综合方法解决凝汽器偏差大问题
汽轮机凝汽器两侧循环水出口温度偏差大优化探讨
汽轮机凝汽器两侧循环水出口温度偏差大优化探讨摘要：对于凝汽式汽轮机，凝汽器压力的大小直接影响整个汽轮机组的经济性。
在凝汽器正常运行条件下，影响凝汽器压力的主要因素是循环冷却水进水温度、循环冷却水水量等。
其中循环冷却水的进水温度主要受到环境温度以及冷却塔冷却效果的影响。
定量分析循环冷却水进水温度对凝汽器压力的影响，一方面对于合理评价冷却塔的改造效果有着重要的意义，另一方面它对于指导运行人员合理优化间接空冷塔的运行方式有着重要的参考价值。
关键词：汽轮机凝汽器；循环水出口；温度偏差大；优化策略引言在汽轮机组的结构体系中，凝汽器是极为重要的关键环节，其真空质量与汽轮机组的经济性运行能力直接相关。
据相关研究表明，凝汽器的真空压力每下降1kPa，将导致汽轮机组的汽耗率提高1.5%～2.5%，煤耗率提高3g/kWh至3.29g/kWh，热耗率提高70kJ/kWh。
从原理上讲，凝汽器的真空质量主要与凝汽器背压、大气压力两项因素有关，其中，凝汽器背压所对应的饱和温度，就是低压缸处的排汽温度。
而低压缸排汽温度又与凝汽器循环水出口温度、凝汽器端差两项因素有关。
所以，若凝汽器循环水出口温度存在异常，势必会影响凝汽器的真空质量，进而对汽轮机组的良性运行构成威胁。
1汽轮机凝汽设备的工作原理汽轮机机组的热效率受到许多因素的影响，如蒸汽初焓、排汽焓、给水焓和锅炉吸热量等。
为了使机组热效率得到提升，必须要减少排汽焓，使蒸汽初焓提高。
减少排汽焓，需要将排气压力降低，可以把蒸汽排放入密封的容器内，使蒸汽经过冷却后凝结成水，在将容器内的空气抽出，就形成了真空状态。
持续保持对密封容器中空气的抽取，能够让容器一直保持良好的真空状态，而水汽凝结的水再次放入锅炉中。
汽轮机凝汽设备的工作原理就是使凝结水循环使用，使汽轮机组热效率得到保持。
2汽轮机凝汽器两侧循环水出口温度偏差大的发生机理循环水温升参数的影响因素，可以从凝汽器汽侧与凝汽器水侧两个部分来看。
汽轮机汽封间隙调整及解决方法
汽轮机汽封间隙调整及解决方法【摘要】在进行汽轮机本体安装和检修工作中，汽轮机汽封间隙调整是其中最为关键的工序之一，他直接关系到整个汽轮机组的安全性和经济性，在我们参加的10多台大型国产汽轮机组安装、检修过程中发现很多由于施工人员经验和工作方法不正确而导致的机组运行的不稳定，现将易出现的问题整理如下，跟大家共勉。
【关键词】汽轮机；汽封调整；方法引言汽封调整的目的是通过对汽缸部套、汽封块的调整，在保证安全的前提下，使汽封间隙处于标准范围内并趋向最小值。
这样才能保证多级汽轮机各级间减少漏汽损失，提高机组热效率。
汽封间隙的测量调整工作在轴系中心及隔板和轴端汽封套洼窝中心调整好之后进行。
测量汽封径向间隙通常有两种方法：一是贴胶布法：二是压铅丝法。
两种测量方法中，第二种要比第一种测量准确，而且比较真实。
对于汽封间隙调整出现偏差，找出了现行调整工艺存在的主要问题有：（1）未考虑猫爪热膨胀对汽封间隙的影响；（2）加工、测量偏差对调整的影响（3）施工人员工艺水平对调整造成的影响；（4）转子垂弧对汽封间隙的影响（5）未考虑转子垂弧对汽封间隙的影响：2 存在的问题分析及解决措施2.1 猫爪热膨胀对汽封间隙的影响高压汽轮机的汽缸尽管在汽缸结构上各不相同，但其支承分为下汽缸猫爪支承和上汽缸猫爪支承二种。
下汽缸猫爪支承方式，汽缸猫爪的支持平面低于机组的中心线，则运行时猫爪温度将高于轴承座的温度，使缸内汽封洼窝中心抬高，造成汽封下部间隙减小，甚至产生碰磨。
猫爪支承处轴封洼窝中心抬高的数值大小跟猫爪的尺寸、猫爪的温度和支持形式有关。
假如猫爪高度H为t50m/m，猫爪平均温度为250℃，相应这部分轴承座的温度为80℃，线膨胀系数取Q=L 2×lo-5/℃。
则轴封洼窝中心的抬高值为：△H=Q HA t=1.2×10-5×150×（250—80）=0.3[m/m，即轴封洼窝下部间隙将减少0.3lm/m，而上部间隙将增大0.3tm/m。
循环水温温度偏差分析
#2机凝汽器出水温度偏差原因分析我厂#2机启动进入2010年12月份后，凝汽器A、B侧出水温度间断出现偏差，经过一段时间，凝汽器出水偏差会在很短时间恢复。
一般情况下，A侧温度高于B侧。
出现偏差后，A、B侧凝汽器出水温度偏差介于4-7℃间，同时凝汽器真空会下降1-2Kpa,经查看画面敏感参数综合趋势及检查分析知，在出现偏差及偏差消除前后，一般没有运行操作，其他参数也没有明显变化，#1机组运行中也出现过类似情况，尤其是冬季。
针对偏差产生的原因，发电部组织检查系统，进行了一些调整试验：1、凝汽器水室放空气怀疑凝汽器A、B侧出水偏差由进水室聚集空气造成凝汽器换热不良引起，对A、B侧凝汽器水室进行多次排空气，每次均没有空气排出。
排除凝汽器进水室聚集空气引起循环水出水温度偏差影响。
2、凝汽器A、B侧进水量分配不均在凝汽器出水产生偏差后，对凝汽器两侧进水系统阀门管道进行检查，没有发现进水量分配不均影响因素，另外经过一定时间后，偏差会消失，说明进水分配不均影响也可排除。
3、抽汽系统检查运行中进行了射水抽气器切换，对凝汽器出水温度偏差没有影响，经检查A、B 侧四个抽空气口温度有明显差异，实测为：A侧#1抽汽口温度为10℃左右，#2抽汽口温度为10℃左右，B侧#1抽汽口温度为10℃左右，#2抽汽口温度为18℃左右，针对此情况，我们进行了空气门活动试验，将A侧#2空气门缓慢关闭至全关，机组真空没有明显变化，继续关闭B侧#1空气门至全关，真空没有明显变化，关闭B侧#2空气门时，机组真空开始下降。
说明A侧#1、2空气管、B 侧#1空气管在凝汽器出水温度偏差情况下，可能抽汽量很小。
当凝汽器循环水出水温差消失后，经测量A侧#1、2抽汽口、B侧#1、2抽汽口温度基本为12℃左右，说明四个空气门门芯正常，并不是个别门芯脱落造成。
其他影响凝汽器出水温度偏差原因如凝汽器半边钢管结垢影响、真空严密性影响也都可以排除。
针对是机组真空影响凝汽器出水温度偏差，还是凝汽器出水温度偏差影响机组真空，我们认为是凝汽器出水温度偏差影响机组真空可能性大。
发电厂火电厂机组综合指标异常及解决措施
发电厂火电厂机组综合指标异常及解决措施供电煤耗率g∕kWh1可能存在问题的原因1.I发电煤耗率高1.Ll锅炉热效率降低。
1.1.2汽轮机热耗率高。
1.1.3燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大。
1.1.4季节因素影响。
1.1.5管道效率低。
1.1.6机组负荷率影响>1.1.6.1机组平均负荷率低。
>1.1.6.2机组负荷峰谷差大。
>1.1.6.3机组负荷调整频繁。
1.L7供热煤耗偏低>1.1.7.1热、电耗煤量分摊方法不合理。
>1.1.7.2供热流量虚低。
ALL7.3供热参数虚低。
>1.1.74热网设备效率低。
1.2厂用电率高1.1.1辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。
1.1.2机组公用系统运行方式不合理。
1.1.3煤质差。
124机组负荷率低。
125机组非计划减出力和非计划停运次数多。
126热、电耗电量分摊方法不合理。
127供热流量虚低。
128供热参数虚低。
129热网设备效率低。
1.3能源计量不准确。
能源计量不准确。
1.4管理原因1.4.1供电煤耗率数据不准确。
142机组优化运行基准值未及时正确调整，影响耗差分析。
143激励、约束机制不健全。
1.4.4煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。
145贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。
146燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。
147燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。
148节能降耗计划不合理，改造力度不够。
149管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。
2解决问题的措施2.1降低发电煤耗率措施2.1.1提高锅炉热效率。
2.1.2降低汽轮机热耗率。
2.1.3制入炉煤质量，选择适合锅炉燃烧的煤种。
2.1.4技术改造A2.141采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。
A2.142空气预热器三向密封节能改造。
A2.L4.3汽轮机汽封进行节能改造。
凝汽器端差的原因
凝汽器端差的原因
凝汽器端差是指凝汽器两端所测压力值之差。
主要原因有以下几个方面:
1. 流动摩擦损失
凝汽器内部蒸汽流动会产生一定的摩擦损失,导致端差的存在。
蒸汽流速越高,管路曲折程度越大,摩擦损失就越大,端差也就越大。
2. 凝汽器管束堵塞
如果凝汽器管束严重堵塞,会使蒸汽流动受阻,造成局部流速加快,引起较大的压降。
因此,管束严重结垢或有异物堵塞,都会增大端差值。
3. 凝液头损失
凝汽器出口端存在一定凝液头,会造成相应的静压头损失,从而增大端差。
凝液头越高,端差就越大。
4. 非对称布置
如果凝汽器出入口布置不合理,存在明显的几何非对称性,也会增加局部流动阻力,引起较大端差。
5. 结构缺陷
凝汽器内部如果存在结构畸形或焊缝突起等缺陷,也会使局部阻力增大,从而增大端差。
综合以上因素,控制工艺流程、加强清理和检修,优化结构布置等措施,
都有利于减小凝汽器端差,提高整体运行效率。
国内某核电站凝汽器特性试验及修正计算
国内某核电站凝汽器特性试验及修正计算1. 引言1.1 研究背景核电站作为清洁能源的重要组成部分，在能源领域起着至关重要的作用。
凝汽器作为核电站汽轮机循环系统中的关键设备，直接影响着整个核电站的发电效率和安全运行。
目前国内某核电站凝汽器存在一些特性问题，为了提高凝汽器的工作效率和性能，需要进行特性试验及修正计算。
凝汽器作为汽轮机循环系统中的核心设备之一，其性能直接影响着系统的稳定性和效率。
目前国内某核电站凝汽器存在一些问题，例如传热效率偏低、压力损失大等。
这些问题不仅影响着核电站的发电效率，还可能导致设备过热、损坏甚至事故发生。
为了解决这些问题，我们开展了针对国内某核电站凝汽器特性的试验研究，并建立了相应的修正计算模型。
通过试验数据的采集和分析，我们希望能够准确把握凝汽器的工作特性，找出存在的问题，并提出相应的改进措施。
通过修正计算模型，我们可以对凝汽器的性能进行进一步优化，提高核电站的发电效率和安全稳定性。
1.2 研究目的研究目的是通过对某核电站凝汽器特性进行试验及修正计算，探讨凝汽器在实际运行中的性能特点，为核电站凝汽器的运行和维护提供依据。
具体目的包括：1.分析凝汽器内部流体流动特性，了解冷凝过程中的传热和传质规律。
2.验证凝汽器设计参数的准确性，评估设计与实际运行之间的差异。
3.建立修正计算模型，对实际运行中的凝汽器进行性能预测和优化设计。
4.为核电站凝汽器运行过程中可能出现的问题提供解决方案，保障核电安全与稳定运行。
通过本研究的目的，可以更加全面地了解核电站凝汽器的工作机理，为优化核电站运行提供技术支持。
1.3 研究意义核电站凝汽器是核电站中的重要设备，其性能直接影响到核电站的安全运行和能效。
凝汽器在核电站中扮演着将汽水混合物中的汽态水汽冷凝为液态水的重要角色，实现了热力循环中的能量转化。
对核电站凝汽器的特性进行准确的试验及修正计算是非常必要的。
研究凝汽器特性试验及修正计算的意义主要体现在以下几个方面：通过凝汽器特性试验及修正计算，可以有效地评估凝汽器的性能，为核电站的运行提供重要参考。
汽轮机温差过大影响及预防措施
汽轮机温差过大影响及预防措施摘要：随着我国的用电水平的提高，保持电厂的稳定运行，显得尤为关键，其中汽轮机作为常见的发电设备，也在其中起到关键作用。
本研究以电厂为例，探讨了汽轮机上下缸温差大的原因及对汽轮机运行的影响。
研究发现，汽轮机上下缸温差大是导致汽轮机失效的一个重要原因。
通过对进汽流场的改变，成功将汽轮机中低压上下缸温差稳定在30℃以内，从而有效地治理了这个问题。
这一结果为优化汽轮机的设计和制造提供了新的思路，有助于提高汽轮机的运行安全性和稳定性。
关键词：汽轮机、温差、稳定引言汽轮机是一种常见的发电设备，其稳定运行对于电力系统的正常运行至关重要。
汽轮机的上下缸温差过大会导致汽机的上下缸出现不同的热胀冷缩情况，会引起汽缸的变形，破坏汽缸的密封性导致漏气。
尤其是在高压汽缸的调节处，因其动静间隙较小，汽缸在出现变形情况后还会导致动静摩擦的现象出现，使大轴变得弯曲，加剧汽机的振动，如果情况严重时会损坏汽机，导致电网无法正常工作，需要引起重视。
以某厂D880型汽轮机为例，调试以来中低压上下缸温差最大超过50℃，已不满足25项反措要求，经过一系列预防处置措施和采取改造措施，最终控制在30℃以内。
一、机组介绍某电厂为两套465MW单轴燃气--蒸汽联合循环供热机组，全厂联合循环机组在性能保证工况下的发电出力为920MW，净供热能力为1073GJ/H。
单轴机组配置为：一台燃气轮机、一台发电机、一台余热锅炉和一台蒸汽轮机，蒸汽轮机与发电机之间通过自同步SSS离合器连接，发电机与燃气轮机为刚性连接，轴系布置示意图见图1，蒸汽轮机选用上海汽轮机厂生产的D880型汽轮机，高压转子尺寸φ825X4456.5(mm)，重量(包括叶片)约8.6t，中低压转子尺寸Φ1900X7110(mm)，重量(包括叶片)约57t。
图1单轴机组轴系示意图二、汽轮机存在的问题及危害汽轮机并网后，汽轮机中低压上下缸温差逐渐增大[1]，不同负荷下存在差异，满负荷情况下温差在47℃左右，低负荷280MW时温差达到54℃，见图2，如果负荷变化频繁时温差甚至接近60℃。
300MW机组冷端综合治理优化
300MW机组冷端综合治理优化摘要：冷却塔、循环水泵和凝汽器共同组成了汽轮机的冷端系统，汽轮机冷端系统工作效率的高低直接影响汽轮机真空的高低，也即直接影响机组的循环效率。
本文通过对汽轮机冷端进行分析，对一个300MW机组电厂实例，对其进行了几方面的改进，使其冷端进行优化，提高机组效率。
关键字：凝汽器冷端治理一、前言随着世界能源形式的日益严峻，节能减排不仅仅是社会对企业的要求，而且已经上升到事关企业生存的高度。
能源局统计了国内现役火电机组供电煤耗的变化趋势，有以下显著特点： 300MW以上大机组，供电煤耗率达到设计值的“不太多”，国内火电机组冷端的能量损失依然明显。
因此，各个电厂对节能工作提高到了一个相当的高度。
汽轮机冷端治理优化能提高机组循环效率，降低机组煤耗，为机组进一步节能减排提供了有利支持。
二、汽轮机冷端的重要性及优化内容汽轮机冷端主要由凝汽器本体、抽真空系统、凝结水系统、循环水系统构成。
火电厂热力循环效率遵循卡诺循环的基本规律：卡诺循环效率ηc=1-T2/T1（始终＜1）。
卡诺循环的效率只与两个热源的热力学温度有关，当高温热源的温度T1愈高，低温热源的温度T2愈低，则卡诺循环的效率愈高。
电站机组参数，初级参数越来越高。
从中温中压达到了超超临界压力，600℃水平。
不断获得技术进步。
实现T1的有效提升。
低温热源的温度T2，根据不同机组有所差别。
在火电企业，压红线运行是经济运行的重要手段。
其实质就是要保证初级参数达到机组的设计额定参数。
通过冷端治理，彻底降低终参数，可有效提高机组循环效率，达到较好的节能效果。
对在役运行机组，冷端优化方面可深化的工作有以下几个方面：（一）增大凝汽器换热面积，降低凝汽器热负荷凝汽器热负荷对真空度影响较大。
凝汽器热负荷升高，主要是由于高品质蒸汽没有做功，或其他高温介质直接进入凝汽器，不仅造成能量和工质损失，而且使凝汽器真空下降是影响机组热耗率的主要原因。
影响凝汽器热负荷的主要因素是阀门内漏，包括低旁泄漏、汽缸疏水，管道疏、高加危急放水，低加至凝汽器疏水等，降低凝汽器热负荷的主要措施是加强阀门内漏治理，通过阀门前后温度对比找出漏点，通过手动隔离，或检修时彻底处理。
凝汽器端差
凝汽器端差凝汽器压力下的饱和温度（凝结水温）与循环冷却水出温度之差称为端差。
理论上，端差越低越小，但实现困难，实际上综合循泵耗功（电）、复水器换热体积，最佳换热流速（及流量），确定出一定（4 6、6-8度）的经济控制指标。
对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。
一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出温度愈低，端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。
实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使换热条件恶化。
端差增加的原因有：①凝器铜管水侧或汽侧结垢；②凝汽器汽侧漏入空气；③冷却水管堵塞；④冷却水量增加等（增加太多，端差低了，但循泵耗电多，综合比较定35万以上4-6度，以下为6 8度为经济）。
最佳答案1.凝汽器铜管或钛管结垢、堵塞、脏污，影响换热效果。
2.汽轮机排汽温度高.3.凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低。
4.凝汽器循环水流量不足.循环水流量增大后，凝结器端差减小，循环水流量减小后，凝结器端差减大.5.凝汽器水侧上部积空气未排出。
6.凝汽器集水井水位高，淹没铜管.7.表计误差等其它原因。
以上原因均可造成凝汽器端差偏大。
真空系统严密性下降后，凝汽器的传热端差为什么增大？引起凝结器内真空下降的主要原因是：1）冷却水温由于环境温度而升高，夏天较低，冬天较佳。
2）凝汽器冷却面积污脏，影响传热效果，引起真空下降。
3 ）冷却水供水中断或水量不足引起冷却水温升高，引起真空下降。
4）由于真空系统严密性不佳或轴封供汽中断，抽气器工作失常等原因，使漏气量增加而影响排汽压力，降低真空。
5）凝汽量水位升高，使部分调管淹没而减少传热面积，进而影响真空.6）凝汽器水位过高，超过空气管.7 ）增加负荷或停用抽汽改为纯凝运行.凝汽器水侧换热面上经长时间运行会造成污垢积聚，不但恶化了真空，降低了汽轮机的经济性，而且能引起铜管的腐蚀、泄漏，威胁汽轮机的安全运行，所以在力求防止凝汽器铜管结垢的同时，还要对形成的污垢定期进行清洗.凝汽器冷却水管一般清洗方法有反冲洗法、机械清洗法、干洗、高压冲洗以及胶球清洗法。
凝汽器水位测量偏差的原因分析及处理
凝汽器水位测量偏差的原因分析及处理蔺虎（伊犁第二火电厂新疆伊犁835311)摘要：介绍了1次作为真空容器的凝汽器的水位测量偏差缺陷消除的过程。
由于常规的消缺办法无法奏效，通过观察总结出隐含规律，并依据理论分析和公式计算找出故障范围和原因，在不影响机组安全运行的基础上消除了缺陷。
关键词：真空容器；水位测量；泄漏；堵塞真空容器水位的测量容易受到测量环境的影响，是容器水位测量的难点。
发生在伊犁第二火电厂的凝汽器水位测量故障，表现为偏差时大时小，检修人员经过排查分析，最终找到问题的结症。
l 故障现象从2007年6月份起，运行人员发现1号机组凝汽器水位测量系统数值与就地玻璃管水位计不符，通常偏大～不等，100mm 300起初判断是差压变送器测量有偏差，对变送器和测量筒体进行了清洗，重新进行校验投入使用，但问题依旧。
多次现场检查，未发现变送器存在故障，甚至更换新的液位变送器，仍未解决问题。
2故障分析2．1传统的真空查漏根据故障现象，判断是测量装置或测量系统存在问题，还是整套真空系统本身存在问题。
(1)检查凝汽器水位控制系统是否正常运行凝汽器水位有一套独立的放水控制装置，正常放水由安装在凝汽器系统上的凝结水总门控制（如图一所示）。
观察发现就地玻璃管水位计显示液体同水位开关控制过程相符，当液位高至时，凝结水总mm 1200门正常开大；当液位低至时，凝结mm 500水总门关小。
整个控制过程非常有规律，不受负荷及其他外界因素的影响。
至除氧器图一凝汽器水位控制示意图(2)检查测量中可能存在的问题当水位偏差至时，对测量系统mm 300进隔绝，直接测量简体中的水位，结果发现水位确实比就地水位计高出，由此mm 300排除了变送器本身的问题，而考虑为测量系统存在问题。
(3)经验处理根据以往用差压变送器测量水位的经验，我们认为测量系统真空泄漏，以前就一直被这个问题困扰，充满测量管道内的水由于有泄漏点而被凝汽器内的真空吸掉，造成水位测量值偏大。
1000mW机组两台凝汽器水位不平衡原因的查找与分析
1000mW机组两台凝汽器水位不平衡原因的查找与分析摘要根据徐州彭城发电厂三期工程5号机组出现的两台凝汽器水位不平衡现象,笔者经过了认真的分析和研究,找出了问题发生的原因,并为机组调试、安全运行提供了参考建议。
关键词凝汽器;水位;不平衡;分析中图分类号tm2 文献标识码a 文章编号1674-6708(2010)25-0122-021现象描述2010年06月15日08:15和2010年06月17日20:20,彭城电厂5号机组两台凝汽器先后两次出现水位不平衡现象,凝汽器b水位比凝汽器a水位均缓慢高1 400mm,并维持该值不变。
严重影响机组的安全运行。
同时凝结水溶氧达到140μg/l(标准值30μg/l)。
2系统图3行参数介绍机组负荷1 000mw,凝结水泵b、c运行,凝结水泵a备用.两台凝结水泵流量2 275t/h,凝汽器真空度-92.3kpa,凝汽器正常工作水位1 650mm, 凝结水泵跳机水位值为 2 973mm。
发生偏差时凝汽器a 水位1 400mm,凝汽器b水位2 800mm,并维持1.5h稳定,由于两台凝结水泵的电流、振动正常、凝结水泵进口滤网差压和凝结水流量正常,机组未降负荷运行,但必须尽快查出原因并消除之。
4原因查找和确定现象发生后,虽然凝结水溶氧突然增大,但考虑凝汽器的真空并没有下降,查找方向从水面下着手,运行人员、调试人员、施工技术人员共同检查了下列部位:1)热井排污门dn200在排污口使用a4纸张贴附,未见纸张吸入,排除热井排污门吸入空气的可能。
2)检查凝结水泵a机械密封部位,加大调整机械密封水压力,虽然见到密封水外漏,两只凝汽器的水位仍存在1 400mm的偏差,排除凝结水泵a机械密封部位吸入空气的可能。
3)检查远传水位计的准确性。
与就地水位计比较,远传和就地水位计指示一直,排除测量不准的可能性。
4)检查水面下疏水带焊缝有无裂纹。
用肥皂泡和鸡毛弹检查,未见。
5)检查凝结水泵空气门泄漏的可能。
热控专业试题_热工自动技能鉴定_问答题
1.>什么是系统误差、偶然误差、疏忽误差?答案：系统误差是在同一量的屡次测量过程中，保持恒定或以可预知方式变化的测量误差。
偶然误差也称随机误差，在同一量的屡次测量过程中，误差的绝对值和符号以不可预定的方式变化的误差。
疏忽误差是指超出规定条件下预期的误差。
2.>常用哪些方法消除系统误差?答案：测量误差中系统误差起着重要作用，它决定测量的正确程度，系统误差有一定的规律性，要针对这些规律采取不同的实验手段予以消除，常用的方法有：(1)消除已定系统误差的方法有：①引入修正值；②消除产生误差的因素；③替代法；④换位法；⑤正负误差补偿法。
(2)消除线性变化的系统误差可采用对称观察法。
3.>自动调节系统有哪两局部组成?组成自动调节系统最常见的根本环节有哪些?答案：(1)自动调节系统由调节对象和调节装置两局部组成。
(2)组成自动调节系统最常见的根本环节有：一阶惯性环节、比例环节、积分环节、微分环节、迟延环节。
4.>什么叫智能变送器?它有什么特点?答案：智能变送器是一种带微处理器的变送器。
与传统的变送器比拟，它有如下主要特点：(1)准确度高，一般为±0.1%～±0.05%。
(2)有软件信号处理功能，线性度好。
(3)有温度、压力补偿功能。
(4)量程调节围大。
(5)可远距离传输、调整围、诊断及通信。
(6)可靠性高，维护量小。
5.>气动调节仪表有哪几局部组成?答案：气动调节仪表主要由气动变送器、气动调节器、气动显示仪表和气动执行机构组成。
6.>旁路控制系统应具有哪两方面的功能?答案：为了适应旁路系统的功能要求，旁路控制系统应具有以下两方面的功能：首先是在正常情况下的自动调节功能，按固定值或可变值调节旁路系统蒸汽的压力和温度。
其次是在异常情况下的自动保护功能，这时要求快速开启或快速关闭旁路阀门，以保护运行设备。
7.>什么叫闭环控制系统?答案：闭环控制系统即反响控制系统，是指系统的输出量对系统的调节作用有直接影响的系统。
汽轮机凝汽器最佳真空的影响因素及确定方法
汽轮机凝汽器最佳真空的影响因素及确定方法作者：郭彬来源：《硅谷》2011年第05期摘要：凝汽器真空是汽轮机运行时的一个重要参数，对汽轮机的出力与设备安全有着重要的影响。
从影响凝汽器真空的主要原因出发，结合其他的影响因素，归纳总结出确定汽轮机凝汽器最佳真空的方法。
关键词：凝汽器；最佳真空；方法中图分类号：TK242 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）0310058－011 影响凝汽器真空的主要因素在设备运转正常的情况下，凝汽器的蒸汽压力可以通过饱和温度来确定，而饱和温度又直接受到循环水入口温度、循环水温升和凝汽器端差的影响，所以，这三者是影响凝汽器真空的主要因素。
循环水入口温度主要受环境因素的影响较大，相同设备在冬天和夏天所产生的循环水温度差异非常明显。
冬天温度明显较低。
入口温度还与冷却设备有一定关系，设备越好，冷却效果越好，相应的入口温度越低。
根据凝汽器热平衡公式可以推算出，循环水温升主要取决于循环水的流量，循环水流量越小温升越高，真空越低。
而现实生产中，循环水量主要由循环水泵决定，与循环水泵的流量和并联台数密切相关。
凝汽器端差是凝汽器内汽轮机排汽压力对应的饱和温度与循环水出口温度之差，根据凝汽器热平衡公式可以推出，凝汽器端差主要受凝汽器传热系数、循环水量和排气量的影响，凝汽器传热系数越高，凝汽器端越小，真空越高。
一切影响凝汽器传热系数的因素都将影响真空数。
2 影响凝汽器最佳真空的因素传统的最佳真空就是指，改变循环水量使机组电功率的增加值与循环水泵所耗功率的增加值之间的差值达到最大时所对应的真空。
而忽略了循环水费用、循环水最小流速、凝汽器脏污程度、真空泵损耗功率等带来的影响，从而使得算结果与现实理想结果产生偏差。
2.1 循环水费用的影响根据传统的最佳真空确定方法而推算出的最佳循环水量，虽然考虑了输送循环水过程中所产生的设备点功率消耗，实现了循环水系统的经济优化，但在循环水运行费用上，没有考虑水资源的消耗，以及对河流大气造成的环境污染问题。
汽轮机常见技术问题及处理方法
凝汽器真空低故障综合诊断
凝汽器真空低故障综合诊断摘要:凝汽器是汽轮发电机组的一个重要的辅助设备,凝汽器运行情况好坏直接关系到汽轮机组的安全经济运行。
因此,各部门十分重视对凝汽器故障的诊断分析和及时处理。
关键词:蒸汽参数变化汽轮机经济性影响由于设计、安装、检修、运行等各方面的原因,汽轮发电机组在运行过程中时常出现真空偏低的现象。
凝汽器真空下降后,使机组的排汽压力、排汽温度升高,降低了机组的经济性;严重时,由于排汽温度过高,导致低压排汽缸变形,引起机组振动,有时甚至需要减负荷或停机。
因此,必须运用先进的诊断技术,及时诊断机组真空偏低的原因,及时采取相应措施,提高机组运行的安全性和济经性。
本文分别阐述了用模糊诊断方法和故障诊断方法来诊断凝汽器故障的原因、方法并把两种方法结合起来,取长补短,利用模糊数学诊断方法。
首先确定几种影响凝汽器故障的主要因素,然后利用故障树方法进一步确定影响凝汽器真空下降的最主要因素然后针对这一主要影响因素采取相就措施,保证机组的安全经济运行。
汽轮机凝汽器真空状况不但影响机组运行的经济性,往往还限制机组出力。
在火力发电厂中应把汽轮机凝汽器真空问题作为重要的节能方式加以研究。
根据各厂的具体情况,制定出提高真空的切实可行措施,以保证机组的安全经济运行。
1 凝汽器真空下降的原因及其排除方法能引起凝汽器真空下降的原因可分以下四项:循环水中断或减少;凝汽器空气抽出设备及其系统故障;系统漏空气;凝气器汽侧满水等。
引发这些原因的因素很多,如:(1)循环水中断或水量减少;(2)凝汽器空气抽出设备及其系统故障;(3)凝汽器水位升高;(4)真空系统漏空气。
2 提高汽轮机真空的主要措施汽轮机真空下降的故障不但为电厂所常见,而且情况多种多样。
这种故障有时比较温和,在不知不觉中不断发展,有时又发生得十分突然而且凶猛。
对汽轮机真空下降的处理应分外谨慎:(1)在针对现象查找并消除原因的过程,严密监视真空变化情况,并及时向上级汇报,随时准备真空降到规定值后按规定减负荷或停机,在真空快速下降时这一点尤为重要。
汽轮机额定背压的偏差问题和对策(蒋寻寒)分解
汽轮机额定背压的偏差 问题和对策
蒋寻寒 安徽省电力科学研究院 2012年12月 宁波
设置额定背压的意义
背压是极为重要的参数。设置额定背压的目的有三： ★ 优选汽轮机排汽面积，使机组投产后能耗降低。 ★ 评价汽轮机性能的必要条件。热力试验中必须进行 参数修正。 ★ 和统计平均值对比，判断汽轮机冷端设备状态和运 行操作水平。额定背压应能反映汽轮机的真实背压条件
加能耗 。适合较高的循环水温条件。
• 亚临界、超临界600MW级别机型改造，需要考虑2座低 压缸分别采用1000mm和900mm末叶。 • 国内大力发展600MW级别机组，并非最佳选择
• 国内400余台600MW级别湿冷汽轮机，正是因为低压 缸可以有差异较大的不同选择，因此额定背压偏离，
造成其中大部分的排汽面积和冷端设备容量配置不平
压5.2 kPa，记为Pn，则设计院的计算结果可能是5.1
kPa，甚至4.9kPa，留了余量。 • 我们从4.9 kPa开始，逐项额定背压计算流程中忽略的 因素和影响。
• 填料热力特性是在模型塔上获得的，工作条件优
于实际塔，冷却数结果偏大，因此出塔水温计算
值偏低，背压结果相应至少偏低0.2 kPa。
结 论
• 由于计算流程中忽略了很多因素，国内火电机组汽轮机
额定背压值往往偏差较大，不够客观，既可能干扰汽轮
机排汽面积优化配置，也影响对机组的能耗评价，造成 的损失是相当大的。设计院的计算流程需要改进。这里
凝汽器水位测量失真原因分析及处理
决问题。 后来通过分析Ｄ Ｓ Ｃ 历史 曲线 ， 发现异常波动 与凝 汽器 补水 门的开 启 、 闭有 直接 关 系 。将测 点 关 改在 就地 水位 附 近后 解决 了水 位 波动 问题 （ 改变 测
作者简介： 武
新 （９８ ， ， １６ 一） 男 河北张家口人 ， 从事技术管理工作。
性， 还要 了解 被控 对 象 的状 况 ， 除 测 量点 周 围 的 排
可 能 的泄 漏 点 ， 用 这 种 方 法 查 漏 对 管 路 污 染 较 但
大 。如 某 １０ ＭＷ机组 由 于 厂供 针 形 阀质 量太 差 ， ３
试 运 过 程 中负 压 部 分 的测 量 系 统 （ 凝 汽 器 到 低 从 压 加 热 器 ） 无 法 满 足 测 量 要 求 ， 在 不 规 则 的 都 存
部结 构 的完 整性 和严 密性 在外 部检 查无法 确定 原
各 种非 正常 因素 的影响 ｌ 】 Ｉ 。
２２ 施工原 因 ．
要把一个好的设计意图付诸实施 ， 还要有一系
列 的物质 和人 员保 障。施 工 阶段 可 能产生 的 问题较 多 ， 主要 表 现和处 理方 法为 ： 其
（ ）施 工技 术 人 员对 测 量装 置 了解 不 充 分 ， １ 造 成测 量基 准发 生偏 差 ， 现 为测量 值 始终 与 就地 水 表
维普资讯
凝汽器水位测量失真原因分析及处理
武 新
（ 西北 电力建设 第一 工程 公 司 ， 西 渭 南 陕
● 摘
７４０ ） １０ ０
要： 凝汽器是火力发 电厂 中汽机侧 的一个重要设备， 它的液位也是一个非常重要 的参数。 由于凝汽器液位测 ●
汽轮机凝汽器真空保护问题分析及优化
汽轮机凝汽器真空保护问题分析及优化发表时间：2018-09-28T16:44:56.063Z 来源：《防护工程》2018年第10期作者：潘帅[导读] 将参与保护的取样管与性能试验测试用的取样管混用，导致在一次性能试验中误拧松试验用真空压力变送器接头，导致取样管漏入空气，真空保护误动作引起机组跳闸的过程，并对该厂凝汽器真空引压管重新合理布置，消除隐患，杜绝类似问题再次发生。
潘帅茂名臻能热电有限公司广东茂名 525000摘要：本文主要分析某厂600MW机组凝汽器真空引压管布置不合理，将参与保护的取样管与性能试验测试用的取样管混用，导致在一次性能试验中误拧松试验用真空压力变送器接头，导致取样管漏入空气，真空保护误动作引起机组跳闸的过程，并对该厂凝汽器真空引压管重新合理布置，消除隐患，杜绝类似问题再次发生。
关键词：凝汽器真空；取样管；保护一、前言及机组概况某厂汽轮机为超临界压力、一次中间再热、冲动式、单三缸四排汽、抽汽凝汽式汽轮机，型号为：CC600/523-24.2/4.2/1.0/566/566，凝汽器型式为双背压、双壳体、单流程。
当汽轮机排气进入凝汽器凝结为水时，比容骤减，体积大大缩小，所以在被蒸汽充满的凝汽器封闭空间内形成高度真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀做功到最低压力，增大蒸汽焓降，提高循环热效率。
为了稳定真空，由真空泵抽出空气和少量未凝结的蒸汽混合物。
真空越高，排气温度越低，汽轮机热效率越高，当然真空也不是越高越好，真空过高，排气温度降低导致湿气增大，末级叶片水蚀加剧，低压缸中心产生偏移，机组振动大，一般控制在-95KPa。
真空过低，会使机组超负荷运行，汽轮机效率降低，推力轴承乌金磨损，机组正常中心被破坏，产生较大的振动，叶片断裂，危及汽轮机运行安全，所以要设置凝汽器真空LL保护。
二、保护设计600MW机组汽轮机真空保护包括高背压凝汽器真空LL保护和低背压凝汽器真空LL保护两路信号，两路信号任何一路触发，则AST电磁阀失电动作停机，发“凝汽器真空LL保护动作”信号。
概述汽机运行中上下缸温差大的问题及应对策略
概述汽机运行中上下缸温差大的问题及应对策略作者：宗振亚来源：《城市建设理论研究》2014年第03期摘要：某电厂350MW机组中高压缸上下缸温差大问题一直存在，且呈不断增大的趋势，影响机组的安全运行。
对此经过分析研究，认为是由于阻汽片阻隔、平衡活塞汽封漏汽、插管密封薄弱、导管疏水结构不合理等综合因素作用二造成温差大的结果。
采用改进拆除阻汽片、平衡活塞汽封、更换修理插管密封等措施，取得了显著的效果。
关键词：350MW机组；上下缸温差大；对策中图分类号：TM62 文献标识码：A一、引言在热力发电厂的整个体系当中，疏水系统、汽封系统是发电厂整体性热力系统当中不能缺失且十分重要的组成部分，并且对发电厂的经济、安全运行有着非常重要的影响。
如果接入疏水系统的方式不恰当，轻则能够引发水击、震动等事故，严重的甚至能够造成管道或者是设备的损坏，在汽轮机疏水过程中由于疏水不顺畅而导致的事故在国内已经发生了很多起，大轴弯曲等严重的事故也曾经出现过。
二、设备概况某发电厂汽轮机组系某制造厂引进美国技术生产的N350型亚临界、中间再热、单轴双排汽，凝汽式机组。
机组投产初期，高压缸中部上下缸温差50-65℃之间，且下缸温度较上缸温度高。
随着时间的推移，高压缸中部上下缸温差呈不断扩大的趋势，最高曾达到97℃。
在切顺序阀运行时，由于工况的变动，上下缸温差达到90℃左右，直接导致机组无法切顺序阀运行，影响机组的安全经济运行。
上下缸温差设置检测点的目的，是为检测汽缸进水，一般是较上缸下缸温度低，但350MW、600MW机组引进美国技术制造的均表现的是下缸温度高。
据统计，已投产的多台同型350MW机组中，大多在40-70℃之间温差，其中三台机组温差在30℃以下，有四台机组达到80℃以上。
制造厂不超55.6℃的要求上下缸温差，过大的温差不仅影响汽缸进水检测，而且还会造成动静碰磨、汽缸变形、螺栓拉断、汽缸漏汽等异常情况，给机组的安全运行带来严重影响。
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汽机
综合方法解决凝汽器端差大问题
潘富停 陈长利 高 鹏 张俊杰 闫宝铨
467021；
（平顶山平东热电有限公司 中电投河南公司技术中心
河南 河南
平顶山 郑州
450016）
【摘
要】凝汽器设备的工作性能直接影响到整个汽轮机组的热经济性和安全性。本文主要根据凝汽器特性
图1 凝汽器运行特性监督曲线
凝汽器运行监督曲线分析：1.#6 机运行曲线 AB 段斜率较设计趋势线增大，#7 机基本平行，说 明#6 机循环水量减少或凝汽器排汽量增加，循环水温升增加，#7 机循环水量或排汽量正常；2.#6 机 BC 段斜率较设计值显著增大，表示端差上升，传热性能恶化，冷却管脏污或真空泵工作不正常， #7 机凝汽器传热性能差于设计值但优于#6 机；#6、7 机 CD 段斜率接近设计值，表示过冷度正常， 真空严密性基本正常。 分析结论：1.#6 机凝汽器循环水量不足或排汽量偏大；2. 6 机凝汽器传热性能恶化，冷却管脏 污。 2.2 热平衡方法计算分析
计算和热平衡理论，并通过实例分析判断出故障点部位并得到处理。
【关键词】真空系统 端差 温升 真空度
0 引言
平顶山平东热电有限公司#6、7 机是系哈尔滨汽轮机厂生产的 N210/C140-12.75/535/535 型超 高压一次中间再热机组，2006 年投产。#6 机组自 2011 年进入采暖期后，带供热量约 250 吨/小时， 凝汽器真空偏低，端差一直超过 8℃，甚至达到 12℃，真空严密性试验数据 210-265Pa/min，先后 凝汽器停半边清理、二次滤网清理和调整循环水量等措施，凝汽器端差始终不能达到预期值，真空 度也一直较同负荷下同类型机组的#7 机偏低约 2%，严重影响机组的经济性和安全性，为了确定#6 机端差大的原因，通过用凝汽器运行监督曲线和热平衡计算分析方法等进行了综合分析，找到了端 差大的原因。
3 结束语
1）凝汽器运行监督曲线是分析凝汽器工作性能的重要手段，凝汽器性能计算尤其是凝汽器特性 分析，可以在机组运行中通过计算确定问题发生的具体原因，为检修准备和缩短工期创造条件。 2）热平衡计算在运行分析和节能诊断中，分析一些隐性问题具有重要的意义，它不仅可以分析 通流部分级间效率，同时还可以分析各级回热抽汽、加热器状态等是否正常，为机组级别检修和节 能增效提供重要依据和方向。 3）合理使用胶球清洗装置，胶球清洗冷却水流量和流速的合理调整保持凝汽器管壁和水侧的清 洁度。胶球连续清洗是清洗钢管内的沉积物，防止结垢、降低凝汽器端差，提高真空最有效措施。
1 凝汽器冷端情况
机组凝汽器为单壳体双分流、表面式、全焊结构，冷却水的流动为双进双出，流经两个前水室 和两个后水室。设计冷却面积 12000m ，冷却水量 26240t/h，冷却水温 20℃，冷却水设计流速不大 于 2.3m/s，纯凝工况下设计排汽量 418.84t/h，换热管规格φ22×0.5 共 16120 根，φ22×0.7 共 2206 根， 设计背压 5.4kPa。 循环水采用带冷却塔的闭式循环供水方式， 每台机配两台双速循环水泵， 冬季采暖期采用低速运行方式，非采暖期采用高速运行方式。两台机循环水可以通过上水联络门进 行联通和隔离运行。 （1）两台机组在同负荷下，#6 机真空值为-91.85kPa, #7 机真空值为-93.71kPa； （2）运行方式：两台机均为冬季运行模式，各一台真空泵运行，循环水泵三台低速运行。#6、 7 机循环水进、出口母管分别联通。启动#6 机第二台真空泵，真空无明显改善。 （3）#6 机真空系统严密性试验两次，分别为 210Pa/min 和 265Pa/min，由于在采暖期机组带供 热运行，凝汽器排汽量偏少，负压区扩大，此数据属正常值。
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（1）
（2）
在 6 机凝汽器循环水量不足或排汽量偏大的热平衡计算中，发现热平衡计算结果出现一个显著 异常的现象：#6 机计算电功率比实际功率小约 5.5MW，#7 机计算电功率比实测电功率偏大约 6MW， 全厂总功率与实测电功率基本一致。针对此异常现象，结合两台机组采集数据找到以下相关情况： （1）在#7 机主汽量较#6 机偏小的情况，#7 机再热压力为 2.3MPa，而#6 机仅 2.08MPa； （2）低压除氧器对#6、7 机除氧器补水不均匀； （3）#7 机高、中、低缸效率均高于#6 机； 综合上述特殊变化，通过两台机系统对比发现在辅汽系统和供热系统有蒸汽联系，供热系统已 分析计算，但在辅汽系统存在隐性蒸汽互通情况。由于#7 机经过通流部分改造后，径向间隙较小， 高缸效率高，且在主汽参数高于#6 机的前提下，在高排压力也高于#6 机，在此运行方式下，#7 机 冷再通过辅汽系统除向轴封供热外，还向#6 机高压除氧器补汽，排挤了#6 机除氧器抽汽，使这部分 蒸汽进入#6 机后面进行做功，最后排入凝汽器，使#6 机凝汽器实际蒸汽负荷偏大，经计算约为 20 吨/小时（如图 2） 。
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全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十二届年会论文集
汽机
通过汽轮机热平衡计算出一定电负荷和热负荷情况下的凝汽器排汽量，循环水量可以利用已知 数据通过凝汽器热平衡计算式（1） ，也可以通过循环水泵功耗和循环水泵效率、管道效率计算式 2 得出，其结果是基本一致的。
D zq (hs hc ) Kt m A Dw (t w 2 t w论》林万超,西安交通大学出版社 1994 [2] 《火力发电厂节能技术及其应用》李青 高山等 中国电力出版社 2007
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图2 #6 机除氧器运行情况
经热平衡计算，#6 机在蒸汽负荷额外增加，最终使#6 机真空相比#7 机偏低约 0.5kPa。经系统 调整后，真空改善。
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全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十二届年会论文集
汽机
2.3 凝汽器清洁系数计算分析 凝汽器的总传热系数 K 按式 3 计算
K
2 凝汽器真空诊断及处理
首先通过凝汽器运行监督曲线反映了问题存在的大致方向，再通过热平衡计算和凝汽器的清洁 系数计算，具体分析是循环水量不足还是排汽量大、传热恶化是冷却管脏污还是真空泵工作不正常 等，采取相应措施后解决了 6#机凝汽器真空低问题。 2.1 凝汽器运行监督曲线分析 #6、7 机凝汽器运行监督曲线如图 1 所示：
D zq (hs hc ) A t m
（3）
根据美国传热学会公式结合别尔曼公式，凝汽器清洁系数可以用式 4 表示。
c
K C t m v w
表1 凝汽器实际清洁系数
#6 机 0.57 #7 机 0.61
（4）
项目 ζc
正常范围 0.8-0.9
表 1 数据显示，两台机清洁系数均较正常值偏低，说明两台机清洁度均较差，但同条件下#6 机 清洁系数比#7 机低约 6%。相当于正常条件下传热面积减少 6%。 2012 年 6 月份，在#6 机停机备用时根据上述分析对凝汽器水侧进行了检查：1）对凝汽器 A、B 侧钢管进行高压水冲洗，上部钢管冲洗出较多的垢渣，钢管内部结垢较严重，约占总管数的 3%。2） 部分钢管内堵塞有胶球，堵塞量约占总管束数的 3%，分析主要是在冬季采暖期期间，由于循环水泵 改低速后，循环水流速过低，部分胶球卡在冷却管中。 通过上述处理后#6 机组真空同修前相比真空提高约 1.5kPa, 端差由的 3.5℃降至 2.2℃
2
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汽机
（4）#6 机胶球系统正常投入运行，收球率略偏低在 92%左右，2 月份换金刚砂球，效果无显著 变化。 （5）2 月份调整两台机组循环水量即在总循泵台数不变的条件下，增大#6 机循环水量，减少#7 机循环水量，#6 机真空度略有改善，但#7 机真空度有所下降。 （6）调整和检查汽封压力略大于正常维护值，真空值无变化。 （7）就地检测凝汽器循环水出水温度发现循环水排水管温度分布不均，不同位置存在温差，判 断有温度分层现象。