高压给水主调节阀故障
高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理
电工技术·理论与实践2015年9月下 215高压加热器疏水水位波动大原因分析及处理陈粤军广东粤嘉电力有限公司，广东 梅州 514000摘要：高压加热器作为火电厂给水系统的重要设备，其运行稳定性直接关系机组的安全性和经济性。
高压加热器疏水水位异常波动的状况，将会降低其交换效率，加剧相关设备的冲蚀程度，成为机组安全运行和经济运行的严重威胁。
笔者通过分析高压加热器水位异常波动的原因，采取了使高压加热器优化运行的措施。
通过实践发现，明显改善了高热加热器输水水位异常波动的问题。
关键词：高压加热器；水位波动；原因；措施 中图分类号：TK264.9 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0215-01在火力发电中，为了充分利用蒸汽余热，高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源来加热锅炉给水，并使之达到要求温度。
这样的结构设计不仅降低了整个循环系统的冷源损失，提高了热效率，还增加机组运行的经济性及安全性。
1 高压加热器工作原理高压加热器以汽轮机的抽汽余热作为供热源，蒸汽先降低其过热度，进而通过凝结段凝结成液相状态，然后在疏水冷却段进一步释放热量，降低其温度，以至降低疏水温度，减少疏水的汽化程度。
疏水经过汽液两相流控制后，由压力较高部件排入到压力较低部件。
压力较低的高压加热器疏水接口是采用虹吸管结构形式使疏水向上流动，经疏水调节阀排至除氧器。
2 机组安全运行面临的问题高压加热器疏水系统的运行工况比较复杂，对其设计安装质量要求十分严格。
在机组日常运行过程中，最近经常出现高压加热器疏水水位异常波动现象，一般在0～400mm 之间。
此种状况出现时，受条件限制，操作工人只能使用手动调节疏水阀，水位不能有效地精确控制，这将导致汽水混合物进入循环系统而分担了部分热量，致使蒸汽无法有效加热给水，并且严重冲刷损坏了整个循环系统的给水管道及其附件设备。
日积月累，这样将严重威胁机组的安全和经济运行。
3 高压加热器水位异常波动的原因分析通过实践发现，高压加热器疏水水位出现异常波动状况对整个机组安全运行至关重要。
给排水相关知识：阀门的常见故障的原因和解决方法有哪些.doc
给排水相关知识：阀门的常见故障的原因和解决方法有哪些（1）闸板等关闭件损坏原因是材料选择不当或利用管道上的阀门经常当做调节阀用、高速流动的介质造成密封面的磨损。
此时应查明损坏的原因，改用其他材料的关闭件。
在输送高压水或水中杂质较多时，避免将闭阀门当做调节阀门使用。
（2）密封室泄其原因主要是盘根的选型或装填方式不正确、阀杆存在质量问题等。
首先应选用合适的盘根，并使用正确的方法在密封室内填装盘根。
在输送介质温度超过100℃时不采用油浸填料而采用耐热的石墨填料。
（3）关闭不严密阀门安装前有遵守安装规程，比如有清理阀体内腔的污垢，表面留有焊渣、铁锈、泥砂或其他机械杂质，引起密封面上有划痕、凹痕等缺陷引起阀门故障。
因此，必须严格遵守安装规程，确保安装质量。
阀门本身因为加工精度不够会使密封件与关闭件（阀板与阀座）配合不严密，此时必须修理或更换。
关闭阀门时用力过大，也会造成密封部件的损坏，操作时用力必须适当。
（4）打开后无法关闭闸板阀常出现此种情况，此类阀门结构是：闸板分为两片，对夹在阀杆头上，由阀杆带动阀板开、闭。
有的阀门两片阀板有相互固定，若阀门开启过大，两片阀板可能张开，使阀杆脱出，造成无法关闭，出现这种情况，只能拆开阀门重新配合。
（5）安全阀或减压阀的弹簧损坏造成弹簧损坏的原因往往是弹簧材料选择的不合适，或弹簧制造质量有问题，应当更换弹簧材料，或更换质量优良的弹簧。
（6）阀杆升降不灵活螺纹表面粗糙度不合要求，需重新磨整。
阀杆及阀杆衬套采用同一种材料或材料选择不当。
阀杆使用碳钢或不锈钢材料时，应当采用青铜或含铬铸铁作为阀杆衬套材料。
如果发现阀杆螺纹有磨损现象，应更换新的阀杆衬套或新的阀杆。
输送高温介质时，润滑同时不应产生锈蚀，因而在输送高温介质时，应采用纯净的石墨粉作润滑剂。
阀杆有轻微锈蚀使阀杆升降不灵活时，可用手锤沿阀杆衬套轻轻敲击，将阀杆旋转出来后加上润滑油脂。
给水泵最小流量再循环各阀门故障点分析
给水泵最小流量再循环各阀门故障点分析给水泵是火力发电厂的重要辅机之一，其可靠运转直接关系着电厂的安全经济运行。
给水泵除应具有合理的结构、严格的制造工艺和优良的材质外,其抗气蚀性能亦是给水泵的主要性能之一,因为它不但决定着给水泵的工作范围,而且还影响着泵的使用寿命。
给水泵出水量是随锅炉负荷变化的，在启动或低负荷时给水泵在给水量较小情况下运行，水泵体摩擦发热不能被给水及时带走，从而使水温升高，当水温升高到一定程度后会发生汽化形成汽蚀，进而造成给水泵的损坏。
为了保证给水泵能正常运行，不产生气蚀，就必须满足在任何工况下，泵的有效气蚀余量大于或等于必需气蚀余量。
有效气蚀余量取决于泵的入口系统，其大小等于给水泵进口处的给水压力与该处给水温度相应的饱和压力之差。
而必需气蚀余量取决于泵本身的特性，其大小受泵的结构、转速、流量等因素影响。
经分析看出：给水泵的有效气蚀余量和必需气蚀余量均与泵的流量有关，当泵的有效气蚀余量与必需气蚀余量相等时所对应的泵的流量，称之为给水泵的最小流量。
因而有必要对给水泵的给水流量加以控制，以避免给水泵在低于其最小流量时工作。
为此，在给水泵出口处，设置给水泵最小流量管路。
这样，当给水流量小于泵的最小流量时，再循环阀自动打开，把一部分高压给水由泵出口回流到除氧器，使泵在最小流量下维持正常运行。
二、给水泵最小流量再循环阀门特点和故障情况三、给水泵再循环调节阀阀芯吹损图给水泵再循环保护装置主要部件有给水泵最小流量再循环阀、再循环前后截止阀、给水泵再循环逆止阀、压力变送器、差压变送器及过程控制器等。
其中最为关键设备是给水泵最小流量再循环阀，该阀的主要技术要求应满足如下要求：首先需要良好的密封性，通常机组在正常运行时,该阀是处于关闭状态，阀门入口压力即为给水泵出口压力，阀门出口压力为除氧器的工作压力，因此再循环阀要承受10～20MPa或更高的压差，这对阀门的严密性提出了极高的要求，因为阀门一旦出现泄漏，不仅会使阀内件产生冲刷、损坏，而且还直接影响电厂的安全经济运行。
高压截止阀故障和处理方法
高压截止阀故障和处理方法
以下是高压截止阀故障和处理方法：
1.阀门无法开启或关闭：可能是阀杆与阀座之间有异物卡住，或者阀杆螺纹损坏。
处理方法是清理异物，检查并修复阀杆螺纹。
2.阀门开启或关闭不顺畅：可能是阀杆与阀座之间的润滑不良，或者是阀瓣与阀座之间的配合不良。
处理方法是加注润滑剂，检查并修复阀瓣与阀座之间的配合面。
3.阀门泄漏：可能是阀座密封面磨损、阀瓣变形或阀杆螺纹损坏。
处理方法是更换阀座密封面、修复或更换阀瓣，检查并修复阀杆螺纹。
4.阀门在开启或关闭过程中出现异常声音：可能是阀瓣与阀座之间的配合不良，或者是阀杆与阀座之间的异物卡住。
处理方法是检查并修复阀瓣与阀座之间的配合面，清理异物。
5.阀门在运行过程中温度过高：可能是阀门选型不当，或者是阀门在高温环境下使用。
处理方法是更换合适的阀门，或者采取隔热措施。
高压加热器运行故障分析及对策
高压加热器运行故障分析及对策分析高压加热器运行中出现的故障问题，是为了保证火力发电厂的正常机组运行，提高经济效益。
文章针对高压加热器运行故障及应对措施做出了分析，针对常见的三种故障做原因分析及故障影响分析，并提出了应对的方法，加强日常检查、保证高压加热器的质量和加入人工操作，这对高压加热器的水侧和汽侧运行有一定的保障作用，保证水位和水温，最终提高高压加热器运行的经济效益。
标签：高压加热器；故障分析；泄露前言高压加热器是火力发电厂给水回热系统中的重要设备。
加热器运行状况的好坏，也与机组的经济性密切相关，因此加强监视加热器运行状况是运行人员的重要工作之一。
在运行中应注意监视加热器水位、温升和端差等问题，针对参数的异常，应认真总结分析，找出原因，以达到高加良好运行的目的。
设备简介：浙能温州发电有限公司三期2台汽轮机组为上海汽轮机厂生产的330MW亚临界、中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，属反动式汽轮机，与1087t/h亚临界、中间再热、控制循环汽包炉及330MW水氢氢冷却发电机配套，系统采用单元制布置。
该机组设有8级回热抽汽，分别送往3级高压加热器、1个除氧器和4级低压加热器。
高加水侧流量限额1008.9t/h，额定给水温度281.1℃。
1 高压加热器运行故障对运行系统的影响1.1 引起汽轮机水冲击当高加爆漏时，高加水侧的给水大量涌入汽侧，使汽侧的水位急剧升高达到报警值、解列值。
若危急疏水门疏水量不够或卡涩，抽汽逆止门卡涩不能联关或关闭不严密，在抽气电动门不能及时关闭的情况下，汽侧的水就会由抽汽管道进入汽轮机，发生严重的水击事故。
1.2 降低锅炉运行的安全稳定性由于高加的停运，给水只能通过旁路进入锅炉，给水温度降低，水在锅炉中的吸热量增加，相对于锅炉内热负荷的蒸发量减少，从而引起过热蒸汽温度过高，易引起过热器管壁超温。
1.3 降低机组经济性高加故障停运时，进入锅炉的给水温度降低，相同负荷所需燃料量增加。
探析高压加热器水位运行不稳定的原因分析及改进措施 杨奉斌
探析高压加热器水位运行不稳定的原因分析及改进措施杨奉斌摘要：高压加热器是火力发电厂给水回热系统中的重要设备。
加热器运行状况的好坏，也与机组的经济性密切相关，因此加强监视加热器运行状况是运行人员的重要工作之一。
在运行中应注意监视加热器水位、温升和端差等问题，针对参数的异常，应认真总结分析，找出原因，以达到高加良好运行的目的。
关键词：高加水位；疏水；原因分析；液位控制装置某火力发电厂发电厂＃8机组是采用哈尔滨汽轮机厂制造的型号为N200-230/535/535、一次中间再热、凝汽式单轴三缸三排汽口汽轮机，1996年投产使用。
全机共有8段非调整抽汽。
其中1、2、3段分别为3台高加抽汽用汽。
另有4台低加。
3台高加均为“U”型管表面式加热器，疏水采用逐级自流的方式，＃1高加疏水最终至除氧器。
疏水装置为电动式调节装置。
高加水位运行不稳定，据运行日记统计，最多时一个月高加动作8次，高加投入率不高。
1高压加热器水位控制及其保护系统水位控制策略：目前，国内机组广泛采用DCS控制高加的水位和疏水调节阀的开度，每台高加一般布置3套双室平衡容器水位测量装置，经过3取中及坏质量判断等处理后，用于水位显示、调节以及联锁保护信号，在控制策略上一般采用常规的PID控制。
#1高加水位调节系统是一个带有主蒸汽流量前馈的单回路调节系统。
高加水位给定值和实际测量值得到的水位偏差进行PID运算，输出4～20mA信号，经过电―气转换器的转换，将电信号转换成气压信号，控制疏水门开度，实现水位的自动调节，调节品质力求平稳和准确。
主蒸汽流量前馈信号是为了在机组负荷变化时，能更快克服扰动。
#2、#3高加水位调节系统是一个单回路调节系统，高加水位给定值与实际测量值得到的偏差进行PID运算，PID输出控制疏水门开度。
作为大容量火电机组的一项重要保护装置，高压加热器的水位保护具有非常重要的意义。
水位保护程序中疏水阀打开的条件非别为：（1）本高压加热器水位达高二值。
给水泵汽轮机速关阀常见故障分析 李凯飞
给水泵汽轮机速关阀常见故障分析李凯飞摘要：针对给水泵汽轮机在启动过程中经常出现速关阀无法开启的故障，结合速关阀工作原理，分析故障发生原因并提出解决办法，同时提出了预防控制措施，确保小机正常运行。
关键词：给水泵汽轮机；速关阀；速关油压低；无法开启；超临界600MW机组给水泵汽轮机（以下简称小机）在启动过程中，多次出现挂闸不成功，速关阀无法开启的现象。
经过原因排查和处理，最终都能正常开启，其中分别有控制回路、速关组件电磁阀、插装阀等多种设备故障原因造成。
本文通过对阜阳电厂出现的多次小机速关阀故障进行分类分析，提出解决办法和防范措施，提高小机启动的可靠性。
1 设备概述1.1 速关阀结构及工作原理小机为杭州汽轮机有限公司生产的NK63/71/0型号。
小机设计有两路汽源，配汽机构设计有主汽门（在紧急情况下，起快速切断起源的作用，因此也称速关阀），调节阀和管道调节阀。
速关阀水平安装在汽轮机进汽室，速关阀的开关由油动机控制，油动机主要有油缸、活塞盘、弹簧及密封件等组成。
油缸部分是速关阀开启和关闭的执行机构。
在通过启动调节系统的操作开启速关阀时，油缸部分相应如下动作：启动油通至活塞右端，活塞在油压作用下克服弹簧力被压向活塞盘，使活塞与活塞盘的密封面相接触，之后速关油通入活塞盘左侧，随着活塞盘后速关油压的建立，启动油开始有控制的泄放，于是活塞盘和活塞如同一个整体构件在两侧油压差作用下，持续向右移动直至被试验活塞限位，由于阀杆右端是与活塞盘连接在一起，所以在活塞盘移动的同时速关阀也就随之开启。
速关阀的关闭由保安系统操纵，如果保安系统中任何一个环节发生速关动作，都会使速关油失压，在弹簧力作用下，活塞与活塞盘脱开，活塞盘左侧的速关油从回油处排出，活塞盘连同阀杆、阀碟即刻被推至关闭位置。
1.2 速关组件原理速关组件用于汽轮机遥控启动，就地停机，遥控停机，速关阀联机试验及危急遮断油门自动挂钩。
速关组件通过油路控制速关阀的启闭。
350MW汽轮机运行中高加水位异常原因分析及处理
350MW汽轮机运行中高加水位异常原因分析及处理摘要：探讨350MW汽轮机运行中，由于高压加热器疏水调节阀自动失灵、控制气源故障、阀芯卡涩或脱落，电接点水位计失灵，DCS系统故障，高压加热器钢管胀口松弛、断管或破裂泄漏以及事故疏水阀不严、疏水调节阀漏量太大等原因造成高压加热器水位过高或过低等现象、危害以及应采取的不同处理措施，及时消除故障，保持高压加热器在正常水位运行，保证机组安全经济运行。
关键词：350MW汽轮机；运行；高压加热器；水位1 高加汽水系统介绍350MW汽轮机一般配有三台高压加热器加热给水，疏水采用逐级自流方式，各高加汽侧安装事故疏水调节阀，当加热器水位高至水位保护高二值时，事故疏水调节阀自动开启，将疏水排入凝汽器疏水扩容器。
正常运行中，高加系统各加热器水位保持在规定范围内，不能过高或过低。
水位过高会淹没钢管，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时造成汽轮机水击事故；水位太低，部分蒸汽经过疏水管排挤下一级抽汽，降低了机组热效率，同时，汽水冲刷疏水管，降低使用寿命。
为了在高加漏泄等事故情况下迅速切除高加，防止扩大事故，高加都设有水位保护。
机组运行中，经常发生高加水位波动大现象。
要迅速查明原因并及时处理。
若高加漏泄，应申请或紧急停高加，以免冲刷损坏漏点周围的设备或扩大事故。
2 高加水位高原因分析及处理原则2.1 高加疏水调节阀自动失灵、控制气源故障、阀芯卡涩或脱落。
疏水调节阀的调节原理：调节阀由阀体和气动执行机构组成，当高加水位变化时，装在加热器上的控制水位计发出水位变化信号，经过电子控制系统的动作，由气动执行机构操纵疏水调节阀动作，改变疏水流量，使高加保持一定水位。
图（一）调节阀自动控制画面运行中在DCS系统监视和操作疏水调节阀：如图（一）A——调节阀自动控制状态M——调节阀手动控制状态P——实际水位反馈值S——水位自动设定值O——水位变化后，调节阀阀位变化指令值F——实际阀位反馈值正常工作过程是：调节阀在自动状态时，用设定值“增”、“减”键设定“S”为某一数值，如188（即要求实际水位保持在188mm处）。
高压加热器水位调节及阀门配置
高压加热器水位调节及阀门配置给水加热器的作用是火电厂系统中用来加热给水，是给水在进入锅炉之前的温度和压力上升到一定水平，以此来降低水在锅炉内部的能量消耗，从而提高整个机组的热效率。
位于冷凝器和给水泵之间的给水加热器叫做“高压加热器”，在给水泵和锅炉之间的叫做“高压加热器”。
对于现代的一些超临界机组，在辅助循环泵和主给水泵之间还有一个“中压加热器”。
在封闭式加热器中，加热蒸汽将能量转移给给水、给水加热器中的凝结水等等。
高压加热器的疏水或“正常疏水”阀门就起到了控制每一个加热器中的“热井”中的凝结水的液面高度的作用。
在正常运行的条件下，每一级加热器中的凝结水被排放到它的下一级加热器，最后汇入凝汽器，和凝结水混合。
这一过程之所以得以实现，是因为每一级加热器的压力都比其下级的要高。
每一级加热器之间的压力差一般都不超过0.7Mpa，也有的设计中这一压差会高一些的。
虽然不同的机组所需要的疏水阀门的数量和形式也会不同，但是其基本配置基本上是相同的。
在低压加热系统的阀门中，除了正常疏水调节阀以外，还有危急疏水阀门或者排污阀。
当正常疏水阀门的疏水能力不能满足疏水的需要的时候，危急疏水阀门将被打开。
图-1是高压加热器疏水系统的管路和阀门配置示意图：图-1 高压加热系统管路和阀门配置示意图由于各级凝结水都接近相应压力下的饱和温度，所以每一级加热器中的凝结水在进入下一级加热器的过程中很容易出现闪蒸和汽蚀工况。
因此，加热器正常疏水调节阀需要面对和解决的主要问题是如何在闪蒸和气蚀这两种苛刻的工况条件下依然保持良好的调节性能的同时又具有严密的密封特性。
而危急疏水的阀门，由于其下游连接的是凝汽器，压力更低，所以必然工作在闪蒸的工况下。
能够迅速打开和关闭，同时保证耐磨损是最基本的要求。
对于大中型火电机组，高压加热器正常疏水调节阀应该采用带有套筒结构的阀门，具体需要多少级套筒需要根据实际的工况决定。
为了选取出合适的阀门，还必须注意以下三个问题。
AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更
AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更1. 引言1.1 背景介绍AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更是当前电力行业关注的热点问题之一。
AP1000是美国西屋电气公司（Westinghouse Electric Company）研发的新一代压水堆核电站设计，在全球范围内得到广泛应用。
主给水调节阀在核电站中起着至关重要的作用，主要用于调节主给水系统中的流量和压力，以确保核反应堆的稳定运行。
主给水调节阀泄漏率等级的变更，直接影响到核电站的安全性和可靠性。
随着技术的不断发展和标准的提升，AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更成为必然趋势。
在这个背景下，各国政府和监管机构越来越重视核电站设备的安全性和可靠性，对主给水调节阀泄漏率等级的要求也越来越高。
对AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更进行深入研究和分析，对于确保核电站的安全运行具有重要意义。
在本文中，将对AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更原因、影响分析、监管要求、变更措施和安全性评估等方面进行详细探讨和分析，以期为相关研究提供一定的借鉴和参考。
2. 正文2.1 AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更原因1. 安全性考量：主给水调节阀在核电站中扮演着至关重要的角色，控制着给水系统的压力和流量。
如果调节阀泄漏率过高，可能导致系统不稳定甚至故障，影响核电站的安全运行。
为了确保核电站的安全性，需要对调节阀的泄漏率进行控制和改进。
2. 设计改进：随着科技的进步和经验的积累，对AP1000电站主给水调节阀的设计和制造要求也在不断提高。
为了应对更严格的技术标准和要求，可能需要对调节阀的泄漏率等级进行调整，以确保其符合最新的设计标准。
3. 经验总结：通过对以往核电站事故和故障的分析总结，可能发现主给水调节阀泄漏率过高是造成某些问题的原因之一。
为了避免类似问题的再次发生，需要对调节阀的泄漏率等级进行调整，以提高核电站的运行可靠性和安全性。
给水旁路调节阀处理方法
给水旁路调节阀处理方法
警告：对阀门进行处理之前请确认阀门状态，确保工作人员的安全！1，在温度合适的情况下，松开填料压盖的两个螺母，然后用手将两螺母平均拧紧，直到手拧不动为止，然后再用扳手将两螺母依次更换着上紧，大约紧270度；打开定位器外壳，将定位器里的tuning菜单下的dead band调至1.5-2.0%，将定位器重新校准，采用calibrate菜单下的travel cal就可以了。
完成上述工作后对阀门定位进行试验，如试验结果良好，则工作结束；如果抖动依然存在，则按照2进行处理。
2，关闭气源，排尽剩余气体，将管路连接块仔细拆下，注意不要将其螺钉及密封圈遗失！用酒精将密封圈及连接密封面清洗干净，并重新回装；将定位器里的tuning菜单下的dead band调至1.5-2.0%，并重新对定位器进行travel cal校准；盖上定位器外壳，恢复气源，进行试验。
3，经过上述两步处理，阀门抖动情况应该可以消除。
如果抖动依然存在请对阀门手动控制进行调整，确保其开度与调节流量匹配！
Flowserve服务工程师
王洪举
2007年2月12日。
仪表故障案例分析汇总
机修厂仪表车间自控及现场仪表故障案例分析2015年12月24日编写：校对：审核：2015年01月04日机修厂仪表车间故障案例分析故障发生装置：热电厂二期设备编号（工位号）：5#机抽气逆止阀A、B故障发生时间：2014.09.18设备点名称：5#机抽气逆止阀A、B故障类别（是否频发性故障及该点的稳定性描述）：该故障属于频繁性发生的故障，此抽气逆止阀经常性卡涩，不能正常动作。
故障出现点所涉及到的工艺、工况介绍:此抽气逆止阀是由220V电磁铁动作控制铁芯，铁芯带着液压水管路阀芯，控制液压水的通断，进而控制抽气逆止阀的开关。
故障出现的过程描述:抽气逆止阀电磁阀经常性卡涩，远程操作不能正常开关，远程操作电磁阀得电时，电磁场的干扰造成汽轮机1#瓦振波动大，有几次造成汽轮机、发电机跳车。
故障原因分析和判断思路:抽气逆止阀安装在汽轮机4.5米夹层，安装方向为竖直安装，这样当电磁线圈得电时，产生的磁场，干扰到1#瓦振信号，要解决此问题，必须要使得1#瓦振信号线远离电磁线圈磁场，或者解决磁场泄露，避免干扰源的产生。
故障的有效处理办法:更改220V电磁线圈的供电线路，和电磁铁方向。
原有的供电线路为两个电磁铁分别两路供电，经过计算，改为一路并联供电，线路负荷可以达到要求，更改了电磁铁方向，1#瓦振干扰现象得以解决。
故障防范和改进措施:及时检查信号线路的屏蔽线、接地线是否连接完好，平时巡检注意发现有可能产生强磁场、电场等干扰源的设备和装置，并及时做好记录、上报，会诊后及时处理改进。
机修厂仪表车间故障案例分析故障发生装置：热电厂二期设备编号（工位号）：FT1048故障发生时间：2014.10.03设备点名称：二期供热A低压外供蒸汽流量故障类别（是否频发性故障及该点的稳定性描述）：该故障并非频繁发生的故障，此测点在环境温度0℃以上时，一般测量稳定。
故障出现点所涉及到的工艺、工况介绍：该流量测量点地点在A低压蒸汽外供管廊，测量介质为低压饱和蒸汽，压力1.275MPA，温度460℃，取压方式为孔板，配有冷凝罐、导压管取压，罗斯蒙特差压变送器远传。
高低压加热器的运行调整和常见故障处理
4）将启动注水阀关闭； 5）开启抽汽管道的放水阀，排尽积水； 6）将汽侧饱和段、疏冷段的排气隔离阀 打开，直到空气排尽后关闭； 7）缓慢开启抽汽阀，使设备温不大于 3℃ /min. 8）调节加热器疏水调节阀大小来调节加 热器水位正常。
热启动
1）确保给水进出口电动旁路阀的控制按钮 处在自由状态； 2）首先将给水出口闸阀开启，然后开启给 水入口三通阀； 3）将汽侧疏水冷却段的排气隔离阀打开， 直到空气排尽后关闭； 4）缓慢开启抽汽阀，使设备温升率不 3℃/min. 5）调节疏水调节阀开度大小调整加热器水 位正常。
7、高加的停止
7.1正常情况下，高加关闭时，先关汽侧，后关 水侧。由高到低关闭抽汽逆止阀和 隔离阀 7.2一旦高加解列，抽汽逆止阀和抽汽电动隔离 阀应立即自动关闭，给水进、出口 电动阀应自 动将高加切除。 7.3正常关闭高加，按照以下顺序： 1）首先限制机组负荷； 2）由高级到低级抽汽压力关闭抽汽管道上的抽 汽阀，打开其有关疏水阀； 3）首先关闭给水入口电动三通阀，然后关闭给 水出口电动阀，将高加切除。
• • • • 先投水侧，后投汽侧。 先停汽侧，后停水侧。 #7或#8低加不能单独投运或停用。 投入时按压力由低到高依次投入，即先投 #3高加，再投#2高加，最后投#1高加，且 间隔时间不少于10分钟。 • 停用时按压力由高到低逐台停用，且间隔 时间不少于10分钟。 • 高、低加最好随机启、停。若在运行中投 入注意给水温升率≯5℃/min 。
• 确定最佳水位
– 分析水位调整曲线，找出最佳水位点，最佳水位点的 确定应注意下列原则： – 任何情况下，给水出口温度不致下降 – 水位小幅上升而导致疏水端差大幅下降，说明水位偏 低，而水位大幅上升而疏水端差下降不大，说明水位 已基本符合要求； – 对大部分加热器抬高水位能使疏水端差达到或逼近设 计值，这时水位是可取的。如疏水端差小于设计值， 可能此时水位已偏高，此水位也不可取。 – 如果加热器疏水冷却段的管子已进行过堵管，可以考 虑将水位再抬高25-50mm以补偿疏水冷却段面积减 少对端差的影响。
汽动给水泵进汽调节阀阀杆断裂原因和改善
汽动给水泵进汽调节阀阀杆断裂原因和改善鄂龙摘要：汽动给水泵进汽调节阀在给水系统中具有非常重要的作用和意义[1]。
它能够调节和控制给水流量和压力，满足不同用户的需求，保证供水系统的稳定运行。
同时，在保护和安全控制方面汽动给水泵近汽调节阀阀杆也起到了关键作用。
因此，加强对进汽调节阀阀杆的研究，确保其性能的可靠性，对于提高水资源利用效率、优化生产工作和保障供水安全具有重要意义[2]。
基于此，本文就汽动给水泵进汽调节阀阀杆断裂原因和改善策略展开探讨。
关键词：汽动给水泵；进汽调节阀阀杆；断裂原因；改善策略引言汽动给水泵进汽调节阀是汽动给水系统中的关键设备，主要用于调节和控制给水流量和压力，以确保供水系统的稳定运行。
而进汽调节阀阀杆常常会发生断裂，其原因包括材料问题、设计问题、工作负荷问题和运行条件问题。
要改善阀杆断裂问题，需要选择适当的材料、合理的设计，控制工作负荷和调整运行条件，以确保阀杆的强度和稳定性。
一、汽动给水泵进汽调节阀的重要性分析（一）调节和控制给水流量汽动给水泵进汽调节阀能调节和控制给水流量。
在给水系统中，不同的使用需求需要有不同的给水流量，如实际使用水量较小时，阀门能够通过调节进汽量来减少流量，从而避免水资源等的能源浪费[3]。
而在大量用水时，进汽调节阀能够增加进汽量，确保供水的充足性，满足用户需求。
（二）调节和控制给水压力进汽调节阀具有调节和控制给水压力的作用。
不同的用户使用环境和需求对给水的压力有着不同的要求，如高层建筑或大型发电企业等需要较高的水压来保证楼层及作业的供水；而一些特殊场所或设备则需要较低的水压。
通过调节进汽调节阀的进汽量和控制阀门开度，可以精确地调节给水的压力，保证供水系统的稳定工作并满足不同用户的需求。
（三）保护和安全控制作用汽动给水泵进汽调节阀除了能调节和控制水流量、给水压力，还具有保护和安全控制的作用。
在给水系统中，过高或过低的压力都会对设备和管道造成损坏或故障，给系统带来安全隐患。
锅炉给水调节阀故障导致全装置停车
锅炉给水调节阀故障导致全装置停车锅炉给水调节阀的故障是导致全装置停车的常见问题之一。
接下来，我将详细介绍锅炉给水调节阀故障的原因、影响以及处理方法。
首先，让我们了解一下锅炉给水调节阀的作用。
锅炉给水调节阀是锅炉系统中的关键部件，用于控制锅炉水的流量。
它的主要作用是调节锅炉水的供给量，以保持锅炉的稳定运行，避免过热或缺水等问题。
然而，锅炉给水调节阀可能出现故障，导致全装置停车。
造成锅炉给水调节阀故障的原因很多，下面列举几种常见的情况：1. 阀门堵塞：由于锅炉给水中可能含有颗粒物或污垢，长时间使用后，阀门内部可能会出现堵塞，导致调节阀无法正常开闭。
2. 机械故障：调节阀的机械部件在长期使用后可能会出现磨损或松动，导致阀门无法正常开闭或无法保持稳定的开度，从而影响水流的调节。
3. 气泡：在给水管道中存在气泡，当气泡进入调节阀内部时，会影响阀门的正常运行，可能导致阀门卡住或无法自由开闭。
4. 电控故障：某些调节阀是通过电控系统来控制的，如果电控系统出现故障，可能导致调节阀无法正常工作。
这些故障可能会导致锅炉给水调节阀无法正常工作，进而影响锅炉的供热能力。
当调节阀故障导致全装置停车时，会造成以下影响：1. 供暖中断：锅炉停车会导致供暖系统中断，用户无法获取到热水和暖气，给生活带来不便。
2. 设备损坏：如果锅炉停车的时间过长，可能会导致设备受损。
例如，锅炉内的水可能过热，引起锅炉壳体膨胀破裂等问题。
3. 经济损失：由于停车导致供暖中断，用户可能会选择其他供暖方式，从而造成能源的浪费和经济损失。
接下来，我们将讨论处理锅炉给水调节阀故障的方法：1. 检查阀门：首先检查调节阀是否堵塞，可以拆卸并清洗阀门内部的杂质。
如果阀门严重磨损或损坏，可能需要更换阀门。
2. 检查机械部件：检查调节阀的机械部件是否正常，如弹簧是否变形、连接杆是否松动等。
如果有问题，需要进行维修或更换。
3. 除气处理：如果锅炉给水调节阀故障是因为气泡导致的，可以通过启动除气装置来排除气泡。
高压加热器运行中存在问题分析
摘要高压加热器是给水回热系统的重要设备，其性能和运行的可靠性直接影响机组的经济性和安全性。
本文首先阐述了给水高压加热器在火电厂中的重要作用，简单介绍了高压加热器的结构和工作原理，对高压加热器在运行中暴露的问题进行的深入分析，结合高压加热器的结构和系统的布置介绍了高加本体、附件及系统的常见故障，并介绍了高加设备及系统故障诊断方法和具体措施。
指出了高加泄漏及疏水管振动对机组经济性安全性的影响，详细介绍了高加泄漏和疏水管振动的原因、危害、及处理措施。
分析了高加运行中存在的问题对给水温度的影响，阐述了高加运行对温度变化控制及疏水水位控制的重要性。
本文最后从高加启停方式、高加自动保护、高加疏水系统改造、高加运行中的监视和运行方式的改变及高加的维护检修五个方面提出了高加优化运行的措施。
关键词：高压加热器；故障诊断；优化运行2.1.3疏水器故障引起加热器出水温度降低疏水器故障分两种情况:其一是疏水器排不出水，使加热器水位升高或满水，汽水热交换面积减少，出水温度降低。
出现这种情况时必须立即开启疏水器旁门，停用疏水器，必要时手动开启危急疏水门。
停用后的疏水器应及时检修。
另一种情况是加热器运行中疏水器处常开启状态，起不到疏水作用，这时除加热器出水温度降低外，较明显的特征是水位计无水位运行。
2.1.4抽汽量减少和进口水温降低引起高加出水温度降低加热器抽汽量减少主要是机组负荷减少，单向门卡涩和抽汽进口汽阀卡涩，开度不足，使高加加热量减少而引起出水温度降低。
此外，加热器空气管路的孔眼过大，引起排汽携带部分抽汽进入低一级加热器中，给水吸收的热量减少，此种情况可以比较两级加热器出水温度变化值进行诊断。
高加进口水温较低引起出口水温降低的原因主要是低一级加热器管束破裂，旁路门关闭不严，疏水器的故障和加热器停用等，处理方法同前。
2.2 高加疏水管振动的原因分析及处理2.2.1 高加疏水管振动的原因分析1. 高加疏水系统设计安装不良高加疏水系统的运行工况比较复杂，对疏水系统的设计安装质量要求十分严格，稍有不慎就会引起疏水管振动，如马鞍山电厂2台125机组投产时高加疏水管时就发生强烈振动，其主要原因是悬吊架布置不合理，管路系统刚度不够，在高加启停交变膨胀收缩的影响，从而造成管路系统振动，后经增加悬吊架，加固加强管路支架，使高加疏水管振动显著下降。
高压加热器运行中存在的问题及对策
高压加热器运行中存在的问题及对策【摘要】在运行当中,高压加热器的泄漏的原因是多方面的,主要原因是由于高加换热管口及换热管道被冲刷及磨损所致,高加是否投入运行对机组负荷和经济性的影响很大。
本文分析了高压加热器运行中存在的问题及对策。
【关键词】高压加热器;泄漏;投入率;对策汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。
回热加热系统的运行可靠性和运行性能的高低, 直接影响整套机组的运行经济性, 加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。
随着火力发电厂机组向大容量、高参数发展, 高压加热器承受的给水压力和温度相应提高; 运行中机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变都会给高压加热器的稳定运行带来影响。
为此,除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外,还要在运行维护等方面采取必要的措施,才能确保高加的长期安全运行。
高加水位高信号报警,泄漏检测仪亦报警,另外还有高加端差增大,远远高于正常值。
由于高加泄漏,水侧大量漏入汽侧,通过疏水逐级自流入除氧气,为使汽包水位正常,则给水泵转速增加,给水流量增大。
高加泄漏后,由于传热恶化,则造成给水温度降低。
高压加热器泄漏后对机组的影响：高压加热器是利用机组中间级后的抽汽,通过加热器传热管束,使给水与抽汽进行热交换,从而加热给水,提高给水温度,是火力发电厂提高经济性的重要手段。
由于300MW机组高加水侧压力(20MPa)远远高于汽侧压力(4MPa),当传热管束即U型管发生泄漏时,水侧高压给水进入汽侧,造成高加水位升高,传热恶化,具体对机组的影响如下:高加泄漏后,会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而泄漏管束增多,泄漏更加严重,必须紧急解列高加进行处理,这样堵焊的管子就更少一些。
高加泄漏后,由于300MW机组高加水侧压力20MPa,远远高于汽侧压力4MPa,这样,当高加水位急剧升高,而水位保护未动作时,水位将淹没抽汽进口管道,蒸汽带水将返回到蒸汽管道,甚至进入中压缸,造成汽轮机水冲击事故。
解决调节阀故障的几种保位方案
解决调节阀故障的几种保位方案对于电动调节阀来说，比较简单，断信号时，可以根据控制模块的设定而停留在全开、全关、保持中的任一位置，而断电时，自然停留在故障位置，或带有复位装置的电动执行器也可将阀位运行到全开或全关。
对于气动调节阀来说，情况就比较复杂了，所以我们主要讨论气动调节阀的三断保位方法。
调节阀在过程控制中的作用是人所共知的，在许多控制过程中要求调节阀在故障时处于某一个位置，以保护工艺过程不出现事故，这就要求调节阀在设计上实现故障—安全的三断(断气、断电、断信号)保护措施。
对于电动调节阀来说，比较简单，断信号时，可以根据控制模块的设定而停留在全开、全关、保持中的任一位置，而断电时，自然停留在故障位置，或带有复位装置的电动执行器也可将阀位运行到全开或全关。
对于气动调节阀来说，情况就比较复杂了，所以我们主要讨论气动调节阀的三断保位方法。
一般来说，我们在选择气动薄膜调节阀时，都要先确定选气开还是气闭，这就是选择调节阀断气时的保护位置，如果工艺要求断气时阀门打开，则选择常开(气闭)式调节阀，反之则选常闭 (气开)式调节阀。
这只是一个粗浅的方案，如果工艺要求断气、断电、断信号的三断保护，则调节阀就需要配置一些附件来组成一个保护系统才能实现控制要求，这些附件主要有保位阀、电磁阀、气罐等。
以下是单作用气动薄膜调节阀和双作用气动调节阀的两种保位方案。
一、气动薄膜调节阀方案（调节阀配用电－气阀门定位器）本方案主要由气动调节阀、电- 气阀门定位器、失电(信号)比较器、单电控电磁换向阀、气动保位阀、阀位信号返回器等组成。
其工作原理如下：1、断气源：当控制系统气源故障(失气)时，气动保位阀自动关闭将定位器的输出信号压力锁定在气动控制阀的膜室内，输出信号压力与控制阀弹簧产生的反力相平衡，气动控制阀的阀位保持在故障位置。
该保位阀应设定在略低于气源的最小值时启动。
2、断电源：当控制系统电源故障(失电)时，失电(信号)比较器控制单电控电磁换向阀的输出电压消失，单电控电磁换向阀失电，单电控电磁换向阀内的滑阀在复位弹簧的作用下滑动，电磁阀换向，将气动保位阀的膜室压力排空，气动保位阀关闭，将定位器的输出信号压力锁定在气动控制阀的膜室内，输出信号压力与控制阀弹簧产生的反力相平衡，气动控制阀的阀位保持在故障位置。
AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更
AP1000电站主给水调节阀泄漏率等级的变更随着核电站技术的不断发展，安全和可靠性成为核电站设计和运营的重要考虑因素。
AP1000是一种第三代压水堆核电站设计，以其先进的安全系统和高可靠性而闻名。
在AP1000电站中，主给水系统起着关键作用，负责将冷却剂供给到主蒸汽发生器，并控制温度和压力。
主给水调节阀是主给水系统中的核心设备，用于控制冷却剂的流量，并保持系统的稳定运行。
主给水调节阀的泄漏率是衡量其性能和可靠性的重要指标。
泄漏率等级决定了是否需要采取措施修复或更换调节阀。
在AP1000设计中，主给水调节阀的泄漏率等级最初设定为2级，即在可接受的范围内，无需即刻采取行动。
经过长时间的运营和实践，AP1000电站的运营商和监管机构对主给水调节阀的泄漏率等级进行了评估，并认为有必要对其进行变更。
根据评估结果，主给水调节阀的泄漏率等级被调整为1级，即需要及时采取措施修复或更换调节阀。
变更泄漏率等级的原因包括以下几点：1. 安全性要求的提高：随着对核电站安全性的要求不断提高，AP1000电站的运营商和监管机构认为，将主给水调节阀的泄漏率等级调整为1级更符合安全性要求。
2. 经验教训的总结：在AP1000电站运营的过程中，可能发生了一些与主给水调节阀相关的故障或事故。
通过对这些故障和事故的调查分析，运营商和监管机构得出结论，将主给水调节阀的泄漏率等级调整为1级更有利于避免潜在的风险。
3. 技术进步的应用：随着科学技术的不断进步，更先进、更可靠的主给水调节阀已经问世。
运营商和监管机构认为，采用这些新技术能够有效降低主给水调节阀的泄漏率，提高整个系统的可靠性。
为了实施泄漏率等级的变更，运营商需要采取以下的步骤：1. 评估主给水调节阀的当前状态和性能，包括泄漏率的测量和评估。
2. 根据评估结果确定是否需要修复或更换主给水调节阀。
3. 如果需要修复或更换，运营商将制定一个详细的计划，并与供应商合作，采取必要的措施。
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高压给水主调节阀故障集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
高压给水主调节阀故障一、事件经过
2008年6月10日7时32分，#3机负荷120MW，发现高压给水主路调节阀在5％开度卡住，不能开关，此时高压给水流量39t/h，高压主蒸汽流量1109t/h并持续增大，立即派人去就地检查阀门气源、电源正常，就地开度与DCS上开度相符，紧急通知检修人员处理。
7:45高压汽包水位下降至－600MM时，向中调申请紧急停机。
2008年11日18时58分，#3机组负荷270MW，发现#3机组高压汽包水位较低，为-296mm，此时高压给水主调门开度为72％，出现卡涩无法继续开大，此时高压给水流量仅为192t/h，明显低于该开度下的正常给水量（此开度下给水流量正常值应为300t/h以上），而高压汽包蒸发量此时为230t/h，高压汽包水位有继续下降趋势，立即至现场检查发现#3机组高压给水主调门开度在70％左右时声音和振动较大，但该阀门开度减小后声音和振动现象逐渐消失；17时00分退出#3机组AGC和一次调频，#3机组降负荷至170MW，高压给水主调门切至手动，维持开度为66％，声音和振动现象消失，稳定后高压给水流量和高压汽包蒸发量平衡（同为170t/h），高压汽包水位稳定在-300mm左右。
21时50分停机后发现，#3机高压给水主调门在关闭到35％时，也出现卡涩现象，无法继续关闭。
2008年6月12日，#3机启动过程中，高压给水调节系统管道振动大，现场观察发现高压调阀开度较大（高压给水流量在约220吨以上）时整个管道系统振动很大，后按要求将机组负荷维持在240MW，悉心操作，认真监视管道振动情况，确保了机组安全运行。
2008年7月7日7时15，在启机过程中，机组负荷120MW，#1机高压给水主调门卡涩，卡在5.9%开度附近，给水流量只有37t/h左右。
切至手动调节只能关小，不能开大。
立即退出ALR控制，降低机组负荷至
84MW。
就地检查该阀几乎没有开度，立即手动关闭B给水泵高压出口电动阀，并断开高压给水调阀的气源，高压给水调阀还是不动。
之后开启该高压给水调阀气源，并开启B给水泵高压出口电动阀，高压给水调阀立即动作，此时该阀重新动作正常。
重新升负荷至120MW，投入ALR，机组顺利进汽。
2008年7月30日7时30分，#3机组启动过程中发现，高压给水主调门开度指令60％时，高压给水流量仅有30t/h，现场检查确认其阀杆已断裂，机组维持3000rpm空负荷运转。
通知检修人员处理，检修人员检查后告知需停机更换高压给水主调阀。
6.2008年9月22日，19时26分#2机负荷311.5MW，高压主汽流量269.9T/H，#2机高压给水调阀开度突然由6
7.5％异常升至92.4％，而高
压给水流量却由263.4T/H降至52.6T/H，高压汽包水位迅速下降，立即向中调申请退出AGC，手动减负荷，同时切手动调节高压给水主路调门，发现高压给水流量始终很小，无法增大。
至现场检查发现#2机高压给水调阀就地阀位指示已在全开位置，但给水流量仍然异常的小；19时27分09秒，高压汽包水位降至－300mm，DCS上发“高压汽包水位低”报警；19时32分，#2机负荷288MW，高压汽包水位降至－630mm，DCS上发“高压汽包水位低低跳机”报警，#2机跳机。
2009年7月23日8时00分，#3机组启动过程中，#3炉高压给水主、旁路调阀切换过程中，主路调阀略有卡涩，导致高压汽包水位较大波动。
次日检修更换控制器后工作正常。
2010年3月25日21时37分，#1机高压主调门阀位指示信号异常，机组在停运过程中高压汽包水位低故障停运。
后经现场人员检查发现阀门位置反馈装置——阀门定位器中，与阀杆连接的磁条（可以在定位器感应槽中上下移动，定位器根据磁条的位置确定发门开度）发生移位，相对于连杆向上异动。
同时，阀门解体后发现阀芯密封圈磨损。
2010年10月18日20时00分，巡检发现#3机组高压给水调门在开度指令一定时，阀杆有小范围波动，19日01时13分检修更换密封圈后动作正常。
二、原因分析
经检查分析，大部分事件是由于高压给水主调节阀密封组件破损，堵塞阀门活动通道所致，另外还有阀杆弯曲、控制器故障、定位器故障等原因。
三、防范措施
1.要求在启机前活动一下高压汽包给水调门，检查其动作正常后再起机。
2.在机组未并网前出现此类现象，应选择维持机组3000rpm或停机并通知检修处理。
3.若机组已并网，应立即退出AGC，手动降负荷尽量维持高压汽包水位，通知检修，并采取断气源、关闭给水泵高压出口电动阀、活动高压给水主调阀的处理方法，看给水调门是否能恢复正常。
4.若高压给水调门卡涩严重或阀芯脱落，主路几乎没有流量，可将给水开度给定值维持为20%，保证旁路开度最大（旁路最大开度只能是30%，DCS中已经设定，建议可通过讨论，决定修改此值，以确保在事故处理时充分利用旁路的开度）；申请早停机。
5.若当时机组负荷较高，给水调门主路卡涩的开度过小，采用3、4的处理方法无法维持高压汽包水位，则无法避免高压汽包水位低跳机。