高压加热器正常疏水调门开度大的原因分析及预防措施_百度资料

1、第33卷第2期 2011年2月高压加热器正常疏水调门开度大的原因分析及预防措施毕于恒,吕鹏飞,倪国栋(安徽华电宿州发电有限公司,安徽宿州234101摘要:针对某电厂600bfw超临界机组1高压加热器正常疏水调门开度大的原因进行了分析,提出了解决方法及预 防措施,可为其他电厂高压加热器的运行提供借鉴和参考。关键词:高压加热器;疏水;调节门;堵塞;防范措施中图分类号:TK 264.9文献标志码:B 文章编号:16741951(2011020024030引言某电厂共有2台600MW超临界机组,分别于 2007年9月、11月投人生产运营。其中2机组。1高压加热器(以下简称高加正常疏水调门自2009年5

2、月大修后,同等负荷下调门开度随时间增加而 逐渐增大,2台汽前泵电流也逐步增大。为了弄清 是高加泄露还是高加疏水调门堵塞,本文将对此现 象进行分析。1判断小机最小流量阀是否漏流20100225T 11:00,。2机组负荷521MW, 关闭A,B小机最小流量阀判断是否漏流。试关之前:2A汽前泵电流,57.3A;汽前泵流 量,1009t/h;汽泵转速,5218r/min;主汽压力,23.3 MPa。2B汽前泵电流,57.9A;汽前泵流量,998t/h; 汽泵转速,5209r/min。关闭2A小机再循环手动门后:2A汽前泵电 流,56.4A;汽前泵流量,970t/h;汽泵转速,5167 r/mino恢

3、复2A小机手动门后,关闭2B小机再循环手 动门:2B汽前泵电流,57.9A;汽前泵流量,975t/h; 汽泵转速,5225r/min。判断结果:2A小机再循环调门内漏量为30一 40t/h,2B小机再循环调门内漏量不大,但内漏 存在。2验证高加危急疏水内漏量20100225T 13:00。2机组负荷521MW, 逐个关闭高加危急疏水调门手动门,验证高加危急收稿日期:2010一0602 疏水内漏量。关闭1高加危急疏水调门前手动门后,1高 加正常疏水调门开度由78.7%升至82.0%,凝结水 泵电流下降约l A,凝结水流量降低约20t/h。关闭2高加危急疏水调门前手动门后,+2高 加正常疏水调门开

4、度由42.9%升至54.3%,凝结水 泵电流下降67A,凝结水流量降低70一120t/h。 关闭3高加危急疏水调门前手动门后,。3高 加正常疏水调门开度由24.76%升至28.67%,凝结 水泵电流下降约2A,凝结水流量降低4050t/h。 判断结果:根据。l,2,。3高加危急疏水调门门 芯发热现象,判断。1,82,。3高加危急疏水调门均 有内漏(阀门为劣质阀门,小修时更换,内漏量分 别为20,4050,70120t/h。高加危急疏水调门 内漏导致凝结水泵流量增加,520MW负荷时2机 组流量比。1机组大100t/h左右。3判断。2机组。1高加正常疏水调门是否堵塞或高加泄漏查阅2机组1高加正常

5、疏水调门开度变化及 汽前泵电流变化等数值历时曲线(见表1、表2并 进行分析。表1分析结果:给水温度变化不明显,在同等负 荷下,1高加正常疏水调门开度随时间增加而缓慢 增大。表2分析结果:汽前泵电流缓慢增加,汽前泵出 口流量变化不大。520MW时,2机组汽前泵出口流量之和比1机组大120t/h左右。从前面判断小机最小流量阀 是否漏流得知,2A小机再循环调门内漏量为30一 40t/h,2B小机再循环调门内漏量不大,但内漏存 在。361阀至凝汽器电动门存在内漏,内漏量不详。第2期 毕于恒,等:高压加热器正常疏水调门开度大的原因分析及预防措施 25自2009年9月高加堵漏后,。2机组1高加正常疏 水调

6、门开度逐步开大,从30%缓慢增加至80%。1高加正常疏水调门设计最大流量为126t/h,正常流 量为113.8t/h。给水温度、高加端差变化均不明显。 小结:。2机组高加没有明显泄露迹象,即使泄 露,泄露量也不大。2机组1高加正常疏水调门极 可能发生堵塞。汽前泵电流缓慢增加可能是因汽前 泵泵体存在腐蚀穿孔或汽前泵机械密封间隙超标, 造成泵效率降低、给水相当于走再循环,导致汽前泵 同等负荷下电流有较大增加。4解决办法(1将。1机组高加进行解列并注水查漏,可彻 底查清高加是否内漏。高加解列时,检查高加正常 疏水调门线性。(2解体1高加正常疏水调门进行彻底检查。 在机组运行时,可关闭1高加汽侧进汽电

7、动门,隔 离在1高加正常疏水调门进行检查。(3高加危急疏水调门应尽快更换,其热损失非 常大。小机最小流量阀内漏在小修时检查修复,1高加正常疏水调f-H'修时进行解体检查。(4在同流量时,2机组A,B汽前泵电流比1机组汽前泵明显偏大10A左右,建议电气二次校正 电流表。小修时,检查汽前泵人口、出口滤网是否有 堵塞现象,泵体是否存在腐蚀穿孔现象。 5检修处理过程20100406,。2机组小修启动,启动前曾进 行过高加注水查漏,未发现高加泄露。201004 07T 10:00,负荷升至570MW,。1高加正常疏水调门 已全开,但高加水位仍为高二值,疏水不畅。将+l 高加汽侧退出运行,关闭。1

8、高加进汽电动门,隔离 正常疏水调门进行检修。解体。2机组。1高加正常疏水调门时,发现调 门阀笼通流部分有4排3mm的小孔,下面2排小 孔多数被黑色粉末状物质堵塞,清除干净后,。1高加 正常疏水调门恢复正常运行,满负荷时调门开度最 大也不超过45%。对1高加正常疏水调门处的堵塞物进行化学 分析,堵塞物中氧化铁的质量分数大于95%。6。l高加正常疏水调门堵塞原因分析(1补水率低。随着炉水的浓缩倍率增大,腐蚀 性Cl一在局部浓缩超标,促进炉管腐蚀,产生四氧化 三铁腐蚀性产物,而四氧化三铁在水汽系统中溶解 度很小,故水汽系统中含铁量不超标。四氧化三铁 主要沉积在水流缓慢的地方,在疏水调门开度一定 时,

9、门芯堵住的导流孔处水积聚不流动,四氧化三铁 大量沉积。在一般情况下,碳钢(尤其是炉侧管道 在高温作用下能形成1层四氧化三铁保护膜,但当26 华电爱笮 第33卷溶液中有腐蚀性cl一时,会产生严重的局部腐蚀(如 点蚀。资料表明:当Cl一的质量浓度>0.4mg/L 时,碳钢的腐蚀速率明显增加,腐蚀孔增多,耐腐蚀 性降低。 .(2凝汽器泄露,凝结水中混入大量杂质。尤 其是有机物会使凝结水精处理混床进水水质发生较 大变化,影响出水水质,有机物在热力系统内的分解 产物易引起酸性腐蚀。因。2机组运行2年多未发 生过凝汽器泄漏,所以,凝汽器泄露影响因素在该机 组不存在。(3在机组启动过程中,水汽系统冲洗

10、不彻底, 尤其是启动过程中为加快启动速度,往往不等到汽 水完全合格,就进行锅炉升温、升压,造成腐蚀。 (4过热器、再热器等高温腐蚀产生的氧化皮 脱落,在汽水系统内形成沉积物。小结:氧化铁积聚是导致。1高加正常疏水调门 堵塞的直接原因。由以上分析可知,氧化铁来源于 (1,(3,(4项,因2锅炉启、停次数很少,所以氧 化铁重点来源于(1,(4项。7防止高加疏水调节门堵塞的措施(1加强机组启动过程中的水汽监督,严格执 行“给水不合格不进炉、蒸汽不合格不进系统、凝结 水、疏水不合格不回收”的规定。严禁为了赶时间, 不顾水汽品质,强行点火、冲转。腐蚀大多发生在机 组启动阶段。(2控制好运行中的水汽监督,

11、保证给水pH值 为9.29.6,Cl一的质量浓度5斗g/L,氢电导率 0.15I山s/cm。(3防止过热器、再热器超温造成高温腐蚀,尤 其要防止机组启动时的超温。(4保持合适的补水率,不能一味追求过低的 补水率。(5做好机组停运时的保护,防止机组停运时 发生腐蚀。(6采取给水加氧处理的措施,使炉管形成致 密的保护膜。(7遇有停机机会,对开度较大的高加正常疏 水调门办票检查清理。机组大、小修时全面清理、消 除隐患。参考文献:1仝利霞.300MW机组高加疏水调节门堵塞原因分析及 措施J.电力技术,2009,78(8:6l一62,72.(编辑:刘芳作者简介:毕于恒(1973一,男,山东济宁人,副总经

12、济师,工程 师,从事电厂管理方面的工作(Email:biyh925126.corn。:>oooo争oooooooo='ooooooooo争争o:'ooooooo>.ooo:>ooooo(上接第2l页且穿墙套管厚度可适当减小以降低 造价。(2矩形母线的棱角处电场强度分布极不均匀 是导致空气间隙放电的主要原因之一,进而影响绝 缘套管绝缘能力,故矩形母线等有棱角的导体边缘 应进行圆角处理,减小尖端放电的可能性。(3矩形母线与穿墙套管间空气间隙过小,造 成该处电场强度过大,也是导致空气间隙被击穿主 要原因之一,在追求开关柜小型化的同时,应适量增 大该处间隙。参考文献:

13、1钱家骊,袁大陆,杨丽华,等.高压开关柜结构、计 算、运行、发展M.北京:中国电力出版社,2008.2徐国浩.高压开关柜绝缘事故的分析及防范对策J.中 国科技信息,2006(14:9495.3耿伟,鲁永.一起35kV开关柜内部受潮放电的原因分析 及处理J.电气开关,2008(4:6566. 4杨明,王志兴.线圈固定管架的磁场有限元分析J.探 测与控制学报,2009(4:7071.5刘国强.Ansoft工程电磁场有限元分析M.北京:电子 工业出版社。2005.6颜群.一种固体绝缘开关柜绝缘结构的设计与分析J. 机械研究与应用,2009(5:7780.7高扬,周岩,刘婷婷,等.高压开关柜的三维电磁场数值 仿真J.信息与电子工程,2009(6:540544.(编辑:王书平作者简介:张清杰(1980一,男,河南太康人,助理工程师,从事从 事电力系统及其自动化方面的工作。蒋立齐(1985一,男,安徽砀山人,助理工程师