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华能沁北电厂三期2X1000MW 超超临界机组凝结水系统说明书2011年04月目录凝结水系统 (3)1.技术规范、性能与要求 (3)1.1 凝泵与电动机技术规范 (3)1.2 轴封水要求 (3)1.3 输送介质 (3)2.泵的构造与组成 (3)2.1 概述 (3)2.2 筒体部件 (3)2.3 内壳体部件 (3)2.4 转子部件 (3)2.5 轴封部件 (4)2.6 平衡管 (4)3.运转及操作 (4)3.1 运转 (4)3.2 启动前的准备 (4)3.3 启动前的确认事项 (4)3.4 启动 (5)3.5 运转中的注意事项 (5)3.6 停机 (5)3.7 泵长期停运时的注意事项 (5)3.8 其它注意事项 (5)3.9 禁止事项 (5)4.泵的常见故障 (6)凝汽器说明书 (9)低压加热器说明书 (14)减温减压器说明书 (21)汽封冷却器说明书 (23)压差形成器说明书 (25)气动式止逆阀及控制装置说明书 (26)阴极保护装置说明书 (28)凝结水系统1.技术规范、性能与要求1.1 凝泵与电动机技术规范凝泵电机型号：YSPKSL560-4功率：1400kw 电流：158.3A转速：1489r/min凝泵型号：C630Ⅲ-6扬程：287m 流量：1208.9m³/h转速：1480r/min 必须汽蚀余量：4m轴功率：1167.2kw1.2 轴封水要求1.2.1 轴封形式：填料密封水质：工业用纯净水水量：6—9L/min 水压：0.1—0.2MPa1.2.2 轴封形式：机械密封水质：工业用纯净水水量：3—5L/min 水压：0.1—0.2MPa1.3 输送介质A、B、C型凝结水泵输送介质为凝结水，水温不高于80℃。
2.泵的构造与组成2.1 概述泵为地坑立式外筒型多级导叶离心水泵。
水泵本体通过压水接管用螺栓与吐出弯管相连接，安装在带有安装底板的外筒体内。
泵的结构大致分为外筒体部件、筒内壳体部分、转子部件和轴封部件等。
1000MW机组高压加热器上端差取值建议徐传海（中南电力设计院武汉470031）[摘要]计算表明1、2、3号高压加热器的上端差分别降低1.7℃可使1000MW超超临界机组TMCR工况的热耗率约分别减少3.70kJ/kWh、0.91kJ/kWh 、1.46kJ/kWh，1号高压加热器的设计上端差按-1.7℃考虑比较合适，2、3号高压加热器的设计上端差可考虑降至-3.2、-2.7℃，每台机组一年大约节省800吨标准煤。
若2、3号高压加热器制造困难，可只将3号高压加热器的设计上端差降至-1.7℃，每台机组一年约节省300吨标准煤。
[关键字] 1000MW机组高压加热器上端差取值1 前言我国自从上世纪八十年代引进美国技术设计制造300MW与600MW亚临界机组以后，高、低压加热器已普遍采用卧式加热器。
这样，除了加热器可以分层布置并充分利用主厂房的空间之外，还便于高压加热器分区设计内置式过热蒸汽冷却段和疏水冷却段，既降低表面式加热器的造价，又能提高机组的热经济性。
引进技术后三台高压加热器的设计上端差分别为-1.7℃、0℃、0℃，设计下端差均为5.6℃。
端差的设计值越小，机组的热经济性越好，需要的换热面积越多，加热器的造价也越高。
因此，高压加热器端差的设计值需要综合比较确定。
鉴于高压加热器疏水冷却段水-水换热的对数平均温差已相当小，不宜选用更小的设计下端差，因而下面将以玉环电厂1000MW超超临界机组TMCR工况的数据为基础仅探讨高压加热器的设计上端差，并提供参考意见。
2 热经济性比较玉环电厂1000MW超超临界机组TMCR工况高压加热器基本数据见表2-1。
表2-1 1000MW超超临机组TMCR工况高压加热器基本数据当1、2、3号高压加热器的上端差分别升/降1.7℃时，计算得知汽轮机的热耗率约分别增/减3.70kJ/kWh、0.91kJ/kWh 、1.46kJ/kWh。
如果工质在锅炉中的吸热量均按TMCR工况的吸热量考虑，则1、2、3号高压加热器的上端差分别升/降1.7℃时机组发电的增减量约分别为505kW、125kW、200kW。
1000MW机组双背压机组运行研究摘要：提出了1000MW运行机组双背压凝汽器背压应达值的确定方法，并给出了计算模型。
结合某电厂发电公司1000MW汽轮机组优化试验数据，计算得出了双背压凝汽器的最佳背压和循环水泵最佳运行方式。
该方法可用于指导现场节能工作。
关键词：凝汽器；计算模型；双背压1引言随着我国火力发电机组容量的不断增加，1000MW及以上机组采用双背压凝汽器的电厂越来越多。
凝汽器的背压是汽轮机组运行中的重要参数，其数值的大小对汽轮机的运行经济性和安全性有很大影响。
如何确定运行机组双背压凝汽器的最佳背压是迫切需要解决的问题。
在凝汽器的设计阶段，其最佳背压是在汽轮机热力特性确定的条件下，通过经济技术比较，采用最大收益法或最低总年运行费用法来确定。
对已经投入运行的机组，汽轮机、凝汽系统等设备以及运行环境已经确定，最佳背压的选择便建立在凝汽器最佳背压模型的基础上，通过试验和计算来确定不同负荷、不同冷却水温和不同循环水泵运行方式下的凝汽器最佳背压。
本文结合某电厂1000MW机组试验结果，通过计算得出了该机组双背压凝汽器的最佳背压。
2运行机组双背压凝汽器最佳真空计算模型的建立2.1双背压平均冷凝温度模型针对国产1000MW机组双背压凝汽器我们作如下假设：◆每级排汽量认为相等◆每级的传热面积相等◆将各级压力下的汽化潜热视为常数hfg=2200kJ/kg这样双背压平均冷凝温度就可表示为：式(4)2.2双背压凝汽器压力应达值的计算模型串联式双背压凝汽器中蒸汽与冷却水的热交换流动形式可以近似的看成逆流。
图1所示是蒸汽和冷却水的温度沿冷却面积变化规律，沿冷却面积冷却水的温度由进口t1w经第一级凝汽器上升到出口t2w，再经第二级凝汽器上升到出口的t3w。
汽轮机排汽进入凝汽器在管束的进口处蒸汽中空气的相对含量很小，凝汽器压力pc即等于蒸汽的分压力ps，进口处的蒸汽温度等于凝汽器压力pc相对应的饱和温度ts。
如果忽略凝汽器的汽阻，凝汽器压力沿冷却面积不变，相对应的饱和温度也不变。
日常1000WM机组凝汽器真空的优化举措作者：谢楚锋来源：《科学与财富》2019年第18期摘要：作为火力发电厂重要运行参数之一的凝汽器真空对机组安全经济运行有着重要影响，介绍了凝汽设备的工作原理及保持凝汽器真空所必须满足的条件，分析了影响1000WM 机组真空系统严密性及经济性的因素，并提出了优化真空系统的措施。
关键词：凝汽器；真空系统；严密性；经济性1凝汽器设备工作原理凝汽设备在汽轮机装置的热力循环中起着冷源的作用，用于降低汽轮机排汽压力和排汽温度，以提高循环热效率。
凝汽设备以水为冷却介质，主要由凝汽器、真空泵、循环水泵、凝结水泵以及它们之间的连接管道组成。
在凝气器中，进入凝汽器设备的汽轮机排气被通过循环水泵送入凝汽器铜管内的冷却水冷却成凝结水，然后由凝结水泵抽走。
凝汽器内的凝结空间是汽水两相共存的，其压力为蒸汽凝结温度下的饱和压力。
由于冷却水温度一般为20～35℃，正常运行条件下蒸汽凝结温度为20～40℃。
而20～40℃的饱和温度对应的饱和压力为 3～5kPa，远小于大气压力，故需在凝汽器内形成高度真空。
由于凝汽器汽侧处于负压状态，较易漏入空气而阻碍传热，影响凝汽器端差，因此需要用真空泵不断将汽侧空气和不凝结气体抽走。
2保持凝汽器真空的条件由凝汽设备的工作原理可知，凝汽器真空的建立是由于蒸汽凝结后所对应的饱和压力远远小于大气压力，因此要维持这一真空状态必须满足以下3个条件：（1）向凝汽器铜管内不间断地输入冷却水；（2）凝结水泵不间断地将凝结水抽走，避免因水位升高而影响蒸汽凝结；（3）真空泵不间断地将凝汽器内的空气和不凝结气体抽走。
3衡量真空系统严密性的标准真空系统为动态运行系统，必须定期进行真空严密性试验以判断真空系统严密性。
按照汽轮机运行规程相关规定，机组带80%左右额定负荷，衡量真空严密性的试验方法为：（1）试验前记录凝汽器压力和排汽温度等参数。
（2）停止运行真空泵（或关闭运行真空泵入口气动蝶阀），真空泵全部停运后（或进气蝶阀全关后）开始记录。
专版研究园地１０００ＭＷ发电机组配置抽汽背压式给水泵汽轮机甩负荷过程分析及优化建议文／伍家炜 姜殿冬０ 引言甩负荷试验是检验火力发电机组调节系统动态特性的重要试验，也是防止发生超速事故的措施。
试验不仅考核汽轮机调节系统的动态特性，还可以检验各配套辅机及相关系统设计对甩负荷工况的适应性。
１ 机组设备概况某新建1000MW燃煤发电机组，配置型号为SG-3093/29.3-M7009锅炉，参数为超超临界、变压直流炉、切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、全封闭布置、全钢构架、全悬吊п型结构，采用等离子点火装置进行点火及低负荷稳燃。
其过热蒸汽采用二级喷水减温及煤水比控制方式调温，再热汽温主要通过尾部烟气挡板、燃烧器摆动、过量空气系数控制等调节方式来实现，并配置中速辊式磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。
每台锅炉配置6台ZGM123G-II磨煤机，正常工况下5台运行1台备用，由下而上分别为A、B、C、D、E、F层燃烧器。
其汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、双背压、凝汽式，型号为N1000-28/600/620，采用先进的双机回热系统。
每台机组配置1台100%容量的汽动给水泵组（小机为抽汽背压式给水泵汽轮机，英文全称为back pressure extraction steam turbine，简称BEST汽轮机）。
热力循环采用十级回热抽汽系统，设有4台四级高压加热器、1台除氧器、5台低压加热器。
其中，汽轮机高压缸抽汽供1号高压加热器；汽轮机高压缸排汽供2号高压加热器；BEST汽轮机抽汽供给3号、4号高压加热器和除氧器，排汽至6号低压加热器（三抽一排），汽量多余溢流至7号低压加热器，如果排汽量不足则从中压缸抽汽作为补汽；B低压缸抽汽供7号低压加热器；A低压缸抽汽供8号低压加热器；B低压缸排汽供9号低压加热器；A低压缸排汽供10号低压加热器。
详见图1所示。
机组设置一套100%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）高压旁路系统和65%BMCR低压旁路系统。
1 概述1.1 工程简况1）项目名称：华能海门电厂一期1号、2号机组（2×1000MW）工程2）项目地址：广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村3）项目规模：规划容量6×1000MW，一期建设4×1000MW，本工程建设2×1000MW。
4）资金来源：本工程由华能国际电力股份有限公司独资建设，资本金占动态总投资的25%，其余资金采用国内商业银行贷款。
5）建设进度：本工程拟定于2006年12月土建正式开工，1号机组于2009年6月正式投产，2号机组于2009年9月正式投产。
6）机组类型及年利用小时：国产1000MW超超临界燃煤机组，年利用小时：5500小时。
1.2 主设备概况1.2.1 锅炉超超临界一次中间再热变压运行螺旋管圈燃煤直流炉，单炉膛全钢悬吊结构倒U型露天布置，燃用可结渣性的烟煤，燃烧器共六层煤三层油、前后墙对冲喷燃布置方式，平衡通风，固态排渣。
采用二级点火方式（高能点火点燃轻柴油，由轻柴油再点燃煤粉）或一级点火方式（等离子直接点燃煤粉，轻柴油用于低负荷助燃）。
主要性能参数（BMCR）如下：最大连续蒸发量：3033 t/h再热蒸汽流量：2470 t/h主汽压力：26.15 MPa （g）主汽温度：605 ℃再热蒸汽（进/出口压力）： 4.91/4.66 MPa（g）再热蒸汽（进/出口温度）：349.5/603 ℃汽温调节方式：过热蒸汽采用三级喷水减温方式调温，再热汽温主要通过调节锅炉尾部烟道挡板的开度来实现，再热器入口管道内备有事故喷水。
1.2.2 汽轮机超超临界，一次中间再热，四缸四排汽，高中压分缸、双流低压缸，单轴凝汽式汽轮机。
主要性能参数（额定工况）如下：额定功率：1036.499 MW额定转速：3000 r/min主蒸汽压力：25 MPa主蒸汽温度：600 ℃主蒸汽流量：3033 t/h高压缸排汽压力：5.946 MPa高压缸排汽温度：362.9 ℃再热蒸汽流量：2470.332 t/h再热蒸汽进口压力： 4.578 MPa再热蒸汽进口温度：600 ℃凝汽器压力：5.7 kPa调节方式：数字式电液控制系统1.2.3 发电机水-氢-氢冷却方式汽轮发电机，自并励静止励磁。
电厂凝汽式汽轮机最佳运行背压的确定方法摘要：汽轮机运行中，一般是通过运行小指标的管理，借以确定汽轮机运行的相关参数，其对热经济性的影响，然后通过调节参数的形式优化运行的经济性，在诸多影响因素中，背压变化对汽轮机的热影响是非常大的。
本文主要探讨了凝汽式汽轮机最佳运行背压的确定方法。
关键词：凝汽式汽轮机；运行背压；确定前言凝汽器结垢、机组泄漏、运行调整不合理等因素，会造成汽轮机能量损耗增加，运行效率降低。
实时监测和分析汽轮机冷端能量损失和最佳背压，对于优化机组运行状态，降低机组能耗有重要的意义。
1理论依据热力系统变工况在对背压变化进行计算的过程中，需要研究其对汽轮机热经济性的影响，从本质上分析是否为比较常见的热力系统变工况计算。
所谓热力系统变工况，主要是指系统工作条件，相对应的参数发生变化，继而偏离设计工况，或是远离某一基准工况。
从以往的研究案例分析可知，上述偏离主要是两种情况。
第一，针对热力系统，其进行了某种局部改动；第二，热力系统并没有发生变化，但是其运行条件却发生了变化，而背压文化就是其中比较普遍的一种形式。
然而无论是哪种形式，其结果基本上来说都是类似的，将会引起热力参数发生变化，例如汽轮机热力过程曲线，各个加热器进出水的温度等，继而影响到汽轮机的热经济性，具体表现为相关指标发生变化。
2背压变化对汽轮机热经济性的影响常用计算方法的弊端从目前情况分析，一般都会采取精准变工况计算模式，这也是常规热平衡计算的主要计算形式。
这种计算方法主要依据求解方程式的形式进行计算，而其中主要包含两部分的内容，其一，加热器平衡公式，其二，凝汽器物质平衡的元线性方程，继而通过计算获取各抽汽系数，还有凝汽系数，最后按照相关公式，获取到机组功率和相应的热经济指标，再予以基准工况比较。
针对常规热平衡法来说，其本身具有极强的适用性，而且还具有计算精准度高的优势。
3冷端优化数学模型的建立3.1最佳运行背压目标函数最佳运行背压目标函数主要包含了机组功率、冷却水进口温度以及冷却水流量等变量。
