汽轮机疏水系统问题分析及对策研究
浅谈蒸汽疏水器存在问题及改进建议
浅谈蒸汽疏水器存在问题及改进建议郑卫东,于 晖(兰州石化公司油品储运厂,甘肃兰州 730060)摘 要:通过介绍、分析我厂在用的几种蒸汽疏水器工作原理及使用现状,比较了性能优劣,提出了存在的问题及改进建议。
关键词:蒸汽疏水器;背压;节能;加温;回水中图分类号:TE96蒸汽疏水器是各大炼油厂,尤其是地处我国北方的炼油企业大量应用的基本节能设备之一,为炼油厂的正常生产发挥着不可估量的作用。
因此,了解各类蒸汽疏水器的原理,掌握其适用范围及功能,正确选型,正确使用,对于企业节能、提高生产效率及设备良好运转等工作具有重要意义。
1 疏水器的作用其基本作用是自动排除蒸汽加热设备或蒸汽管道中的蒸汽(注意:任何一台疏水器都不可避免地要排除一定量的蒸汽)、冷凝水及空气等不凝气体。
由于其具有阻汽、排水的作用,可使蒸汽加热设备均匀受热,充分利用蒸汽潜热提高热效率,并可防止凝结水对设备的腐蚀,又可防止蒸汽管道中发生水击、震动、结冰、胀裂等现象。
就油品储运厂来说,各类蒸汽疏水器是蒸汽加温及蒸汽伴热系统中最为常见,结构原理比较复杂,也是最易出现故障的设备。
因此,在不同的被加热设备、不同的工艺条件以及不同的地势条件下,选用不同的蒸汽疏水器,对炼油储运生产、特别是冬季的生产及节能工作,有着截然不同的效果。
在选用之前,我们有必要对常用的几类疏水器进行了解。
2 我厂现有蒸汽疏水器和种类及特点(1)双金属(恒温型)适用地点:在我厂许多重质油管线伴热、泵房操作室暖气及部分油罐的加温疏水中适用。
原理:应用蒸汽与冷凝水温度差的原理而设计,当蒸汽通过疏水器时,金属膨胀,从而堵塞出口,阻止蒸汽排出;当冷凝水通过时,金属收缩而开启出口,排出冷凝水。
特点:体积小、重量轻。
该疏水器不受工作压力的影响,间歇排水,噪音小,可靠性差,排出的冷凝水低于饱和温度,其工作背压仅能达到30%～35%,因此,此类疏水器适用于对地排放的伴热线末端安装(即疏水器出口压力为零)。
3号机组疏水系统优化
3号机组疏水系统优化摘要：汽轮机在启动过程中，是一个金属吸热升温的过程。
暖机暖管初期，高温蒸汽与温度较低的金属接触，蒸汽凝结放热，将热量传递给管道及汽缸金属部件，蒸汽即凝结成水，这些疏水应及时排放，若积存在管内不仅严重影响暖管传热，而且可能带来管道的水冲击，造成阀门、管道和法兰的破裂损坏。
如果蒸汽夹带了疏水进入汽轮机内，将会发生更为严重的水冲击设备损坏故障。
所以，汽轮机组疏水系统可靠稳定显得尤为重要。
关键词：疏水系统；水平改垂直；疏水联箱一、疏水系统的简介胜利发电厂300MW机组为C300/237-16.7/0.39/537/537型汽轮机组，属亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式机组。
东方汽轮机厂生产制造，热力系统构造由西北电力设计院设计。
汽轮机在启动过程中，汽缸金属温度较低，进入汽轮机的主蒸汽温度及再热蒸汽温度虽然选择的较低，但均超过了汽缸内壁温度较多，蒸汽与汽缸温度相差超过200℃。
暖机的最初阶段，蒸汽对汽缸进行凝结放热，产生大量的凝结水，直到汽缸和蒸汽管道内壁温度达到该压力下的饱和温度时，凝结放热过程才结束，凝结疏水量才大大减少。
在停机过程中，蒸汽参数逐渐降低，特别是滑参数停机，蒸汽在前几级做功后，蒸汽中含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽缸四周，负荷越低，蒸汽含水量越大。
另外，汽轮机打闸停机后，汽缸及蒸汽管道内仍有较多的余汽凝结成水。
由于本体疏水的存在，会造成汽轮机叶片水蚀，机组振动，上下缸产生温差及腐蚀汽缸内部；蒸汽管道内疏水不及时排放，积存管内不仅严重影响暖管传热，而且可能带来管道的水冲击造成阀门、管道及法兰破裂损坏。
因此，在汽轮机启动或停机时，必须要保证疏水的及时排放，疏水系统稳定可靠尤为重要。
二、目前300MW机组疏水系统存在的问题胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统是一种典型的系统，许多300MW机组都采用这样的系统：汽轮机本体的疏水、主汽疏水、再热蒸汽疏水、各级抽汽疏水、轴封供汽系统疏水和其他管道疏水放汽等等，都通过疏水联箱进入凝汽器的背驮式扩容器，再排入凝汽器。
蒸汽系统疏水常见误区及解决方法
1、对疏水温度的片面理解许多蒸汽用户被错误的理念所误导，以为疏水设备的温度越低越好，甚至追求疏水阀后排出的温度低于80度，以为这样能降低能源的消耗。
实际上，设备产生的高温饱和冷凝水，如果没有及时排放，疏水设备温度过低，会导致设备内积水，降低了加热的效率。
为满足工艺要求，势必需要加大供汽阀门开度，增加蒸汽压力，甚至需要借助疏水阀旁通排水，最终导致蒸汽耗量的增加。
另外，积水会引起换热设备上下存在温差，影响产品质量稳定和设备寿命，也容易引发水锤。
所以，正确的做法应该是，及时排出设备产生的高温饱和冷凝水，保证设备升温效率。
2、对闪蒸汽的曲解许多用户不知道闪蒸汽的概念，误把闪蒸蒸汽当作漏汽，所以当看到疏水阀出口冒“白汽”时，就误以为是漏汽。
其实，那些“白汽”是完全正常的闪蒸汽现象。
当高温高压的冷凝水排放到低压区时，总热焰保持不变而显热降低，显热降低时释放的热量，将部分水汽化而产生蒸汽，这就是闪蒸蒸汽。
闪蒸汽流速较低，呈“白色”，在管道出口就可以看到，闪蒸汽会随着压差和冷凝水量的多少发生变化。
而生蒸汽是无色的，当疏水设备泄漏时，这些无色的气体，会在离出口管道一段距离后才变得可见，而且外冒的速度较高，呈直线喷射。
因此，我们需要正确区分闪蒸汽与泄漏蒸汽。
3、对串联疏水问题的无意识许多客户为了防止疏水阀失效泄漏蒸汽，在设备出口串联了两台疏水阀。
但这样会造成另外的问题，例如：A、冷凝水在第一个疏水阀出口因压力下降而闪蒸，引起后端疏水阀，因为蒸汽绑锁闭，而导致设备积水；B、两台疏水阀串联时，落在每台疏水阀前后的压差降低，原本单台小口径的疏水阀即可满足排量要求，串联时却需要两台大口径的，造成更大浪费。
所以，正确的做法是根据设备的工艺参数，选用一个高品质合适的疏水阀，这样可以大大减少蒸汽的浪费。
4、对群组疏水问题的不理解许多设备或一台设备的不同加热段，共用一个疏水阀称作群组疏水。
在烘干机的空气加热器设备，这种现象非常普遍。
300MW汽轮机发电机组疏水问题地研究
５．１疏水扩容器内靠近高压、次高压疏水母管排汽口处再增加一组喷嘴；
５．２淋水盘及内部支撑部件均全部更换，并改进淋水盘固定方式，所有部件的材料均为不锈钢制品；
５．３已渗入母材的所有裂纹均打磨后补焊，高压、次高压疏水母管插入疏水扩容器内壁处加装一厚度为ｌＯｍｍ、宽ｌＯＯｍｍ的护板；
５．４改进温度测点安装位置。
使四个疏水母管上均有温度测点（Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３、Ｔ４）作监视用。
温度控制采用串级调节系统，用扩容器靠近高压疏水集管处的温度测点Ｔ７作为前馈信号，扩容器汽侧回凝器管路上的温度测点Ｔ６作为主调信号来控制减温水阀的开度，如图二所示。
在减温水调整阀管路上另加～路ＤＮｌ０的小旁路，状态为常开，以保证在任何状态疏水扩容器内都有减温水；
倒二
５．５·逐步更换各级疏水阀，从根本上解决疏水扩容器长期受到热负荷的冲击问题；
５．６恢复凝器背包减温水管，防止凝器再次超温。
５．７参照福州华能电厂进口３５０ＭＷ机组疏水系统的设计标准，将我公司＃１机左右主蒸汽管疏水阀、两台小机高压进汽管疏水阀、中压连
１６１。
汽轮机疏水系统的常见故障及其对策研究
汽轮机疏水系统的常见故障及其对策研究作者：薛利峰姚润贤左一来源：《机电信息》2020年第20期摘要：在汽轮机运行过程中，经常会出现汽缸温差较大、中压调门扩散器有裂纹、转子转速失控以及阀体产生裂纹等故障。
现通过分析汽轮机疏水系统的设计要求，研究其常见故障产生的原因，提出了相应对策，旨在进一步保障汽轮机设备的安全运行。
关键词：汽轮机;疏水系统;常见故障;对策0 引言在汽轮机系统设计中，疏水系统是其重要的组成部分，通过设置疏水管可以在汽轮机的启停、负荷变动和运行过程中，有效控制疏水阀，将汽轮机内部积水排出，避免汽轮机设备和相关管道等出现冷蒸汽回流问题，造成设备损伤。
因此，相关人员在对汽轮机设备进行管理时，需要掌握疏水系统的常见故障，并采取有效对策，保证汽轮机的安全、稳定运行。
1 汽轮机疏水系统的设计要求通常情况下，汽轮机疏水系统设计要遵循一定的原则，即汽轮机在启停、运行以及变负荷运行、故障、热备用等状态下，可以及时地将设备内部和管道内存在的积水有效排出，从而在很大程度上避免出现进水和冷蒸汽回流等情况。
实际上，汽轮机内部出现积水是因为其在冷态下启动，内部蒸汽冷凝产生积水。
管道中出现积水是由于汽轮机跳闸使积水汽化[1]。
基于此，汽轮机疏水系统设计应当满足以下要求：（1）在可能存在积水的设备和相关管道部位设计具有一定通流能力的疏水管阀。
（2）在适当的设备及管道部位安装监测和控制积水、进水和冷蒸汽回流的仪器。
（3）合理设计联锁保护逻辑控制程序，实现疏水阀的自动开关控制，避免出现积水、进水及冷蒸汽回流等情况。
（4）在确保汽轮机安全稳定运行的前提下，尽量减少运行成本。
2 汽轮机疏水系统的常见故障2.1 冷蒸汽回流造成汽缸温差大汽轮机疏水系统的常见故障是汽缸的上下温差较大，是由冷蒸汽回流导致的一种常见故障。
一般汽轮机在空转或停机后，中压缸的上下温差在50～60 ℃，最大不会超过86 ℃，在汽轮机首次启停时，高压缸内的上下温差可以达到110 ℃左右，而在高压外缸和中压缸内，其上下温差可以高达150 ℃。
汽轮机疏水系统节能分析
（2）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，管道的温降，对冲转蒸汽的过热度影响 不大。
（3）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，在节省机组的投资费用和运行费用、减 少安装运行维护工作量、降低机组热耗等方面有明显的经济效果。
（4）在主蒸汽、热再热蒸汽管道中，当过热度足够大时，疏水阀可以不开启，以防止
在极热态启动和甩负荷工况下，对本体疏水扩容器和凝汽器造成的破坏。 （5）主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统优化后，对改善整个机组运行的可靠性和安全性
冲坏凝汽器钛管的严重事故。如外高桥电厂(300MW)、吴泾电厂(300MW)、嘉兴电厂一期 (300MW)、北仑电厂(600 MW)都出现类似防冲板冲坏的情况。
(4)由于采用背包式疏水扩容器的电厂存在一些危险隐患，因此在一些电厂的改造中纷 纷改用外置式扩容器。由于外置式扩容器的排汽管道较长，管道内蒸汽流速增大时，管道的
有积极的意义。
三、 引进型 300MW 汽轮机疏水系统节能改造
上海某电厂引进型 300MW 汽轮机疏水管道中的气控阀门承受很大压差，造成蒸汽泄 漏，降低了机组运行的经济性。针对这种情况，该厂采用取消或合并某些疏水管道及其气控 阀门的方法，减少蒸汽泄漏点，降低了泄漏量，提高了机组运行经济性，具有显著经济效益， 为同类型机组的疏水系统改造提供了参考。
发电厂的疏水系统由锅炉、汽轮机本体疏水和蒸汽管道疏水两部分组成。因机组启动暖 机时各疏水点压力不同，应分别引入压力不同的疏水母管中，再接至设置在凝汽器附近的 1~2 个疏水扩容器，疏水扩容器的汽、水测分别与凝汽器汽、水侧相连。
一、 大型机组汽轮机疏水系统的主要问题
大型机组汽轮机转子发生大轴永久性弯曲是重大恶性事故，为此原国家电力公司反复强 调，在“二十五项重点要求”中明确了具体的反事故措施，起到明显效果，但大轴弯曲事故 仍时有发生。统计表明，86%的弯曲事故是由于转子碰磨引起，而其中 80%以上是热态起动 时发生，它们都与汽缸上、下缸温差大有关。导致汽缸上、下缸温差大，除意外进入冷水、 冷汽之外，往往与疏水系统的设计和操作不合理密切相关。制造厂和设计院在防汽缸进水和 冷汽方面一般均采取有效措施，普遍参照了 ASME TDP1-1980(1998)的建议，但须注意不同 机组的实际情况并不一样，如引进型机组管道疏水原设计并没有考虑旁路的设置等。疏水系 统的设计往往只顾及正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低的分布，而未考虑温、热态开 机及甩负荷后的启动情况。目前大型机组典型的疏水系统设计和操作容易导致高负荷停机、 甩负荷后温、热态开机出现高、中压缸温差、汽缸内外壁温差逐渐增大现象，既存在安全隐 患，又不利于机组的及时再次启动。
汽轮机疏水系统问题分析及对策研究王福宽
汽轮机疏水系统问题分析及对策研究王福宽摘要：本文介绍了汽轮机疏水系统可能出现的相关问题，并就疏水系统设计及运行操作时应注意的问题，又对疏水系统问题对策进行了探讨。
关键词：汽轮机；疏水系统；问题；对策一、汽轮机疏水系统存在问题及原因分析1.1冷蒸汽回流导致汽缸上下温差大某电厂1号、2号机组系300MW引进型亚临界机组，机组空转或停机后中压缸上下温差一般在50℃~60℃，最大达到86℃；另一电厂1号机组为300MW机组，首次启动停机后高压内缸上下温差达110℃，高压外缸上下以及中压缸上下温差均达到150℃，严重超出运行规范要求，影响机组再次启动。
分析原因为：高压缸、中压缸的疏水与其它高压管道的疏水连接到同一疏水集管，在停机后或机组空转时汽缸处于真空状态，而疏水集管内因其它高压管道疏水形成压力，造成冷蒸汽通过汽缸疏水管回流到汽缸，引起汽缸上下温差大。
1.2疏水回流导致中压调门后扩散器裂纹采用西门子技术的超超临界汽轮机，中压调门后的扩散器在底部疏水孔位置普遍出现纵向裂纹，造成再热蒸汽泄漏到中压内外缸夹层，影响机组经济性和安全性。
检查某电厂1000MW汽轮机中压调门后扩散器的疏水管设计，左右两根疏水管各自从中压调门后扩散器的底部疏水孔引出，向下布置后合并到一起，再通过一个靠近疏水集管的疏水阀连接到疏水集管，同时，高压缸系统的6路疏水管也连接到该疏水集管。
按照疏水控制逻辑，在机组负荷低于20％或者跳闸时，汽轮机疏水阀自动打开，其它工况运行时，这些疏水阀关闭，也可以手动打开。
由于中压调门后的疏水管较长，在疏水阀关闭时，疏水管内部蒸汽因冷却而积有凝结水，此时若机组跳闸，因高压缸内部压力较高，6路疏水同时排放会使疏水集管内的压力迅速升高，而中压缸与低压缸（凝汽器）相通，压力快速下降到真空，当中压调门后的疏水阀打开时，因疏水集管内的压力高于中压缸内压力，造成疏水管内的凝结水倒流，直接回流到中压调门后扩散器底部的疏水孔，引起底部材料温度激变，造成极高的温度应力。
300MW汽轮机高压加热器疏水调节
300MW汽轮机高压加热器疏水调节在实际运行过程中，高压加热器水位常常会由于浮子式疏水器出现卡涩而失去控制，这样一来，高压加热器在一半以上时间都长期处于无水位运行状态，使得疏水大量带汽，这样一来，也大幅度降低了300MW汽轮机机组运行的经济性。
本文首先分析了浮子式疏水器运行中出现卡涩的原因，其次，结合笔者的实际工作经验，就300MW汽轮机高压加热器疏水调节改进措施展开了较为深入的探讨，具有一定的参考价值。
标签：300MW汽轮机；高压加热器；疏水调节；改进措施1 前言某大型电厂300MW汽轮机机组配有高压加热器2台，300MW汽轮机为日立公司TCDF-33.5亚临界压力、中间再热、双缸双排汽、冲动、凝汽式汽轮机，于2000年12月投产。
汽全部采用浮子式疏水器来控制高压加热器疏水情况。
但是在实际运行过程中，高压加热器水位常常会由于浮子式疏水器出现卡涩而失去控制，这样一来，高压加热器在一半以上时间都长期处于无水位运行状态，使得疏水大量带汽，这样一来，也大幅度降低了300MW汽轮机机组运行的经济性。
与此同时，300MW汽轮机机组的负荷突然增大，又很容易导致高压加热器的的水位出现骤然升高的问题，对于300MW汽轮机机组的运行安全造成了较为严重威胁。
本文就300MW汽轮机高压加热器疏水调节进行探讨。
2 浮子式疏水器运行中出现卡涩的原因浮子式疏水器主要是由连杆、浮子、滑阀等组成，可以将高压加热器水位的变化情况通过浮子来进行反映出来，但是值得注意的是，由于其结构的问题，导致在运行中很容易出现卡涩现象。
浮子与疏水器的滑阀杆通过连杆来进行连接，浮子会随着高压加热器水位的升高而上升，同时还会带动疏水阀开大；而一旦高压加热器水位出现降低的情况时，浮子也会随之降低，同时还会带动疏水阀关小。
因此，我们可以看出，浮子式疏水器实际上是按照多部件按序动作的方式来完成调节，一旦某环节出现问题，都会让浮子式疏水器卡住不动。
浮子式疏水器运行中出现卡涩的原因主要有两点，分别是心轴因盘根压得过紧而卡涩和滑阀与滑阀套因局部磨损产生卡涩。
汽轮机疏水系统问题分析
汽轮机疏水系统问题分析摘要：汽轮机疏水系统是指汽轮机高压缸、中压缸、低压缸、前后汽封、主汽门、调门等设备及相关蒸汽管道的最低点设置疏水管，在机组启动、停机、暖机等过程中，通过打开相应的疏水阀，排尽汽轮机设备及管道积水，避免汽轮机汽缸倒进水或冷蒸汽倒流，确保汽轮机安全稳定运行。
同时，为了提高机组运行的节能效果，疏水系统的排放应尽可能减少热量损失。
文章分析了汽轮机疏水系统问题，包括设计要求，汽缸壁温上下温差大、中调门后扩散器呈现裂纹、转子动叶损伤或转速失控等，最后提出了解决措施。
关键词：汽轮机；疏水；温差引言目前，机组容量越来越大，对应的汽轮机主蒸汽压力、温度等参数越来越高，汽轮机的构造和控制更加复杂，从而汽轮机疏水系统设计难度提高很多。
最近由于汽轮机疏水系统引起的问题经常发生，比如汽缸壁温上下温差大、一抽至三抽等抽汽管道有冷凝水、疏水管道和设备及主管道接口附近出现裂纹等，有必要研究以上问题产生的原因，并提出对应的解决办法，避免汽轮机设备受到损坏。
1汽轮机疏水系统设计要求汽轮机疏水系统的运行工况不仅制约汽轮机安全运行，而且影响汽轮机暖机时间。
所以疏水系统设计必须符合标准规范，尤其符合以下几点要求：（1）各疏水支管并入疏水母管时，各疏水支管接入点应根据疏水压力的高低区别对待。
按照疏水点压力从高到低的顺序，接入点距离疏水扩容器应从远到近。
且疏水支管和母管的接入角度为45℃，以便确保疏水通畅。
（2）顺着介质流动方向，各疏水管道有一定坡度，防止管道出现积水现象。
（3）汽轮机启动前，需要暖机和暖管，打开各疏水支管高、中、低压段上的疏水阀门。
当汽轮机带负荷至10%额定负荷时，关闭高压段疏水阀；当汽轮机带负荷至20%额定负荷时，关闭中压段疏水阀；当汽轮机带负荷至30%额定负荷时，关闭低压段疏水阀。
（4）主蒸汽管道疏水和设备本体疏水必须分别接入不同的疏水扩容器。
要清楚了解汽轮机跳机后哪些管道或者设备会产生真空与非真空，防止积水或冷凝蒸汽回流至汽轮机室。
电厂汽轮机疏水系统的优化
电厂汽轮机疏水系统的优化摘要本文介绍了电厂汽轮机疏水系统的功能及可能出现的相关问题,并就疏水系统设计及运行操作时应注意的问题,即疏水系统优化的具体情况进行了探讨。
关键词汽轮机;疏水系统;系统优化作为重大恶性事故之一,电厂汽轮机发生大轴永久性弯曲事故时有发生。
有数据表明,70%的弯曲事故是在热态起动时发生,也即与汽缸上、下缸温差大有关。
而究其原因,除去冷水、冷汽的意外进入的因素,大多与疏水系统的设计和操作不合理密切相关。
疏水系统的设计往往只重视正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低的分布,而忽视了虑温、热态开机及甩负荷后的启动情况。
目前,电厂汽轮机机组典型的疏水系统设计和操作容易导致高负荷停机、甩负荷后温、热态开机出现高、中压缸温差、汽缸内外壁温差逐渐增大现象,既存在安全隐患,又不利于机组的及时再次启动。
因此对电厂汽轮机疏水系统进行优化,尤为必要。
1 电厂汽轮机疏水系统的功能及可能出现的相关问题实践表明,在长时间停机后的启动或重新启动过程中,电厂汽轮机的汽缸和蒸汽管道必须经过预热的手段,使温度达到允许汽轮机升速和加载的条件。
而疏水系统的功能,则是去除汽缸和管道在预热过程中由于低于饱和温度所产生的凝结水,从而保障机组的正常运行。
如若疏水程序得不到充分保障,可能导致以下损害汽轮发电机组的不正常工作情况发生。
一是汽轮机机组启停过程中主蒸汽过热度不足或汽温过低、下降过快,影响机组正常运行;二是凝结水从蒸汽管线进入汽轮机时,对汽缸和轴产生过冷却从而导致其变形,损害汽轮发电机组;三是汽缸的保温不良,或各加热器及凝汽器水位过高,导致水进入汽缸;四是在汽轮机低部积聚凝结水,从而对汽缸产生单侧冷却导致其变形,损害了汽轮发电机组;五是管道和支吊架由于损坏的原因,从而导致汽轮机对中变化,影响汽轮机机组正常运行;六是在机组启停过程中由于在轴封蒸汽母管积聚凝结水,从而导致轴封蒸汽压力控制系统失灵;七是汽轮机机组由于疏水管线过大、疏水阀控制不合理,而蒸汽管线产生的凝结水量小,疏出来的高温高压蒸汽将对疏水扩容器和凝汽器造成较大的冲击。
汽轮机本体疏水系统
定期对疏水系统进行整体性能检 测，确保系统运行正常。
建立维护保养记录
01
对每次维护、检查、维修和更换部件的情况进行记录。
02
记录疏水系统的运行参数，如温度、压力、流量等，以便分析
系统的性能和存在的问题。
定期对维护保养记录进行整理和分析，总结经验教训，提高维
03
护保养水平。
06
汽轮机本体疏水系统的未来发展
解决方案
定期对疏水阀进行清洗和检查，保持阀门的通畅。同时，加强水质管理，减少管道内壁结 垢和杂质堵塞的可能性。在发现阀门堵塞时，应及时采取措施进行疏通或更换阀门。
疏水管路漏水
总结词
疏水管路漏水会导致系统排水效果不佳，影响汽轮机的正常运行，甚至可能引发安全事故。
详细描述
疏水管路漏水通常是由于管道老化、腐蚀或安装不当等原因引起的。漏水不仅会影响汽轮机本体疏水系统的排水效果 ，还会增加系统的能耗和降低汽轮机的效率。严重时，会导致系统无法正常运行，甚至引发安全事故。
05
汽轮机本体疏水系统的维护与保养
定期检查与清理
定期检查疏水系统各 部件的完好性，确保 无泄漏、堵塞等现象。
检查疏水箱的液位， 确保正常，及时清理 疏水箱内的沉积物。
对疏水管道、阀门等 部件进行清理，保持 清洁，防止堵塞。
及时维修与更换部件
对于发现的泄漏、损坏部件及时 进行维修或更换。
对于达到使用寿命的部件，及时 进行更换，确保系统的安全运行。
02
汽轮机本体疏水系统的组成
疏水阀
疏水阀是汽轮机本体疏水系统中 的关键部件，用于控制蒸汽和冷
凝水的流动。
疏水阀应具有足够的流通能力和 良好的密封性能，以确保蒸汽和 冷凝水能够顺畅地流动，同时防
汽机专业轴加疏水不畅问题分析
轴加疏水不畅问题分析#4机在整组启动期间运行人员提出，轴加疏水不畅，轴加疏水无法回收，只能排到地沟去。
此问题着实让人头疼不已。
现象是：轴封加热器运行时，轴封加热器投正常疏水，即经过水封回收到凝汽器时，水封只能能正常运行一至两分钟，随后轴加内的水位突然下降，水封破坏，随之轴加内的水位逐步升高，报警！遇到此问题我们首先想到的是，运行人员是否没有将水封的水注好，水封没有建立所造成的。
下面我们来了解下轴加疏水的系统图，详见下图一。
凝输泵补水来图一：轴加疏水示意图轴加疏水不畅，经过分析可能有以下几个原因造成：一、首先怀疑轴加疏水进水封筒处的水平管道的标高较高，造成疏水不畅。
是不是阀门2进轴加处的水平管道较高可能造成疏水进不了水封筒呢？由于轴加内也存在6KPa的负压，当水封筒内的水封建立后轴加的疏水几乎是自流进水封筒，所以此处标高高于轴加的最高液位，可能造成疏水不畅。
将阀门1和阀门3关闭后将疏水管道进行修改，修改的系统如图二所示。
凝输泵补水来图三：进水封筒管道修改图将系统恢复后进行系统注水投运，投运的步骤如下：关闭阀门1、阀门3，打开阀门2，打开水封筒的两个放气门，打开水封筒的注水门进行注水，待两个放气门都出水后关闭注水门，再打开阀门3，再打开阀门1，当打开阀门1后轴加的水位开始下降，关闭轴加疏水至无压的放水门，此时轴加的液位开始快速下降由液位450mm将至150mm（试验得出150mm为轴加壳侧0液位），然后轴加的液位又开始缓慢上涨，一直涨到550mm（就地能显示的最高液位），说明不是此处管道标高的问题。
二、怀疑轴加疏水系统被异物堵塞怀疑管道内有杂物堵塞，有手套等杂物堵塞在阀门或弯头处，当疏水开始投用时轴加内的水位快速下降，说明管道不堵，但是不是有浮动的杂物在系统或水封筒内呢？水封筒未投入前垃圾沉在底部或某个位置，当液位快速下降后杂物开始移动，水位降到一定的程度后将管道堵死。
由于机组在运行，不能全部将管道割开检查，只能用排除法进行检查，将轴加疏水出口的阀门1和去凝汽器的阀门3关闭将阀门1附近的弯头割开，将水封筒的注水门打开，进行冲洗检查未发现有任何的异常。
汽轮机气动疏水门故障率高的原因分析及处理
摘
要： 以某 公司 ６ ７ ０ ＭＷ 超 临界燃煤发 电机组 为例 ， 分析 了汽 轮机气动 疏水 门故障率 高 的原 因 ， 给 出 了针对 性 的故障
处理方法 ， 并 提出了预防措施 ， 实施后故障 由每次机组启停平均发生 １ ６次 降低 到 ２ ． ５次 ， 取 得了 良好 的效果。
关键词 ： 超临界机组 ； 汽轮机 ； 气动疏水 门 ； 电磁阀 ； 故 障率 ； 分析及处理
表 １ 气动疏水 门故障情况统计
槽 与排 气 口 Ｒ保 持常 通 ， 疏 水 门气 缸 中 的压 缩 空 气
由排气 口排 出 。 当 电源 向电磁 阀输 入 额 定 电压 （ ２ ２ ０ Ｖ） 的交 流 电流 时 ， 电磁 铁线 圈带 电 ， 产 生 一个极 性稳 定 的 电磁
场， 在此 电磁 场 的作 用 下 ， 阀芯 克 服 弹 簧力 ， 被 电磁 力 吸 引到 开 启 端 ， 从 而 切 断 排 气 口 Ｒ 所 连 接 的 管 路， 此 时供 气 口 Ｐ与工 作 口 Ａ保 持 常 通 ， 压 缩 空 气
中图分类号 ： Ｔ Ｋ ２ ２ ３ ． ５ 文献标志码 ： Ｂ 文章编号 ： １ ６ ７ ４—１ ９ ５ １ （ ２ ０ １ ５ ） ０ ５— ０ ０ ５ ７— ０ ２
１ 故 障概况
某公 司 ３ ， ４机组为 ６ ７ ０Ｍ Ｗ 超 临界 燃煤 发 电
机组 ， 汽 轮机 为上海 汽轮 机厂产 品 ， 疏水 门为气 动驱 动方 式截 止 阀 ， 控制部分采用交流 ２ ２ ０ Ｖ 二位 三通 电磁 阀 。机组 建成 投 运后 ， 机组 启 停 过 程 中气 动疏
导通 气路 ， 起 到控 制气 源 通 断 的作用 ， 如图 １ 所示 。 直动式 二 位三通 电磁 阀由电磁铁 、 阀芯 、 复位 弹 簧、 密封 圈 、 阀体组 成 ， 这 种 电磁 阀有 ２个 稳定 的工 作状态 ， 在 电磁 阀没有 接通 电源 时 ， 阀芯 在复位 弹簧 的 的作 用下 保持 在关 闭端 ， 阀芯切 断供 气 口 Ｐ与工
汽轮机疏水系统问题分析及对策
汽轮机疏水系统问题分析及对策摘要：汽轮机疏水系统同汽轮机设备运行的经济性和安全性有着密切的关系，在汽轮机运行过程中疏水系统容易出现多种问题，影响到其正常运行，本文对其疏水系统存在的问题进行分析，进而提出了相关解决措施。
关键词：汽轮机；疏水系统；问题；措施引言随着当前我国社会的不断发展，汽轮机设备的应用越来越常见，具体到汽轮机的实际运行中，疏水系统作为比较关键的重要组成部分，应确保汽轮机本体设备能够通过相关管道进行输水管的设置，进而控制疏水阀将汽轮机中的积水及时排除，避免其较大程度上影响汽轮机运行安全性效果。
在汽轮机疏水系统的运行中，其还能够表现出较为理想的经济性优势，较好实现汽轮机整体应用性能的优化。
基于此，重点加强对于汽轮机疏水系统的研究极为必要，需要有效规避当前比较常见的各个隐患威胁，确保运行流畅有序，充分发挥经济性和安全性保障价值。
1、汽轮机疏水系统设计要求汽轮机疏水系统的设计原则是：要求汽轮机在启动、稳定运行、变负荷、故障、停机、热态备用等各种工况下，能够及时排放汽轮机设备及相关管道内部的积水，并防止其进水或者冷蒸汽回流。
通常在汽轮机冷态启动（暖机、暖管）时或者管道隔离状态下，其内部蒸汽会冷凝而出现积水；当管道中蒸汽减温器工作不正常时，会给管道带来积水。
主再蒸汽管道若有积水，会带入汽轮机；抽汽管道若存在积水，当汽轮机跳闸时积水会汽化并回流到汽轮机；当疏水管道出现压力倒挂时，会造成积水回流或者冷蒸汽回流。
疏水系统设计应做到：（1）在所有可能积水的部位设计有足够通流能力的疏水管阀；（2）在合适部位设计有用于监测、报警和控制积水、进水、冷蒸汽回流的仪器仪表（如液位开关、温度传感器等）；（3）设计合理的联锁保护逻辑，通过控制疏水阀开关，防止汽轮机在各种工况下积水、进水或者冷蒸汽回流；（4）在保证汽轮机设备运行安全基础上提高经济性。
2、汽轮机疏水系统运行问题分析2.1、中压调门后扩散器受损对于汽轮机疏水系统运行过程中存在的相关问题隐患，其因为疏水回流问题的出现，很容易导致中压调门后的扩散器在一定程度上受到明显的破损威胁，呈现出纵向裂纹，给后续可靠应用带来了较大的影响威胁，对于整个汽轮机的运行安全性产生较大影响和威胁。
汽轮机本体疏水系统改造研究
汽轮机本体疏水系统改造研究摘要：本文对某150MW火力发电机组整套启动过程中出现的汽轮机本体疏水系统故障、本体疏水泵损坏的原因进行了详细分析，并针对性的对该系统进行了改造，取得了良好的效果。
同时，对汽轮机本体疏水系统的设计提出了更深层次的建议。
关键词：火力发电厂；本体疏水系统；汽蚀1疏水系统概述汽轮机疏水系统应能保证在机组启动、低负荷、停机时，及时排出汽机轮机本体及系统管道内的凝结水，从而防止汽轮机因进水或冷汽而造成汽缸上下缸温差大、汽缸变形、转子弯曲、动静部件互相碰擦、甚至叶片断裂等严重事故。
汽轮机疏水系统分为本体疏水和管道疏水，本体疏水系统的作用是将汽轮机本体、本体阀门及与本体直接相连的管道中的凝结水及时排出，而管道疏水的作用是将主蒸汽、旁路蒸汽及其他蒸汽管道中的凝结水及时排出。
某150MW火力发电机组在首次整套启动过程中，出现汽轮机本体疏水系统故障、本体疏水泵损坏的问题，严重影响了工程进度。
针对该问题，进行了大量的理论分析和试验研究，对本体疏水系统进行改造，最终使系统符合运行要求。
2系统配置及试运情况2.1本体疏水系统配置某150MW机组本体疏水系统配置如图1所示。
每台机组配置一个本体疏水罐及两台100%的本体疏水泵。
汽轮机本体疏水及需要连至真空系统的各管道疏水分别经高压、低压疏水集管汇集到本体疏水罐中，经凝结水系统减温后，排汽通过排汽管道返回凝汽器，疏水经本体疏水泵打回凝汽器。
当本体疏水罐内液位高时，疏水泵自动开启，当液位降至最低液位，疏水泵自动关闭。
本体疏水罐及疏水泵均为主机厂设计供货。
其中本体疏水泵为卧式磁力泵类型，一运一备，单泵容量Q=15m3/h，扬程H=20m，必需汽蚀裕量NPSHr=0.6m，允许使用温度t=60℃。
实际运行时，机组真空度允许值为-90Kpag~-94Kpag，疏水泵所输送介质为真空压力下所对应的饱和疏水。
图1 本体疏水系统配置2.2系统试运情况在机组整套启动期间，发现本体疏水罐内液位不断升高，疏水泵无法及时疏走疏水，疏水罐液位无法控制在正常水平，为防止罐内疏水逆流至管道及汽轮机本体内，最终被迫停机。
25MW汽轮机组高加疏水系统改进4页word文档
25MW汽轮机组高加疏水系统改进采用回热加热方式运行的热力系统中,高压加热器是非常重要的回热设备,其主要作用是利用汽轮机的部分抽汽加热锅炉主给水,提高给水温度,降低煤耗,进而提高整个电厂的热效率。
大庆石化公司热电厂2#汽轮发电机组系北京重型电机厂生产的B25-90/10型单缸冲动背压式汽轮机,额定功率25MW。
机组于1985年11月投产,回热系统配装两台JG350高压加热器。
机组具有二级非调整抽汽,分别从四、六压力级后抽出。
一、机组高加疏水系统运行存在的问题疏水调节器作为高加疏水系统最主要的辅助设备,用以控制加热器的正常水位,确保高加系统的安全性与经济性,它的稳定运行是加热器正常投运的前提与保障。
我厂2#机1#、2#高加原疏水系统采用自调节液位控制装置(如图1所示),基于汽液两相流原理,疏水经调节闸阀由阀口进入,调节蒸汽经调节汽管进入阀体内部,当调节汽进入阀腔与疏水混合后,调节汽随疏水一起向阀腔喉部流动,由于喉部截面积不变,疏水的有效流通面积相应减少,使疏水量降低,从而达到阻碍疏水的作用。
该疏水调节系统运行中经常出现水位控制不灵敏,调节性能差,高加疏水排放间歇性、无规律,达不到自动控制水位要求的情况。
为了防止高加水位保护动作,影响运行安全,运行中一般保持较低水位运行,加上疏水调整门冲蚀严重,水位难以维持,所以高加疏水系统存在长期低水位或零水位运行的现象,这种运行方式导致高品质的抽汽传流到下一级加热器排挤该级抽汽,下一级加热器端差大,造成串汽损失,降低了机组回热系统的效率。
此外由于疏水管路结构较为复杂,泄漏点增加,疏水管路弯头冲刷严重,经常发生汽蚀造成系统漏泄。
且原压差疏水调节器开度不直观,运行操作人员监控困难。
故障率高,严重影响高压加热器的正常投入率,从而影响机组的经济运行。
二、原疏水系统问题分析及改进措施(一)疏水器换型高加疏水系统疏水器使用效果不好,造成疏水管道、阀门、弯头长期受流体(汽水混合物)冲蚀,使用周期较短,切换高加易造成较多的汽水损失,而且易出现意想不到的事故。
1000 MW汽轮机清洁水疏水系统问题分析及改进
运行与维护162丨电力系统装备 2019.9Operation And Maintenance2019年第9期2019 No.9电力系统装备Electric Power System Equipment2.2.1 蓄电池的脉冲除硫工作所谓蓄电池的脉冲除硫，就是将蓄电池组的电力都进行除硫脉冲，使得原本已经不正常工作的电池恢复到原本的状态，使之继续工作。
硫酸铅结晶粒子大小和形状不同，相同振动频率的谐振点不同，根据设定的振动频率动态维修脉冲被施加到电池的两端，电池内的硫酸铅结晶粒子粒子径不同。
在振动频率谐振、脉冲单位、苛刻的谐振条件下，长时间使用后粗大化的硫酸铅结晶逐渐粉碎成粉末的硫酸铅结晶。
通过充电，硫酸铅结晶粒子中的铅离子及硫酸离子再一次参与反应活性化，完成了硫酸铅与二氧化铅的还原反应。
2.2.2 蓄电池的均衡充电工作平衡充电作业就是在网络智能维护系统的指导下，均衡地为蓄电池组的各个电池充电，因为各电池的使用方法不同，电池的电流和电压不同，电池的均衡性就越不稳定。
为实现每个单元格的均衡充电，电池智能维护系统会根据电池的不同分别设置充电参数。
充电模式可以有效地完成电池的充电工作，从而减少了蓄电池组的各个电池的差异性，避免了再加硫的可能性。
2.2.3 蓄电池的检测保护蓄电池检测和保护主要是检测单个电池的电压，当单个电池的电压达到标准浮动电压时，其准确反映了蓄电池智能保养系统的管理平台上的数据，并保证了电池的保养和运行，以确保圆满完成任务。
通过上述三个重要的循环工作，可以有效地避免电池过充电和引起危险因素，电池将保持在智能运维的系统中，并可以根据实际情况再次启动以上的工作流程，完成电池的维护和操作，有效防止电池进一步劣化，对提高电池容量起着很大的作用。
2.2.4 蓄电池智能在线养护功能蓄电池智能在线维护系统实现蓄电池组和单电池性能的自动监视，实时监视蓄电池组和单电池的性能，提供跟踪和显示功能的历史监视数据比较，为了控制蓄电池组及单个电池的性能参数，提供实时状态监视及历史变更跟踪，所以运行及维护管理者需要掌握电池的性能变化。
汽轮机低加疏水系统改造
汽轮机低加疏水系统改造摘要：本文以浑江发电公司300MW汽轮机组低加疏水系统改造过程为例，全面分析、阐述了浑江发电公司2号机组低加疏水系统存在的问题及处理方法。
关键词：低加疏水系统；存在问题；原因；分析；处理1、概述浑江发电公司2号机组低加疏水系统自投产以来，不能实现逐级自流。
在机组运行中6、7、8号低压加热器的危急疏放水必须开启，造成低加疏水直接排入凝汽器，形成热源浪费，降低机组经济性。
2、低加疏水系统存在的问题与分析（1）低加疏水不能进行逐级自流，正常运行时，危急疏水需要保持开启运行，前一级的疏水没有参与下一级与凝结水的换热，造成大量热能损失，影响机组热耗。
（2）低加疏水系统的每级压差较小，对系统的阻力及压差要求较为严格，调查现场的管路系统，阀门的安装较多，正常疏水调整门前后均有截止门，加上弯头较多，进一步增大了管路的沿程阻力。
（3）低加疏水系统的管路设计中存在“U”型弯，它的存在可能产生“气阻”或“水阻”，在压差较小的情况下，很难克服管路的阻力达到自流的目的。
（4）七、八号低压加热器的端差较大，不利于加热器的安全长期稳定运行。
2号机组2009年大修前热力试验结果如下：2号机组修前热力试验表从列表中可以看出，各台低加的下端差均超设计值达10℃以上，严重影响低加的长期、安全运行。
7、8号低加疏水水位为负（实验没有给出），是由于低加疏水大部分通过危急放水管路进入凝汽器，只有少量或没有疏水走正常疏管路，造成疏水温度偏低加热器端差为负，说明低加疏水系统严重不能自流，低压加热器没有起到作用。
3、解决措施。
（1）降低管路阻力、阀门的管路，以实现流通顺畅。
（2）针对疏水管路的调整门前后有截止门的实际情况，为减少管系阻力，对其取消。
只保留调整门，进行疏水流量调整，可以大大减小管路阻力。
（3）针对管系存在的“U”型弯，在低加系统改造中进行取直，使管路的“U”弯取消，彻底消除管路的“水阻”及“气阻”。
同时减少弯头，使管路阻力减少。
基于电厂汽轮机疏水系统的优化分析
基于电厂汽轮机疏水系统的优化分析在电厂汽轮机疏水系统工作的过程中，常常发生导汽管及高压缸排汽管疏水阀阀门外漏和内漏问题，以及轴封汽输水管原设计未配置自动疏水器导致在机组启动的过程中，轴封汽管压力波动的问题。
针对上述问题，需要对电厂汽轮机疏水系统进行优化改造，旨在能够更好地解决相关问题。
本文首先针对疏水系统优化原则进行阐述，然后进行疏水系统的相关问题进行原因分析，并提出有效的解决方案和投资估算，希望能够在确保机组正常运行的前提下降低经济成本。
关键字：汽轮机;疏水系统;自动疏水器引言：目前某机组存在着导汽管及高压缸排汽管疏水阀内漏和轴封汽疏水管无疏水器的问题，准备在进行机组A级检修时对该机组导汽管及高压缸排汽管疏水系统进行改造，从而解决导汽管及高压缸排汽管疏水阀阀门外漏、内漏的问题，还有在轴封汽疏水管原设计未配置自动疏水器导致机组启动时，轴封汽管压力波动的问题。
针对此问题，下面让我们具体进行分析。
一、电厂汽轮机疏水系统优化原则电厂汽轮机疏水系统在进行优化时，需要通过一定的原则进行改造。
疏水系统设置是为了能够及时地排走系统内部存在的积水，从而能够有效提高机组的安全性。
因此，机组的安全应该放在第一位，在进行优化时有限考虑安全性能，然后在保证安全的情况下进行系统优化改造。
在充分保证系统安全的情况下，部分疏水如果能够取消就可以进行取消。
在进行疏水系统优化的过程中，可以将同等压力的两路及以上的疏水改造成一路，这样能够通过一个阀门就能够对其进行控制。
与两路疏水相比，一路的疏水内漏量会明显减少很多，从而可以达到降低经济成本的目的。
也可以在疏水气动阀门前面加装手动阀门，通过此种优化，能够在气动阀门内漏严重的情况下，通过手段阀门进行关闭，从而能够减少漏汽量，进而节约经济成本[[]]。
二、电厂汽轮机疏水系统问题分析该机组导汽管和高压缸排汽管疏水阀原来安装的设备是进口的球阀，它是一个气动阀，设计的压力为17.5MPa，设计的温度为545°，此气动疏水阀在这些年中的机组运行和使用过程中出现了以下几个问题：（一）阀门内漏首先，是阀门内漏的问题。
如何管理好300MW汽轮机疏水系统
如何管理好300MW汽轮机疏水系统摘要：在火力发电厂中，汽轮机众多疏水构成了复杂的疏水系统。
疏水应及时排放并进行回收利用，以减少工质和热量的损失。
疏水可分为“启动性疏水”和“经常性疏水”，经常性疏水包括“管线疏水”和“过程疏水”。
应该做好几方面的工作，管理好汽轮机疏水系统，既可以取得一定节能效益，也提高机组的安全性和经济性。
关键词：汽轮机；疏水系统；管理引言在火力发电厂中，300MW汽轮机各种疏水数量众多，有的达500多处（引进机组），少的也有100多处，构成了复杂的疏水系统。
汽轮机疏水是蒸汽在管道或换热器内发生热交换放热而产生的凝结水。
疏水应及时排放，否则不仅吸收管内蒸汽热量、影响蒸汽流动，严重的将会产生管道水击现象；或使换热器换热面积减小，降低换热效果，甚至倒水至汽轮机引起水冲击，造成严重后果。
疏水排放后应尽可能进行回收利用，以减少工质和热量的损失，降低发电能耗和补水率。
为了排放这些疏水而安装的管道和阀门就组成了疏水系统。
汽轮机疏水可分为“启动性疏水”和“经常性疏水”。
启动性疏水主要是指在机组启、停过程中，蒸汽在管道、缸体内由于压力、温度变化产生的凝结水。
经常性疏水又包括“管线疏水”和“过程疏水”。
管线疏水是不参与蒸汽工艺过程的（并联应用），是蒸汽传输过程中由于热量的损失在某些部位产生凝结水的疏水，需要及时、连续排走，如辅助蒸汽系统的疏水。
而过程疏水是参与蒸汽工艺过程的（串联应用），是利用蒸汽放热来加热其它工质而产生的疏水，这些疏水还要进行连续调节以维持疏水水位，如高、低压加热器的疏水[1]。
汽轮机疏水系统在火电厂中有一定的节能潜力，管理好汽轮机疏水系统将起到较大的节能效益作用，也是保证汽轮机安全运行的重要组成部分，还对降低机组发电能耗，帮助实现我国的节能减排目标。
管理好汽轮机疏水对机组的安全性和经济性有着重要作用，在实际生产运行中，为了管理好汽轮机各种疏水，应该做好以下几点：一、根据汽轮机疏水系统现场实际布置和使用情况，改造汽轮机疏水系统。
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汽轮机疏水系统问题分析及对策研究
发表时间：2018-03-21T15:14:48.843Z 来源：《防护工程》2017年第32期作者：李英杰[导读] 本文上述对策也相对简便、实用，其他具有类似情况的电厂可以参考本研究，进行相应的疏水系统改进，避免发生汽缸进水的事故。
陡河发电厂河北唐山 063500 摘要：在汽轮机设备运行的过程中，汽轮机疏水系统对其安全性和经济性有着直接的影响。
汽轮机设备发生的汽缸上下温差高、跳闸后转速失控、疏水口金属裂纹、疏水口附近管道泄漏等问题经常与疏水系统设计以及疏水阀控制逻辑有关。
由于汽轮机设备运行的复杂性、多样性，在不同工况下投运疏水系统有时能安全地疏水，有时却存在疏水回流或者冷蒸汽回流风险。
通过对疏水系统存在问题的分
析，提出了疏水系统设计及疏水阀控制逻辑的改进意见，使之能及时排放汽轮机设备及相关管道内部的积水，又能防止其内部进水和冷蒸汽回流，保证汽轮机设备安全。
关键词：汽轮机；疏水系统；问题；对策引言
汽轮机的疏水系统主要指的是在汽轮机的本体设备和其相关的管道低点部位进行疏水管的设置。
为了提高汽轮机设备运行的经济性，疏水系统必须能够减少疏水介质及热量损失。
当前，汽轮机设备的进汽参数越来越高，单机容量不断增大，汽轮机的结构和运行控制变得越来越精细和复杂，这对汽轮机疏水系统的设计提出了更高的要求。
1汽轮机疏水系统设计要求（1）在所有可能积水的部位设计有足够通流能力的疏水管阀；（2）在合适部位设计有用于监测、报警和控制积水、进水、冷蒸汽回流的仪器仪表（如液位开关、温度传感器等）（3）设计合理的联锁保护逻辑，通过控制疏水阀开关，防止汽轮机在各种工况下积水、进水或者冷蒸汽回流；（4）在保证汽轮机设备运行安全基础上提高经济性。
2汽轮机疏水系统存在问题及原因分析2.1冷蒸汽回流导致汽缸上下温差大高压缸、中压缸的疏水与其它高压管道的疏水连接到同一疏水集管，在停机后或机组空转时汽缸处于真空状态，而疏水集管内因其它高压管道疏水形成压力，造成冷蒸汽通过汽缸疏水管回流到汽缸，引起汽缸上下温差大。
2.2疏水回流导致中压调门后扩散器裂纹根据疏水控制的逻辑分析，当机组负荷低于20%或者跳闸时，汽轮机疏水阀自动打开，其它工况运行时，这些疏水阀关闭，也可以手动打开。
由于中压调门后的疏水管较长，在疏水阀关闭时，疏水管内部蒸汽因冷却而积有凝结水，此时若机组跳闸，因高压缸内部压力较高，疏水同时排放会使疏水集管内的压力迅速升高，而中压缸与低压缸（凝汽器）相通，压力快速下降到真空，当中压调门后的疏水阀打开时，因疏水集管内的压力高于中压缸内压力，造成疏水管内的凝结水倒流，直接回流到中压调门后扩散器底部的疏水孔，引起底部材料温度激变，造成极高的温度应力。
2.3抽汽管道积水造成转子叶片损伤或转速失控如果一旦抽汽管道存在积水，在机组跳闸后饱和水汽化回流到汽缸，冲击转子动叶造成部分围带脱落。
检查此抽汽管道布置，从低压缸下部经凝汽器引出后水平布置，因前方空间受阻，管道向上弯曲，跨过干扰后再弯回水平布置，形成一个拱形，在拱形上游的水平管段底部原来设计有疏水管。
2.4疏水管合并引起阀体裂纹机组正常运行时，气动旁路阀及疏水阀均关闭，因疏水管本身的散热作用，疏水管内部蒸汽会慢慢冷却下来形成少量凝结水，在调门滤网压差作用下，凝结水会在调门阀座前的疏水口溢出，溢出的凝结水又马上被高温蒸干，使得疏水口周围金属长期受温度交变作用，从而出现疲劳裂纹。
2.5疏水转注引起管道泄漏当汽轮机低负荷运行时，压力低的话，则难以向辅助蒸汽母管供汽，供汽管道实际处于隔离状态；当机组在高负荷时，如果不向辅助蒸汽母管供汽，该段管道也处于隔离状态。
由于管道散热作用，内部蒸汽会冷凝而产生少量疏水，当疏水被转注到垂直管段上后，因管道内蒸汽流速较高，这点疏水被高速汽流冲刷到下游（上方），贴在管壁上迅速蒸干，造成下游管壁温度交变，引起应力疲劳。
停机后割管检查发现，该疏水转注孔下游管道内壁上存在大量疲劳裂纹。
2.6暖管内部冷凝水回流导致管接座泄漏因为再热热段管径比较大，从暖管引出点到低旁叉管处的压差很小，从而造成暖管内部的蒸汽流量非常小，由于暖管本身的散热作用，管内蒸汽会冷却形成少量凝结水。
由于暖管布置在主管道上方，凝结水倒流回再热热段上的管接座后被蒸干，引起管接座焊缝温度交变，产生应力疲劳。
现场测量暖管外壁温度，发现低于相应蒸汽压力下的饱和温度，证实了管道内部存在冷凝水。
2.7疏水罐底部积水引起筒体泄漏由于疏水罐筒体温度较高，流入的凝结水引起引出管口部及其下部筒体产生温度交变应力，随着机组多次启停和长期运行，造成引出管口部出现裂纹，筒体内壁也产生纵向疲劳裂纹。
机组正常运行时如果疏水罐液位低，疏水阀将处于关闭状态。
如果疏水罐保温设计或者施工质量不理想，则疏水罐底部的温度会降低到相应蒸汽压力下的饱和温度，从而在疏水罐底部产生积水。
3汽轮机疏水系统设计应注意的问题
3.1疏水合并
疏水合并不要要对疏水阀开启时的疏水情况进行考虑，还要查看各疏水口的压力是否一致，。
对于不同疏水接入同一疏水集管，也必须是同一压力等级，最好是完全相等，即使这样，还要考虑一些特殊运行工况，如汽轮机跳闸、热态启动等，这时设备及管道内部可能处于真空状态，当疏水排放口存在压力时，一旦打开疏水阀就会引起积水回流及冷蒸汽回流。
不管是疏水阀前的疏水合并，或者是在疏水阀后合并到同一疏水集管，都应仔细研究，以防止疏水窜流、积水回流及冷蒸汽回流。
3.2疏水阀控制逻辑
当汽轮机在冷态启动时，由于金属的温蒂比较低，蒸汽就会冷却产生凝结水，因而要进行疏水；但在热态启动、停机或者跳闸时，汽缸、汽门的金属温度较高，且汽轮机本体与凝汽器相通，处于真空状态，内部不会产生凝结水，而疏水集管及疏水扩容器因为其它管道的疏水往往会形成一定压力，从而存在冷蒸汽回流到汽轮机的风险。
因此，汽轮机疏水阀不能简单地由机组负荷来控制，对不同地点的疏水应分不同工况进行控制。
3.3积水及冷蒸汽回流监测
监测有无冷蒸汽通过疏水管回流，可以根据相应疏水阀是否开启，疏水管进出口压力、温度及温度变化情况来判断。
如果疏水管存在压力倒挂，则会引起蒸汽回流；如果疏水阀关闭，肯定不存在蒸汽回流；如果存在冷蒸汽回流，会使这些部位的温度下降，且下降速度明显快于其它部位，布置在管道底部、疏水集管、设备疏水口附近、管道和设备上下对称部位的温度测点均可用来监测有无冷蒸汽回流。
3.4抽汽管道疏水及蒸汽回流控制
一方面要保证在第一个隔离阀前以及管道低点部位设置有疏水管，另一方面要能正确判断管道内部是否存有积水，通过疏水罐的液位开关、管道顶部及底部的温度测点、管道最低点处的温度测点等，来判断管道内部有无积水，并联锁控制疏水阀，排除内部积水。
3.5汽轮机疏水或冷蒸汽回流控制
对于汽轮机本体疏水管的布置，不应与其它疏水管合并，应独立地排放到凝汽器，确保排放口处压力最低。
对于汽轮机本体疏水阀的布置，还可考虑尽量接近于疏水口，以便通过高温热传导，使疏水阀前的疏水管温度高于相应蒸汽压力下的饱和温度，避免出现蒸汽冷凝积水，杜绝积水回流风险。
结语
综上所述，汽轮机疏水系统的设计关系到汽轮机设备运行的安全性和经济性，有些电厂为了提高机组运行的经济性，对疏水管道进行优化合并，随着时间的推移，逐渐暴露出安全问题，必须认真对待疏水合并问题，特别要注意疏水窜流与回流问题。
本文上述对策也相对简便、实用，其他具有类似情况的电厂可以参考本研究，进行相应的疏水系统改进，避免发生汽缸进水的事故。
参考文献
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[2]靖长财.超 (超) 临界机组中压调门扩散器裂纹分析及治理[J].电站系统工程, 2016, 32 (3) :22-25.
[3]周江, 刘明军.再热热段管座附近裂纹的原因分析及对策[J].华东电力, 2005, 33 (2) :66-68.。