如下：
AWWA——美国自来水厂协会
ANSI——美国国家标准协会
B16.34——钢制阀门（对焊接口和法兰端面）
B31.1——动力管道
MSS——阀门及管件工业制造商标准化协会
SP-84——钢制阀门（承插焊端面螺纹端面）
7.2 上述标准和规定仅提出了基本的技术要求。如果投标方提出了更经济合理的设计、材料、制造工艺等，同时又能使投标方提供的阀门达到本技术条件书之要求，并确保安全连续运行，在征得招标方同意后，投标方可以不全部使用上述标准和规定。
7.3 质量保证
7.3.1 投标方应向招标方提供一份质量管理和质量保证文件及使用的有关标准和规定的目录清单；并提供一份制作加工进度表(包括检查和试验)。
7.3.2 在图纸设计和材料选择方面应准确无误，加工工艺无任何缺陷和差错，技术文件及图纸要清晰、正确、完整，能满足安装、起停、正常运行和维护的要求。
7.3.3 所有阀门在施工现场应不需解体就可投入使用，如因阀门质量原因需要在施工现场解体维修，投标方应承担一切费用。
7.4 试验
7.4.1 材料试验
7.4.1.1 所有压力边界范围内使用的材料都应按ASTM材料规范选用。
7.4.1.2 投标方应在投标书标明无损探伤的范围。
7.4.2 工厂试验
7.4.2.1 阀门应按照适用的规范和标准，进行水压试验和阀座泄漏试验。所有ANSI600级和600级以上的钢制阀门按要求进行有关试验，还应进行双向关闭严密度试验。
7.4.2.2 阀门应在最大工作压力下循环以确保阀门在规定时间内能平稳可靠地操作，其他的阀门应进行全开到全闭循环（减流试验）。
7.4.2.3 发现有缺陷的阀门应进行修理并重新试验，钢板和铸件上的补焊应该按照原焊缝的检验方法和同样的质量标准进行检查，锻件上的补焊应按照ANSI B31.1验收标准检查。
7.5 投标方在保证产品质量的前提下，必须满足招标方对供货周期的要求。
7.6寿命要求：整套装置运行寿命为30年。
7.7 其他
7.7.1 阀门的噪声水平应符合“工业企业噪声卫生标准”的规定，采用保护听力和身体健康允许的连续噪声级检验，即距阀门外壳1m处的噪声不得大于85dB(Ａ)。
7.7.2 如果投标方预料达不到7.7.1节规定时，投标方应采取防噪声措施，满足招标方要求，达到控制噪声，使其符合标准。
8 监造及见证、出厂验收
8.1 投标方应在本合同生效日起1个月内，向招标方提供本合同阀门的设计、制造和检验标准的目录。
9 包装及运输
9.1 投标方负责阀门的包装及托运。包装及托运费包括在阀门总价内。
9.2 由制造厂至始发站(港)的运输、装卸及保险费包括在阀门总价中。
9.3 投标方应在阀门发运同时，将每批发运的货名、件数、编号、发运日期、发运地名及车号通知招标方。
9.4 阀门到达收货站前15天，投标方应将提货单、发货车、装箱单、识别标志、检验证及其它必须提交的单据一式叁份，送交招标方。
9.5 阀门在运输过程中，由于包装不当造成的损失和损坏，全部由投标方负责，运输中发
生阀门损坏和丢失情况其原因不属投标方时，由招标方向承运部门交涉，办理索赔。投标方配合并向招标方补充缺损件。
9.6 阀门到达收货地点后，收货单位应及时清点货物件数及包装外观完整情况：如货物与发货清单不符或包装损坏时，收货单位在妥善保管同时，及时书面通知投标方。
10 技术文件
10.1 供方提供的资料使用国家法定单位制，语言为中文。其中提供的图纸同时提供AUTOCADR14电子文本。
10.2 资料的组织结构清晰、逻辑性强。资料内容要正确、准确、一致、清晰完整，满足工程要求。
10.3 供方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同签定后 15天内给出全部技术资料清单和交付进度，并经需方确认。
10.4 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必需的文件和资料，一经发现，供方也及时免费提供。
10.5 需方要及时提供与合同设备设计制造有关的资料。
10.6 供方提供的技术资料为每台机组12套,电子版2套。
10.7 投标方在投标时应提供的技术文件：
(1) 工厂质量认证材料、工厂概况和业绩表。
(2) 外协和外购的重要部件的生产许可证。
(3) 必要的图纸和资料。包括阀门和附件的数据规范表、阀门和执行机构的尺寸图，包括ASTM材料规范的清单，拆卸间隙尺寸，连接尺寸和重量，并提供阀门执行机构的详细数据规范表和控制接线图和端子排出线图。
(4) 投运产品曾发生过的问题、解决办法及效果，拟采取哪些完善措施？
10.8 投标方在中标后，应在7天内向设计院提供下列技术文件贰份：
10.8.1 阀门说明书。
10.8.2 阀门外形安装尺寸图、电气、控制有关图纸，电负荷。
10.8.3 为安装和检修用的易损件清单，以及更换的时间要求。
10. 供方在产品完成后，每台机组应向需方提供下列图纸资料的中文版（进口部件提供原版及中文资料）。
至少包括下列内容：
(1) 质量证明文件（包括原材料合格证和各种检验合格证等）；
(2) 10.2中的文件
(3)装箱清单
11 售后服务
11.1 投标方在投标时应书面详细说明所愿意承诺的售后服务项目和内容。这些承诺将与本技术条件书要求具有同等效力。
11.2 以下售后服务是最低的要求：
11.2.1 在需要时投标方应派代表到现场指导安装、调试和试运行，并负责解决合同阀门在安装、调试、试运行中发现的制造质量及性能等有关问题。
11.2.2 产品质保期定为机组经168小时试运行投入生产后两年。在产品质保期内制造质量问题由投标方负责修理或更换。
11.2.3 对非投标方责任造成的阀门损坏，投标方有优先提供配件和修理的义务。
11.2.4 对招标方选购的与本合同阀门有关的配套部件，投标方有提供技术配合的义务，并不由此而发生任何费用。
11.2.5 投标方有长期提供阀门易损件或提供易损件供应商名单的义务。
11.2.6 投标方有为招标方免费培训运行维护人员的义务。
12 其它
12.1 投标要求
12.1.1 投标方收到技术条件书后，应就其内容和要求作仔细研究。应逐条就技术条件书要求详细答复。投标书和技术条件书的偏差之处，要特别仔细地加以说明。
12.1.2 报价部分应与技术部分分开，并单独予以封缄。报价时应就阀门、外购件、备品备件，专用工具等尽可能详细地分项分细节予以报价，最后得出总价。报价应为闭口价。
12.1.3 投标方应详细说明那些项目是免费和优惠的，以便招标方对投标方的优惠程度作出正确判断。
12.1.4 投标方可就本技术条件书之外的事项作出承诺。一经中标，这些额外承诺将与本技术条件书要求具有同等的效力。
12.2 本技术条件书未包含之项目由双方另行签订协议。
13、附录
高加电动三通阀技术参数见附表
电力变压器常见故障的分析与处理 变压器是靠电磁感应原理工作的，改变电压、联络电网、传输和分配电能；电力变压器是变电站核心设备，结构复杂，运行环境恶劣，发生故障和事故对电网和供电可靠性影响大，需要针对具体情况立即采取措施；变压器故障的分析判别牵扯的学科领域多，既要有电工、高电压、绝缘材料、化学分析等基础知识，还要熟悉自动化、热学等；变压器的故障种类多，表现形式千差万别，需要熟悉结构原理、熟悉现场运行条件、熟悉每台设备特点等，具体问题，具体分析。 第一章：大型变压器显性故障的特征与现场处理 显性故障：是指故障的特征和表现形式比较直观明显的故障，在此，结合现场实际，对大型变压器显性故障的原因和特征进行了叙述和分析，介绍了现场常见的处理办法，也是一些比较简单的办法。 一、外观异常和故障类型： 变压器在运行过程中发生异常和故障时，往往伴随相应外观特征，通过这些简单的外部现象，可以发现一些缺陷并对异常和故障进行定性分析,提出进一步分析或处理的方案。而且可以对一些比较复杂的故障确定检修和试验方案.以下从几个方面进行分析和处理：
1、防爆筒或压力释放阀薄膜破损。 当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方的空气，在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，若引起薄膜破损还会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施： 1）呼吸器因硅胶多或油封注油多、管路异物而堵塞。硅胶应占呼吸器的2/3，油封中有1/3的油即可，可用充入氮气的办法对管路检查2）(油枕)安装检修时紧固薄膜的螺栓过紧或油枕法兰不平，(压力释放阀)外力损伤或人员误碰。更换损坏的薄膜或油枕. 3）变压器内部发生短路故障，产生大量气体。一般伴随瓦斯继电器动作;可先从瓦斯继电器中取气样，若点火能够燃烧，需取油样色谱分析和进行电气检查，确定故障性质，故障原因未查明，消除缺陷前变压器不能投运。 4)弹性元件膨胀器内部卡涩.更换或由制造厂处理. 5)隔膜结构的油枕在检修或安装时注油方法不当，未按规定将油枕上部的气体排净。停电将变压器油注满油枕，再将变压器油放至合适的油位高度。 6）胶囊结构的油枕因油位低等原因，胶囊堵塞油枕与变压器本体的管路联结口。在管路联结口处装一支架，防止胶囊直接堵塞联结口。 2、套管闪络放电。 套管闪络放电会使其本身发热、老化，引发变压器出口短路事故；低压套管尤其严重;其主要原因和措施有：
高加解列： 机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理： 一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC （解除和投入均须汇报中调）。 二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况
下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。 三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意
高加注水查漏的技术措施 编制目的： 高压加热器是发电机组运行中，汽机不可缺少的重要组成部分；它的正常投入能够使给水与抽汽进行热交换，从而加热给水，提高给水温度，是火力发电厂提高经济性的重要手段。为确保我厂高压加热器的正常投入和稳定运行，提高高压加热器投入率特制定以下措施：一、高压加热器注水查漏 （一）、高压加热器水侧投运 1、检查高压加热器各水位计、温度、压力表计正确投入； 2、检查高加进口电动三通阀在关闭状态，给水走旁路，给水母管压力正常； 3、检查高加出口电动门在关闭状态； 4、检查关闭高压加热器进出、口管道放水门； 5、检查关闭高压加热器进出、口水室放水门； 6、检查高压加热器汽侧水放尽后关闭放水门； 7、检查关闭高压加热器危急疏水门； 8、开启高加水侧放空气门，就地稍开高加注水阀向高加缓慢注水； 9、待高加水侧放空气门连续出水后关闭水侧放空气门；
10、待高加水侧压力升至与给水母管压力相同时（若高压加热器水侧压力达不到给水母压力，则停止充水，对高压加热器进行查漏并联系检修处理），观察10分钟，检查高加水侧压力及汽侧水位的变化，以确定高加是否泄漏； 11、缓慢开启高加出口电动门，检查高加水侧压力及汽侧水位有无异常，以确定高加及相应管路是否泄漏，直至高加出口电动门全开； 12、开启高加入口电动三通阀，切断给水旁路，关闭高加注水阀，注意给水温度、压力的变化； （二）、高压加热器汽侧投运 1、机组冷态启动时，高压加热器汽侧采用随机投运，汽轮机冲转后，投入高压加热器汽侧运行； 2、检查高加逐级疏水调节装置各阀门位置正确； 3、确认1、2、3号高加抽汽管道疏水阀在开启位置； 4、开启1、2、3号高加危急疏水调节阀； 5、开启抽汽逆止阀，开启抽汽电动阀，高加汽侧随汽轮机冲转升速进行暖管、升压； 6、当高加汽侧压力高于除氧器内部压力时，关闭高加启动排气门，开启高加运行排气门； 7、当高加汽侧压力大于除氧器压力0.2MPa以上时，高加疏水应倒至除氧器，关闭高加危急疏水调节阀，高加疏水导至逐级自流二、高压加热器的停运
火电厂高加解列后的处理 一般来说，300MW大部分都是汽包炉，也就是亚临界居多，高加解列处理都大同小异。机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证除氧气水位正常。处理：1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。 2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。 3.注意快速调节主再热汽温，防止超温。通过燃烧及减温水共同控制。 4.凝汽器热负荷瞬间增大，注意监视高扩、本扩温度，及时投入减温水。5.调节除氧器水位正常，防止凝结泵过负荷。6.及时查找高加跳闸原因进行处理。应检查是否水位保护动作、高加水侧有无泄漏、逐级及事故疏水调阀是否卡涩拒动等。7.恢复投运时要对高加注水、汽侧暖管、开高加进出水门时注意调节汽包水位，防止瞬间断水。 而对于直流炉来说则不一样，直流炉高加解列后，1、负荷大概能加10％左右。2、主蒸汽压力先因抽汽中断负荷上升调门快速关小而导致升高，3、主蒸汽温度因为蒸汽流量下降而先升高，3、再热汽压因为高压缸抽汽减少，高排蒸汽流量增大而先升高。处理的要点就是1、在解列初期注意调整汽温，防止超温，可不用退机组协调，协调会自动减负荷，降给煤量，出现大的波动是干预一下即可。2、随着机组负荷趋于稳定，给水温度下降导致蒸干点后移，主、再热汽温下降，此时应注意协调在初期的减煤后应手动干预增加给煤量，以保证主再热汽温。3、凝汽器和除氧器水位可由除氧器水位调整站自动调整过来，不必要干预。4、高加解列后应注意抽汽管道上疏水门开启，并监视抽汽管道温度不出现剧烈变化，防止汽轮机进水。5、给水泵在高加解列瞬间小机进汽压力升高，给水压力升高、同时要求给水流量降低，此时应注意给水泵转速应不会有太大变化，注意监视即可。
高加解列 机组运行中，若出现“高加水位异常”、“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理： 1一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。2迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。 3高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 4高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 5待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 6由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 7汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。
高加运行中泄漏原因分析及对策 鲁叶茂李旭辉 (大唐洛河发电厂安徽淮南 232008) [摘要]对高加运行中泄漏原因进行了深入的分析，指出了在运行操作、自动控制、设备质量和检修工艺等方面存在的问题，通过技术攻关，高加泄漏问题得到了很好解决，取得了良好的经济效益。[关键词]高加泄漏分析对策 The analysis and countermeasure to the causation of the high pressure feed water heater’s l eakage problem Lu Ye-mao Li Xu-hui （Datang Luohe Power Plant, Huainan 232008 ,China） Abstract : This paper analysis the causation of the high pressure feed water heater’s leakage problem, and point out the problems in operation, autocntrol, equipment quality and service technique. The relevant ways and means have been proposed .Now the leakage problem has been solved, economic benefit has been obtained. Key words : high pressure feed water heater; the reason of leakage; analysis；countermeasure 国产引进型300WM机组均采用回热系统，高加的投入对机组运行经济性影响很大（具体数据见表1），而且加热器的停运还会影响机组的出力，若要维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片、隔板的轴向推力增加，为了机组的安全，就必须降低或限制汽轮机功率，影响机组带负荷能力。 [1] 1高加泄漏原因分析 洛河电厂#4机组为国产引进型300MW汽轮机组，采用单列卧式表面式加热器，三台高加疏水逐级自流，并各有一路危急疏水直通高加危急疏水扩容器。2003年，我厂＃4机组高加投入率较低（见表2），主要问题是泄漏频繁，全年＃4机组高加共泄漏10次，严重影响机组的经济运行，为此，厂部专门成立解决高加泄漏攻关小组，对造成故障的原因进行了全面的分析和查找。 表2：2003、2004年洛河电厂＃4机高加投入率（％）
加解列高：机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理：一在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。 二迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。三高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。 八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电机线圈温度的上升情况。如出现凝结水泵超负荷的情况，立即启动备用凝结水泵，以保证除氧气水位正常。 处理： 1.确认高加汽水侧已解列，高加危急疏水开启，检查所有高加抽汽逆止门、电动门关闭严密，检查抽汽电动门前、逆止门后疏水开启，防止发生水冲击。 2.调整炉侧燃烧，控制负荷，调节汽包水位正常。
300MW机组高压加热器泄漏原因分析和对策 曹枝阳 （华能平凉发电有限责任公司，甘肃平凉744000） 【摘要】：高压加热器是给水系统的重要设备，其性能和运行的可靠性将直接影响机组的经济性以及安全性，平凉电厂＃2机组＃3高压加热器在运行中管束频发故障，本文对高压加热器泄漏产生的原因及疏水调节系统和运行水位进行分析，介绍管束泄漏的处理方法，及应采取的预防措施。 【关键词】：高压加热器；泄漏；汽水两相流；原因分析；措施。 0 概况 平凉电厂4×300MW，分别于2000年9月、2001年6月、2003年6月和11月投产，配用的高压加热器（以下简称高加）系哈尔滨锅炉厂引进美国福斯特·惠勒公司技术设计、制造，产品型号为GJ－820－3，＃3高加布置于12.6米层。给水系统为大旁路，高加疏水为逐级自流，高加设计有内置式蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段，高压换热管为U形碳钢管卧式布置；机组自投产以来，高加多次发生泄漏，严重影响机组运行经济性，尤其以#2机#3高加比较突出。因此，对高加泄漏的原因进行分析，并提出相应对策和措施是十分必要的。高加热力系统如图1所示。 图1 高加热力系统 1 运行情况 平凉电厂＃2机组于2001年6月168h试运投产后，在2002年1月16日，运行中的＃3高加水位高报警，机组申请调峰至280MW，将高加汽、水侧隔离后，打开高加人孔，经风压检查发现，管板左上侧有两根管束泄漏，用管塞封焊处理，高加停运38小时。2002年5月24日，运行中水位高报警，将高加隔离后，汽侧打风压试验，用肥皂水检查管板发现，管板左上侧临近同样部位新发现有四根、右上侧临近边缘新发现六根管束泄漏，同样用管塞封焊的办法处理。2002年11月22日，运行中水位高报警，机组申请调峰，高加系统解列，#3高加解体后，汽侧打风压检查发现，管板左上侧邻近同样部位新发现有两根泄漏，在附近扩大封堵共五根、右上侧同样部位新发现三根管束泄漏，在附近扩大封堵共六根、中上部有一根泄漏在附近扩大封堵共四根。2003年3月9日，运行中水位高报警，机组申请调峰，高加隔离停运，检查发现左上侧、右上侧各一根，均因堵塞封焊处存在气泡和裂纹出现泄漏，补焊处理。2003年5月3日，运行中水位高报警，机组申请调峰，高加隔离停运，管板左上侧领近同样部位新发现有两根泄漏，在附近扩大封堵共六根，右上侧一根，中上部一根，用管塞封焊的办法处理。2003年7月，在机组小修期间，委托西安热工院对#3高加进行100％涡流探伤检查，发现管束存在不同程度损伤的共有八十四根，其中管壁损伤壁厚小于60％的有26根，按热工院意见进行预防性封堵处理，但在做气密试验检查时，发现原封堵管塞封焊多处有气孔、裂纹等问题，原因是在封堵溶合区，由于多次泄漏反复补焊后，堆焊溶合区存在的应力未
汽车维修中常见故障经典案例分析 1、汽车油表不准 我的车子购买了一段时间，现在有一个小问题，虽不影响使用，但是也搞得我很不方便。这个问题就出在我的油表上，它的准确度绝对令人怀疑。在前1/2的时候，指针下降得很慢，而过了一半之后，感觉发动机就像是在喝油一般，指针刷刷地往下掉。每次我都会在指针到达最后一条白线的时候去加油，可是有时候100块的油加进去了，指针上升到的位置却不相同。甚至有一次加满了油，指针却不能到顶，这是怎么回事？ 诊疗意见：关于油表指针的下降速度率不相同这一现象，有可能是设计上的问题，有些车型的油表本身就不是依照线性方式设计的，前半程慢、后半程快这一现象应该是比较正常的。油表指针为不稳定，可能是油表的油位传感器有问题。如果确认加满了油以后，没表指针没有到顶，应该是油表的显示器有问题。这些问题到修理厂检修一下就可以了。 2、汽车电动车窗突然自动下降 我的车属于中高档次车型，4门电窗是标准装备，本来使用上是极其方便的，尤其是主驾驶侧的一键升降式设计，免除了通过一些收费站点的时候，要始终按住控制钮的麻烦，比我以前那车的电动门窗好多了。可是高级东西也有各种问题，现在我的主驾侧电窗每当升到顶后，会突然自动下降一段，弄得我每次关窗的时候，还要小心翼翼地控制着它，省事变成了费事，会不会是控制系统出了问题呢？ 诊疗意见：一般高级轿车在电动车窗的设计上都会安装一个防夹功能，可以避免由于意外操作造成的人员伤害。在车辆的使用过程中，如果车门顶框内部镶有部分物体，车窗升到此部位的时候，传感器会启动防夹功能，使车窗下降。另外，有时候在高速行驶过程中，由于电压的原因会使玻璃无法沿着轨道顺利上升，也会导致防夹功的功能的启动。这种情况下，最好到特约维修站进行一下调节，检查一下是否有异物影响车窗升降，并进行调整。 3、汽车车灯密封不严 前段时间气候变化无常，经常有暴雨现象出现，我的车子也算是几经风雨，总算老天保佑，我车子度过了一次又一次危机，没有成为都市立交桥下积水的牺牲品，这其中也有一部分是我驾驶水平过硬的功劳了。虽然车子没在雨中牺牲，但是这连绵的雨水确实为我带来很大的麻烦。只要一下完雨，我车的前大灯内就是一片水雾蒙蒙，你说这水雾在灯罩里面我也没法擦啊！想到车内现雾气的时候，可以利用暖风烘烤的方式去除，不知这种烘烤的做法是否也适用于车头灯呢？ 诊疗意见：由于车灯密封不严，在清洗和下雨的时候很容易造成进水，而当内外温差较
单台高加汽侧解列对机组运行的影响 发表时间：2019-09-11T10:02:19.703Z 来源：《中国电业》2019年第10期作者：黎全宝谢良辰 [导读] 以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。 国家能源集团兰州热电有限责任公司，甘肃兰州 730010 摘要：本文以白银热电#1机组在调试期间#3高加汽侧单独解列案例为研究对象，从汽机运行的角度详细分析了超临界机组单台高加解列对系统运行的影响。为同类型机组出现类似异常工况时提供了解决问题的方向。 关键词：单台高加汽侧解列；运行影响；调整方式 1高压加热器系统简介 1.1高压加热器及系统介绍 甘肃靖煤白银2×350MW热电厂高加系统采用的是“大旁路”系统, 配置了高加组入口旁路联合阀(ac 导通则表示高加投入运行, ab 导通则为高加旁路投入运行)。高加正常疏水采用了气液两相流“1号→2号→3号→除氧器”的逐级自流方式, 每台高加都有事故疏水阀放水至凝汽器疏水扩容器。其水侧、汽侧的系统布置如图1所示[1]。 1.2 高压加热器的保护 该电厂350MW 机组高加水位保护设置情况如下表1 所示。 2单台高加汽侧解列案例 2.1 #3高加汽侧解列工况介绍 2015年9月24日7时10分，#1机并网后升负荷阶段，#3高加液位升高，采取全开疏水器前截门及旁路门，关小疏水器进气门等方法后，#3高加水位仍然升高至Ⅱ值，事故疏水电动门未联开，就地手动也打不开。为保证给水温度，运行人员采取手动解列#3高加汽侧，高加水侧运行，#1、#2高加疏水通过事故疏水门排入凝结器。期间，虽联系检修处理，但检修回告此缺陷必须停机后处理。
高压加热器泄漏原因及防止措施 高压加热器系统是火电机组的主要热力系统之一。长期以来，由于设计、制造、安装和运行等方面的原因，加热器泄漏的情况屡有发生，特别是大机组的高压加热器，情况尤为严重。因高压加热器系统泄漏导致故障停运的次数已占整个高压加热器故障停运的次数的6 0 % 以上，成为影响大机组等效可用系数的第二位因素，仅次于锅炉爆管。这不仅影响大机组的稳发，满发，而且因给水温度下降，使整个机组的热效率降低，影响了大机组高效低耗优越性的正常发挥。随着当前电力企业内部挖潜增效工作的深入开展，在运行中及早发现高压加热器系统的泄漏，尽早采取措施，把故障的损失降低到最小程度，以提高整个火电厂循环的经济效益，是当前摆在我们面前的紧迫任务之一。 1 高压加热器泄漏原因分析 1.1 高压加热器启停时过大的热冲击有的机组由于高压加热器不能随机启动，使其在每次启动过程中，都受到较大的热冲击，导致加热器水室隔板泄漏。按规程规定要求高压加热器进汽电动门应间歇开关，而实际操作过程中电动门并不具备这一功能，在高压加热投运和解列时，电动门的开关是在短时间内完成的。由于机组启停频繁，启停时其温度变化率超过规定的允许值，结果使高压加热器内部管子及管板温度急剧变化，从而产生一定的交变热应力，在这种应力的作用下，管子受到疲劳损伤破坏。 1.2 高压加热器疏水水位不稳定高压加热器运行时，其疏水水位的热工测量信号与实际的水位不符，即实际水位在要求范围内，而测量的水位信号却反映偏高或偏低，造成所谓的“虚假水位”，当反映偏高时，危急疏水电动门自动开启，导致高加低水位或无水位运行;当反映偏低时，危急疏水电动门自动关闭，疏水水位逐步升高，导致高水位保护动作，危急疏水电动门又再次开启，甚至由于测量水位信号误动而导致高压加热器解列。无论是测量水位反映偏高或偏低，均使得危急疏水电动门频繁开关，使管束受到不应有的冲刷，震动，管板过热，从而加速了管子的损坏程度。通过观察，高压加热器管子断裂处均在与管板连接位置。 1.3 高加热器危急疏水调节门不严机组为了提高安全运行可靠性，高压加热器装设了危急疏水系统，但由于国产疏水调节门质量不过关，造成内漏，不能保持一定的疏水水位，致使管子长时间受到汽水冲刷振动以及管板过热。 1.4 高压进汽门不严高压加热器解列时，由于进汽门不严，仍有部分加热蒸汽漏入，造成管子过热，导致强度降低。 1.5 损坏断裂管子对周围的破坏高压加热器内损坏断裂的管子端部处于自由状态，在高速气流的冲击下自由摆动，不断碰磨撞击断裂管周围的管子，扩大了周围管子的破裂泄漏。 1.6 高压加热器振动蒸汽在加热器管外流动，横向或纵向冲刷和流经管束，是使高压加热器产生振动的主要因素;有的高压加热器水侧由于无排空装置，在
高加切除试验总结 一、设备概况 台山电厂二期汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。汽轮机型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。 1、高压抽汽参数 二、操作风险分析 1、高加退出操作主要防止抽汽电动门关闭过程中，抽汽压力的突然降低，造成虚假水位，水位高保护动作。采取措施：强制水位保护及保证高加低水位。 2、倒高加疏水时，凝汽器受冲击，发出大声响和振动，控制措施适当控制直接进入凝汽器疏水量。 3、高加切除后，凝结水流量会增加，防止精处理过流量跳闸，措施提前将精处理流量保护值提高到900T/H，凝结水流量大联起定值提高到3000T/H。 4、高加切除过程中，要控制好水冷壁壁温的变化速度不要超出规定值，严格控制操作速度。 5、高加切除后，给水温度降低，需要的燃料量增加可能导致过热器和再热器壁温超限，因此操作要缓慢，并及时调整减温修正和燃烧器摆角。
6、高加切除后，燃水比可能严重失调，导致机组负荷无法带满，控制措施控制加负荷的速度和幅度，防止煤量过调太多。 三、高加的解列操作 1、操作顺序是由高到低的顺序，这样可以防止倒换疏水时，减少对除氧器水位的影响，另外可以防止未退出的高加传热温差过大，产生过大的热应力，以及高加过负荷，具体操作：打开危机疏水调门，对危机疏水管路进行预暖，此时应注意高加水位的控制。 2、关闭高加进气电动门，控制加热器出口温度出口温度变化率不大于3°C/min.操作时应缓慢关闭高加进气电动门。高加进气电动门行程较大，在30%开度时节流效果不明显，操作幅度可适当大些；开度小于30%对抽汽压力及出水温度影响较大应适当缩小操作幅度，“关闭确认中停”应连续点击以确保每次开度变化不小于3%。如图示 可以看出在进气电动门关闭初期，抽气压力及高加出口水温基本不变，在进气电动门关闭后期即使操作幅度很小，也会时抽气压力及高加出口水温发生较大变化，所以操作该门时，前期可以幅度稍大，在开度小于30%以后不仅每次的操作幅度要小尽量控制在5%以下，而且操作间隔要适当拉长，以防止出口温度下降过快。 3、加热器水位的控制。加热器水位在解列过程中宜低不宜高 加热器水位低时因泄露蒸汽的热量损失，使传热性变差，并在疏冷段进口处和疏冷段内引起冲蚀性危害，严重时会使管道损坏。加热器高水位使抽汽管道进水，由于高加加热汽源取自汽轮机各级抽汽，高加汽侧水位高会引起汽机进水导致损毁汽轮机的危险。 高加解列时为安全起见往往强制高水位保护，确保加热器解列操作顺利进
高压加热器泄漏情况原因分析 【摘要】简要介绍六盘山热电厂#1、#2机组高压加热器泄漏的原因分析以及处理过程、处理情况，根据原因分析及运行工况制定相应检修措施，保证高压加热器的稳定运行。 【关键词】高压加热器泄漏事故分析 高压加热器系统是火电机组的主要热力系统之一。六盘山热电厂自投产以来，由于设计、制造、安装和运行等方面的原因，高压加热器泄漏的情况屡有发生，特别是#1、#2机组的#3高压加热器，情况尤为严重。因高压加热器系统泄漏导致故障停运的次数已占整个高压加热器故障停运的次数的60% 以上，成为影响#1、#2机组等效可用系数的第二位因素，仅次于锅炉爆管。这不仅影响#1、#2机组的稳发，满发，而且因给水温度下降，使整个机组的热效率降低，影响了#1、#2机组高效低耗优越性的正常发挥。在运行中及早发现高压加热器系统的泄漏，尽早采取措施，把故障的损失降低到最小程度，以提高整个六盘山热电厂循环的经济效益，是当前摆在机务班面前的紧迫任务之一。 一、#1、#2机组#1、#2、#3高压加热器概述： 1、宁夏六盘山电厂2X330MW热电联产工程燃煤空冷机组的#1、 2、3高压加热器，与上海汽轮机厂有限公司生产的亚临界、一次再热、双缸（即高中压合缸）双排汽、抽汽凝汽直接空冷式汽轮机相配套。高压加热器是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，以提高机组的热效
率，该机组的#1、#2、#3高压加热器采用大旁路系统，配置为2台机共6台高压加热器。 2、生产厂家为济南市压力容器厂生产的设备。加热器形式为U型立式加热器，加热器结构基本上是全焊接结构，采用水室球形封头，配置一个压力密封盖式人孔，由壳体、管板、管束、隔板和支撑板、防冲板等部件焊接而成。 3、设备运行环境条件： 进入加热器的给水水质 水中含氧量≤7 微克/升 pH值9.0—9.5 硬度≈0 毫克当量/升 Fe ≤20 微克/升 Cu ≤5 微克/升 SiO2 保证蒸汽中SiO2符合标准 油≤0.3 毫克/升 4、设备运行工况：
某300MW自然循环器包炉机组高加解列的处理及注意事项 机组运行中，若出现“高加水位异常”“高加水位高高”光字牌报警时，表明高加系统疏水可能可能出现了异常，此时，应立即检查高加疏水水位的情况及疏水系统各阀门的状态，水位升高后危急疏水应自动开启，查看抽气系统三台高加一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，查看已动作则表明高加解列汽侧，应检查水侧是否解列走旁路，若旁路未开（看给水流量），及时打开旁路，避免锅炉断水。确认清楚后做如下相应处理： 一、在现有负荷基础上，手动设定增加10---20MW负荷，以防止机前主汽压力超限。满负荷时，可适当减少上层磨给煤量（直吹式制粉系统）。若AGC 在投入情况，可解除AGC,调节负荷稳定后，再投入AGC（解除和投入均须汇报中调）。 二、迅速进行汽包水位的预调节工作。高加解列后，由于汽压的升高和蒸汽流量的下降，以及给水温度的下降，锅炉汽包水位的变化趋势是先降后升，按实际的经验判断，若机组负荷升高10---20MW，主汽压力变化不大时，汽包水位变化不敏感，但之后的水位上升较敏感，所以调节汽包水位过程中，以防止汽包水位过高为重点。具体调节手段可不解除给水泵自动，通过修改汽包水位设定值，让给水泵自动设定转速来调节给水量。汽包水位的设定一般可由正常的0mm 修改为-100mm甚至-150mm，不得已时采用事故放水（记得放到一定高度马上关闭）。当给水流量确已减少，水位上升已缓慢时，再逐渐向0mm方向设定,使给水流量逐步靠近蒸汽流量。当然在有把握的情况下，你也可以解除自动，用手动来调节水位（高难度）。 三、高加解列后，因正常的高加疏水量约200T/h没有了，对除氧器的水位有较大影响，此时除氧器水位将明显下降，凝结水泵出力将增加应加强监视，保持除氧器水位不低于2200mm(正常水位2400mm)，凝结水泵不过负荷，电流不超过额定值。同时，注意凝汽器水位，加强补水，保持凝汽器水位正常。 四、高加解列后，对锅炉主、再热汽温影响较大。由于锅炉热负荷短时间内无法改变，而主蒸汽流量大量减少，再热汽流量大量增加，汽温的变化趋势是主汽温大幅升高，再热汽温大幅下降，所以主汽调节应及时投入减温水，且以一级减温器投入为佳，为避免受热面全层超温。大量减温水从一减投入，一减调门可全开，再热汽温调节初期应全关减温水，之后视其回升状态进行必要的预调节，防止反弹过高。 五、待主蒸汽压力、汽包水位、主再热蒸汽温度稳定后，对高加及疏水系统进行检查，确认引起疏水水位升高的原因，进行必要的处理，包括联系及配合检修人员处理。 六、由于高加解列，给水温度大幅下降，应加强对除氧器工作情况的监视，防止除氧器过负荷，锅炉监视排烟温度，若排烟温度过低，应进行相应的处理，以防止空预器低温腐蚀(如开启热风再循环等措施)。 七、汽机重点监视压力、轴向位移、差胀、缸胀并注意低加汽侧的情况。注意调节级压力级、温度情况，严防调节级过负荷。注意调整高加水位，以及一、二、三段抽汽逆止门、电动门的关闭情况，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。严密监视汽轮机缸温，一旦有水冲击的迹象，立即紧急停机。 八、加强对凝结水泵工作情况的监视与检查，定期查看各轴承温度、电
高加泄漏的判断及处理 摘要：高压加热器系统是火力发电机组的主要热力系统之一，其性能和运行的可靠性将直接影响机组的经济性和安全性。长期以来，由于设计、制造、安装和运行等方面的原因，加热器泄漏的情况屡有发生，这不仅影响机组的负荷，而且因给水温度下降，使整个机组的热效率降低。文章通过对高加结构，泄漏对机组的影响，泄漏原因分析等方面的阐述，并结合张家口发电厂设备现场布臵情况，总结出高加泄漏的判断及处理方法。 关键词：高压加热器；泄漏；判断；处理 0 引言 高压加热器是汽轮机最重要的辅助设备之一，主要作用是吸取汽轮机中已做过功的蒸汽热量，来加热锅炉给水，以提高机组的热效率。如果发生故障停运，给水只能通过旁路管道进入锅炉，就会大大降低进入锅炉的给水温度，从而增加燃料的消耗量，降低机组运行经济性。研究数据表明，锅炉给水温度每降低10℃，热耗率增加约0.4%，高压加热器若不能投入运行，将使机组出力降低8%～10%，煤耗率增大3%～5%，热效率降低4%～4.5%。自投产以来，出现了数次高加泄漏故障，影响了机组的安全及经济运行。通过对高加泄漏原因的分析，结合长期工作实践，在高加检修及运行方面进行了规范作业，从而有效地提高了其投入率。 1 高加的结构 我厂8台机组均配臵3台高加及1台外臵式蒸汽冷却器，均为卧式滚筒结构，串联布臵，疏水采用逐级自流方式，水位采用自动调节方式，正常运行时，高加疏水倒至除氧器。高加通常都由过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段及疏水冷却段3部分组成。典型卧式U型管高压加热器结构如图1 所示。 图1 典型卧式U型管高压加热器结构 1-防冲板；2-隔板；3-过热蒸汽冷却段隔板；4-管束保护环；5-防冲板；6-过热蒸汽冷却段遮热板；7-管板；8-给水出口；9-独立的分流隔板；10-压力密封人孔；11-给水进口；12-疏水出口；13-疏水冷却段隔板；14-疏水冷却段进口(吸入口)；15-疏水冷却段端板；16-拉杆和定距管；17-U型管；18-疏水进口；19-蒸汽进口； 2 高加泄漏对机组的影响
范围管理 范围管理过程中存在的问题： 1. 没有制定范围管理计划或者项目管理计划 2. 项目范围说明书内容不全面或者项目范围定义不充分 3. 没有及时评估客户提出的变更要求对项目带来的影响并与客户及时沟通 4. 变更不应有项目经理审批，应有CCB 5. 项目变更实施前没有及时变更合同 6. 变成结果没有得到客户的确认 其他范围管理常见问题： 1. 没有制定范围管理计划或安排不合理 2. 范围定义不充分或没做好需求分析、调研等工作 3. 缺少范围确认等环节或项目需求、设计等没有得到用户的正式评审 4. 范围控制存在问题 5. 没有有效的范围管理，造成二次变更 范围管理应对措施： 1. 对项目范围进行清晰定义，并根据定义对工作进行分解，制定WBS； 2. 对项目进行合理估算，对工作量有量化的把握； 3. 对项目范围进行有效控制； 4. 重新定义项目范围必须得到高层和客户的确认； 5. 进行沟通管理，协调多个项目干系人之间的矛盾。 WBS两种表示形式： 1. 分级树形：层次清晰、非常直观、结构性强、不易修改。大项目不易表示项目全景。 2. 列表形式：能反映项目的所有工作要素，直观性差，用在大型项目中。 分解WBS结构的三种方法： 1. 使用项目生命周期的阶段作为分解的第一层，把项目可交付物安排在第二层； 2. 把项目重要的可交付物作为分解第一层； 3. 把子项目安排在第一层，再分解子项目的WBS。 分解工作结构应把握的八个原则： 1. 在各层次上保持项目的完整性，避免遗漏必要的组成部分； 2. 一个工作单元只能从属于某个上层单元，避免交叉从属； 3. 相同层次的工作单元应有相同性质； 4. 工作单元应能分开不同的责任者和不同工作内容； 5. 便于项目管理进行计划和控制的管理需要； 6. 最低层工作应该具有可比性，是可管理的、可定量检查的； 7. 应包括项目管理工作，包括分包出去的工作； 8. WBS最低层次的工作单元是工作包。 创建工作分解结构的步骤： 1. 识别项目交付物和相关项目工作； 2. 对WBS的结构进行组织；对WBS进行分解； 3. 对WBS中各级工作单元分配标识符或编号； 4. 对当前的分解级别进行检验，以确保它们是必须的、而且是足够详细的。 质量管理