空气预热器及其系统调试措施

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1、空气预热器及其系统调试措施1设备及系统概述绥中发电有限责任公司一期工程，安装两台进口800MW汽轮发电机组。1号机组锅炉系引进俄罗斯塔干罗格锅炉厂生产的超临界参数、一次中间再热ПП-2650-25-545КТ型直流炉。锅炉燃烧系统由东方电气集团东方锅炉股份有限公司进行改造。安装3台РВП-13.8型两分仓结构、再生回转式空气预热器。其中两台用于二次风加热，另一台用于一次风加热。空气预热器的主轴为垂直布置，上部为导向轴承，下部为推力轴承，减速机轴承润滑采用润滑油站强制润滑。传动装置为电动机械式，由变频调速控制驱动电机。转子是由专用型材的蓄热板，组成传热元件的冷、热

2、端部分。为防止漏风，它由轴、径向及圆周向选取三维密封系统来保证。空气预热器还配有蒸汽吹灰、水冲洗装置，以保证其安全可靠运行。其主要设备参数如下：1.1空预器本体尺寸　　转子直径（mm）Φ13800转子高度（mm）2090受热面高度（mm）1950热段蓄热板填料高度（mm）1050冷段蓄热板填料高度（mm）900烟气/一次风截面分配（％）50烟气/二次风截面分配（％）501.2工作参数入口烟温（℃）367出口烟温（℃）149（一次风空预器）出口烟温（℃）143（二次风空预器）入口风温（℃）40出口风温（℃）336（一次风）出口风温（℃）311（二次风）烟气侧阻力（

3、mmH2O）60（一次风）空气侧阻力（mmH2O）76（一次风）烟气侧阻力（mmH2O）104（二次风）空气侧阻力（mmH2O）128（二次风）转子额定转速（r/min）1.5～2.0盘车转速（r/min）0.21.3驱动电机型号MPZ-500-25-32-φ1B-72.5功率（KW）30转速（r/min）32电压（V）380电流（Ａ）20～251.4改造的驱动电机型号Y225M-6B3功率（KW）30转速（r/min）970电压（V）380电流（Ａ）59.51.4导向轴承润滑油冷却系统冷却装置型号КМ8/18б-у2循环水泵功率（KW）1.5电加热器功率（KW

4、）3.5×2冷却风机型号В06-300-5А电机功率（KW）0.37/1.04A1.5空气预热器吹灰装置冷端吹灰蒸汽压力（MPa）1.57冷端吹灰蒸汽温度（℃）350冷端高压冲洗水压力（MPa）15热端吹灰蒸汽压力（MPa）1.0热端吹灰蒸汽温度（℃）3301.6水清洗装置清洗水箱容积（ｍ3）1000清洗水泵型号К100-65-200泵出口压力（MPa）0.5泵出口流量（ｍ3／h）100清洗水ＰＨ值10～12清洗水温（℃）60～80清洗喷嘴数量（个）362编制依据2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》国家能源局DLT-5437-2009。2.2《锅炉启动调

5、试导则》国家发展和改革委员会DLT852-2004。2.3《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》电力行业标准DL5009.1-2002。2.4《电力建设施工质量验收及评价规程（锅炉机组篇）》国家能源局DLT5210.2-2009。2.5豪顿华工程有限公司《空气预热器说明书》。3调试目的及范围3.1调试目的为保障空气预热器调试工作的顺利进行，特编写本调试措施，本措施用于指导空气预热器安装结束后的分系统运行工作，以确认设备运行良好，控制系统工作正常，系统能满足机组正常运行需要。3.2调试范围3.2.1空气预热器本体试运。3.2.2空预器冲洗水系统试验。3.2.3

6、空预器冷态试验。3.2.4空气预热器吹灰系统试验。4调试程序与工艺4.1启动调试前的检查项目及应具备的条件4.1.1回转式空气预热器安装结束，符合厂家规范要求，并经验收合格。4.1.2冲洗水系统、消防水系统检查验收，并试验合格。4.1.3空气预热器内部清洁，无杂物。4.1.4变频器和空预器试运行结束，验收合格。4.1.5仪表及挡板开关检查合格。4.1.5.1各温度、压力表和其它相关表计校验完毕。4.1.5.2对一次风、二次风、烟道出、入口挡板进行检查，要求开关灵活，指示正确。4.1.6润滑油系统检查。4.1.6.1所选润滑油的各项特性应能保证轴承正常运行温度下的

7、工作要求。4.1.6.2减速机润滑油系统油泵、电加热器远方启停试验正常，相关热工测点显示正确。4.1.6.3检查导向轴承、支撑轴承润滑油位是否正常。4.1.6.4检查油冷却器冷却水是否充足，畅通。4.1.7密封装置的检查4.1.7.1用手摇方法将转子旋转一周，确保转动方向正确，检查有无可影响转子旋转的外来物及卡涩现象。4.1.7.2各轴向、径向、旁路密封间隙应满足厂家对安装间隙的要求。4.1.7.3检查转子冷、热端有无杂物，密封片有无损坏。4.1.8空预器的吹灰器系统安装完毕，验收合格。4.1.9对传热元件完好和洁净程度进行检查，必要时进行碱洗。4.2空预器冷态

8、试验项目（具体试验内容详