某600MW机组高、低旁系统

旁路系统维修1.前言本公司生产200MW、300MW和600MW机组配套旁路系统装置及主蒸汽、高、低压阀门、疏水阀、调节阀等。

我们成功开发600MW亚临界机组旁路系统装置和660MW超临界机组旁路系统装置已投入运行且性能稳定。

2旁路系统用途：该旁路系统装置采用高、低压两级串联形式，广泛使用于汽机冷、温、热和极热态启动，能协调锅炉所产生的蒸汽量与汽机用汽量之间的不平衡及改善机组启动与负荷特性，能适应机组的定压及变压运行两种工况。

当电网事故跳闸后，能够维持低负荷运行。

3. 旁路系统功能一、改善机组的启动性能机组在各种工况下（冷态、温态、热态和极热态）用中压缸启动时，投入旁路系统控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空气中排放，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。

并按照机组主蒸汽压力进行自动调节，直到主汽压力恢复正常值。

二、超压安全保护的功能当机组跳闸，自动主汽门突然关闭时，锅炉产生的大量蒸汽无处排放以及高压缸无排汽则会导致锅炉的再热器干烧。

为保证再热器的不干烧，当自动主汽门关闭时，高压旁路蒸汽减压阀快速开启，高温高压的蒸汽（30-40%）经由该阀从高压缸排汽管道流入再热器，可保护布置在烟温较高区的再热器，以防烧坏。

由再热器加热后的蒸汽，经过已开启的低压旁路的蒸汽减压阀减温减压后排到凝结器。

同时使停机不停炉得以实现，为机组的迅速恢复提供了可能。

当电网或机组故障跳闸甩负荷，主蒸汽压力超过设定值时，旁路装置快速打开，实现了带厂用电或空转或停机及维持锅炉最小负荷运行功能，使机组能随时重新并网恢复正常运行。

三、调节负荷旁路能适应机组定压运行和滑压运行两种方式，当汽机负荷低于锅炉最低稳燃负荷时（不投油稳燃负荷），通过旁路装置的调节，使机组允许稳定在低负荷状态下运行。

机组减负荷期间，用低压旁路装置调节各种负荷下中压缸入口相应的蒸汽压力。

旁路系统在机组启动和接带负荷以及RB、FCB时投入使用，以缩短起动时间和维持机组稳定和安全运行。

600MW汽轮机设备及系统学习考试题一.填空题：（每空1分，共30 分）1.火力发电采用大容量（300MW以上）和超临界技术是提高汽轮发电机组经济性的有效手段，已经被世界上先进国家广泛采用。

与同容量亚临界火电机组相比较，超临界可提高效2％－2.5％，超超临界机组可提高效率约5％。

2.VWO为调节阀全开工况，指汽轮机在调节阀全开通过计算最大进汽量并在最大连续功率（MCR）定义条件下的工况。

此时发电机端输出的功率称阀门全功率，其进汽量应为TRL 所发功率进汽量的1.05倍，此工况功率应为能力工况功率。

3.600MW超临界汽轮机的高中压汽缸采用高中压汽缸合缸的结构，高中压缸多设计成双层缸结构，是为减小汽缸应力增加机组启停及变负荷的灵活性。

4.滑销系统一般由立销、纵销、横销、角销等组成。

立销是导引汽缸沿垂直方向自由膨胀；纵销是引导汽缸和轴承沿轴向自由膨胀；横销是引导汽缸横向自由膨胀；角销也称压板，是防止轴承在轴向滑动时一端翘起。

5.600MW超临界汽轮机轴封系统多采用自密封系统。

6.600MW超临界汽轮机组表面式加热器均采用疏水逐级自流的方式，不设置疏水泵。

7.600MW超临界机组设置的辅助蒸汽联箱，其设计压力为 0.8－1.3Mpa Mpa，设计温度为300－350℃。

8.600MW超临界汽轮机组真空泵的典型配置是每台汽轮机配置三台50％容量的真空泵组，正常运行时两台运行，一台备用，可维持系统真空。

9.每个高压加热器的工作部分都分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段。

10.600MW超临界机组用凝结泵一般采用地坑立式外筒型多级空间导叶离心泵。

11.600MW超临界机组给水泵的典型配置由两套容量为50％汽动泵组和一套容量为 30％的电动调速给水泵组成。

其中汽动泵为经常运行（也称主给水泵），电动泵备用。

12.按主轴与其他部件间的组合方式，汽轮机转子可分为套装转子、整锻转子、焊接转子、组合转子四大类，600MW机组一般采用整锻转子转子。

第二卷合同附件目录附件1 设备技术规范 (1)附件2 合同供货范围 (13)附件3 合同价格表 (16)附件4 设备交货进度 (20)附件5 技术资料及交付进度 (21)附件6 设备包装与运输 (23)附件7 分包与外购部件 (24)附件8 技术服务与联络 (25)附件9 设备监造与检验 (28)附件10 性能验收试验 (29)附件11 履约保函 (30)附件1：技术规范1 总则1.1 本技术协议适用于华能沁北电厂一期工程2×600MW机组的高压旁路和低压旁路装置的有关阀门、阀门的驱动装置及其它辅属设施。

它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求作出详细规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。

卖方应保证提供符合本技术协议和相关的国际、国内工业标准的优质产品。

1.3 如买方有除本技术协议以外的其他要求，应以书面形式提出，经买卖双方讨论、确认后，载于本技术协议。

1.4 本技术协议所引用的标准若与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。

1.5 本技术协议经买卖双方共同确认和签字后作为订货合同的技术附件，与订货合同正文具有同等效力。

1.6卖方对高压旁路和低压旁路装置的成套系统设备（含辅属系统与设备）负有全责，即包括分包（或采购）的产品。

分包（或采购）的产品制造商应事先征得买方的认可。

1.7 在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求。

1.8 产品应在同容量机组工程或相似条件下有1－2台运行并经过两年，已证明安全可靠。

2 设计与环境条件2.1 工程条件及设备运行环境厂址：沁北电厂地处河南省济源市五龙口镇境内，位于郑州市西北140公里，洛阳市东北80公里，焦作市西50公里，北倚太行山，与山西省互倚相望。

2.1.1 气象条件多年平均大气压999.9hPa多年极端最高气温43.4℃多年极端最低气温-20℃多年平均相对湿度67%室内温度0～40℃2.1.2 地震动峰值加速度：a=0.08g2.1.3 电厂海拔：海拔标高为184.5m(汽机房零米)2.2 设计条件2.1 锅炉技术参数锅炉型号：DG1900/25.4-II1制造厂商：东方锅炉（集团）股份有限公司燃料：晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混合煤种锅炉最大额定出力（BMCR）：1900t/h锅炉最低稳燃负荷：45%BMCR过热蒸汽流量（BMCR/BRL）：1900/1807.9 t/h过热蒸汽压力：25.4MPa(g)过热蒸汽温度：571℃再热蒸汽流量（BMCR/BRL）：1607.6/1525.5 t/h 再热蒸汽进口压力(BMCR/BRL)：4.71/4.47MPa(g)再热蒸汽进口温度(BMCR/BRL)：322/316℃再热蒸汽出口压力(BMCR/BRL)：4.52/4.29MPa(g)再热蒸汽出口温度(BMCR/BRL)：569/569℃给水温度(BMCR/BRL)：284/280℃2.2 汽轮机技术参数（VWO/TRL工况）型号：N600-24.2/566/566制造厂商：哈尔滨汽轮机有限责任公司最大功率（VWO）：665.7MW铭牌功率：（TRL）600MW主汽阀前压力：24.2/24.2MPa（a）主汽阀前温度：566/566℃主蒸汽流量：1900/1807.902 t/h再热蒸汽流量: 1607.574/1525.463 t/h再热主汽阀进口压力：4.33/4.11MPa（a）再热主汽阀进口温度：566/566℃高压缸排汽压力： 4.81/4.56MPa（a）高压缸排汽温度：369.1/367.1℃凝汽器背压(按平均背压计算)：kPa(a） 4.9/11.8凝汽量：1081.515/1038.82 t/h2.3 旁路喷水减温水源高压旁路：取自高压给水，水压：设计37MPa(g), 正常32.0MPa(g)，水温:191.7℃低压旁路：取自凝结水；水压：设计4.0MPa（a），工作2.8 MPa（a）,水温：49.1℃2.4 旁路系统设计原则2.4.1 本工程机组在电网中带基本负荷并满足调峰要求。

工 程 技 术汽轮机旁路系统已经成为大容量单元制、再热机组热力系统的重要组成之一。

它可以适时地平衡锅炉的产汽量和汽轮机的耗汽量,稳定锅炉和汽轮机的运行。

现在大型单元机组都采用高、低压两级串联的旁路形式。

高旁压力控制系统具有启动、溢流、安全功能。

在机组启动过程中,配合锅炉点火、升温升压,配合汽机暖机、冲转、升速、并网、带负荷,加快机组启动速度。

在升压过程、或正常运行阶段,起到安全溢流作用,当汽压变化过快时,打开旁路调节阀,快速恢复压力,避免安全门频繁动作。

当汽机跳闸时,旁路调节阀快开,起到安全泄压作用。

对于一次中间再热机组,多采用一级大旁路和高、低压串联的二级旁路系统。

1 旁路系统的主要功能及历史汽轮机旁路系统是为汽轮机提供提供的一条旁路通道,用它来适时地平衡锅炉的产汽量和汽轮机的耗汽量,稳定锅炉和汽轮机的运行。

汽轮机旁路系统首先用于欧洲的直流炉中,20世纪80年代前,几乎所有的欧洲国家均使用了高低压汽轮机旁路系统,包括汽包炉。

高压旁路把来自锅炉过热器的蒸汽排到再热器;低压旁路把再热器的蒸汽排到凝汽器。

现今高参数、大容量带中间再热的汽轮发电机组,都配置了功能完善的旁路系统,旁路系统对提高机组运行的安全性和经济性起着重要的作用。

汽轮机旁路系统有多种构成形式:高压旁路串联低压旁路,再并联大旁路的三级旁路;高低压两级串联旁路;一级大旁路等等。

现在大型单元机组都采用高、低压两级串联的旁路形式。

高压旁路连接主主蒸汽管道和再热器入口管道(再热器冷段),可以使流经高压汽轮机(高压缸)的蒸汽旁路。

低压旁路连接再热器出口管道(再热器热段)和凝汽器,旁路流经汽轮机中、低压缸的蒸汽。

高压旁路系统布置有高压旁路减压减温站(高压旁路减温减压阀)、高压旁路喷水控制阀、高压旁路喷水截止阀等。

低压旁路系统布置有低压旁路站,由低压旁路减压阀、低压旁路截止阀、低压旁路喷水控制阀以及低压旁路减温器等组成。

根据各机组的不同情况,汽轮机旁路系统的容量有多种选择,300MW及以上的单元机组旁路系统多采用30%～40%旁路容量系统,如郑东新区热电厂就采用30%B-MCR容量的两级串联旁路加三级减温的旁路系统。

600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程〔试行〕某某国华台山发电某某公司2002年12月前言本规程依据制造厂说明书、某某资料与部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。

本规程和《电气运行规程》、《锅炉辅机规程》、《汽机辅机规程》、《试验规程》配合使用。

在编写此规程中，由于局部技术资料欠缺与机组未经生产调试，其中局部内容尚不完善，有待根据现场执行情况进展完善修改。

本规程由总工程师批准后执行。

如下人员应熟悉本规程：总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助理，专业专工。

如下人员应掌握并执行本规程：发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人员。

编写：目录1.汽轮机设备概述 (1)2.汽轮机设备规X与技术参数 (5)2.1主要技术规X〔THA工况〕 (6) (6)各种工况下抽汽参数值 (8) (9) (9)3.汽轮机主要控制和调节系统 (10)3.1 协调控制CCS…………………………………………………113.1.1CCS的主要功能 (11)3.1.2CCS的运行方式 (11)3.2 数字电液调节系统DEH………………………………………113.2.1 DEH的主要功能 (11)3.2.2 DEH的运行方式选择 (11)3.2.3 DEH的控制方式选择 (11)3.2.4 TSI监视仪表 (12)3.2.5 ETS危急跳闸装置 (13) (13)4.1 超速与跳机保护 (13)4.2 各项联锁保护 (13) (13)5. 汽轮机启动 (13) (13) (14)5.1.1 启动要求 (14)5.1.2 禁启条件…………………………………………………5.1.3 主要控制与调节装置5.3启动前的联锁、保护传动试验…………………………………5.3.1 试验规定……………………………………………………………………………………………………………………………………………5.4 启动前检查准备……………………………………………5.4.1 启动前的检查………………………………………………5.4.2 系统投入……………………………………………………5.5 冷态启动 (高压缸启动不带旁路)…………………………5.5.1 汽轮机冲转前准备…………………………………………5.5.2 汽机冲转条件……………………………………………5.5.3汽机冲车、升速、暖机………………………………………5.6 并网后的检查与操作…………………………………………5.6.1 并网后的检查………………………………………………5.6.2 带初始负荷暖机……………………………………………5.6.3 升负荷操作…………………………………………………5.7 热态启动………………………………………………………5.7.1 启动参数选择………………………………………………………………………………………………5.7.6 发电机并网与带负荷………………………………………6. 正常运行与维护6.1 正常运行限额6.4 正常维护与试验6.4.1 日常检查项目6.4.2 定期试验6.4.3 主要转机定期切换试验6.5 非设计工况运行7. 汽机停运7.1 停运前的准备7.2.1 确认运行方式7.2.2 减负荷方式与操作7.2.3 解列停机7.2.4 汽机惰走8.9. 事故处理…………………………………………………9.1.1 事故处理导如此………………………………………………9.1.2 破坏真空停机条件与处理…………………………………9.1.3 紧急停机条件与处理………………………………………9.1.4 申请停机条件………………………………………………9.2 汽机异常运行、常规事故处理………………………………9.2.1 水冲击………………………………………………………9.2.2 机组振动大…………………………………………………9.2.3 轴向位移大……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………9.2.7 主汽、再热汽汽温异常……………………………………9.2.8 润滑油系统异常……………………………………………9.2.9 EH油系统异常……………………………………………9.2.10 油系统着火………………………………………………9.2.11 DEH异常…………………………………………………9.2.12 定子水箱水位异常………………………………………9.2.13 定子水导电率异常………………………………………9.2.14 发电机氢系统着火………………………………………1.汽轮机设备概述首期两台600MW汽轮机为某某汽轮机某某(按照美国西屋技术)生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，凝汽式汽轮机，型号是N600-16.7/537/537，最大功率634MW〔VWO工况〕，具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节〔DEH-ⅢA〕系统。

火电厂600MW机组低旁阀内漏的原因分析及解决对策摘要：本文针对600MW机组汽机低旁阀频繁内漏的状态，结合低旁阀解体后设备损坏的实际情况，最终提出加装预启阀和改造密封面结构形式的可行性方案，提高了机组运行的安全经济性。

关键词：低旁阀；预启阀；密封面结构形式；安全经济性引言某厂600MW机组采用高低压二级旁路。

高压旁路是汽轮机高压缸的旁路，它位于主蒸汽管与再热器进口冷段管之间，高压旁路容量为30%额定蒸发量（300T/h），由给水泵引出减温水，通过高压旁路减温减压器把蒸汽从24.2MPa、566℃减温减压后送至再热器。

低压旁路是汽轮机中低压缸旁路，它位于再热器出口热段管与凝汽器之间，接受来自热段蒸汽在进中压联合汽门前的热段管道上引出一路并分为两路通过低压旁路阀进入凝汽器。

四台低旁阀从试运至今多次发生内漏现象，虽然采取了很多办法进行处理，但一直未得到很好的解决，低旁阀的严重内漏使再热蒸汽未经中、低压缸做功直接排入凝汽器，使机组发电功率减少，热耗率相应上升，对凝汽器管束造成热冲击，加速设备损坏，因此，对于600MW机组汽机低旁阀内漏的原因分析及解决对策的研究是非常具有现实意义的。

1、低旁阀内漏的弊端1.1机组的低旁阀后管道材质普遍为碳钢管道，阀门发生内漏后，管道长期处于超温运行，使得金属蠕变速度加快，持久强度降低。

更有甚者，还会导致管道材料的蠕变裂纹的出现；1.2低旁阀泄漏的高温蒸汽，在没有被喷水减温情况下直接进入凝汽器，增大了对凝汽器的热冲击，容易引起凝汽器内部构件及换热管的损坏；1.3低压旁路系统中的内漏，使高品质蒸汽在运行过程中，没有做功直接排人凝汽器，影响了机组的真空度，长期如此，对机组经济性影响的是相当可观的；1.4低旁阀的长期泄漏，致使高温蒸汽冲刷阀门本体，容易造成阀座、阀芯的损坏，造成材料备件的消耗。

2、低旁阀内漏的原因分析从人、机、料、法、环五个方面对影响低旁阀内漏的因素进行了综合、全面的分析，得出七条影响低旁阀内漏的因素，针对七条影响的因素，一一制定措施并在检修工作中落实。

汽轮机低压旁路阀门故障分析与处理李樊摘要：汽轮机低压旁路阀门是控制再热蒸汽进入凝汽器的重要设备，为满足机组启停、事故处理及其它特殊运行条件下，解决低负荷运行时机炉特性不匹配的矛盾，对于调控机组安全稳定运行有着重要意义。

某600MW燃煤机组在甩负荷试验时，多次出现汽轮机低压旁路阀门卡涩故障，经分析，油动机处理不足是阀门故障主要原因。

经过多次对阀门进行改造，阀门卡涩故障得以解决。

关键词：汽轮机；低压旁路阀；阀门卡涩；阀门改造1、低压旁路阀的简介越南沿海一期工程,每台机组配置一套高低压二级串联旁路装置，汽机旁路系统采用高、低压串联旁路，其中高压旁路容量按锅炉最大连续蒸发量的60%设置，低压旁路容量按锅炉最大连续蒸发量的60%流量加上高旁减温水流量设置。

旁路系统除满足机组启停等功能外，还需满足当机组满负荷时，突然甩负荷的情况下，能实现带厂用电FCB运行两小时。

低压旁路阀由德国BAMAFA制造，型式为角型，型号为BMF-4，驱动方式为液动，失动力后阀门状态为关闭，材质为WC9。

设计参数为阀前3.7MPa，阀后为0.7MP。

液动执行机构由ASFA制造，型号为CD250C 150/45X 200DBUW。

设计油压13MPa，作用力98KN。

2、故障概述与分析2.1故障概述2015年6月4日，在1#机组进行75% RO甩负荷试验时，入口蒸汽压力在达到3.3MPag时，A低旁阀门开度停在24%的位置，阀门的指令开度一直增加到100%，整个过程中阀门实际开度始终位于24%，此时检查液压缸A侧油缸下部和上部的压力分别为143barg，0barg，油压正常。

当入口蒸汽压力在达到3.5MPag的时候，B低旁阀门卡在42%位置；当蒸汽压力继续增加的时候，阀门反而关小到24%的位置，而此时阀门的指令一直在增加到100%，阀门开度依旧停留在24%的位置，此时B侧液压缸下部和上部的压力分别为152.3barg和0barg，油压正常。

600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。

由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。

这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。

而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。

由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。

因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。

所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。

2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。

高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。

启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。

2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。

冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。

高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。

第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。

爨；塑!釜：凰600M W超临界机组旁路系统简介马旭涛王晓晖(广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600)。

?{‘t■≈脯要]现代大型燃煤积细为了键l保证杠．组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂60∞膈r机组旁路系统为，，例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。

一j ：拱键词】旁路；旁路系统；回收工质；快速启停．，，．．j．．，～。

一．一。

．’i，_：?0。

．，‘一√．|，’…√?，．崩广东红海湾发电有限公司一期工程样1、掸2机组为国产600M W 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取白海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。

汽轮机型号：N600—24．2／566／566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。

1设备概况机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40％锅炉最大容量，布置在汽机房的6．4m平台上。

低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13．7m平台上。

高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。

高压旁路系统从汽饥高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。

低压旁路系统从汽机中压-缶I进12]前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接八久B凝汽器。

高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。

高、低旁正常调节全行程开、关均需20—30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开(2秒全开)和快关(2秒全关)，高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。

高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。

2旁路系统的构成及主要作用2l构成由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40％容量，低压旁路为52％容量。

600MW超临界机组高低旁阀防内漏技术研究与应用摘要：汽轮机旁路系统是与汽轮机并联的蒸汽减温减压系统，主要由旁路蒸汽管道、阀门、控制系统及执行机构组成，其作用是将锅炉产生的蒸汽不经过汽轮机而引到下一级压力和温度的蒸汽管道或直接引入凝汽器。

本文介绍了600MW超临界火电机组中高低压旁路阀内漏问题的优化改造情况和使用效果。

关键词：600MW超临界机组高低旁阀；泄漏；改造引言目前，在各大火力发电机组中，高低压旁路阀无论是进口还是国产设备，都普遍存在长期内漏问题，并且随着使用时间的增长，泄漏量越来越大。

由于阀门内漏，阀后温度升高，为了保证机组安全可靠运行，就必须投入减温水。

而此时减温水量很少，根本不能雾化，流到阀后高温高压管道的焊缝上，而使管壁和焊缝产生裂纹，给机组带来严重的安全隐患此外，阀门内漏还会造成发电厂的效率降低。

为了消除内漏，将阀门解体检修，对密封面进行处理，重新堆焊、加工后再进行研磨。

在回装前，需仔细地检查密封面的吻合度，达到检修要求；回装时，更换密封件，履行安装工艺，调试定位准确。

然而，机组启动后，高低压旁路阀依然内漏。

有时漏流量较小，有时漏流量较大，有时甚至比修前更大。

检修质量波动很大，根本无法保证。

花费了大量的人力、物力和财力，而问题还是没有得到解决。

1 我公司高低旁阀门概述国电聊城发电有限公司二期高低旁阀为CCI公司出品的HBSE阀和NBSE阀采用上阀笼笼罩导向、平衡式阀芯设计，阀座下游为整流式下阀笼，阀后为线性弹簧式喷嘴，阀门采用先减压、后减温的方式达到减温减压的效果。

现场阀门采取的是下进侧出的管道布局。

其中在低旁出口管道进入冷凝器前安装有三级喷水减温器，因为低旁三级减温是低旁动作后自动开启的，其作用是当低旁开启时，降低低旁排入凝汽器蒸汽温度，从而保护凝汽器和防止热汽返回低压缸使低压缸过热，而产生内漏的危害因为低旁后的蒸汽是去凝汽器的，如果低旁减温门后温度高，说明有高温蒸汽进入凝汽器，可能会造成凝汽器铜管胀口泄漏，致使机组经济性差。

600MW机组旁路系统一、综述某600MW机组采用高、低压二级串联旁路系统。

其中高压旁路容量为35%BMCR，高压旁路阀数量为1个，低压旁路总容量为35%BMCR+高旁喷水量，低压旁路阀数量为2个。

旁路容量仅能满足机组启动要求，而不考虑满足机组甩负荷要求。

二、高压旁路系统1、高压旁路系统装置由高压旁路阀（高旁阀）、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成。

2、高旁阀01－阀座；02－阀盖；03－阀进口滤网；04－阀出口滤网；05－阀体；06－阀杆；07－阀头；08－减温水喷嘴。

高旁阀兼有减温减压、调节、截止的作用。

新蒸汽由上部管道引入阀进口滤网，经阀头至阀出口滤网，蒸汽由于缩放作用而减压，减温水从阀下部减温水喷嘴进入，高温蒸汽被减温后进入阀后连接管道。

高旁阀的执行机构为气动，在失气时，阀门处于关闭状态并自动闭锁。

高旁减温水调节阀根据高旁压力和蒸汽温度进行调节，同时接受低旁开度和主蒸汽压力的修正，在高旁未开的情况下减温水调节阀强关。

二、低压旁路1、低压旁路系统装置由低压旁路阀（低旁阀）、喷水调节阀、喷水隔离阀、凝汽器入口减温减压器等组成。

2、低旁阀01－阀座；02－阀盖；03－阀进口滤网；04－阀出口滤网；05－阀体；06－阀杆；07－阀头；08－减温水喷嘴；3、低旁三级减温减压器采用三级减压、一次喷水减温的结构形式。

低旁蒸汽进入减温减压器的管末端开孔区，喷向减温减压器壳体内，壳体内壁上设有不锈钢防冲蚀挡板。

汽流通过蒸汽管末端开孔区上的多个小孔，进行第一次临界膨胀降压，在壳体内扩容降压到0.3 MPa。

在壳体内壁沿圆周方向均布设有4个雾化喷嘴，从凝结水系统来的减温水雾化后与蒸汽充分混合汽化达到减温的目的。

经过第一级减温减压后的蒸汽通过壳体内锥形喷网上的数个小孔，进行第二次临界膨胀降压，扩散到减温减压器后部区域，使蒸汽进一步扩容降压到0.1 MPa。

最后蒸汽通过分布在壳体及封头上的小孔进行第三次临界膨胀降压至0.047MPa，使蒸汽最终扩散到整个凝汽器区域。

高、低压旁路系统运行规程24.1 系统概述24.1.1 机组旁路系统配置为容量30%BMCR的高、低压两级串联旁路。

高压旁路系统装置由高压旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，每台机组设置一套；低压旁路系统装置由低压旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，每台机组设置两套。

24.1.2 高压旁路装置布置在汽机房6.90m层上。

阀门形式为角式：水平进下出（进出口方向呈90°布置），执行机构垂直布置并与入口管道呈90°；低压旁路装置布置在汽机房6.90m 层上。

阀门形式为：水平进下出（进出口方向呈90°布置），执行机构垂直布置并与入口管道呈90°。

24.2 汽机高压旁路控制24.2.1 下列情况之一发生时，高压旁路能自动快速开启24.2.1.1 主蒸汽压力超过设定值。

当压力恢复到额定值及以下时，高旁减压阀自动关闭。

24.2.1.2 汽轮机跳闸，自动主汽门关闭。

24.2.1.3 发电机油开关跳闸。

24.2.1.4 发电机甩负荷在旁路装置容量相应的负荷及以上时。

24.2.1.5 实际压力比设定压力的偏差太大（0.5～1.02MPa）。

24.2.1.6 压力上升率太快。

24.2.2 下列情况下高压旁路强制关闭24.2.2.1 机组负荷大于设定值24.2.2.2 给水泵全停24.2.2.3 高旁出口温度高24.2.2.4 高旁减温水压力低24.2.2.5 汽机低压旁路全关24.2.2.6 汽机超速24.2.2.7 汽机排汽压力高。

24.2.3 当汽机高压旁路开度小于1%，高压旁路减温水调节门强制跟踪至0%。

当高压旁路出口温度测点故障，高压旁路减温水调节门强制手动操作。

24.2.4 在汽机高压旁路开度大于1%，根据高压旁路出口温度设定值与高压旁路出口温度实际值的偏差调节输出加上汽机高压旁路开度前馈信号，控制高压旁路减温水调节门开度。

24.2.5 当汽机高压旁路开度大于2%，联开高压旁路减温水截止阀。

旁路一般来说就是将主蒸汽不经过汽轮机直接通过减温减压排入凝汽器的装置，所起的第一个作用是在锅炉点火初期帮助提升主汽参数，在提高主汽温度时不至于超压，对联合启动和中压缸启动机组来说还要通过旁路控制主再热压力,很老的机组是通过对空排汽来达到这一目的的，缺点是流量小,噪音巨大;第二个作用是在机组甩负荷后，旁路快开保证锅炉参数稳定,从而实现快速并网，不过国内出过几次旁路快开后崩裂导致的事故，很多电厂取消了快开功能，只用旁路的启动功能。

现在机组一般都配备旁路,很老的机组估计都被关停了。

旁路的驱动方式分为电动、汽动和液动，一般旁路还有自己的控制柜，如果操作部分并入DCS后也称为简易旁路.楼主说的油动机之类就是液动旁路了，的确是有一套自己的油系统的.汽轮机旁路系统的主要作用有:1.保护再热器。

机组正常运行中，汽轮机高压缸排汽进入再热器,再热器可以得到充分冷却。

但在启动过程中，汽轮机冲车前，或在机组甩负荷而高压缸无排汽时,再热器因无蒸汽流过或蒸汽流量不足，就有超温烧坏的危险。

设置旁路系统,使蒸汽流过再热器，便达到冷却再热器的目的;2。

改善启动条件，加快启动速度.单元机组普遍采用滑参数启动方式，为了适应汽轮机启动过程中在不同阶段（暖管、冲车、暖机、升速、带负荷)对蒸汽参数的要求，锅炉要不断地调整汽压、汽温和蒸汽流量。

单纯调整锅炉燃烧或运行压力,很难达到上述要求。

采用旁路系统就可改善启动条件，尤其在机组热态启动时,利用旁路系统能很快地提高主蒸汽和再热蒸汽的温度，缩短启动时间，延长汽轮机寿命。

对于大容量机组,当发电机负荷减少、解列或只带厂用电负荷，以及汽轮机甩负荷时，旁路系统能在几秒钟内完全打开，使锅炉逐渐调整负荷，并保持在最低稳定燃烧负荷下运行，而不必停炉,在故障消除后可快速恢复发电，从而减少停机时间和锅炉的启停次数,大大缩短了单元机组的重新启动时间，有利于系统稳定；3。

回收工质，消除噪声。

机组在启停过程中，锅炉的蒸发量大于汽轮机的消耗量,在负荷突降和甩负荷时，有大量的蒸汽需要排出。