下载文档原格式
汽机疏放水系统讲解电力微招聘一、概述一般疏水分为汽轮机本体疏水和系统疏水两大类。
汽轮机本体疏水包括汽缸疏水,及直接与汽缸相连的各管道疏水,包括高、中压主汽门后,与汽缸直接连通的各级抽汽管道阀门前,高压缸排汽逆止门前,轴封系统等。
其他的疏水归类为系统疏水，如小机第一级汽缸、高压导汽管、内汽封疏水等等。
机组设计的疏水系统,在各种不同的工况下运行,应能防止可能的汽轮机外部进水和汽轮机本体的不正常积水,并满足系统暖管和热备用要求。
大型汽轮机组在启动、停机和变负荷工况下，蒸汽与汽轮机本体和蒸汽管道接触，蒸汽一般被冷却。
当蒸汽温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度时，蒸汽就凝结成水。
若不及时排出这些凝结水，它会积存在某些管段和汽缸中。
运行中，由于蒸汽和水的密度、流速不同，管道对它们的阻力也不同，这些积水可能引起管道水冲击，轻则使管道振动，产生噪声污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。
更为严重的是，一旦部分积水进入汽轮机，将会使动静叶片受到水冲击而损伤、断裂，使金属部件因急剧冷却而造成永久性变形，甚至导致大轴弯曲。
另外汽轮机本体疏放水应考虑一定的容量，当机组跳闸时，能立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。
为了有效防止汽轮机发生这些恶劣的工况，必须及时地把汽缸和蒸汽管道中积存的凝结水排出，以确保机组安全运行。
同时尽可能地回收合格品质的疏水，以提高机组的经济性。
为此，汽轮机都设置有疏水系统，它包括汽轮机的高、中压主汽门前后，各主汽、中压调节阀前后及这些高温高压阀门的阀杆漏汽疏水管道，抽汽管道，轴封供汽母管等。
另外汽轮机的辅汽系统，小汽轮机本体及高、低压主汽门前后进汽管，除氧器加热以及高低加等系统也都有自己的疏水系统。
这些疏水有直接排放至疏水扩容器后回收至凝汽器的，也有直接排放至地沟的。
汽轮机疏放水主要由以下部分组成：主蒸汽、再热蒸汽管道上低位点疏水，汽轮机缸体及主汽调门、高压导汽管疏水，抽汽管道疏水，给水泵汽轮机供汽管道疏水、辅助蒸汽、除氧器加热管道疏水，轴封系统疏水及门杆漏汽，其它辅助系统的疏放水等。
MSR一. 系统简介1系统功能汽水分离再热系统对于汽轮机的良好运行具有相当重要的意义。
由于核电站的二回路蒸汽参数相对较低，在高压缸出口处蒸汽湿度较大（额定工况下大约15.17~15.5％），如果这样的蒸汽直接去低压缸，在低压缸的末级叶片处的湿度将达到足够对叶片产生剧烈破坏的程度，而且大大地降低了汽轮机的效率。
汽水分离再热系统对汽轮机高压缸的排汽进行除湿并加热至250ºC，使高压缸出口的湿蒸汽转变为过热蒸汽，从而提高低压缸末级叶片处的蒸汽湿度，也提高了汽轮机的效率。
2系统组成汽水分离再热系统是由几个部分组成的，即：提供再热器热源的加热蒸汽管道部分、进行蒸汽除湿的汽水分离部分、对除湿后的蒸汽进行加热的再热部分、加热蒸汽冷凝水收集系统、分离水收集系统、防止超压的应急排汽系统以及相关的仪控系统。
整个系统的主要设备包括有：加热蒸汽的调节阀LBB00AA240；4台汽水分离再热器LBJ10,20,30,40AT001；1个加热蒸汽凝结水收集箱LCS50BB001；1台凝结水排出泵（水轮驱动泵КГТН）LCS50AP001 ；1个分离水收集箱；3台分离水排出泵LCT51,52,53AP001；应急排汽阀LBJ11/21/31/41AA412。
在田湾核电站的汽机厂房内，4台汽水分离再热器布置在汽轮机两侧，1、3号在西侧（1号在第8列，3号在第5列），2、4号在东侧（加热蒸汽凝结水收集箱布置在高压缸的正下方，底座标高为0米。
凝结水排出泵КГТН布置在－4.9m层，厂房东侧第8、9列之间。
分离水收集箱布置在－4.9m层，处于D、E两行，6、7两列之间。
分离水排出泵位于－4.9m层，F、G两行，第6列。
二. 系统主要设备介绍1 汽水分离再热器LBJ10,20,30,40AT001汽水分离再热器的型号为СПП-1000-1，垂直布置，圆柱外形，下部为汽水分离器，上部为蒸汽再热器。
汽水分离再热器的高度为13800mm，直径为4072/4200mm，质量为152000kg。
施工方案会签表目录1 工程概况2 目的及适用范围3 编制依据4 先决条件5 质量要求及质量控制点6 工作程序7 物项保护8 安全措施9 记录10 附录1 工程概况秦山二期扩建工程常规岛共有2台汽水分离再热器（MSR），设有一套疏水放气系统，以保证MSR有效和安全的运行。
为保证系统的严密不漏，须对该系统的有关管道进行水压试验。
水压试验分四段进行：第一段设计压力3.44Mpa，试验压力5.16Mpa、第二段设计压力 4.036Mpa，试验压力 6.05Mpa、第三段设计压力 1.12Mpa，试验压力1.68Mpa、第四段设计压力6.88Mpa，试验压力10.32Mpa。
在水压完成后需对管道进行吹扫，以保证管道清洁度，MSR及疏水箱不参与水压试验及吹扫。
水压试验用水来自于补给水。
吹扫采用仪用压缩空气。
2 适用范围及目的在系统安装后、调试前对管道及其附件进行清洗、试压，以清除管道内污物、杂质，检查管道强度和密封性，使系统达到规定的清洁度要求和强度试验要求，为系统调试创造条件。
3 编制依据3.1开式循环冷却水系统及安装图H300204S-J1301~J1303（华东设计院）3.2电力建设施工及验收技术规范（管道篇）DL5031－943.3火电施工质量检验及评定标准管道篇（1998年版）4 先决条件4.1管道系统安装完毕，安装质量计划已关闭或列有尾项清单及遗留项清单，并符合设计要求及本规范的有关规定；4.2支吊架安装工作完毕，经核算需要增加的临时支吊架及加固已安装完毕，排水设施检查完好，参加试压冲洗的设备已做好会签记录；4.3结束焊接工作，并经检验合格；4.4压缩空气系统已移交，且可用。
4.5试验用压力表经检验、校准正确；4.6具有完善的试验技术、安全和组织措施并经审查合格；4.7在水压试验前，应将支吊架锁定或垫牢固定好，以免因水重造成支吊架超载，影响支吊架受损或变形。
4.8机工具已准备齐全。
4.9主要机工具及材料（机工具在有效期内且检验合格，能正常使用，）：名称及规格型号规格数量备注4.11各相关施工人员及质量安全人员已到位，职责明确。
汽机疏放水系统讲解一、概述一般疏水分为汽轮机本体疏水和系统疏水两大类。
汽轮机本体疏水包括汽缸疏水,及直接与汽缸相连的各管道疏水,包括高、中压主汽门后,与汽缸直接连通的各级抽汽管道阀门前,高压缸排汽逆止门前,轴封系统等。
其他的疏水归类为系统疏水，如小机第一级汽缸、高压导汽管、内汽封疏水等等。
机组设计的疏水系统,在各种不同的工况下运行,应能防止可能的汽轮机外部进水和汽轮机本体的不正常积水,并满足系统暖管和热备用要求。
大型汽轮机组在启动、停机和变负荷工况下，蒸汽与汽轮机本体和蒸汽管道接触，蒸汽一般被冷却。
当蒸汽温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度时，蒸汽就凝结成水。
若不及时排出这些凝结水，它会积存在某些管段和汽缸中。
运行中，由于蒸汽和水的密度、流速不同，管道对它们的阻力也不同，这些积水可能引起管道水冲击，轻则使管道振动，产生噪声污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。
更为严重的是，一旦部分积水进入汽轮机，将会使动静叶片受到水冲击而损伤、断裂，使金属部件因急剧冷却而造成永久性变形，甚至导致大轴弯曲。
另外汽轮机本体疏放水应考虑一定的容量，当机组跳闸时，能立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。
为了有效防止汽轮机发生这些恶劣的工况，必须及时地把汽缸和蒸汽管道中积存的凝结水排出，以确保机组安全运行。
同时尽可能地回收合格品质的疏水，以提高机组的经济性。
为此，汽轮机都设置有疏水系统，它包括汽轮机的高、中压主汽门前后，各主汽、中压调节阀前后及这些高温高压阀门的阀杆漏汽疏水管道，抽汽管道，轴封供汽母管等。
另外汽轮机的辅汽系统，小汽轮机本体及高、低压主汽门前后进汽管，除氧器加热以及高低加等系统也都有自己的疏水系统。
这些疏水有直接排放至疏水扩容器后回收至凝汽器的，也有直接排放至地沟的。
汽轮机疏放水主要由以下部分组成：主蒸汽、再热蒸汽管道上低位点疏水，汽轮机缸体及主汽调门、高压导汽管疏水，抽汽管道疏水，给水泵汽轮机供汽管道疏水、辅助蒸汽、除氧器加热管道疏水，轴封系统疏水及门杆漏汽，其它辅助系统的疏放水等。
汽水分离再热器(MSR)控制系统分析摘要：本文主要通过对比不同核电工程的汽水分离再热器的工艺流程、MSR的控制范围、控制系统组成、汽水再热分离器的温度控制方法以及汽水分离再热系统对汽轮机功率的影响等方面来进行分析，得出比较合理的MSR控制系统设计方案。
关键词：MSR；DEH；分散控制系统引言核电站汽水分离再热器系统(GSS)，是设置在汽轮机高压缸和低压缸之间的汽水分离再热系统，其功能为除去高压缸排汽中约98%的水分，提高进入低压缸的蒸汽温度，使高压缸的排汽成为过热蒸汽。
从而降低高压缸排汽对低压缸叶片的冲刷腐蚀，也减少湿汽损失。
日常运行中发现，GSS疏水阳电导率表流量计呈红棕色，每隔一段时间就需要清洗。
而且相对于其它系统的阳电导率表测量回路，GSS阳树脂柱上层明显有一层红色的铁锈，塑胶管线也呈现红色。
在机组大修容器检查时，也能发现该系统设备轻微腐蚀减薄的现象。
这表明GSS系统疏水体系在日常运行过程中处于活性腐蚀状态。
GSS作为核电站二回路主系统之一，对于机组的正常运行有着重要的作用。
因此，分析GSS疏水体系的腐蚀原因，控制腐蚀速率对保障机组正常运行具有重要的意义。
1控制规模比较控制器的能力与效率主要影响因素之一就是容量，容量包括：1）I/O容量。
I/O容量是指单个控制器能接入的I/O点数。
一般在500点以上（包括开关量和模拟量）。
2）控制算法容量。
控制算法容量是指单个控制器可接入的控制对象数，可以以典型的控制回路（如PID调节回路数）作为参考来考虑。
因为考虑到MSR纳入DEH控制系统时会增加DEH控制器的负担，所以有必要对MSR控制系统的控制规模进行分析。
从控制规模上看，M310机组和AP1000机组的MSR控制的I/O点数相当，M310的控制规模较大。
1.1工艺流程比较从工艺设置上看，M310核电工程和AP1000核电工程的MSR加热方式都是采用主蒸汽和高压缸抽汽；在疏水方式上有所区别，M310的壳侧疏水在流程图中显示正常疏水至低加，而AP1000正常疏水至除氧器；疏水箱排汽M310和AP1000区别较大。
方家山核电核岛疏水排气系统调试经验及问题反馈1. 引言1.1 背景介绍方家山核电核岛疏水排气系统是核电站的重要组成部分，用于排放核反应过程中产生的废气和水蒸气。
疏水排气系统的正常运行对于核电站的安全稳定运行至关重要。
随着方家山核电站的建设进展，核岛疏水排气系统的调试工作也在逐步展开。
本文将通过对方家山核电核岛疏水排气系统调试的经验进行总结，探讨在调试过程中遇到的问题及解决方案，进一步提出改进措施并展望未来的发展方向。
通过引言部分的背景介绍，读者可以对方家山核电核岛疏水排气系统的设计及调试工作有一个全面的了解，为后续的研究内容奠定基础。
1.2 研究目的本次研究的目的是通过对方家山核电核岛疏水排气系统的调试经验及问题反馈进行深入分析，总结经验，提出改进措施，以期进一步提高疏水排气系统的运行效率和安全性。
具体而言，研究目的包括但不限于：1.分析疏水排气系统调试流程中存在的问题及其原因，找出瓶颈和难点，为后续工作提供参考和借鉴。
2.针对疏水排气系统的调试过程中出现的各类问题，提出有效的改进措施，以优化系统运行，提高系统稳定性和可靠性。
3.总结疏水排气系统调试经验，探讨其在核电站建设和运行中的应用价值，为今后类似工程提供借鉴借鉴。
通过对疏水排气系统调试经验及问题反馈的研究，旨在为我国核电行业的发展提供有益参考，为安全高效运行方家山核电核岛疏水排气系统提供技术支持和保障。
1.3 研究意义研究意义：疏水排气系统作为核电厂核岛系统中的重要组成部分，对核岛的安全稳定运行具有至关重要的作用。
通过对方家山核电核岛疏水排气系统的调试经验及问题反馈的研究，可以总结出有效的调试流程和改进措施，为今后类似系统的调试提供参考和指导。
通过对问题的分析和解决，可以进一步提升核电厂疏水排气系统的运行效率和可靠性，保障核电厂的安全运行。
对方家山核电核岛疏水排气系统的调试经验和问题反馈进行研究具有重要的实践意义和理论价值，也有助于推动核电行业的发展和进步。
核电机组蒸汽管道的疏水系统设计方法研究摘要：随着国家的发展越来越好，对电力的需求不断增大，作为在电厂中担负着主要发电任务的汽轮发电机组，其安全稳定的运行需要得到充分保障。
关键词：核电机组；蒸汽管道；疏水系统设计方法引言核电机组的参数较低，且大都处于饱和状态，在机组启动暖管期间，正常运行以及一些瞬态工况，蒸汽管道内会产生凝结水，疏水系统设计不合理将导致凝结水堆积，从而引起蒸汽管道水锤、腐蚀等严重事故。
1疏水系统1.1疏水系统阀门内漏的原因汽轮机缸体上及蒸汽管道上配备有疏水管道及气动阀门，按疏水管道内的压力等将疏水管道分别连接到高压、次高压、中压和低压疏水集管，各疏水集管经疏水扩容器与凝汽器相连。
在机组启、停过程中，气动阀门打开，以及时排放汽轮机及管道内蒸汽凝结成的水，确保机组安全运行，机组正常运行期间，气动阀门关闭。
由于在启、停过程中，疏水气动阀门的密封面一直被汽、水混合物冲刷，使阀门密封面受损，同时在正常运行过程中，疏水气动阀门承受着极大的差压，如汽机主蒸汽管道上的疏水气动阀门，差压达16.8MPa左右（阀前蒸汽压力可达16.7MPa，阀后与真空状态的凝汽器相连），因而气动阀门稍有不严，蒸汽就会泄漏。
1.2疏水系统优化的指导原则（1）疏水系统设置的目的是及时排走系统内部的积水，提高机组安全性，因此疏水系统优化不得影响机组的安全性。
（2）在充分考虑安全的前提下，部分疏水能取消的则取消。
（3）将压力等级相同的两路或两路以上的疏水合并成一路，共用一只气动阀门，此时即使气动阀门仍然内漏，但与两路相比，漏量可明显减少，达到了提高经济性的目的。
（4）在疏水气动阀门前加装手动阀。
为防止在运行过程中，气动阀门内漏严重，可关闭手动阀，减少漏汽量，提高经济性。
2疏水系统的设计方法2.1疏水器的选型疏水器按照其使用条件及安装条件等不同应用场合可分为三种型式：（1）机械式：通过感应流体的密度变化进行工作，从结构上可分为倒吊桶式和浮球式。
600MW机组汽机疏水系统_疏水管排气600MW机组汽机疏水系统_疏水管排气600MW 汽机疏水系统施晶一、汽机疏水系统的作用在汽轮机组各种运行工况下，当蒸汽流过汽轮机和管道时，都可能积聚凝结水。
例如：机组启动暖管、暖机或蒸汽长时间处于停滞状态，蒸汽被金属壁面冷却而形成的凝结水；正常运行时, 蒸汽带水或减温喷水过量的积水等。
当机组运行时, 这些积水将与蒸汽一起流动, 由于汽、水密度和流速不同, 就会对热力设备和管道造成热冲击和机械冲击。
轻者引起设备和管道振动, 重者使设备损坏及管道发生破裂。
一旦积水进入汽轮机, 将会造成叶片和围带损坏, 推力轴承磨损, 转子和隔板裂纹, 转子永久性弯曲, 静体变形及汽封损坏等严重事故。
另外, 停机后的积水还会引起设备和管道的腐蚀。
为了保证机组的安全经济运行, 必须及时地把汽缸和管道内的积水疏放出去, 同时回收凝结水, 减少汽水损失。
汽机疏水系统包括主机本体疏水、再热蒸汽冷、热段管道疏水、各抽汽管疏水、高中压缸主汽门和调节汽门前后疏水、高中压缸缸体疏水及给泵小汽机疏水等。
上述疏水管道、阀门和疏水扩容箱等组成了汽轮机的疏水系统。
这些疏水的控制对于保证汽轮机的安全启停与正常运行是非常重要的，同时必须重视主蒸汽管道的暖管，如果主蒸汽管道、再热蒸汽管道暖管不充分，就可能在汽轮机冲转时对管道产生过大的热应力及造成水冲击，并直接导致汽轮机进冷水、冷汽事故。
汽轮机在启动过程中和停机后都要进行疏水，其主要作用如下：1、从汽轮机中或管道中排出凝结水，防止水击发生，或避免在管道中发生水锤的现象。
2、通过疏水使管道和设备升温。
3、保持管道和设备的温度，使在运行时无凝结水产生，或在汽轮机启动时不产生过大的热应力。
水锤：在压力管道中，由于液体流速的急剧变化，从而造成管中液体的压力显著、反复、迅速的变化，对管道有一种“锤击”的特征，称这种现象为水锤（也叫水击）。
二、系统介绍我厂汽机疏水系统去向分二个部分：第一部分疏水进汽机大气扩容箱减温减压后进入凝汽器；第二部分疏水进凝汽器大气扩容箱减温减压后进入凝汽器。
