除氧器水位急剧下降处理

汽机常见事故处理一、轴封加热器满水处理预案1、轴封加热器满水现象:①就地轴加翻板水位计指示全满。

②画面轴加水位高报警发出。

③轴加风机可能掉闸。

④轴封蒸汽温度有可能下降,汽缸上下壁温差可能增大。

2、轴封加热器满水原因:①负荷高,且排汽装置真空低导致轴加疏水不畅。

②运行轴加风机排水门开度过大,导致轴加疏水阻力增大，使疏水不畅。

③轴加水侧泄露。

④严重满水可能导致水进入轴封系统。

3、轴封加热器满水处理:①稍开轴加疏水至多极水封前放水门,降低轴加水位。

②关小轴加风机排水门。

③解列轴加,凝水走旁路,通知检修处理。

④打开轴封疏水电动门及低压轴封滤网放水门排水.打开轴加疏水至多极水封前放水门,开启汽缸本体疏水到上下汽缸上下壁温差恢复正常.⑤严密监视主机振动等重要参数，如达到紧停条件时，坚决执行紧停。

二、凝结水精处理故障处理预案1、凝结水精处理故障一：（一）、现象：1、除氧器水位快速下降,除氧器上水流量急剧减小。

2、凝泵出口压力及精处理后压力降低,备用凝泵有可能联启.3、排气装置水位快速下降,排汽装置水位低报警可能发出.（二）原因：精处理排污门误开。

（三）处理:1、通知辅控立即将精处理解为旁路运行。

2、机组快速降负荷,以减慢除氧器水位下降速度。

3、通知化学启动除盐水备用泵,全开排气装置补水门加大排汽装置补水量。

4、待除氧器上水正常后,上至除氧器正常水位,如备用凝泵联启,停止备用凝泵运行。

5、精处理故障消除后,投运精处理。

三、汽机水冲击事故预案1、事故前运行方式：机组带正常负荷运行平稳，汽轮发电机组保护全部投入，光字报警盘面无任何信号报警及保护动作发出。

2、汽机水冲击事故现象：①主蒸汽、再热蒸汽温度急剧下降,过热度减小，负荷突降。

②高、中压主汽门，高、中压调门冒白汽。

③蒸汽管道振动，管内有水冲击声。

④轴向位移增大，推力瓦温度急剧升高。

⑤差胀表指示显著变化。

⑥汽轮机上下缸温差增大。

⑦蒸汽管上下温差增大。

⑧如为加热器满水造成，则抽汽管道振动大，防进水热电偶报警。

除氧器水位急剧下降的事故处理预案一、事故前工况：凝泵单台工作，除氧器水位自动调节正常，两台电泵工作，汽包水位自动调节正常，机组运行正常。

二、除氧器水位急剧下降事故现象：1、除氧器OS画面水位、电接点水位、就地水位计水位一个或全部指示降低。

2、凝汽器水位可能升高，汽包水位可能升高。

3、水位降到OS画面水位低报警发出。

4、水位降到水位低II值时，将使给水泵掉闸。

5、凝泵电流、出口压力、流量、给水泵转速、给水流量可能发生大幅变化。

三、除氧器水位急剧下降事故原因：(一)、凝水系统有故障，包括：1、主凝水调门机构故障使调门关闭。

2、除氧器水位自动调节系统失灵。

3、A凝泵跳闸(或变频器故障跳闸)备用B泵未及时联起。

4、加热器跳闸后水侧阀门动作不正常使凝水中断。

5、凝水启动再循环门、凝水再循环门误开，自动调整跟踪不及时或除氧器水位设定块误设定时。

(二)、给水系统扰动，包括：1、给水泵故障，转速飞升，除氧器水位跟踪不及时。

2、其他故障使锅炉需水量急剧增加，除氧器水位跟踪不及时。

(三)、除氧器系统有故障，包括：1、除氧器溢流阀、事故放水阀误开不关或联开后不关。

2、水位测量部分故障，发水位假信号。

3、机组启动过程中，操作不当使除氧器与凝汽器连通。

4、高负荷时高加事故疏水开启，凝水补充不及时。

四、除氧器水位急剧下降事故处理：1、发现除氧器水位急剧下降，应首先根据两个OS画面水位和一个电接点水位的变化情况进行故障确认，如为控制用变送器故障，应退出除氧器水位自动调节改为手动调整，如为指示用变送器故障应加强监视通知热工，如为电接点故障，应联系热工短接闭锁电泵启动接点并及时处理。

2、如所有水位计指示均急剧下降，应根据凝水主调门开度(变频器控制块开度)、凝泵电流、出口压力、凝水流量进行判断，迅速查明原因，进行相应处理。

如为主调门故障关闭，表现为凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降等，此时应立即开启主调门旁路电动门补水，观察凝水流量，使用凝水再循环辅助调整流量，必要时手动调整旁路电动门;如为加热器故障跳闸，水侧阀门切换不正常引起断水，则故障阀门闪黄，凝泵电流减小，出口压力升高，流量下降，此时应就地手动开启故障电动门维持上水;如为除氧器水位自动调节失灵，应立即改为手动调节;如变频器跳闸或A凝泵电机跳闸备用泵未及时联起，应手起备用泵;如为系统阀门误开应检查关闭，设定操作失误应汇报机长立即恢复;如为炉侧扰动，应以炉侧为主，必要时启动备用泵上水，防止事故扩大;除氧器系统阀门误开等原因引起的水位下降，应及时关闭，如为溢流阀故障应关闭手动门;启动过程中应认真检查除氧循环泵系统阀门及凝水启动循环门位置，防止除氧水箱的水窜到凝汽器，一旦发生水位下降现象应立即进行系统隔离;高负荷时高加事故疏水开启应根据情况适当减负荷使事故疏水关闭，否则通知热工关闭。

一、高低加水位高解列、水侧泄露的处理预案一、前言：华能吉林发电有限公司白山煤矸石电厂汽轮机给水回热系统共有七段抽汽，前三段接至高压加热器，第四段供除氧器，后三段接至低压加热器。

凝结水经三台低加后进入除氧器，加热除氧，给水经三台高加加热后送入锅炉。

本机组加热器疏水采用逐级自流，高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水至排汽装置。

每台加热器均有事故疏水至排汽装置，高加水侧采用大旁路，低加#5、#6、#7采用小旁路。

二、事故前工况：高、低压加热器全部投运，各对应参数正常（抽汽压力和温度、给水温升、加热器端差等），各个加热器水位正常，事故疏水调门未开。

三、高低加水位高解列、水侧泄露事故现象：1、某台加热器模拟量水位计指示水位升高或者维持在高水位，DCS 画面有相应的水位报警，事故疏水调门可能打开。

故障加热器温升减小，端差增大，疏水温度下降。

如是高加水位高，可能会出现给水流量与给水泵出口流量不匹配，汽泵转速偏高；如是低加水位高，可能会出现进入除氧器的凝结水量与凝结泵出口流量不一致。

2、某台加热器解列，画面水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联关，事故疏水调门可能联开，水侧电动门自动切换，机组负荷瞬时升高，后降低。

如是高加解列，则负荷突增，给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力升高，给水自动切为大旁路；如是低加解列，则进入除氧器的凝结水温度下降，除氧效果变差，除氧器水位、负荷有小幅度波动。

3、故障加热器严重满水时，就地与远方都满水.抽汽管道上下壁温差增大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽，汽缸可能进水，轴向位移增大，推力瓦块温度报警。

四、高低加水位高解列、水侧泄露事故原因：1 加热器管束泄漏或破裂。

2 加热器疏水调门卡涩、调节仪失灵或前后截门误关。

3 负荷大幅度变化或者负荷过高，引起水位自动调节跟不上。

4 凝结水流量、压力剧烈波动，引起低加掉。

5 给水流量、压力剧烈波动，引起高加掉。

电厂#4机组除氧器水位异常机组降负荷一、事件经过2008年11月2日20时，#4机组运行，负荷173MW，除氧器水位1992mm,凝结水泵出口压力2.4Mpa,高压给水压力13Mpa,平均床温913℃，给煤量100T机组稳定运行参数正常。

20：07：50监盘发现#4机凝结水泵A出口压力升为3.25Mpa、除氧器水位开始下降。

20：08：00派副操到就地检查除氧器上水调节门状态，并开启手动旁路门，派副操到汽机零米检查凝结水系统。

20：09：00#4机开始减负荷，汇报值长#3机加负荷。

联系华新检修。

20：10：00手动关闭三段抽汽电动门及气动门，手动解列#4、5低加汽侧，开启#6低加旁路电动门。

20：10：00副操汇报除氧器上水调节门开度为全开，并手动旁路门已全开，无过流声音。

20：10：20副操汇报，就地热井水位满水，凝结水母管压力为3.25Mpa。

20：11：20运行DCS发现#4机精处理旁路运行，主路退出运行，旁路调节门已全开。

20：12：00退出B凝结水泵备用，关闭出口门。

20：12：00联系热工人员检查。

20：13：35就地检查#4机精处理调节门前后手动门全开状态，旁路调节门已全开。

20：16：30就地手动开启凝结水精处理手动旁路门，凝结水流量开始增加。

20：16：41启动B凝结水泵，开启出口电动门。

20：17：35除氧器水位降至414mm20：18：00低水位联跳A给水泵。

此时汽包水位降至-270mm，手动MFT。

20：18：30机组负荷最低降至28MW。

20：21：00除氧器水位升至1850mm，给水泵具备启动条件，启动B 给水泵，给锅炉上水。

20：24：00启动给煤机，开始加负荷20：25：00停运A凝结水泵20：48：00负荷升至100MW。

二、事故原因1.凝结水精处理压差高保护动作后，自动启动旁路系统，实际出口手动门传动杆连接键已从键槽内脱离，阀门手轮操作时，门杆不动，阀门未打开；造成精处理切除后，自动旁路投入运行时，凝结水至除氧器上水中断，除氧器水位低，联跳给水泵；2.运行人员监盘不认真，未及时发现凝结水精处理自动切换到旁路系统；3.精处理反冲洗系统定期工作不能满足设备要求，以致精处理压差高，保护动作切除运行系统。

汽轮机典型事故与处理1.机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作？机组发生故障时，运行人员应进行如下工作。

（1）根据仪表揞示和设备外部象征，判断事故发生的原因；（2）迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即解列发生故障的设备，防止故障扩大；（3）迅速查清故陣的地点、性质和损伤范围；（4）保证所有未受损害的设备正常运行；（5）消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任、以便及时采取进一步对策，防止事故蔓延；（6）事故处理中不得进行交接班，接班人员应协助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班；（7）故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障发展的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上;（8）应及时写出书面报告，上报有关部门。

2.汽轮机事故停机一般分为哪三类？汽轮机事故停机一般有：（1）破坏真空紧急停机。

（2）不破坏真空故障停机。

（3）由值长根据现场具体情况决定的停机。

其中第三类停机包括减负荷停机。

3.什么叫紧急停机、故陣停机，由值长根据现场具体情况决定的停机？ 紧急停机：设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。

操作上不考虑带负荷情况，不需汇报领导，可随即打闸，并破坏真空。

故障停机：不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。

操作上应先汇报有关领导，得到同意迅速降负荷停机，无需破坏真空。

由值长根据现场具体情况决定的停机：事故判断不太便，判断不太清楚，或某一系统或设备异常尚未达到不能减负荷停机的程度。

操作上应控制降温、降负荷速度、汽缸温度下降到一定的温度再打闸。

4.区别三类事故停机的原則是什么？ 区别三类事故停机的原则是：（1）故障对设备的危害程度和要求的停机速度。

（2）对设备故陣的判断是否方便清楚。

5.破坏真空紧急停机的条件是什么？破坏真空紧急停机的条件是：（1）汽轮机转速升至3360r/min，危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。

对电厂机组除氧器水位控制的分析【摘要】火力发电已经成为我国主要的发电方式，因此保证火力发电厂的正常生产运行是电力行业首先应该考虑的问题。

除氧器作为电厂汽轮机的重要辅助设备，其工作状况的好坏直接影响到发电厂的生产运行。

本文对除氧器进行了详细分析，结合实际指出了几点控制除氧器水位的具体措施。

【关键词】除氧器；除氧器水位控制；分析研究目前，超临界直流锅炉是大多数火力发电厂所采用的主流发电锅炉。

除氧器作为发电机组的重要辅助设施之一，其主要的作用是去除发电供水中的氧气等杂质气体，从而避免氧气对锅炉设备的腐蚀，延长锅炉的使用寿命，保证电厂的生产安全。

同时，对于超临界直流锅炉来说，除氧器还担负着保证锅炉给水的任务，因此控制除氧器的水位十分重要。

1.发电机组除氧器分析除氧器，顾名思义就是除氧的设备，火力发电是通过对水加热，产生高温水蒸气，推动汽轮机从而带动发电机发电的发电方式，因此水是火力发电的关键要素之一。

然而，自然界中的水大都会溶解气体，因此外界给水中或多或少的会存在氧气以及其他气体。

如果这些气体随给水进入锅炉系统，那么这些气体就有可能在高温高压环境的作用下对锅炉设备造成严重腐蚀，从而影响到锅炉设备的使用寿命，甚至会造成严重的生产安全事故。

超临界直流锅炉由于没有汽包，因此锅炉正常工作中的补水就需要由除氧器的水箱提供，因此除氧器除了除氧作用之外，还担负着为锅炉补水的任务。

一般情况下，除氧器水箱的容量要能够满足锅炉正常工作负荷下连续运行20min的给水需求。

因此除氧器的水位高低会对发电生产带来一系列的影响。

如果除氧器水位过高，就有可能导致除氧器中的水加热困难，从而造成给水除氧不彻底，进而加速锅炉设备的腐蚀，威胁到锅炉的生产安全；另外，除氧器水位过高，还有可能造成抽气管水淹或者气封进水等生产事故。

如果除氧器的水位过低，会有可能导致锅炉补水不及时，出现锅炉断水停水事故，影响到电厂的连续稳定生产，从而给电厂造成严重的经济损失。

660MW汽轮机组除氧器水位控制异常原因分析及处理【摘要】以某电厂两台上汽660MW机组为例，介绍了除氧器水位控制原理及控制方式，结合故障现象进行了故障原因分析，给出了具体处理措施，处理后取得理想效果。

【关键词】汽轮机；除氧器；水位控制；控制方式0.引言在现在660MW以上的大型机组中，除氧器水位是机组运行的一个重要控制参数，但由于除氧器水位具有延迟大的特性，长期以来除氧器水位自动的投入效果都不够理想，表现为调节的准确性、快速性、稳定性、经济性较差，在负荷变动时尤为明显。

某电厂两台上汽660MW机组，除氧器水位自动以除氧水箱流出＼流入量的物质平衡为基础，采用单冲量和三冲量控制系统，通过控制凝泵变频器和除氧器水位调节阀开度来改变进入除氧器的凝结水流量，从而实现除氧器水位的自动控制、经济运行。

1.除氧器水位控制除氧器水位控制原理及控制方式：除氧器除了起到给水除氧、加热以及疏水汇流的作用外，还必须保证锅炉所需给水的储备量。

正常运行时一台凝泵变频运行，另一台工频备用，除氧器水位调节阀和凝泵变频均调节控制除氧器水位。

（1）在除氧器上水阶段，凝泵变频运行，手动控制变频器定速运行，用除氧器上水调门上水。

（2）在负荷大于240MW以后手动或自动缓慢将除氧器上水调门开至某一开度（一般为80%，降低门的节流损失），当氧器水位接近正常水位后，投入除氧器水位调节阀自动，维持水位在2000mm，变频器手动调节凝结水泵转速，通过改变凝泵出力来控制除氧器水位，同时维持凝结水母管一定的压力（防止备用凝泵低水压自投＼防止化学精处理装置因压力低退出运行）。

2.故障现象2014年11月12日#1机组正常运行，除氧器水位调节阀突然运行中自行关闭，造成除氧器不进水，监盘人员检查调节阀反馈为0，即在DCS画面电动开启除氧器水位调节阀旁路电动门（开启指令发出后阀门显示故障信号，开启该门无效），立即派人赴就地将除氧器水位调节阀旁路电动门切至手动方式开启，避免了除氧器水位低停机停炉的事故。

除氧器运行规程第一节除氧器设备规范旋膜除氧器：2台额定出力：130t/h工作压力：0.0196Mpa（表压）工作温度：104℃补给水温度：15℃汽源压力：0.2～0.5MPa水箱有效容积：50m3 (卧式)除氧器材质：20R除氧器板厚：δ=8除氧器直径：DN1600水箱材质：20R水箱板厚：δ=12水箱直径：DN3000支座间距：5000㎜第二节除氧器启动前检查与准备１、将工具准备好，杂物拿走，卫生打扫干净，与锅炉化水做好联系。

２、表记齐全完整，并投入运行。

３、联系热工送上进汽、进水自动调整，并遥控调试良好。

然后将进水自动调整门适当开启，并将进汽、进水控制开关置于“手动”位置。

４、开启溢流管密封水门，使其充满后关闭。

（1）下列阀门处于关闭位置除氧器减温减压器来汽门除氧器来汽总门、调节门再沸腾汽门升温后除盐水进水门疏水泵疏水门除氧器水箱放水门除盐水旁路门除盐水调节门（2）下列阀门处于开启位置除盐水调节门前后手动门除氧器除氧头排大气门除氧器给水再循环门第三节除氧器的启动１、联系化水启动泵送除盐水，用电调门控制进水量。

２、与司机联系，开启减温减压器来汽门，或1#机0.245Mpa抽汽电动门，使厂用母管投入使用。

３、微开来汽门，使排气管有微量蒸汽冒出，暖提10—15分钟，然后关闭。

４、适当增大除氧器进水量，除氧器水位计有200mm左右显示时，开启调整放水门，并启动疏水泵打循环，在除氧器水位接近700mm时，关小放水门，保持水位在1000mm左右变化。

５、逐渐开大进汽门，（可同时适当开启再沸腾门），控制压力在0.02+0.005Mpa范围。

６、化水化验水质合格，当水温达到104℃时，可逐渐关闭再沸腾门，并注意调整压力在规定值内。

７、水位计达到1500mm左右时，关闭放水门，并停止疏水泵打循环，开启下水门（此后可投入给水泵运行）。

８、等除氧器压力水位稳定后，投入压力、水位自动调整，全开进汽进水门。

９、如投入两台除氧器并列运行，适当开启汽平衡，并注意调整，使压力水位保持一致。

除氧器液位波动原因分析及处理措施作者：徐长旺来源：《科技视界》2016年第11期【摘要】除氧器正常运行时给蒸汽发生器提供水源，除氧器液位的稳定对保证堆芯的冷却具有重要的意义。

本文通过介绍除氧器液位控制的原理，从理论上分析了可能导致除氧器液位异常波动的原因，并在此基础上分析了其响应的处理措施。

【关键词】除氧器液位；波动；处理0 概述秦山核电三厂除氧器是二回路热力系统中重要的一个设备，它的主要功能有两方面：一方面是对给水进行除氧，以降低给水溶解氧对系统设备的腐蚀，另一方面是为给水泵提供足够的净正吸入压头，并且储备一定的给水装量，是确保向蒸汽发生器正常供水的重要环节。

秦山核电三厂除氧器正常运行时储存338m3的水，相当于电站满负荷运行时5分钟需要的水量。

不管电厂负荷如何变化，除氧器水位控制的功能就是保证除氧器贮水箱中的水位恒定在3380mm，确保除氧器的水位控制正常对机组的安全运行有着重要的意义。

1 除氧器液位控制1.1 除氧器液位控制模式除氧器水位控制系统的目的是保持除氧器储水箱的水位恒定。

系统包括三个水位控制阀和三个水位控制器，每一个控制阀和控制器都有各自的水位变送器监测除氧器储水箱的水位。

手动开关64321-HS4410A有三个位置“LT4410A，LT4410B，LT4410C”，用来选择三个水位控制器的主、从位置。

当选定一个位置时，两个控制器投入运行：一个控制器在AUTO位置，一个控制器在STANDBY位置。

在AUTO位置的水位控制器用于调节两个由控制开关64321-HS4410C选定在AUTO位置的水位控制阀，在STANDBY位置的水位控制器控制剩下的一个在STANDBY位置的水位控制阀。

STANDBY通道（LT/LC）在除氧器低水位时投入运行。

手动开关64321-HS4410C有三个位置“LCV4207#1，#2；LCV4207#1，#3；LCV4207#2，#3”，用来选择将AUTO/STANDBY水位控制器的控制信号送至相应的水位控制阀。

超临界机组除氧器上水调节阀故障时的技术措施除氧器上水调节阀出现指令与反馈偏差较大的异常，经初步检查发现该阀门执行机构（气缸及管道）有漏气，不排除机械部件卡涩的可能。

由于除氧器上水调门旁路电动门在DCS画面中无中停功能，且该阀位于6.9m高处，不易就地操作。

在故障未得到消除前，制定本技术措施，请各值人员认真学习并严格执行：一、各值当班期间应重点监视除氧器、凝汽器水位以及除氧器上水调门等，检查除氧器上水调门自动位，注意当除氧器上水调门指令与反馈偏差大±20%时，调门自动跳手动。

二、除氧器上水调节阀如过关，会导致除氧器水位过低从而引起给水泵跳闸；除氧器上水调节阀如过开，则会导致除氧器满水，造成四抽进水，引起给水泵失去汽源。

两种情况均会导致锅炉因给水流量低MFT。

三、在除氧器上水调节阀突然全开且无法控制时：1.监盘人员应立即检查备用凝泵是否联启，若未联启，则将其备用解除，关闭其出口电动门，加强对凝泵监视，一旦运行凝泵跳闸应立即启动备用凝泵；若联启成功，则停运一台凝泵，保持单凝泵运行，防止大流量凝结水进入除氧器，凝汽器水位快速下降，导致凝汽器水位低（<200mm且水位低开关报警）凝泵跳闸。

同时通知业主人员立即到就地关小除氧器上水调门前电动门，保证通讯畅通，密切联系。

2.监盘人员在凝泵备用解除后，还应开大凝结水再循环调门、疏扩减温水调门、低压缸喷水调门等，通过降低凝结水压力，以降低凝结水至除氧器上水量，但应注意防止凝泵过电流（额定电流214.4A）保护动作跳闸。

3.业主操作人员到达就地后，可先节流除氧器上水调门前电动门，短时间控制除氧器水位，当足够人员到达就地后，再切至旁路电动门上水。

4.当除氧器水位迅速上升，还应及时开启除氧器至凝汽器溢放水调节门和至定扩事故放水电动门；当凝汽器水位迅速下降，还应及时开大凝汽器主补水调门和凝汽器辅助补水调门，并汇报值长联系业主增开除盐水泵，务必维持凝汽器水位在凝泵跳泵值以上。

除氧器液位波动原因分析及处理措施摘要：除氧器正常运行时给蒸汽发生器提供水源，除氧器液位的稳定对保证堆芯的冷却具有重要的意义。

除氧器液位是机组运行的一个重要的控制参数，因为除氧器液位过低，则可能导致给水泵汽蚀，并触发反应堆线性降功率，而除氧器液住过高则会淹没除氧头，不但影响除氧效果，还可能使给水经抽汽管线倒流至汽轮机，引起水击事故，损坏汽机。

关键词：除氧器；液位波动；原因分析；处理措施不论在常规火电厂还是在核电厂中，除氧器液位都是机组运行的一个重要控制参数。

但是由于其存在着较大的延迟特性，除氧器进口存在较多的进水流量来源以及除氧器出口给水流量随着功率的变化而变化等特性，单纯依靠除氧器液位信号对除氧器液位进行控制，已不能满足系统对稳定性、快速性和准确性的要求，往往会引起超调量过大，甚至振荡的情况。

1除氧器液位控制1.1除氧器液位控制模式除氧器水位控制系统的目的是保持除氧器储水箱的水位恒定。

系统包括三个水位控制阀和三个水位控制器，每一个控制阀和控制器都有各自的水位变送器监测除氧器储水箱的水位。

手动开关64321一HS4410A有三个位置“LT4410A，LT4410B，LT4410C”，用来选择三个水位控制器的主、从位置。

当选定一个位置时，两个控制器投入运行：一个控制器在AUTO位置，一个控制器在STANDBY位置。

在AUTO位置的水位控制器用于调节两个由控制开关64321-HS4410C选定在AUTO位置的水位控制阀，在STANDBY位置的水位控制器控制剩下的一个在STANDBY位置的水位控制阀。

STANDBY通道(LT／LC)在除氧器低水位时投入运行。

手动开关64321一HS4410C有三个位置“LCV4207#1，#2；LCV4207#1，#3；LCV4207#2，#3”，用来选择将AUTO／STANDBY水位控制器的控制信号送至相应的水位控制阀。

1.2除氧器液位控制器除氧器液位控制采用的是三冲量、内部串级加前馈的控制方式，三台控制器内部参数设定完全一致。

从除氧器水位波动引发的思考在安全生产要求不断提升的今天，针对扬州发电有限公司2×330MW机组凝泵变频改造后，除氧器水位波动的典型案例，分析了除氧器水位波动的原因及解决方案，给出对今后类似情况处理的建议。

标签：330MW机组;除氧器;水位波动;自动控制;凝泵变频1 设备概况江苏华电扬州发电有限公司6、7号机组单机容量330MW。

锅炉为东方锅炉厂生产的DG1036/18.2～Ⅱ4型，亚临界压力，一次中间再热自然循环汽包炉，设计额定蒸发量1036t/h。

汽机为哈尔滨汽轮机厂生产的N330-16.67/538/538，给水系统配置2×50%容量的汽动给水泵（以下简称汽泵）和1×50%容量电动给水泵（以下简称电泵）。

凝结水系统配备2台100%容量的凝结水泵（以下简称凝泵），额定流量864m3/h，扬程306mH2O，转速1480r/min，配用1120kW的异步电动机，阀门调节，后增设ASD6000T高压变频器，实现20～50Hz无级调速，功耗随机组负荷变化而变化。

汽包容积52m3，正常水位0mm，低Ⅰ值-50mm，高Ⅰ值+50mm。

除氧器容积150m3，正常水位2000mm～2200mm，低Ⅰ值1850mm，高Ⅰ值2350mm。

凝汽器热井容积50m3，正常水位480mm～520mm，低Ⅰ值450mm，高Ⅰ值550mm。

2 现象描述某日晚21时20分左右，运行人员监盘发现7号机2号汽泵前置泵轴承温度持续上升，直逼保护动作值。

于21时23分紧急启电泵，调2号汽泵为电泵运行，其间汽包水位略有波动，除氧器水位基本平稳。

21时26分用于控制除氧器水位的凝泵变频自动突然跳为手动，因当时处理的焦点集中于汽包水位和调泵上，未能在第一时间发现，调泵结束且汽包水位平稳后发现除氧器水位高，立即处理，于21时40分恢复正常，其间水位最高到达2350mm。

3 原因分析机组自凝泵变频投运后，正常情况下，凝泵变频投自动，控制除氧器水位，除氧器上水调整门投手动，人工控制凝泵出口压力在2.0MPa左右。