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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。
300MW汽轮发电机组给水泵密封水回水系统改造本文介绍了徐矿电厂1号机组给水泵密封水系统改为单级水封筒的技术改造实施方案，有效减少多级水封筒水平衡被破坏，机组真空系统不稳定，保证给水泵密封水回水畅通，避免了给水泵润滑油系统进水现象。
标签：给水泵；密封水；多级水封；单级水封1 徐矿电厂原给水泵密封水回水系统概述徐矿电厂1，2号机组为上海汽轮机有限公司引进美国西屋技术制造的300MW高温亚临界机组，每台机组共有两台汽动给水泵和一台电动给水泵。
每台给水泵密封水回水分两路：第一路经多级水封筒回地沟或凝汽器；第二路回至前置泵入口处。
第一路在正常运行时密封水回水从多级水封回至凝汽器，在机组停运时真空破坏前或机组正常运行时真空系统异常时，由人工操作密封水倒至地沟。
徐矿电厂原设计多级水封是三级（如图1），机组运行正常运行时，有时会发生多级水封水平衡破坏，凝汽器真空下降现象，甚至串至给水泵轴承室内，造成给水泵轴承内油质乳化。
2 多级水封投入工作时易出现的问题（1）机组负荷波动大时，易出现水封筒进空气，凝汽器真空波动；（2）机组正常运行时，凝结水压力调整不当造成给水泵密封水压力低，密封水系统进空气；（3）启停机过程中，因密封水回水倒地沟不及时或未充分注水排空气，造成多级水封水平衡破坏。
3 典型事故原因分析及防范措施3.1 徐矿电厂#1机电动给水泵油中进水事件（1）事件经过。
2012年2月10日，化学化验班人员，对#1机电动给水泵工作油进行取样化验，化验结果为：外观透明，油中含有较大颗粒，含水量为痕量；期间汽机检修班组曾安排滤油。
2月17日09：58因炉侧故障，#1机组停运。
2月18日，化验班化验#1机电动给水泵润滑油时，发现外观混浊，且油中水分>100mg/l，之后维修部持续滤油4天；2月21日，油质化验结果为外观浑浊，水分>100mg/l。
因#1机组计划于2月22日启动，维修部于2月21日18：30对电泵润滑油进行全部更换。
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。
胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统的改造摘要：胜利油田胜利发电厂4号汽轮机原疏水系统结构不合理，针对原系统存在空间狭小不利于巡检、阀门排列紧密手轮磕碰操作不便等问题进行了改造。
改造的重点是简化、改装一些结构不合理的疏水管路、阀门和控制部分。
改造后，疏水系统结构更为合理，更利于机组的安全稳定运行，产生了较好的经济效益。
关键词：胜利发电厂；300MW汽轮机；疏水系统；改造胜利发电厂4号机组为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汽轮机。
东方汽轮机厂生产制造，由西北电力设计院设计。
机组参数见表1。
汽轮机原疏水系统由于设备系统结构不合理，利用机组大修期间，对汽轮机疏水等系统进行了改造，达到了预期的效果。
一、目前4号机疏水系统附属设备存在的问题自4号机组疏水系统因初期安装未考虑现场实际操作需要，造成目前现场空间狭小，闷热。
特别是4A扩容器及附属疏水支管阀门布置极不合理，手动阀门排列较密，阀门手轮互相磕碰，操作不便；气动阀均布置在手动门内侧，各疏水支管间距只有150-200mm，检修人员根本无法进入里面进行检修。
待解决的问题主要有如下四个方面：1.巡检：如疏水管道或阀门泄漏时，由于管道阀门被铁皮全部遮盖，无法判断漏点位置；2.操作：运行人员就地检查、操作阀门困难，阀门扳手几乎无法使用；3.热工：气动门全部布置安装在手动门内侧，内部空间狭小，闷热，热工人员根本无法调试；4.机务：检修人员因阀门位置不当而无法进行维护及检修。
二、疏水系统改造经过现场测量，疏水系统进行如下改造以解决目前存在的问题。
1.为便于疏水管道布置摆放，将北侧4A胶球泵移至主油箱西侧，其附属管道重新布置。
2.将4号机凝结水最小流量阀至凝汽器的管道抬高重新布置，使4A扩容器南侧留出空间布置疏水管。
3.将8号低加逐级疏水管道抬高沿供热抽汽管道上方接入4A扩容器。
使4A 扩容器北侧留出空间布置疏水管。
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。
高、低加系统正常疏水管路改造技术方案批准：审核：复审：初审：于俭礼编制：才洪伟康复检修部汽机分场2007年 01月05日高、低加系统正常疏水管路改造技术方案1.改造原因：我厂汽轮机组高、低加系统正常疏水管路由于冲刷原因，导致正常疏水管路在弯头、高低加疏水调门后管路以及调门前后大小头都有冲刷减薄的情况。
在减薄比较严重的部位，经常会出现管路漏泄。
管路漏泄一方面可能对人身安全构成一定的危害；另一方面处理缺陷需要停止高、低加系统运行，这样就会使机组在经济方面造成一定的损失。
2.改造方案：为解决汽轮机组高、低加系统正常疏水管路由于冲刷而减薄漏泄这一问题，建议将高、低加系统正常疏水管路容易减薄的部位更换成抗冲刷的不锈钢材质管件。
不锈钢材质管件抗冲刷能力较强，可以有效的减少管路因冲刷而出现的减薄漏泄问题。
这样不但对人身安全有所保障，而且还能提高机组运行的经济性和稳定性。
3. 技术措施3.1 高加正常疏水调节门后法兰、大小头需实际测量尺寸，确保与高加正常疏水调节门精确匹配。
3.2 焊接前各焊口要对准，不能有错口现象。
3.3焊接采用氩弧打底电焊盖面的焊接工艺。
焊接前应清理管路，防止杂物落入管路内部。
3.4管路对口工作中，应消除应力，禁止强行对口。
3.5焊接结束后应及时联系金相监督人员，对焊口进行检测。
如发现问题，应及时进行处理。
4. 安全措施：4.1 将机组1号高加正常疏水调节门后法兰、大小头及管道割除；4.2 将机组2号高加正常疏水调节门后法兰、大小头及管道割除；4.3 将机组正常疏水从低加引出的第一个弯头，正常疏水调门后管路、弯头，以及调节门前后大小头割除。
4.4 根据实际测量更换高加正常疏水部分管路；4.5 开工前应检查作业周围是否有易燃物、可燃物。
将易燃物、可燃物清理干净或做好切实可行的防范措施后,方可开工。
同时配备相应数量的灭火器材等。
4.6 在割除过程中要做好防止管路突然断开造成人身伤害的安全措施。
在起吊、搬运割除管路时应固定牢固，防止滑落。
300MW汽轮机组给水泵汽轮机加装备用汽源技改项目分析与总结给水泵汽轮机是电站热力循环系统的主要部件之一，在高参数大容量的汽轮机组中占有重要地位，其在可靠性、自动化水平、负荷适应性等方面工况将直接影响着整个电站设备运行，近年因新能源消纳及机组供热改造影响东北区域火电机组调峰率较高，导致原有给水泵汽轮机存在4段抽汽及辅助汽源动力源不足、负荷适应性变差，引发给水流量调节迟滞，从而降低整机负荷变动率，本文将针对国能某发电有限公司一、四号机组给水泵汽轮机加装备用汽源技改项目的成熟案例对相关改造内容及成果进行分析总结.。
关键词：备用汽源；改造；给水泵汽轮机；负荷适应性引言国能某发电有限公司是国家“八五”期间的重点建设项目，也是吉林省“八五”期间十大重点工程之一，总装机容量2000MW.。
一期四台300MW级亚临界机组于2000年全部建成、二期一台660MW超临界机组于2014年投产发电.。
其中一期一、四号于2009年分别进行中导打孔抽汽供热改造，每台机组原配套50%额定容量给水泵汽轮机2台，原设计供汽汽源为主机4段抽汽，备用汽源为辅助蒸汽，在机组供热期深度调峰期间，随着机组负荷的降低，4段抽汽参数和辅助汽源抽汽量逐步下降，已低于给水泵汽轮机最小设计值，造成给水泵汽轮机出力不足，转速失控，直接导致锅炉给水流量波动，为此须对给水泵汽轮机汽源进行改造，根治低负荷区间给水泵汽轮机适应性变差的问题.。
给水泵汽轮机参数正常运行汽源：主汽轮机4段抽汽.。
辅助蒸汽汽源：临机至厂用蒸汽系统供汽辅助蒸汽参数：压力0.3-0.8MPa；温度220-330 ℃辅助蒸汽投入点：主机40%THA工况以下 .。
给水泵汽轮机排汽压力额定工况：0.0064MPa（a）夏季工况：0.0135 MPa（a）.。
最高允许运行背压：0.04 MPa.。
給水泵汽轮机联轴器弹性膜片联轴器.。
改造方案分析与确定在冬季机组供热期间，随着供热抽汽量的增加和机组调峰负荷降低，主机4段抽汽参数已不能满足锅炉给水要求，辅助蒸汽因厂房采暖和抽汽口管径限制，可提供备用流量已不能弥补给水泵汽轮机用汽需求，因此低负荷区间提高给水泵汽轮机动力源压力的方法只能是引入外部汽源.。
