汽轮机抽真空设备射水抽气器的问题：射水抽气器是汽轮机制造厂配套出厂，但出厂配套的射水抽气器普遍存在两个问题。(1) 能力偏低，抽气量偏小。(2) 与实际情况相差较远。主要原因是汽轮机制造厂根据理想的汽封结构，汽封间隙，密封汽送汽参数算得后轴封漏汽量较实际为小，有时误差很大。水抽的喷射水参数也是选定的，常以全年的平均值为依据。设计水温25℃上下，所以汽轮机制造厂供应的射水抽气器一年中只有少数月份与设计参数相符合，大多数时间低于设计值运行。带来能量损失是巨大的。中小机组偏离真空1%，发电效率下降1%~1.5%。大机组偏离真空1%，发电机组下降0.7%~0.8%。典型的例子：（1） 某6MW冷凝机组，制造厂为其提供射水抽气器抽真空量6.2 kg/H。实际在32℃水温下抽空气量在20kg/H上下才能满足其真空要求。（2） 又山东某电厂300MW机组，是一个通道大型水抽。喷嘴前水压0.28MPA,水温20℃，设计真空0.004MPA，抽气75kg/H。经核算，此参数下抽气只能50kg/H。实际真空0.0065MPA，比设计值低75%。后来按此参数设计生产了抽气127kg/H的七通道水抽，真空随后提升到0.0042MPA。水泵仅仅加宽流道，并未要更换泵组。山东中试所用水板测总抽气能力是110kg/H，这只是设计计算误差，量级还是同等的。从大小两台机组看，汽轮机制造厂的设计量与实际值偏差较大。二． 汽轮机抽真空设备射水抽气器正确的设计制造:目前市场的水抽设备供应，以0.004MPA吸气室压力选型，没有考虑水温与水压的影响，当机组的气密性优良时，还能适应。却经不住变工况考验，这是一个误区。本公司则以电厂主流气温与合理吸气室压力（温带国家以0.005—0.007MPA为宜）来制造水抽，选择配套水泵，均能满足现场工况，受到关注。此外我公司为杭汽配套的水抽就是按现场参数设计制造，每次都成功满足现场的要求。

什么是DEH？为什么要采用DEH控制？

所谓DEH就是汽轮机数字式电液控制系统，由计算机控制部分和EH液压执行机构组成。采用DEH控制可以提高高、中压调门的控制精度，为实现CCS协调控制及提高整个机组的控制水平提供了基本保障，更有利于汽轮机的运行。
DEH系统有哪些主要功能？

汽轮机转数控制；自动同期控制；负荷控制；参与一次调頻；机、炉协调控制；快速减负荷；主汽压控制；单阀、多阀控制；阀门试验；轮机程控启动；OPC控制；甩负荷及失磁工况控制；双机容错；与DCS系统实现数据共享；手动控制。
EH油系统由几部分组成？

EH油系统包括供油系统、执行机构和危急遮断系统，供油系统的功能是提供高压抗燃油，并由它来驱动伺服执行机构；执行机构响应从DEH送来的电指令信号，以调节汽轮机各蒸汽阀开度；危急遮断系统由汽轮机的遮断参数控制，当这些参数超过其运行限制值时该系统就关闭全部汽轮机进汽门或只关闭调速汽门。
EH油系统有几个蓄能器？作用分别是什么？

EH油系统中共有5个蓄能器，一个在油箱旁边，吸收EH油泵出口压力的高频脉动分量，维持系统油压平稳；其余4个分两组，分别位于左右两侧高压调门旁边，当系统瞬间用油量很大时，参与向系统供油，保证系统油压稳定。
OPC、AST都代表什么意思？
OPC代表机组超速保护系统；
AST代表自动停机危急遮断控制系统。
TV、GV、RV、IV各代表什么？
TV代表高压主汽门控制回路； GV代表高压调门控制回路；
RV代表中压主汽门控制回路；IV代表中压调门控制回路。
HP、DP、DV都代表什么意思？
HP代表EH系统压力油管路；DP代表EH系统有压回油管路；
DV代表EH系统无压回油管路。
隔膜阀的作用及其工作原理是什么？

隔膜阀联接着润滑油的低压安全油系统与EH油的高压安全油系统，其作用是润滑油系统的低压安全油压力降低到1.4Mpa时，可以通过EH油系统遮断汽轮机。

当汽轮机正常工作时，润滑系统的透平油通入阀内活塞上的油室中，克服弹簧力，使阀在关闭位置，堵住EH危急遮断油母管的泄油通道，使EH系统投入工作。当危急遮断器动作或手动打闸时均能使透平油压力降低或消失，从而使压缩弹簧打开把EH危急遮断油泄掉，关闭所有进汽门。
再生装置有什么作用？由几个滤器组成？
再生装置是用来存储吸附剂和使抗燃油得到再生（使油保持中性、去除水份等）的装置。该装置主要由硅藻土滤器和精密滤器（波纹纤维滤器）等组成。
EH油系统中的水分，会使磷酸脂抗燃油水解，并给油质的再生处理带来困难，同时其水解产物对磷酸脂的水解过程又是极强的催化剂。因此，必须在运行中用油再生系统来控制抗燃油的酸值，防止系统中酸性分解物的增加。
卸荷阀有什么作用？
当EH油系统危急遮断油被泄掉时，卸荷阀活塞上油压消失，油动机活塞下腔的EH压力油克服卸荷阀的弹簧力，通过卸荷阀迅速排到压力回油管，使该卸荷阀对应的执行机构迅速关闭。

OPC电磁阀什么作用？

OPC电磁阀是超速保护控制电磁阀，当机组转速达103%额定转速时，该电磁阀被通电打开，使OPC母管泄油。相应执行机构上的卸荷阀就快速开启，使调节汽阀迅速关闭。
隔膜阀
连接低压透平油系统与EH油系统。透平油通入阀盖内活塞上面腔室中。当机械超速遮断机构动作或解脱滑阀动作使危急遮断器滑阀下落后，透平油压力消失，隔膜阀在弹簧压力作用下打开，泄掉AST油，关闭主、调门。

给水泵
HPT300-330-5s+k给水泵是卧式、多级双壳体离心泵，有5级叶轮，并在末级后面增加了增压级。整体芯包，芯包整体装卸,而不妨碍泵进出口管路。
给水泵由汽轮机驱动,汽轮机与泵之间是通过叠片式柔性联轴器或齿式联轴器进行功率传递。
泵筒体是以中心线定位安装的，具备着导向系统方便于各个方向的对中；并且能吸收各个方向的热膨胀。
内泵壳是由单独的螺栓将它们紧固在一起，以避免由长系杆引起的振动问题。
芯包组件由转动部件、导叶、泵壳、轴承和所有的磨损环。这种设计使芯包能够迅速地进行互换。节省了维护的时间。
由于轴径与轴承跨矩之比较大，保证了轴的刚性。轴上没有螺纹，排除了应力集中和防止了轴变形。
平衡鼓吸收了很大一部分的转子的推力，余下的一小部分推力则由推力轴承来承担。通过了解平衡鼓的泄漏量可以估计间隙的大小和泵的效率。
给水泵轴端密封采用迷宫型密封,以来自冷凝水泵的凝结水在压力受控状态下,注入密封盖外侧板中。
轴承是由一个双重组装的倾斜衬块推力轴承和径向轴颈轴承组成,来自汽轮机润滑油系统的油对每个轴承进行润滑。
轴承型式是上下中分式的，轴承支架通过一圈螺栓紧紧地固定在给水泵的进口端盖和大端盖上。轴承包括有三个或四个油槽的滑动轴承和有推力瓦块的推力轴承。推力轴承是双作用型的，带推力瓦块。推力盘是热套到轴上的，若要拆除推力盘就要使用液压工具。径向轴承和推力轴承是由外部的强制压力油来润滑的。
半联轴器使用无键的柱形热压配合。利用高压油泵拆卸。

迷宫密封系统
给水泵迷宫密封系统是通过间隙节流减压的密封。密封水泄漏水温度是采用通过调节注入密封水的压力(水量)方式来控制的，对于注入用密封水必须采用来自冷凝水，而且为保证泵不产生卡涩，务必尽可能靠近泵组部位的注水管路中设置精细的滤网，而这种滤网装置应经常维持在洁净状态下。
密封操作：所提供密封系统是一种“压力受控卸荷型”装置，冷凝水送入泵内的轴套与衬套之间密封，一部分流向大气回水，一部分流量在轴套与衬套内与来自泵内的给水混合后流向前置泵进口进行卸荷。
泵启动：在启动汽动给水泵之前，先开启前置泵保证给水泵大筒体上下温差在15ºC以内，则可由汽轮机直接启动。

凝结水精处理安全运行初探
凝结水精处理系统是为保证亚临界高温高压发电机组有优良的给水水质而设置的，它的主要作用是除去因凝汽器泄漏带入的杂质，系统腐蚀产物,锅炉补给水带入的杂质等,保证经过处理的凝结水达到锅炉给水水质指标送入锅炉。在火力发电厂中, 凝结水精处理起到举足轻重的作用，自安顺发电厂一期精处理系统投运以来,多次出现运行中的高速混床与低压系统连接的阀门打开,导致低压系统管道损坏,树脂丢失,严重影响了设备的正常处理水的能力，使机组的安全经济运行受到影响。
一 事故概况
2000年7月15日，1#机凝结水精处理3#高速混床失效输出树脂时，开3#高速混床进脂门进水输送树脂时，错开启了运行中的2#高速混床的进脂门，导致了低压系统管道上树脂监视孔损坏，并且高速混床出现配水不均，引起了树脂翻动，造成部分树脂丢失。
2002年6月17日，1#机凝结水精处理1#高速混床出脂门在开壮态显示为灰色，（正常壮态应显示红色），值班员开启1#高速混床出脂门将失效树脂输出后,在未关出脂门的情况下,就将再生合格的树脂输入1#高速混床投运,在投运过程中,一直未将出脂门关闭,而值班员错觉是阀门只有显示为红色才为开状态,也未到现场核查清楚就开启升压门升压,造成出脂母管上的树脂监视孔损坏, 损失约该套树脂的30%.
2002年8月14日,2#机6#高速混床运行中进脂门自动打开,实际上无任何操作,在微机上也无操作记录,这造成凝结水系统的压力迅速下降,主机备用凝泵自启,过程中因监控不到位,该过程持续几分钟,由于运行的高速混床出现配水不均，引起了树脂翻动, 损失部分树脂.
2003年6月11日,2#机凝结水精处理整个系统失电,处于运行中的4#高速混床出脂门打开,出脂母管上的树脂监视孔被打爆,实际过程中无法判断为哪一台高速混床的阀门打开,失电状态下,旁路门也只能就地打开,才能关闭高速混床的进出口手动门，时间的耽误,造成了4#高速混床内的树脂全套跑完,并且主机备用凝泵自启，事后查原因为4#高速混床出脂门在失电状态下阀门控制为开,不保持原状态和关状态.
二 出现的问题剖析
1 值班员的安全意识不强
值班员的安全意识不强主要表现在对操作中出现的问题未进行分析,未弄清楚原因就进行下一步的操作,且不执行树脂输送过程中必须有人在场监护的规定。
2 设备未定期进行检查和校验
各管道上的安全阀未定期进行检查和校验,各阀门的动作情况未定期进行试验,校验它在各种情况下的动作情况。
3 控制软件方面存在缺陷
在软件控制设计制作中,未设计阀门的闭锁保护, 闭锁保护即在运行中的高速混床就无法打开它的与低压系统连接的阀门;未设计阀门的失电保护, 即在运行中的高速混床在失电壮态下阀门控制应保持原状态和关状态; 未设计对低压系统的保护和与中压系统连接的阀门打开时对跑出的树脂回收程序(虽说在低压系统管道上都设有安全阀,但树脂监视孔比较脆弱,很容易损坏,且安全阀动作也会使树脂丢失。)。
三 改进措施
1 加强值班人员的培训
对值班员加强安全意识的培训,做到上班掌握设备的运行情况, 值班员对实际运行中的异常情况,值班员应在记录本上做好记录,每个值班员上班前都必须看清记录,对不清楚情况和不清楚操作,一定要查清后再操作,并且执行在操作中有人监护的规定。
2 对控制软件进行修改
1) 添加阀门的闭锁保护
添加一个程序，在高速混床运行的情况下，所有与低压系统连接的阀门均操作不动，只有在高速混床进出门和升压门关闭时，与低压系统连接的阀门才能操作，避免误操作。
2） 修改系统控制程序，加设阀门失电闭锁保护
因电动阀由电来控制它的开关，失电情况下它不能动作，保持原状态，而气动阀门由气来作为阀门开关的动力，失电情况下它的开关状态由内在的控制程序控制阀门开关，如果没有编辑专门的失电控制保护程序，阀门开关可为任意状态，失电就可能造成阀门误开而形成事故。
3） 添加低压系统管道保护程序
设置一个控制程序，，设置“备用”和“再生”两个控制按钮，置“备用”时，表明再生系统无任何操作，这时高速混床与连接低压系统管道通过阀门控制，与再生系统相通，这样，即使高速混床有阀门出现误动，水和树脂都进入低压再生系统，避免了低压管道的损坏和树脂的丢失；置“再生”时，整个系统的阀门控制恢复为正常的再生状态，这时才可以对失效树脂进行再生。
结论：
通过以上出现问题的分析有针对性的做出了改进措施，极大的改善了凝 结水精处理系统的运行工况，也保证了凝 结水精处理系统安全经济运行。

汽机超速原因有哪些？
1.调速系统
（1）调速汽门关闭不严或漏汽量过大
（2）调速系统迟缓率过大或部件卡涩
（3）调速系统速度变动率过大
（4）调速系统动态特性不良
（5）调速系统调整不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等

2.汽轮机超速保护装置不当

（1）危急保安器不动作或动作转速过高，如飞锤或飞环导杆卡涩，弹簧在受力后产生过大的径变形，以至与孔壁产生摩擦等，致使危急保安器不动作或动作过迟
（2）危急保安器遮断油门卡涩
（3）自动主汽门或调速汽门卡涩
（4）抽汽逆止门不严或拒动
（5）高排逆止门未关严

3.运行中调整不当
（1）汽封汽漏汽过大造成油中进水，引起调速和保护套卡涩
（2）同步器调整超过了规定，不但会使机组甩负荷后飞升速度升高，还会使调速部套失去脉冲，造成卡涩
（3）蒸汽品质不好，造成主汽门计门卡涩
（4）超速试验转速不稳，升速率过大。

云浮发电厂胶球清洗装置存在的问题与对策
针对云浮发电厂两台125MW机组胶球清洗装置在投运过程中出现的问题展开了分析和探讨，并实施一系列改造方案，实践表明，施行的方案是可行而有效的，成功地将4套胶球清洗装置投入运行，取得明显效果。

　　云浮发电厂两台上海汽轮机厂产125MW机组的凝汽器胶球清洗装置是邯郸电力修造厂的早期产品(1989年5月生产)。全套胶球清洗装置由二次滤网、装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成，如图1。收球网为带有上下收球网的活动栅格方箱型，型号S-1400-1，规格1420 mm×2 500mm，配套的胶球输送泵为输送胶球专用的125SS-9型离心泵，装球室型号Z-300-1属我国胶球清洗装置典型的第二代产品(设计和制造部门不再向用户推荐)。其安装困难，结构复杂，材料消耗多，操作和维护不便，故障率较高，加上制造质量的问题，收球率始终达不到设计要求的95%以上。

　　众所周知，保持凝汽器较高的真空和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125 MW机组为例，汽轮机背压增高0.004MPa，将导致热耗增加244.5 kJ/kWh，煤耗增加9.70 g/kWh；凝汽器端差升高5 ℃，将导致热耗增加95.12kJ/kWh，煤耗增加3.66kJ/kWh。凝汽器管束的污脏，使换热系数变小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清走凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定的清洁度，对防止结垢起到非常重要的作用。云浮发电厂投产初期对此认识不足，认为循环水为闭路循环，水源较为干净，1991年至1992年底曾间断投用胶球清洗，但胶球回收率很不理想，最好的不足80%，最差的根本收不到胶球。据了解，其他电厂亦有类似情况出现，同型胶球清洗装置在全国的使用情况亦不尽理想，故一直中断运行。1994年发现铜管结垢严重，直接危及机组运行安全和影响机组经济性。为此，我们进行了多方面的研究，着手进行有关试验、运行分析和结构检查，找出了影响收球率不高的关键因素，并进行了改造。经再次投运结果表明，改造和措施是成功和有效的。

1　存在的问题

　　云浮发电厂两台125MW机组分别于1991年4月、12月份投产，机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1992年初至1993年4月，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，4套清洗系统，投用2h后收球，最好的两套(2号机甲侧，1号机甲侧)收球率均不足80%，另两套收球率几乎为零。1993年5月份起，再度中断了胶球清洗装置的投用工作。

　　机组投产3 a左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，机组因此而被迫多次停运查漏、堵漏。据统计，仅1994年、1995年发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀。有资料表明，H68铜管易发生垢下点蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解决。

　　要彻底清洗铜管内壁，避免结垢，只有对胶球清洗装置进行改造，务求胶球系统能正常投用，发挥其在线运行，清洗效果明显的特点。

2　原因分析及处理

　　在投入胶球清洗装置时，在冷却水塔发现大量的胶球，说明漏球的现象严重。对可能存在影响收球率不高的原因我们进行了分析。

2.1　二次滤网

　　胶球在管中只能依*循环水作动力，清除冷却管内壁上的薄层淤泥或水垢。若循环水中含有较多的杂物，如水生动物、垃圾、碎石及各种有机物，不仅会堵塞二次滤网，使循环水压差减小，流量减小，不利于胶球的循环，而且会堵塞凝汽器的管孔，妨碍胶球的通过。流量的减小会导致循环水的温升较明显，运行中我们亦发现了这一现象。在大修期间进行了彻底的检查，发现二次滤网的堵塞现象比较严重，尤其是含有较多的纤维状物质，用人工机械的方法进行了彻底清洗。

2.2　凝汽器的检查处理

　　我国大多数凝汽器的设计均未考虑胶球清洗装置的运行，我们对凝汽器结构与胶球清洗装置的适应性作了全面的检查。

　　a)进出口水室的流程隔板与水室盖及管板的衔接处的狭缝可能引起水流的倒串，导致胶球卡于此，此次检修对该类狭缝进行了全面的封堵。

　　b)凡是新更换凝汽器的铜管严格按国家标准进行检查、验收，排除扁、瘪管；冷却管伸出管板的长度亦严格执行国家的有关标准，防止在此形成死区；彻底清除水室及管内的一切杂物，确保洁净之后再封闭。

2.3　收球网的检查和处理

　　几次投运过程中发现当收球网处于收球位置时，凝汽器循环水的压力均有微量的提高，说明其压损较大，堵塞现象严重。

　　解体发现，由于长时间未投用该装置，致使大、小收球网网格结垢很严重，在网栅和管筒内环上发现大量的污垢片和锈片。它们的存在使栅格流通面积减小，水流速加大，胶球可能卡在收球网的栅板上，又加剧了胶球的堵塞，形成恶性循环。采用人工机械的方法认真清除了网格及收球网相应筒环内壁上的水垢。

　　操作机构的检查发现，4只小收球网传动杆上8mm销子为普通碳钢，刚度不足，常疲劳断裂，致使行程开关显示为收球位置而实际上并未关严。采用的处理方法是用1Cr18Ni9Ti不锈钢材料加工销子取代之。

　　收球网处于收球位置时，网的上下沿应分别与循环水管壁和下方箱的上沿贴合，有文献表明如果它们的间隙大于6mm。另外网面的制造粗糙，条栅分布不均匀。个别小收球网也因水垢卡涩，有关不到位情况。为此我们采用了在大收球网局部加小圆钢焊接于边缘，使之配合良好，同时对下部小收球网彻底清除其上的水垢和污物，作了相应调整直至能灵活开关到位。

2.4　管道及附属部件检修

　　检修其余如胶球泵，泵进、出口阀门，收球室及收球网关断阀传动杆等。

2.5　胶球的选用

　　胶球进入凝汽器管内后，*与管壁的接触环带所提供的擦拭作用进行清洗，它的质量不但影响到清洗效果，而且关系到胶球的回收率、改造与修复后的试运，根据铜管内径23mm，采用了24 mm优质海绵球取代原25mm的海绵球，它具有耐磨性强、质地柔软富于弹性、硬度适中、气孔均匀贯通、沾污垢后易于脱落等特点。

2.6　操作细则和管理体制

　　运行方面首先完善了每日一次的清洗制度，由专人负责，落实到班组，并且明确一些操作上的措施，如正确的投球数量保持在凝汽器单侧、单流程冷却管根数的10%；根据凝汽器的端差、真空等特性参数和胶球的直径、外观等对清洗效果及时评价，以便更换胶球，最多不超过90次累计次数；投运时注意适当调整循环水的压力，保持合理的循环水压差，必要时增开一台循环水泵，清洗结束再停。

3　改造后的效果评价

　　a)处理后再次投运胶球清洗装置，每天运行2 h，收球率均达95%以上。

　　b)2号机于1996年11月、1号机于1998年6月份大修后至今，凝汽器端差一直保持7 ℃以下。真空大为好转，保持91 kPa以上。

　　c)2号机于1998年10月份小修，检查凝汽器铜管，内壁洁净，基本无水垢，取得明显效果。

4　结束语

　　a)云浮发电厂两台机组的4套胶球清洗装置之所以一段时间以来投入效果不明显，收球率低，关键原因在于收球网的制造和安装工艺差，存在显著的间隙；投运初期没有及时进行调试，致使闲置后结垢严重，另外二次滤网的堵塞亦阻碍了胶球清洗装置的投运。

　　b)胶球清洗设备的调试和试运行应随机组的试生产及时投入运行。目前制造厂无技术标准，电厂亦无验收标准，往往待凝汽器管束脏污后再进行胶球清洗装置的投运，管束的脏污制约了胶球清洗装置，而胶球清洗装置的闲置又进一步加剧了凝汽器管束的脏污，陷入比较被动的局面。

　　c)加强胶球清洗装置的管理很重要。实践证明，必须健全组织，制定有关规章制度，健全运行、技术记录。只有科学管理才能确保胶球清洗系统的正常投运和有效运行。

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策
　桂林虹源发电有限责任公司2台135 MW机组于2000年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。

　　该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事件，当时1号机带90 MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。

1 原因分析

　　开始汽轮机冲转升速时，　汽轮机处于主汽门控制方式，此时4个调速汽门GV全开，转速由TV控制，TV的开度指令根据PID运算得出。

　　正常时，当转速达到2 950 r/min时，进行阀切换，转入调门控制，此时SUM开始快速累加，TV指令也跟着快速增加，主汽门加速开启，当TV1与TV2反馈平均值大于90时，THI为1，TV的指令变为100并一直保持下去，这时主汽门处于全开状态，控制方式已转入调门控制方式。在以后并网、加负荷及正常运行时，TV始终全开，THI始终为1，保持100的开度指令输出。而TV控制回路的PID模式也处于跟踪状态。

　　1号机甩负荷时的历史趋势由于外部原因导致TV1的阀位反馈减小，当两者之和小于90时，THI由1变0，此时，控制逻辑发生变化，首先TV控制回路中的PID模块不再处于跟踪状态，它开始进行运算，参与控制。在控制逻辑里，PID的设定值在并网前代表转速设定，其值为0～3 000 r/min，而在并网后却代表功率设定，其值为0～135 MW，当时带90 MW负荷，一旦PID投入运算，它的设定值为功率值，比实际转速小太多，PID的输出将很快从100降为0，从历史趋势图可以看出，只用了6 s。

　　此时，TV的开度指令不再为100这个常数，而是SUM与PID输出之和，从上面分析得知PID输出很快降为0，下面须确认SUM的值。从历史数据可知SUM也为0，所以TV的开度指令在6 s之内降为0，导致两个TV同时关闭造成这次事件。正常情况下，经过升速时的累加，SUM的值在200左右，不为0，但通过分析逻辑可以看出当DEH切过手动或打闸时，　可将SUM的值清为0。经查，此前运行人员因为汽压波动，曾切过手动控制，使SUM为0。还可以看出，在02:39:44时，指令有一个下降，很快又变为100。这是因为当时TV2反馈为97.61，TV1反馈为84.28，这时候THI已经翻转，由1变0，所以指令开始下降。到02:39:46时，TV1反馈又变为88.3，此时TV2反馈为96.8，THI由0变1，指令又变为100。这说明当时正好处于临界状态，TV的轻微变化都可能使指令变化。

2 处理对策

　　通过这次事件，表明原逻辑存在不完善的地方，为此在组态中对原逻辑进行了相应改动，即加一个RS触发器。

　　RS触发器真值表，其中THI为S端。加上一个触发器后，原有功能并不受影响，而且能避免类似甩负荷事件再次发生。当再次出现TV1反馈值变小，导致THI变为0时，由于安全油压未失去，其值为0，所以RS触发器输出仍为1。TV的开度指令不变，也保持为100。这样TV2仍保持全开。负荷不会马上降下来，运行人员可以到就地察看，若TV1仍然全开，则可判定是反馈回路出现问题，通知检修人员处理即可，机组运行完全不受影响。若TV1确实关了下来，这时运行人员可采取措施，将机组稳定在一个较低负荷上运行，再决定是否停机。这样可以避免因甩负荷影响整个电网的安全运行，同时避免了事件进一步扩大引起其它保护动作跳机，停炉。

　大型汽轮机组化学监督运行凝结水标准硬度为0μmol/L，导电度0.3μS/cm以下，超标时要求在1 h内恢复正常,这是保证炉水品质，锅炉本体、汽轮机本体内部通流部件不结垢，使机组安全、经济运行的重要指标。
　　电厂冷凝器铜管的泄漏，造成凝结水硬度、导电度超标是经常发生的设备缺陷。通常的处理方法是通过一侧投入、停运胶球清洗装置或加锯末，观察凝结水硬度及导电度的变化，分析判断冷凝器哪一侧铜管泄漏,经过降负荷,停一侧冷凝器进行铜管的检漏、消缺。常用的检漏方法有蜡烛火焰法、超声波法、氦气法等。



1运行中冷凝器铜管重复检漏统计及定义
　　河北西柏坡发电有限责任公司4台300 MW机组，自19931226相继投产以来，运行中冷凝器铜管检漏总计22次,其中重复检漏9次。
　　重复检漏即同一台机组运行中检漏时发现漏点并消缺，但时间间隔不超过2周再进行检漏又发现泄漏并消缺，或检漏时发现不了漏点，因申请消缺时间到达而恢复设备运行，另找时间申请检漏、消缺。



2运行中冷凝器铜管检漏方法的比较
　　为了避免冷凝器运行中铜管的重复检漏或无效检漏，下面对常用的检漏方法进行分析比较。
2.1蜡烛火焰法和超声波法
　　蜡烛火焰检漏法是传统的检漏法，易受风吹影响。超声波检漏仪检漏是比较方便的方法，但易受环境噪声的影响。实践证明，当凝结水硬度达到5 μmol/L时，仍不能找出漏点。20040523＃3机运行中进行冷凝器铜管检漏，解列系统前投胶球冲洗2 h，凝结水硬度达到5 μmol/L，采用蜡烛火焰法和超声波法同时检漏，未发现泄漏铜管，当时因电网负荷紧张而恢复运行，只能投锯末维持正常运行。
2.2氦气检漏法
　　氦气检漏法，即采用氦质谱真空检漏仪对冷凝器运行中铜管进行检漏。在对其使用方法、条件进行了研究与实践后认为，此法在冷凝器一侧解列后可迅速、准确地判定铜管是否泄漏，但难以确定是哪一根铜管泄漏。如冷凝器型号为：N190001型，铜管总计16 944根，按1/2的铜管量8 472根、以检10根/min计算，约需14 h。工艺要求对每根铜管所喷的氦气，不能使其扩散，否则可能造成误判。



3塑料薄膜法在冷凝器铜管运行检漏中的应用
　　通过对蜡烛火焰法、超声波法、氦气检漏法的实践总结，20040525首次采用塑料薄膜法，在低负荷时对＃3机冷凝器铜管运行中再次检漏。
3.1材料选用
　　塑料薄膜（厚度0.01 mm，宽度1 m）、黄油与毛刷。
3.2工艺要求
　　a. 运行人员在系统解列完毕，冷凝器单侧运行，冷凝器水侧放水后，打开冷凝器端盖两侧人孔门，用排风扇吹5 min后，每侧2人进入冷凝器水室粘贴塑料薄膜，1人在外监护及递送工具、材料。
　　b. 粘贴塑料薄膜时，要求铜管管板边沿无铜管的地方涂少许黄油，铜管区要求有水，不干涩，可以吸附粘贴塑料薄膜即可；塑料薄膜在铜管口处粘贴得尽可能平展。
　　c. 粘贴过程中，两侧人员可由上而下，也可上下交*粘贴，但管板必须全部粘贴塑料薄膜，不能因粘贴过程中发现有漏的铜管而停止。
　　d. 粘贴完后，即可对发现的泄漏铜管堵漏，堵漏完毕后观察10 min。对塑料薄膜未破，但已有凹进去的铜管也要堵漏。
3.3本次消缺时间统计
　　办工作票30 min，解列设备30 min，水侧放水30 min，打开人孔门30 min，向水侧吹风5 min，粘贴塑料薄膜30 min，堵漏10min，观察10min，清理工作15 min，关闭人孔门30 min，恢复系统运行30 min：总计250 min。
3.4应用结果
　　用此法对＃3机检漏，查出4根铜管泄漏，塑料薄膜3处被吸破，但吸破时间有先后，1处有凹进现象，全部进行堵漏处理。观察10 min后，经再次检查没有发现薄膜破损或凹进现象，恢复系统、设备正常运行。凝结水化学检验结果为复水硬度0μmol/L，导电度0.14～0.16μS/cm。



4冷凝器铜管运行中重复检漏原因分析及处理
　　通过以上冷凝器铜管运行中检漏方法的实践认为，造成重复检漏的原因为检漏方法存在缺陷，导致冷凝器泄漏铜管堵漏不彻底。但不排除其它如铜管老化、运行中铜管局部受损等原因。用蜡烛火焰法或超声波法检出漏点、消缺后，凝结水硬度可以到零或有所降低，有时时间不长硬度就有所增大。此现象说明大漏点可以用蜡烛火焰法和超声波法检出，但不彻底；若漏点分散，2根以上存在多个漏点时，总漏量可使凝结水硬度达5 μmol/L时，依然可能造成无效检漏或重复检漏，20040523＃3机组检漏就是例子。其主要原因是：蜡烛火焰法宜受人员素质、工作环境、铜管泄漏的大小，漏点*近管板的哪一侧等因素的影响。超声波法易受声源的影响，对微漏点不易判定而造成重复检漏。
　　氦气法从理论上讲可以准确检出漏点，但对每根铜管所喷的氦气，很难保证使其不扩散，因而难以确定是那一根铜管泄漏，容易造成误判，工艺要求复杂，检漏时间长，检漏方法上存在缺陷，因而造成冷凝器泄漏铜管堵漏不彻底。
　　经过实践对比，采用塑料薄膜检漏法，可以说当凝结水检测到硬度就可以利用电网低谷消缺时进行冷凝器铜管检漏、消缺，漏点处理得彻底，杜绝重复检漏和无效检漏现象，减少机炉设备部件的结垢，节约大量的人力、财力和物力，节省检漏时间，提高机组可利用小时数。此外在实际工作中发现凝结水有硬度时，加锯末维持正常运行，当加锯末也不能维持正常运行时，才考虑运行中铜管检漏。为防止重复检漏，经化学监督计算确定，凝结水硬度到5μmol/L时必须开始检漏。而运行中冷凝器铜管检漏标准的掌握，与重复检漏有关，但是由于该标准存在当凝结水出现硬度很低时，运行人员几乎天天投锯末来维持正常运行，投胶球冲洗、回收胶球期间实际上凝结水水质是不合格的。由于时间的积累，造成锅炉管道结垢和汽轮机内部通流部件的结垢，使机组效率下降。机组大修时还要对锅炉酸洗，汽机部件清垢，需要花费大量的人工费、材料费等。因此建议当凝结水硬度（投胶球冲洗后检测）达到2μmol/L时，申请冷凝器铜管运行中低谷检漏、消缺。



5结论及建议
　　综上所述，造成冷凝器铜管运行中重复检漏的主要原因是检漏方法本身存在缺陷。实践证明塑料薄膜法是一种安全、简单、可*、快捷、直观、经济的冷凝器铜管运行中检漏方法，可避免重复检漏、消缺，经济效益可观。经过此法检漏、消缺，可维持凝结水硬度较长时间合格运行，保证机组安全、经济运行。建议运行中冷凝器铜管检漏采用塑料薄膜法。
　　塑料薄膜检漏法中采用黄油做粘结剂，检漏结束后虽然对冷凝器管板进行了清理，依然对循环水造成轻微污染，不符合环境卫生的规定。可在循环水中定期加入一种水质稳定剂，消除对循环水造成的污染。并从试验中发现该种水质稳定剂，有一定的粘度，建议作为塑料薄膜的粘结剂。

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