核电站汽回路讲义

核电站汽回路讲义大家对100〜107的学习已经结束，对单个的子系统都有了初步的了解，在以前的学习中我们了解到系统中每一个阀门的结构、功能、和操作方法；学习到了系统中的每个管道形状、布置和其实现的功能；每一个泵或风机的位置、特性及其运行参数。将这些设备连接在一起构成了一个独立的系统实现了其系统特有的功能，（即：以前的学习是对某一个单独的系统的学习，了解单个系统的流程、设备、组成和功能。知道了某一个系统在整个电站中其实现的功能以及系统中的某个设备出现故障后的现象和处理。）这些都是我们在以前“1”字头所学习的内容。但在“2”字头的学习中要将学习的重点加以转移，要侧重于系统和设备的逻辑控制、启停闭锁信号、系统与系统之间的接口和相互之间的关系、一个系统或设备的故障对其它系统的影响或出现某一个异常的现象来分析其可能的原因及解决办法等方面的学习。现在就对汽回路（OJT203）为例将以前所学的知识串联的复习一下，汽回路的学习分为三部分来复习，蒸汽回路部分、发电机冷却回路部分、汽轮发电机组油回路部分来学习：第一部分：蒸汽回路部分前言：汽回路部分实质是热能转化为机械能的过程，饱和的核蒸汽在级内降温降压膨胀做功过程，其工作的原理基于朗肯循环，下图是常规火电厂和压水堆核电厂的郎肯循环：火电厂朗肯循环核电厂朗肯循环由上图可见，供汽轮机作功的蒸汽参数不同：火电厂的蒸汽是过热蒸汽；而压水堆通过蒸汽发生器产生的蒸所是饱和蒸汽。高压过热蒸汽比中压饱和蒸汽作功的能力强，热循环效率也高。因此，压水堆核电站汽轮机与常规火电站汽轮机有以下不同特点：1）新蒸汽参数低，且多为饱和蒸汽；2）新蒸汽参数在一定范围内变化，且随着功率的增加而降低；3）理想焓降小，容积流量大，故在同样功率下汽轮机及其辅助设备、管路体积庞大；4）汽轮机组通流部分积聚水分多，工况突变，水分闪蒸时，容易超速；5）在蒸汽发生器传热管破裂或泄漏时，二回路系统就可能有放射性，故对其排汽、排水要加强放射性监测，根据情况，适当处理。大家知道，朗肯循环的热效率公式可表示为：n=（H2-H3）/（H2-H4）H2:主蒸汽的比焓；H3:乏蒸汽的比焓；H4:冷凝水的比焓；由热效率公式可知，通过提高初参数（增加主蒸汽的比焓）或降低终参数（降低乏蒸汽的比焓）都可以提高热效率。由于受材料和机械工艺的限制，我厂核蒸汽为76bar/219.4°C的饱和蒸汽；降低终参数，冷凝器的饱和压力越低（即真空度越高），即代表汽水循环的冷源温度越低，根据卡诺循环理论，循环效率会提高。但也不是真空度越高越好，因为真空继续提高使汽轮机末级余速损失增大，抵消了提高真空带来的效益，因此真空度有一个最佳值的问题。由于核蒸汽做功的特点，我们在OJT203的蒸汽回路部分围绕两个问题进行讨论：1）饱和蒸汽做功的疏水问题2）凝汽器真空的控制和运行蒸汽回路几个典型系统的疏水汽回路部分实质是热能转化为机械能的过程，饱和的核蒸汽在级内降温降压膨胀做功过程，在蒸汽降温降压膨胀作功时，由于温度和压力的降低将有大量的蒸汽转化为水，蒸汽中含有水存在着较大的危害：1）蒸汽在管道内都有部分冷凝，此冷凝水如不排走，会引起水锤冲击，损坏汽轮机的叶片。2）核电站饱和蒸汽轮机在甩负荷时，由于汽轮机各缸之间有大量蒸汽及在延伸管道及汽水分离器、转子表面、汽机静止部件上凝结水膜的再沸腾和汽化而容易产生超速，因此设计上采取了如下措施：在汽水分离再热器后蒸汽进入低压缸之前的管道上装设专用的截止阀；缩小高低压缸之间的管道尺寸，即提高分缸压力，将汽水分离器和再热器联在一起；加装汽水分离再热系统，再次提高蒸汽参数以降低疏水。完善汽轮机和管道的疏水。核蒸汽的主要用户及各自的疏水:主汽轮机供汽和疏水系统（GPV）；汽轮机轴封系统（CET）；应急汽轮发电机组（LLS）；汽水分离再热器系统（GSS）；蒸汽旁路系统（GCT）；两台主给水泵汽轮机（APP）；辅助给水泵汽轮机（ASG）；辅助蒸汽转换器（STR）；除氧器（ADG）；VVP系统管道疏水：VVP系统的疏水分为阀前和阀后两部分，其阀前疏水是靠VVP002BA来实现的，如下图所示：RCP001GVRCP002GVRCP003GVSEKVVP002BA主要接收主蒸汽隔离阀前的疏水P蒸汽联箱VVP002BARCP001GVRCP002GVRCP003GVSEKVVP002BA主要接收主蒸汽隔离阀前的疏水P蒸汽联箱为防止空气进入主蒸汽管道，当反应堆冷却剂温度达到120°C时，开启VVP主蒸汽隔离阀前疏水阀VVP130/131/132VV进行主蒸汽管道的疏水，当VVP002BA出现高液位报警时，主控室手动开启气动阀VVP163VV，使冷凝水通过VVP101BA排往SEK系统。（疏水的冷却是通过VVP101BA出口的温度调节VVP702VT来实现的）。当二回路中的压力达到20bar时,开启VVP163VV气动阀的旁路阀VVP165VV,同时关闭VVP163VV，化验VVP002BA中的水合格后，开启疏水进入CEX冷凝器，关闭通过VVP101BA进入SEK的疏水。当反应堆在热停堆工况时（291.4°C,154bar）,开启VVP167VV,通过VVP002PU使疏水进入CEX冷凝器，主蒸汽隔离阀旁路阀暖管使上下压力平衡后，开启王蒸汽隔离阀，关闭旁路阀。这时王蒸汽隔离阀前的疏水结束，关闭疏水阀VVP130/131/132VV。在主蒸汽隔离阀关闭情况下，管系的疏水通过阀前疏水系统排出。管系的安装都带有一定的倾斜度，使疏水流向疏水点。当主蒸汽隔离阀开启后，其阀前疏水系统关闭，疏水通过隔离阀后在电气厂房通道内主蒸汽管上的最低的疏水管和蒸汽母管疏水系统排出。主蒸汽系统（VVP）蒸汽联箱的作用之一完成VVP系统在主蒸汽隔离阀开启后的疏水，联箱的其他功能是均衡汽轮机进口蒸汽压力、均衡三个蒸汽发生器内的压力以及将蒸汽分配至各部件和系统；联箱的疏水是靠VVP101/102/103/104PU以及其旁路的电动疏水阀联合来实现的，疏水器及电动阀的控制如下：VVP疏水旁路电动阀开启的条件：（电动阀没有停止信号且电动阀没有故障的前提条件下）疏水器PU水位高；电动阀在‘REMOTE’位置+主蒸汽管道的压力小于9bar时；电动阀在‘LOCAL’位置+就地电动开启。VVP疏水阀旁路电动阀关闭的条件：（电动阀没有停止信号且电动阀没有故障的前提条件下）电动阀在‘LOCAL’位置+就地电动关闭；电动阀在‘REMOTE’位置+主蒸汽管道的压力大于55bar之后20分钟+疏水器PU水位不高5分钟后。通过以上对疏水阀旁路电动阀开启和关闭的条件列举，可以看出：在启动初期，当主蒸汽管道的压力小于55bar时，疏水阀旁路电动阀处于开启状态；在停运时，当主蒸汽管道的压力小于9bar时，疏水阀旁路电动阀处于开启状态，使疏水顺利的排出。当疏水器水位高时，若不能及时排出，使水位上升到主蒸汽管道里，会引起水锤冲击损坏汽轮机高压缸的叶片。当疏水器水位高时，电动阀不能自动开启进行疏水时，现场运行人员应该到现场将电动阀置‘LOCAL'位置同时就地电动开启，当高水位消失后，将电动阀置‘REMOTE’位置即可。由于疏水阀旁路电动阀在主蒸汽管道压力大于55bar后才会关闭，这样就造成在启动初期进行VVP的暖管过程中，暖管速度很慢，大量的蒸汽通过旁路阀排出，因此当在暖管时，当主蒸汽管道的压力大于9bar后，将疏水阀旁路电动阀手动关闭，再置为‘REMOTE‘位置，就可以避免此种情况；这种方式不会影响疏

水阀旁路电动阀的功能，还提高了启动速度。主汽轮机高压缸的疏水：排气GRE003VVGRE004VV主汽轮机高压缸的疏水分为两部分，进气管道的疏水和排气管道的疏水。排气排气排气GRE003VVGRE004VV主汽轮机高压缸的疏水分为两部分，进气管道的疏水和排气管道的疏水。排气排气进汽管道的疏水是通过4个带有旁路电动阀的疏水器101PU/201PU/301PU/401PU组成，疏水器的电动旁路阀由汽机负荷自动控制。当负荷低于30%时，电动旁路阀自动开启，若有一个阀门不能自动开启则主控室出现报警，可现场手动开启。当负荷高于30%时，电动旁路阀自动关闭。如果有一个阀门不能自动关闭，可根据报警现场手动关闭，并写申请检查控制回路。如果这时又出现水位高的情况，它们可手动开启直到高液位消除后手动关闭。排气管道的疏水是直接流入GSS的联合疏水箱130/203BA中，利用GSS系统的疏水系统实现（详见GSS系统疏水）。汽水分离再热器系统（GSS）的疏水：设置汽水分离再热器的目的是改善低压缸的工作条件，同时也提高了热力循环的效率。其主要的功能是去除高压缸排汽中98%的水分，防止或减少湿蒸汽对低压缸部件的腐蚀和侵蚀；同时提高进入低压缸蒸汽的温度，使其有一定的过热度。以GSSA列为例来说明高压缸的乏汽被提高参数和疏水的，如下图所示：

GPVAPPAHP115VLAHPCEXCEX11()P()113VLV110BAGPVAPPAHP115VLAHPCEXCEX11()P()113VLV110BA高压缸的排气沿8根管道以每4根一组分别进入2台汽水分离再热器，高压缸的排气沿4根管道进入桶体后首先由下部进入汽水分离器。分离器入口有一块分配板，由波纹板组成的汽水分离器组件，经过波纹板分离器分离出来的水经过泄水水槽和泄水管导入GSS本体疏水箱140BA，140BA的疏水直接流入接受GPV疏水的GSS130BA中。正常情况下130BA中的水是通过疏水泵泵入到ADG除氧器中，在正常疏水不可用时可通过两列应急疏水到CEX,如下图所示（以GSS130BA为例）：ADG114VL正常疏水切到应急疏水操作：ADG114VL现场确认GSS103/115/113/114VL供气压力正常，中性点设置正确。现场核对GSS130BA水位为正常值，且水位控制器的MV（实测水位）和DV（整定水位）一致。同时核对GSS103/113/114VL处于“AUTO”。通知主控，开始GSS130BA疏水切换。在现场控制盘上，将GSS103VL放手动，保持GSS113/114VL处于“AUTO”。十分缓慢的关小（点动调节器）GSS103VL，这时GSS130BA水位会缓慢上涨。当GSS130BA的水位上升到接近113VL开启定值时，核对GSS113VL开启，并参与水位调节。此时，等待水位稳定，确认应急疏水阀的调节性能完好。继续关小GSS103VL，直到该阀全关，核对水位在应急疏水阀的调节范围内，且稳定。继续观察数分钟，确认应急疏水阀工作正常。通知主控，切换操作已完成。注意当应急疏水系统故障时，应停止操作，返回原疏水方式。应急疏水切到正常疏水操作：现场确认GSS103/115/113/114VL供气压力正常，中性点设置正确。现场核对GSS130BA水位稳定，泵以再循环方式运行，应急疏水阀调节良好，且水位控制器的MV（实测水位）和DV（整定水位）一致。同时核对GSS113/114VL处于“AUTO”。通知主控，开始GSS130BA疏水切换。在现场控制盘上，将GSS103VL放手动，保持GSS113/114VL处于“AUTO”。缓慢的开大（点动调节器）GSS103VL，这时GSS130BA水位会缓慢下降,GSS113VL会自动缓慢关小。继续缓慢开大GSS103VL，当GSS130BA的水位下降时，核对GSS113VL慢慢全关，监视GSS130BA水位下降速率，当130BA的MV值（实侧值）缓慢下降接近DV（整定值）时，将GSS103VL置自动。确认GSS103VL调节性能完好。通知主控，切换操作已完成。注意事项：切换之前做好风险分析，如GSS130/230BA水位高高跳机；低低水位跳泵；GSS110BA/120BA水位低关闭出口阀；高高水位关闭抽汽阀门。疏水阀手动操作时要缓慢，调节幅度要小，并等待水位稳定后再继续调节；切换完成后要继续观察数分钟后再离开。紧急情况时要及时手动干预。GSS的再热功能由两个加热器（抽汽和新蒸汽再热器加热）来完成，抽汽再热器的加热汽源来自高压缸第一级抽汽（高压缸后流道第二级后），来自VVP加热汽源作为低负荷时的备用，机组负荷小于35%MCR且抽汽再热器管板温度大于130°C时投入。新蒸汽再热器的加热汽源来自VVP。加热后的冷凝水分别流入GSS120/110BA中，正常情况时通过控制阀112VL/108VL将疏水可控的排往AHP601BA/701BA;在高加隔离或正常疏水控制回路故障时，可通过应急疏水阀可控的将疏水排往CEX.为了保证确保GSS再热器各根“U”型管上、下管段温差小于30C，系统设

计了GSS排气系统，其运行方式如下:排汽系统设计容量为18%，由15%排汽管线和3%排汽管线组成。其中3%排汽管线分为两路：一路3%排向AHP，一路3%排向CEX，这两路互为闭锁。在机组负荷高于75%时，排向AHP的3%排汽管线运行；当机组负荷低于70%，排向CEX的15%排汽管线和排向AHP的3%排汽管线运行；当高加隔离，排向AHP的3%排汽管线退出，排向CEX的3%排汽管线投运。GSS抽汽再热器和新蒸汽再热器隔离将①机组效率下降；②进入低压缸蒸汽参数下降，湿度增加，冲蚀低压缸零部件。因此对两加热器的隔离作了如下限制:抽汽及新蒸汽再热器不能同时隔；但两台并联的新蒸汽或抽汽再热器可同时隔离；隔离新蒸汽再热器累计时间不得超过1年；隔离GSS抽汽再热器或新蒸汽再热器只有当汽机运行期间或任何稳定工况下进行。ASG系统的暖机和疏水：ASG003PO正常运行处于备用状态，ASG137/138VV正常为关闭状态，小汽机的暖机是通过004DI引入少量蒸汽进行(注：引入的蒸汽量应不造成汽机转动)，防止启动时对设备造成冲击和损害。ASG蒸汽管道最低点疏水器的改型后的简图ASG蒸汽管道最低点疏水器的改型后的简图二核取消了疏水器，采用节流孔板，节流孔板去除了机械操作机构，结构简单可靠。通过该多级节流孔板装置将凝结水连续排出，大大减少了故障的几率。可以采用以下方法判断汽轮机暖机是否正常:1)引入蒸汽量应不造成小汽机反转;21)引入蒸汽量应不造成小汽机反转;2)汽轮机房间外的乏汽排气口有少量蒸汽冒出;3)现场用于触摸气缸和002ZE的温度感知，暖机正常时，002ZE3)很高；4）现场触摸软管的温度感知，暖机正常时，软管交烫手；5）通过排往RPE015PS的疏水流量是否正常来判断；如上图所知，暖机回路也承担着疏水的功能，反之，如疏水不畅将直接影响到暖机效果。进汽管道疏水通过004DI排至002ZE;汽机与排汽管道的疏水直接进入002ZE。002ZE收集的疏水经SEP水冷却后排至RPE015PS，最后被送到TEU地板废水储存罐TEU003/004BA中。判断疏水是否正确的方法有：001ZE疏水判断：水位高时，主控发出报警（ASG077AA/ASG087EC）疏水不畅时，001ZE的水长时间积聚，会导致其表面温度下降；通过暖机情况判断：001ZE疏水不畅时，无暖机蒸汽；汽机疏水（001TC）用于摸汽机疏水管（可从图中的A点处摸，靠近汽机进汽口下面的一根小管）的温度，疏水正常时交热；用于触摸进入ASG002ZE的管道（图中B点所在的管）疏水正常时管道交热，若疏水不畅是疏水管道及汽机积水，则时间长后管道温度会下降很多；观察汽机周围有无异常水迹，汽缸有无渗水现象；此外，可通过RPE015PS的来水情况判断，若疏水量减少或疏水温度降低则可能疏水不畅。CET系统的疏水：CET系统的疏水分为两步分，一部分是CET轴封冷却冷却器的冷凝水，另部分为轴封供气管线上汽水分离器的疏水，如图所示：轴封冷却器的凝结水通过一根气压计式的管段排入大气疏水箱CET001BA,然后送往主冷凝器。它是由大气疏水箱的水位信号来控制的。当水位高时，自动打开疏水控制阀016VL，凝结水排向主冷凝器，水位低时，该阀自动关闭，以免主冷凝器进汽。如果水位持续下降，001SN将发低低水位报警，自动关闭016VL。当水位高到一定程度时，会通过溢流管线直接排向SEK。轴封供汽管线上的疏水的收集是通过轴封供汽管线的汽水分离器来实现的，并把疏水排向CEX.疏水控制阀CEX008VL驱动机构的隔膜一侧直接连接至凝汽器，由凝汽器的真空控制：当凝汽器真空大于660mbar.a时，凝汽器的压力克服弹簧的作用力自动开启；当真空小于660mbar.a时弹簧力使阀门自动关闭；这样设置的目定在于：由于CET压力较低，当凝汽器真空较高时，孔板两侧的压差较小，可能造成分离器疏水不畅，故在凝汽器真空高时，直接开启旁路阀008VL保证分离器的疏水畅通。008VL关闭时，疏水经过孔板CET006DI排向凝汽器。凝汽器真空的实现冷凝器真空降影响着汽机经济运行及机组的安全，若凝汽器的真空低带来的影响主要表现在以下几方面：(1)①汽轮机排汽压力、温度升高，蒸汽在机内的可用焓降减少，蒸汽在冷凝器中的冷源损失增大，机组效率下降，机组出力减少。真空降低，要维持负荷不变，蒸汽流量增加，引起末级叶片过负荷，轴向推力增加，推力瓦温度升高，有可能烧毁推力瓦。若真空下降，排汽温度上升，使汽缸及轴承座等部件受热膨胀引起机组中心偏移，可能发生振动。排汽温度升高，使冷凝器的循环冷却水管胀口松驰。排汽的体积流量减速少，不利于末级叶片工作。但冷凝器的真空度是不是越高越好。虽然冷凝器的饱和压力越低(即真空度越高)，即代表汽水循环的冷源温度越低，根据卡诺循环理论，循环效率会提高。但也不是真空度越高越好，因为真空继续提高使汽轮机末级余速损失增大，抵消了提高真空带来的效益，因此真空度应设定为一个最佳值。凝汽器真空的实现依靠CVI/CET以及CRF等系统联合将凝汽器的真空控制在50mbar的最佳值，为了防止由于凝汽器真空问题给机组带来的危害，系统在凝汽器不同的真空限制时设定了不同的报警、保护和动作：机组启动提升真空时，三台真空泵同时运行，可在20分钟内将凝汽器从大气压力抽至300mbar.a，当凝汽器压力达到190mbar.a时，选定的真空泵继续运行，另外两台停运，转为备用。

机组正常运行时凝汽器的真空维持在50mbar.a左右。当凝汽器的真空达到235mbar.a时，出现凝汽器故障信号；冷凝器真空低使汽轮机脱扣的整定值取决于汽机负荷的大小。最低负荷时脱扣值为200mbar.a，满负荷时的脱扣值为320mbar.a。在功率范围内的变化呈线性关系，如图所示。冷凝器低真空报警值取决于汽机负荷的大小。最低负荷的报警值为140mbar.a，满负荷时的报警值为224mbar.a，在功率范围内的变化呈线性关系，如图所示。当冷凝器压力升高至500mbar.a以上时，冷凝器不可用，即冷凝器蒸汽排放系统不能投入。正常运行时冷凝器真空的建立主要靠蒸汽的冷凝形成，并靠CVI泵抽出冷凝器内的不凝结气体。在启动的初始阶段靠CVI泵来抽真空。建立真空的条件：循环水系统投入；将抽气系统中的所有阀门放到正确的位置；汽水分离箱和液环式真空泵充水至正常水位;使辅助冷却水通过密封密封水冷却器再循环;汽机轴封系统CET已投入；真空泵可用；凝结水泵投入运行。因此现场在启动真空泵时要进行以下检查：CVI泵电源已送上；系统在线正确；汽水分离箱的水位在中间位置；真空泵的前后轴承油位正常等等；真空泵加热器投入正常。真空泵由两级组成，在刚开始抽真空时，只是第一级工作，当冷凝器的真空达到一定的值后，两级同时工作，这是由真空泵一二级之间的逆止阀来实现的。启动提升真空时，三台真空泵同时运行，可在20分钟内冷凝器从大气压抽至300mbar.a。当冷凝器压力达到190mbar.a，选定的真空泵继续运行，另外两台泵停运转为备用。在正常运行情况下，只用一台真空泵就可保持冷凝器真空。其它真空泵处于备用状态。在出现下列情况下将引起真空泵跳泵：出口隔离阀关闭；真空泵启动60s后出口隔离阀未开（延时5s）；密封水流量低；密封水泵启动10s后，轴封水流量低；密封水箱水位低；汽轮机转速降至2000rpm由主控室按钮停运；冷凝器真空^190mbar时，运行中的备用真空泵自动停运。在正常运行中凝汽器的真空并不固定不变的，而是随诸多因素的变化而变化的，影响冷凝器真空的因素主要有一下一些：海水温度；冷却水的流量（或温升）；冷凝器的传热系数（冷热侧温差）；CVI系统不可凝气体的抽出程度（真空泵的运行状况）；真空系统阀门的密闭性；CET/AET系统的运行状况；进入冷凝器的蒸汽排量。当凝汽器真空降低后要进行凝汽器真空低查找，查找方法如下：主控检查汽机没有升功率或超负荷运行；主控检查循环水泵没有跳闸、CRF系统的虹吸破坏阀没有开启；主控检查CVI真空泵的运行情况，正常为一台运行，压力低时，备用泵应启动；检查CET/AET系统的运行情况：CET系统轴封蒸汽母管压力是否正常，压力低时，可能是从SVA或VVP来的阀门001VV或002VV被关闭；也有可能时压力

控制器的故障。检查真空泵的运行情况：密封水箱的水位、密封水泵的运行情况检查循环水系统的运行情况，牛腿没有泄漏的情况等；冷凝器、CVI抽气管线有没有向内漏气现象。在进行上述的情况判断后如不能排出真空异常的原因后，当凝汽器的压力大于100mbar.a时可按以下思路进行凝汽器真空异常的查找：注1：系统总的空气泄漏量的测量：开启CV1101/201/301PO计量管路中的隔离阀CVI103/203/303VA；利用阀门的手柄关闭主分离器罐CVI101/201/301ZE的排放管路CVI102/202/302VA；通过CVI101/201/301LD读出总的空气泄漏流量。空气可以从凝汽器的汽侧空间漏入，也可以从凝汽器的水侧空间漏入，当从水侧漏入时，由于空气与凝结水直接接触，凝结水泵出口的氧含量会大幅度增加，而从汽侧漏入时，由于有CVI的抽气，其氧含量增加的幅度相对较小，故差漏时，先看凝结水泵出口的氧注1：系统总的空气泄漏量的测量：开启CV1101/201/301PO计量管路中的隔离阀CVI103/203/303VA；利用阀门的手柄关闭主分离器罐CVI101/201/301ZE的排放管路CVI102/202/302VA；通过CVI101/201/301LD读出总的空气泄漏流量。第二部分：发电机冷却回路部分众所周知，发电机是核电站最重要的设备之一，发电机运行的好坏对电站的安全与经济有着直接的影响，为安全运行、减少故障和早期预报警发电机除了设置了诸多保护监测装置外，还设置了许多辅助保护系统，如氢（GRV）、水（GST/GRH）、油（GHE）等系统，这些辅助保护系统为发电机组的安全运行提供保障，下面对这几个辅助系统进行简单介绍：1.GRV系统：系统概述：GRV系统由SHY提供氢气，SGZ提供CO2,SAT提供空气，保证发电机在不同状况的需求，大修时为避免氢氧混合确保安全，通过以CO2为中间介质，使发电机内的H2和空气安全置换。正常运行时维持发电机内氢气压力和纯度。连续监测纯度和露点以保证它们的在可接受的范围内。基本组成及相关操作：一个干燥器（GRV001DS）：干燥器基本原理干燥器是全自动、连续工作、自行再生的双室型干燥器，用于连续地进行气体干燥处理，同时监视其出口处的氢气湿度，以保持发电机内的氢气处于干燥状态。GRV001DS有两个竖直的腔室，采用的是矶土干燥剂。在干燥一段时间后，干燥剂饱和失效，因此需要用一股干燥氢气吹扫干燥剂吸收水分，然后这股气流进入分离器去除其携带的水份，我们称之为再生。当01DS的一个腔室干燥发电机内氢气时，另一个腔室则进行再生。干燥器可以由于动和自动控制（由GRV02AR上的01CC进行切换），正常运行时在自动运行状态。在干燥器自动运行中，再生腔室先加热40分钟，再冷却80分钟，2小时后两个腔室状态切换一次。发电机运行时H2是由发电机转子风扇带动循环，当发电机转速低于2000rpm时，GRV001CO由转速开关自动启动进行H2循环（也可在GRV002AR上手动启动）。分离器排出的水进入GRV002BA凝结水箱。注：具体运行可参见2001年版《现场操作指南》C-GRV-001。运行监测及相关操作干燥器干燥剂容器A/B的温度高正常运行时干燥器干燥剂容器A/B的温度小于550°C，当干燥器的干燥剂容器A/B温度大于550C时，由GRV001/002MT发出报警，在主控出现GRV006AA，在GRV002AR上出现GRV017/018AA。故障原因：气体干燥器GRV001DS可鼓风机GRV001CO故障，导致干燥剂容器A/B的加热原件在无气体通过的情况下通电。后果：若温度继续升高，气体干燥器的干燥剂可能损坏。实施操作：＞在气体控制盘GRV002AR上置GRV001CC于“LOCAL”位置（选择氢气干燥器为就地控制），按下按钮GRV003TO和GRV005TO确保两个加热器都断电＞如果汽轮发电机已停运，增压鼓风机应在运行，否则查找原因＞要求维修人员进行故障检查维修干燥器凝结水箱水位高GRV02BA的水位由GRV001LN/S监测控制，当GRV002BA的水位达到FULL时，GRV001LN/S发出报警，在GRV002AR上有GRV007AA报警，同时主控有GRV006AA“发电机氢气系统泄漏故障”。故障原因：气体干燥器GRV001DS的凝结水箱GRV002BA积水后果：若GRV002BA水箱水位继续上升，上升到进口及再生分离器处，将堵塞十燥气流或使得再生干燥器无法再生，从而降低干燥能力，甚至导致干燥器失效。实施操作：这可以通过给凝结水箱疏水解决，具体步骤：关闭再生分离器疏水隔离阀GRV017VK；检查入口分离器疏水隔离阀GRV016VK在关闭位置（正常运行位置）；>小心开启气体干燥器凝结水箱的疏水隔离阀GRV015VK，同时密切监视气体十燥器凝结水箱水位指示器GRV001VL/S，直至指示器读数为1/2满刻度；A关闭气体干燥器凝结水箱隔离阀GRV015VK；>开启再生分离器疏水隔离阀GRV017VK。注意：防止任何氢气逸出。另外需关注的是凝结水箱的水位计GRV001LN/S可能会因为故障一直指示在零水位处而影响凝结水位的判断。大修时退出GRV干燥器干燥器停运：核实发电机转子处于静止状态、CO2和空气可供使用、发电机机壳内充满了额定压力下的氢气、U形管分别接在氢气和CO2的管线上，007VY处于关闭。停止001DS和001CO，并隔离氢气。标定002MG，将001VJ放到充CO2的位置上。发电机、计量筒、供氢管线、干燥器等降压。对发电机、排H2管线，充H2管线，泄漏探测器，干燥器，增压风机，计量筒，GHE油箱进行CO2对H2的吹扫，直至含氢量降到10%.隔防CO2气源，使管子降压。进行空气对CO2的吹扫，吹扫时监测CO2中的空气纯度，达到95%时，继续吹扫24小时。最后关闭003VA并使机身压力降至大气压。GRV干燥器隔离前的吹扫1）关闭GRV019/020VY以便GRV干燥器与发电机中的氢气隔离。断开GRV001CO的电源（GRV021/022/023FU）。2）由静机在GRV005VJ与GRV010VG（F4）接好临时软管，最好在临时软管上装有减压阀以便吹扫时控制CO2的压力，防止GRV011VG动作，如果没有减压阀则利用GRV005VJ半开进行调节，保证GRV012LP不超过3.5巴3）由静机拆开GRV043VY的堵板，微微开启GRV043VY进行泄压，直到GRV012LP为2巴左右.4）开启GRV010VG/039VY,选择GRV002/003DS中的一个运行，方法是将GRV001CC打到手动，由停运/运行按钮选择其中一个DS运行.如先用GRV002DS则GRV034/030VY开启，CO2经GRV001CO/002DS/002ZE进行吹扫.在GRV043VY处由工业安全人员测氢气含量直到氢气含量合格.然后切换到GRV003DS运行,再次吹扫到氢气含量合格.5）开启GRV017/015VK进行吹扫GRV001ZE.由于GRV015VK在地沟里，吹扫不能太快以便氢气能充分扩散.由工业安全人员测氢气含量直到氢气含量合格.关闭GRV017VK,打开GRV016VK对GRV002ZE下部到GRV016VK之间的管道进行吹扫.6）为保证吹扫充分，打开GRV010/022VJ,经排氢管道排到汽机厂房屋顶，在GRV826VY处接上快速接头，打开GRV826VY进行测氢气含量，如果无法测量,可在排气口处测氢气含量直到合格.7）吹扫过程中应监视发电机的氢气压力，防止GRV019/020VY关闭不严引起氢压下降.投入GRV干燥器干燥器的运行方式：GRV001CC打在“AUTO”位置。干燥器的启动条件：核实发电机转子处于静止状态、机壳在大气状态下、GHE系统可用、SHY和SGZ可供使用、GRV仪表可以运行、U形管与SAT相连。＞先进行CO2吹扫空气：＞标定002MG（用纯CO2）；＞吹扫发电机和通向003AR的CO2管道，直至空气含量降至30%纯度。A再对氢气充气管，泄漏探测器、干燥器、鼓风机、放气管和计量筒进行吹扫。再进行H2吹扫CO2，吹扫部分与上述相同，直至CO2中含H2但超过90%。＞进行机壳内压力升压，注意密封油与H2之间的压差在1.4bar，最后机壳压力由011VY控制，设备都设自动。二个“『'形管：发电机的气体供应管线设有两个U形管，正常运行时一个供H2气源用（002-20），另一个供CO2用（026-20），这两个U型管的半径不同，以保证它们不能互换。当发电机为了维修而要充灌空气时，这两个“U”型管同时转换到空气供应管线上，这样就在机械上保证H2和空气可靠隔离。三个MG：GRV001MG：001MG为发电机铁芯监测器，提供发电机铁芯绝缘过热的早期警告，001MG由气体室和主控制屏组成，取样气体由转子风机压差驱动取自发电机经监测器后返回发电机，发电机在线时即投入，正常显示值为0，当N30%时发出报警。GRV002MG：纯度计002MG机械部分位于GRV001AR内。002MG按0—100%的全刻度进行标定，用于吹扫时气体纯度的监测（CO2中的H2或空气，视吹扫而定）。他们的显示在002AR上，取样流量可调，并在001IC（01AR）上显示。机组启动阶段用CO2置换空气前投入002MG，机壳内压力N0.6bar.g时，将002MG置于位置“3”测量CO2中的空气含量，初始显示100%，当显示值^30%后停止CO2置换空气；用H2置换CO2前，将002MG至于位置“2”，测量CO2中的H2含量，直到显示值N90%且油/水压差约1.4bar时退出；停机阶段用CO2吹扫H2时，将002MG投运，并选择到位置“2”，测量CO2中的H2含量，当显示值^10%后停止CO2置换H2；在用空气置换CO2前，将002MG置于位置“3”，测量CO2中的空气含量，当显示值N95%后停止控制吹扫CO2，开启排放阀使机壳压力降至大气压。GRV003MG：003MG按85%-100%的全刻度进行标定，用于正常运行时监测壳内气体纯度。正常运行时，要求发电机内的H2纯度N98%，当H2纯度^95%时发出报警，在主控室出现GRV006AA，在GRV002AR上出现GRV021AA。H2纯度下降的原因可能是：＞密封油系统故障＞发电机CO2供气阀内漏；＞由BOP氢气生产和分配系统SHY来的发电机补给H2纯度低。需要采取以下操作：＞按密封油系统GHE出现的任何持续报警信号（特别是发电机密封油氢侧/空侧压差异常报警信号GHE027AA）进行处理＞如果怀疑CO2供气阀内漏，要求维修人员进行故障检查；＞请化学科对发电机补给H2纯度进行检测，若纯度不合格，迅速采取措施以确保H2生产和分配系统SHY运行良好。＞只要认为供给发电机的H2纯度合格，则可在气体控制盘GRV001/002AR上实施充排H2操作，净化以电机内H2以提高纯度：一缓慢开启主排气隔离阀GRV002VJ降低机壳内的氢压到4.8bar.g（004LP）—关闭GRV002VJ一缓慢开启机壳氢压调节阀的旁路隔离阀GRV007VY充入干燥氢气，直到机壳内氢压上升到正常值（5bar.g/004LP）—关闭GRV007VY—重复以上操作直到发电机内氢气纯度全格（GRV004ID显示N98%）注：GRV007VY为“一字型”手柄阀，该阀存在30%左右的死区，充氢时该阀大概处于40%开度，切不可将该阀开得过大，这样发电机内的氢压升压过快，可能导致密封油系统的直流电动泵GHE003PO的启动，以前曾有过类似事件发生（具体原因见后描述）。四个湿度计：GRV系统有两个湿度计01MZ和02MZ，加上GEX03MZ，GEX04MZ共四个湿度计，分别对干燥器出口，发电机壳内，励磁机空气和励磁机环境外气体露点进行监测。002AR内有一台微处理机不断扫描上述湿度计，可以在GRV002AR上的GRV003ID观察到上述四点的露点（露点的含义：某种气体中蒸汽分压所对应的饱和温度）。各湿度计的监测对象及报警值：001MZ监测气体干燥器出口露点，报警值为-10°C；正常值约为。C。002MZ监测发电机氢冷却剂的露点，报警值为+10C；正常值约为C003/004MZ监测励磁机的空气露点。五个液体泄漏探测器（001-05CW）：在发电机的两端和中央及励磁机两端的低处有放水管与机壳相连。这些放水管与液体泄漏探测器（01-05CW）相接，内有液位开关（01-05SN），用于启动报警。当油或水积聚在液体泄漏探测器时，由相应的SN发出报警在主控出现GRV006AA，在GRV002AR上也会出现相关的报警（详见下表），此时要立即响应，查找原因。下面以01SN触发报警为例进行说明：原因：a发电机内部定子绕组或氢气冷却器漏水b发电机密封/密封油系统故障c发电机机壳内氢气湿度高后果：由于受潮引起的电气故障可能损坏发电机油可能污染定子绕组而引起电气故障由于受潮引起的电气故障强能损坏发电机操作：关闭发电机前端液体泄漏探测器GRV001CW的入口隔离阀GRV001VK和排气隔离阀GRV026VY，开启疏水隔离阀GRV004VK，将液体泄漏探测器内的液体排出警告：不要让氢气逸出，所排液体中含有饱和氢气关闭疏水隔离阀GRV004VK开启入口隔离阀GRV001VK和排气隔离阀GRV026VY>确认报警已清除>检查所排液体的液量并检查该液体是油还是水>如有必要检查故障的同时继续排放液体泄漏探测器内的液体如果定子冷却水出口流量低（GST025AA）和/或氢气向定子冷却水泄漏量高(GST037AA)这两个报警同时出现或此后不久也出现，则表明泄漏较大，必须立即实施以下的操作：>发电机降负荷一GRE上位机>切开发电机出口开关一GSY001TL>切除励磁一GEX504TO停运定子冷却水泵一GST002/003TO/006TL隔离通向发电机的水一关闭GST029/030VN停运汽轮发电机组一GSE001TO>即使未出现其他报警，任何发电机内部水泄漏都可能引起严重的后果，因此除非有绝对的需要，发电机不应在该状态下继续再运行参见《汽机的正常降负荷和停机》GS3运行程序>处理密封油系统GHE出现的任何持续报警，特别是密封油氢气侧排油溢流报警GHE029AA和发电机密封油/氢气压差异常报警GHE016AA处理发电机机壳内氢气湿度高报警GRV017EC五个控制柜：001AR——就地氢气供应控制柜，设在汽机厂房0M；该柜内装有氢计量筒(GRV001BA)和大部分控制阀门。GRV001BA与氢气源相连接，带有气动操作机械连接的进出口阀GRV009VY和GRV010VY。当GRV006SP监测到GRV001BA内压力低(6bar.g)时，进口阀GRV009VY开启，出口阀GRV010VY则关闭，为GRV001BA充氢；当GRV006SP监测到GRV001BA内压力高(8.5bar.g)时，进口阀GRV009VY关闭，出口阀GRV010VY则开启。与此同时，装在GRV002AR内的计数器GRV001QM动作一次，记录GRV001BA为发电机充氢一次。计量筒下游装有一个压力调节器GRV011VY，它将GRV001BA出口压力降到发电机所要求的压力，该阀门经过整定，使机身的运行压力保持在6bar.g氢气计量筒的简图另外，GRV001AR内还装有一个旁路GRV001BA和GRV011VY的支管，支管上带有一个旁路阀GRV007VY，GRV007VY的操作手柄与也装在柜内的CO2充灌阀GRV005VG共用，它被机械闭锁在阀门的开启位置，只有当操作杆移到关闭位置时，才能取下来供CO2气源使用。当操作杆用于CO2充灌阀GRV005VG时，也用同样的方法实现机械闭锁。还有，这个操作杆还与三通的放气阀GRV001VJ联锁，以保证放气阀根据充到发电机去的气休面正确性接通。GRV001VJ和GRV007VY以及GRV005VG之间的关系：001VJ有两个位置一“充入CO2排出H2或空气”以及“充入H2或空气排出CO2”：位置1“充入CO2排出H2或空气”。这个位置用于“用CO2置换空气”或“用CO2置换H2”的过程中。此时007VY和002VJ之间的管道通路。此时，CO2可以经过005VG进入发电机内，而发电机内原有的H2或空气可以001VJ、002VJ排出。001VJ在这个位置时，可以用手柄开启005VG，而在机械上闭锁了007VY的开启，以防止007VY误开而使H2直接通过001VJ、002VJ排掉。位置2“充入H2或空气排出CO2”。这个位置用于“用H2置换CO2”或“用空气置换CO2”的过程。此时，005VG和002VJ之间的管道通路，H2可以经007VY而进入发电机本体内（或空气可以经GRV003VA、GRV005VA进入发电机本体内），而发电机内原有的CO2可以经001VJ、002VJ排出。001VJ在这个位置时，可以用手柄开启007VY，而在机械上闭锁005VG的开启，以防止005VG误开而使CO2经001VJ、002VJ直接排掉。002AR——氢气监测电气控制柜，设在汽机厂房0M；GRV002AR内包含全部与氢气供应系统监测装置有关的电气设备，以及系统的控制设备。GRV002AR上有多个输出端口，可以显示各种被测指标的数值：GRV001ID:气体干燥气室“A”温度指示GRV002ID：气体干燥气室“B”温度指示GRV003ID：机壳气体/气体干燥器出口湿度度指示GRV004ID：发电机壳休内氢气纯度指示计GRV005ID：机壳排气/干燥器排气/CO2气源纯度指示计GRV007ID：发电机前端/壳体气体差压指示计GRV008ID：发电机后端/壳体气体差压指示计GRV009ID:发电机壳休气体/定子冷却水差压指示计GRV001AU：各种报警指示窗GRV001QM:计量筒动作计数器GRV01RC/ID：发电机机壳气体温度控制站另外，GRV002AR上还包括干燥器的控制单元和取样管线加热器的控制单元及电源指示灯等。003AR——应急排氢控制柜；03AR位于非危险区——汽机厂房0M南大门旁；它用途是提供一个应急站，由此可以隔离氢气源、开启通大气的放气管，并使CO2供入发电机。在03AR上有两个压力表，一个监测CO2气源的压力（09LP），另一个监测扫气时的机壳压力（010LP）。相关操作：发电机紧急排氢当有发生火灾，有可能危急GRV系统时，由值长决定发电机紧急排氢，这些操作均在GRV003AR上进行：关闭GRV004/005VY，隔离H2源；打开排空阀GRV018VY，GRV003VJ使发电机排氢。检查CO2气源可用（GRV009LPN10bar.g），否则检查并开启GRV001/002VG；当发电机内H2压（GRV010LP）小于0.5bar.g时，开启CO2供气阀GRV007VG；调节排气隔离阀GRV018VG维持发电机内气压在0.4-0.5bar.g之间（GRV010LP）此时若能靠近GRV001AR，执行正常操作规程S1GRV001第四章，确认GST，GRH停运并以排水，防止GST和GRH水在氢气压力低时进入发电机。004AR——发电机机壳湿度监测柜；设在发电机腹部下5M；005AR——发电机气体干燥器出口湿度监测站，在GRV干燥器旁。2.GST系统系统概述发电机定子冷却水系统(GST)利用低电导率的水经过定子绕组等方形导线的小孔进行循环，以冷却发电机定子绕组.然后定子冷却水再将从定子绕组中带出的热量传递给SRI系统.另外，GST系统在水的品质、温度、压力和流量等方面均能满足发电机的要求，在发电机氢气压力运行值下，系统的冷却水不会漏入发电机中.系统基本组成及相关操作定子水电动泵101/201POGST系统两台电动泵均为卧式轴端进水泵，转速为2900rpm，流量为144m3/h，每台泵都是100%的流量容量，101PO由LKF供电，201PO由LKG供电，正常一台泵在运行，另一台泵备用，当运行的泵流量低于78m3/h时，备用的泵将自动启动，如果备用泵不能在20S内把定子水流量提高到大于82.8m3/h，汽机就会以每分钟200%的恒定速率把负荷降至8.5%的额定功率.GST水泵属于电厂重要设备，在日常巡视时要重点关注其运行情况，包括:震动、噪音、泄漏、温度、油位等。冷却器101RF/201RF两台冷却器均为奥式体不锈钢板制成的冷却器，每台容量为100%的流量，交换功率为4356KW，定子水侧流量为130m3/h，二次侧SRI流量为130m3/h.发电机正常运行时，冷却后的定子水温度由二次侧SRI流量控制阀005VD控制在43°C。相关操作：温度高故障的处理当定子冷却水温度异常：＞45°C或＜40°C时，由GST005MT发出报警：主控有GST032AA；现场GST001AR上有GST031AA且GST001ID上也相关显示。当出现温度异常报警GST032AA必须立即响应，查找原因，及时处理：首先通过KIT中的GST002EU确认定子冷却水温度是高还是低：温度高的原因：＞SRI冷却水异常，如：SRI流量低、水温高等；＞GST05VD调节回路故障；＞在线不正确，如备用热交换器的SRI侧投运造成“抢水”而影响冷却效果；＞投运的热交换器排气不充分；＞GST加热器故障投入；＞热交换器堵塞、结垢而降低传热效率；应执行的操作：＞可以通过SRI系统的监测盘确认是否是SRI系统故障，或由其它SRI冷却的系统温度变化情况来确认是否为SRI系统故障，如是，则按SRI系统故障处理。＞确认定子冷却水温度控制阀GST005VD供气正常，在GST001AR上检查GST005VD控制方式选择在“自动”位置，温度定值为43C观察MV/DV指示，检查控制回路和运行情况，若发现故障，用手动将温度维持在43C，要求维修人员检查处理。＞检查定子冷却器的在线是否正确，一台运行，一台备用，确认只有运行的一台冷却器两侧均有流量（两侧指GST侧和SRI侧）＞开启冷却器101RF或201RF的排气阀GST008VD或GST013VD检查冷却器SRI侧充水排气是否充分＞检查是否是GST加热器故障投入，是则停运＞切换到另一台热交换器运行，检查温度是否降低，如降低则说明是之前运行的热交换器堵塞，写WR处理。从运行的冷却器切换至备用冷却器是靠手动开启和关闭相关的阀门来实现的.切换时的注意事项：＞根据在线情况确认哪一台热交换器在运行，哪一台备用；＞对备用热交换器进行冲洗及充水排气，确保水质合格，以免引起电导率上升；＞先投运原备用的热交换器，然后再退出原运行的热交换器；＞切换过程要缓慢，防止造成断流，同时监视定子水流量、氢水压差等参数；＞在投运备用热交换器后未退出原运行热交换器前，短时间内两个热交换器并列运行，冷却能力增加，定子水温会降低，冷却水调节阀005VD开度减小；原运行热交换器退出运行后，水温会因冷却能力降低升高，波动范围可能较大，需关注005VD的调节性能；＞切换完成后关注定子水电导率、氢气温度。电加热器（001RE）GST电加热器功能单元可视作两部分：电加热器本体和控制柜。电加热器本体即GST001RE是一个立式圆形不锈钢体，体内装有电加热元件（功率：120KW，方式：间歇），加热元件被分成两组：功率为80KW的GST001RS和功率为40KW的GST002RS，这两组加热器根据需要指令投入。电加热器旁有一个控制柜GST002AR，它对加热器实现供电，通断控制及功率控制。柜内的可控硅自动按需要控制送入电加热器的功率使水温和氢气温度保持相等.在控制柜上有一手动控制装置，可将定子水温度定在43r或70r。通常只有在发电机停运、升速或降速期间才向001RE通电.具体运行控制见2004年第一期操作指南C-GST-008（作者：简关良程亚静）。过滤器（101FI/201FI）过滤器是复式的，每段都能通过100%的流量，具有3pM的过滤能力，有一个压差指示仪GST013ID和压差开关GST003MP跨接在过滤器上，该开关可在主控提出过滤器脏污报警GST036AA.当过滤器压差高后，可手动切换，在切换时循环定子水流量不会被切断.切换时需注意：风险：＞备用过滤器较脏，投运后影响GST水质，造成电导率不合格,影响机组运行＞备用过滤器充水排气较快，引起GST流量波动，影响机组稳定运行。操作：＞根据位置指示和滤网表面温度确认哪一台过滤器在运行，哪一台备用；＞对备用过滤器进行冲洗，直到化学化验水质合格，以免引起电导率上升;＞切换前缓慢开启联通阀对备用滤网充水排气，防止因抢水造成流量下降;＞缓慢切换，以免造成断流，流量异常及时切回；＞如果滤网是压差高切换，切后应对该滤网发出WR。除盐器（001DE）除盐器是一个立式圆筒形容器，内有阴阳离子混合树脂，用以去除水中的离子杂质，降低水的电导率.要求是当系统中定子水的电导率大于1.0Ms/cm，才手动操作相应阀门，使部分水经过该装置直接返回到水箱001CW中进行循环，以改善其水质，但在实际运行中，为保证定子冷却水电导率，除盐床一直投运。正常运行时，除盐床GST001DE的流量可由003LD监测，也可以利用入口隔离阀039VN缓慢调节流量，一般为1.3m3/h。GST001DE疏松树脂在GST001DE运行时，如果入口阀GST039VN全开后，通过GST001DE的流量依然低于1.3m3/h，则可能是GST001DE内的树脂过于密实板结所致，这时要对GST001DE进行树脂疏松操作：关闭GST001DE进出口阀GST039VN/043VN开启排气阀GST040VN和疏水阀GST041VN观察GST001DE水排空后关闭GST041VN，关小GST040VN将GST001DE空气供应管线上的快速接头GST001WV与SAR供气阀GST001VA连接>缓慢开启GST003VA，让树脂在空气作用下搅拌10分钟关闭GST003VA>微开入口阀GST039VN（注意要缓慢微开，若开启过快、开度过大则会引起GST流量的波动），当GST040VN有稳定水流时，说明GST001DE充水排气已充分，关闭GST040VN缓慢全开GST043VN，调节GST039VN的开度，使GST003LD流量为1.3m3/hGST001DE投运前的充水排气当GST001处理过一定的水后（维修程序给的参考值为245m3）除盐床的树脂将会完全失效；另外，GST001DE树脂的有效期也只有一年，当树脂失效时就需要维修部门更换，更换后由运行人员进行冲洗、充水排气及投运。相关操作：>确认树脂已更换完成>联系化学人员将临时电导率表带到现场，准备进行除盐床冲洗确认除盐床进出口阀GST039/043VN、空气进口阀GST003VA、树脂排放阀GST042VS、疏水阀GST041VN处于关闭状态微开进口阀GST039VN和排气阀GST040VN，开始充水排气。注意，GST039/040VN开度不能过大，否则树脂会从排气口排出（曾有经验反馈），因此冲洗时“微开”，以GST040VN下游刚好有连续水流且无树脂排出为宜>由化学人员在GST040VN下游接上临时电导率表监测电导率，继续小流量冲洗化学通知水质合格后关闭GST040VN，开启出口阀GST043VN投运除盐床，调节GST039VN的开度，使除盐床流量为1.3m3/h氢气卸放罐（001CW）001CW是一个立式圆筒形贮罐。它用于排出定子冷却水中溶解的H2,同时监测H2的泄漏是否异常。GST001CW的结构使冷却水速度降低，并允许氢气泡或空气泡从水流中升起而将气体分离出来聚积在罐顶部，再由定时开启的GST046VN将气体排放全厂房外面。当气体的泄漏率很小时，不会有报警，如果H2泄漏异常，在定时器循环周期内将上部隔离室充满，导致GST001CW的液位下降，触发GST001SN动作，则发出则气体释放的同时会发出报警主控GST037AA，在GST001AR上有GST008AA，表示气体泄漏过多。GST001CW的结构与运行控制可参见2001年版现场操作指南C-GST-001（作者：简关良）。GST046VN的控制时间继电器GST001XT控制GST046VN每4小时开启一次，时间继电器GST002XT控制GST046VN每次开启30秒当GST001CW液位低时，GST001SN动作触发GST046VN开启在GST001AR上按GST001TO使GST046VN开启，每按一次阀门开启30秒漏入定子冷却水氢气量高（GST037AA）报警的处理原因：是发电机定子泄漏，过多的氢气漏入定子冷却水中后果：增加氢气的消耗；如果泄漏率继续增大，夹杂在定子冷却水中的氢气会引起定子过热及定子绝缘的损坏操作：>在定子冷却水控制屏上，检查记时器的指示，查明上次排气的时间按下GST001AR上的GST01TO，排掉GST001CW内的气体，整个操作过程持续20秒，20秒后报警消失>排气财期可以设置得短一些，以防报警再次出现，但时间周期不应设置得太短，以保证泄漏率再增大时能立即发现>若测得排气周期小于30分钟，建议降低机组负荷，停机并查明泄漏原因>排气周期小于30分钟的机组运行决不允许，因为这会导致氢气在定子线圈内聚集，引起定子线圈局部温度升高高位水箱（001BA）高位水箱是一企长方形箱体，工作容积为0.5M3，位于20.2m高处，高于发电机中性端子的高度，它保证定子和端子经常充满水。该水箱也为泵提供足够压头。由SED系统供应补给水，水通过装在高位水箱上的浮子阀GST003VD控制进入系统，该阀自动维持液位，正常液位在0.56-0.78m之间，液位异常时由GST002/003SH发出GST001BA高/低液位报警。装有一只手动操作的旁路阀，以允许手动控制液位。另外，GST001BA还设有一个电导率表GST002MR监测SED补给水的电导率，补给水的电导率正常值小于1.0Ms/cm，当补给水电率大于等于4.0ps/cm时发出报警GST030AA。控制阀027VNGST027VN是一个电动调节阀，其作用是通过调节阀门的开度来控制发电机氢水之间压差为0.4bar，保证定子冷却水不会漏入发电机。GST027VN是常规岛唯一的一个电动调节阀，有阀门结构比较特殊，属于低进高出型，即当阀杆向下运动时，带动阀瓣向下运动，此时阀门开度增加，氢水压差减小；反之阀杆向上运动时，阀门开度减小，氢水压差增加。另外，在GST027VN的阀杆上设有一机械死点，防止GST027VN意外关闭。该死点设置在当一台定五冷却水泵运行时，经过该阀的流量约为92.5m3/h。该阀接受GRV002MP、GST001/002MP的共同控制，正常运行时GST027VN由GRV002MP与GST001MP的共同控制，当GST001MP或GRV002MP测得信号超过阈值或代表氢/水压差测量的两个通道偏差大于40mbar时，才选择GST002MP控制氢水压差。氢水压差的定值由运行泵的个数来决定，当一台泵运行时，压差定值为0.4bar，当两台泵运行时压差定值为0.1bar.GST027VN调节控制及结构可参见2004年第一期现场操作指南C-GST-007(作者：刘强)和2002年第一期现场操作指南C-GST-002(作者：简关良)。不同运行工况下氢压、定子水压力、流量温度关系如表4-1。氢压(bar.g)5.04.253.0定子水压(bar.g)4.63.852.6定子水流量(m3/h)13011790定子水入口温度43°C43C43C定子水温升31.3°C29.1C27C3.GRH系统GRH系统功能GRH---发电机氢气冷却系统的功能是利用SRI的水冷却发电机内循环的氢气以及励磁机内循环的空气。发电机氢气冷却系统还利用设置在发电机及励磁机内的热电偶，对发电机和励磁机的温度进行连续地监测。GRH系统的运行机空气冷却器。发电机氢气冷却器共有四个（4*25%）,氢气温度调节由GRH021VD实现。磁机空气冷却器共有四个（4*50%）。一个氢气冷却器退出运行，机组降负荷至70%；二个氢气冷却器退出运行，机组降负荷至65%（发电机的一侧一个氢气冷却器）；二个氢气冷却器退出运行，机组降负荷至0（发电机的同一侧的二个氢气冷却器）；所有氢气冷却器完全失去SRI冷却，发电机最大MAVR运行90秒。GRH系统的运行经验GRH系统投运及停运时的注意事项GRH系统一般在发电机氢压大于3bar时才投运，若发电机氢压小于3bar，则在启动SRI前需关闭GRH所有的进出口阀门。反之，当发电机停运时，若发电机氢压大于3bar，GRH系统停运后不必有更多的操作；若发电机氢压小于3bar，发电机氢气冷却器必须关闭进出口阀门并排水。氢气冷却器温度调节四个氢气冷却器的氢气出口温度由GRH021VD根据GRH121MT（GRH301RF出口冷氢温度）测量值调节，温度定值为43°C，而氢气冷却器的入口热氢温度的正常值应小于80°C，当氢温达到85°C时报警，达到90°C时，发电机跳机。由于四个氢气冷却器的冷却管线布置不同而造成冷却流量不一致，会造成四个氢气冷却器的温度不一致，而GRH021VD是根据GRH121MT的测量值调节的，不是根据四个氢气冷却器最高温度调节的。这样就有可能造成某个氢气冷却器的冷氢温度过高。因此每次机组启动时，根据四个氢气冷却器实际出口氢温，选择温度最低的一个氢气冷却器，将其入口隔离阀关小1/4—1圈，观察四个氢气冷却器的温度变化；若还不一致则重新调整，直至四个氢气冷却器的冷氢温度基本一致，然后将调整后的隔离阀锁定在该位置。氢气冷却器中氢气泄漏现象的判断在SRI002BA排气观察窗上观察是否有气与水一起流动，若有，则分别在每个氢气冷却器上进行下列工作：观察每个氢气冷却器排气窗，若气流可见，可微微开启排气管隔离阀取样分析。若已判定为氢气且发电机需降压，则在降压前将可疑氢气冷却器隔离并排水。（1）水或油向发电机内泄漏的判断水或油向发电机内泄漏的判断通过GRV001CW（发电机前端），GRV002CW（发电机中央），GRV003CW（后端）的液位开关报警来判断，并通过排液计算泄漏量。第三部分：汽轮发电机组油回路部分GGR一、GGR系统的功能与运行GGR系统包括三个系统，即润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置，其功能为:润滑油系统向14只轴承供应润滑油，向各支承轴承供顶轴油，向发电机供氢密封油。顶轴油系统将发电机组转子托起0.03-0.05mm，形成油膜，防轴颈与轴瓦干摩擦。盘车装置用来在汽机冲转前以37rpm转速转动检查大轴弯曲及动静摩擦情况，停机后使转子均匀冷却，防大轴弯曲；手动盘车装置在电动盘车失灵时手动转动大轴防弯曲。1、系统的起动当主油箱温小于20°C时，用GTH系统加热油，使油温上升到30°C左右，然后首先启动油封箱排气机GGR002ZV或GGR003ZV，启动主油箱排气机GGR001ZV；再启动交流润滑油泵GGR003PO，顶轴油泵GGR125PO或GGR225PO，盘车装置起动使转子以37rpm转速转动；接着汽机冲转，当汽机升速达250rpm时，顶轴油泵和盘车装置停运，当转速达2000rpm时，主油泵开始供油，直到汽机转速达到3000rpm，交流润滑油泵才能停运。2、系统的正常运行正常运行由主油泵、增压泵/油涡轮机正常工作，提供各轴承润滑油压力为1.2bar.g，温度为38C的润滑油，当润滑油压降到0.9bar.g时，主控室发出GGR004AA报警信号（轴承供油压力低），油压降到0.8bar.g时，GGR007SP动作，交流润滑油GGR003PO自动投运；油压降到0.7bar.g时，GGR008SP动作，直流油泵投运；如油压降到0.25bar.g，则汽机保护系统（GSE）动作使汽机脱扣。3、系统的停运当汽机停运，转子转速下降到2700rpm，油压降到0.8bar.g时，交流润滑油泵启动；转速降到250rpm时，顶轴油泵自动投运，盘车装置条件满足则同时启动盘车装置；当转速降到37rpm时，盘车离合器动作与转子啮合，保持转子以37rpm转动，只有当汽机任何一个部位温度均低于150°C时（通常以高压缸为准），才能手动停运盘车和顶轴油泵、交流润滑油泵，最后停运主油箱排气机、油封箱排气机。二、GGR系统常见操作和技巧1、系统充排油时的操作及注意事项a、充排油操作•确认9SKH系统已经按照S程序中在线准备进行了在线。•用SKH泵进行传油时，只有在启泵的情况下才将泵的出口阀开启，在线完毕还没有传油时应保持其关闭，而且在特殊原因需暂时停止传油时也应将泵的出口阀关闭，防止因重力传油或其它原因而引起跑油（AGR油箱位置低，对于GGR油箱来说位置高，重力就不会由9SKH油箱返回到GGR油箱。）•充、排油开始前，应记录9SKH502BA和所需要充排油箱体的液位。当启动SKH传油泵对油系统的某一部分进行传油时须确认有油流经该泵（泵出口的压力表摆动较大表明有油流过，摆动较小表明没有油流或油很少）；下游箱体的液位逐渐上升；传油管线上无跑油的现象，从而确保传油的有效性；•在两个箱体之间进行传油时，应注意这两个箱体的油位变化比例。GGR001BA和9SKH501BA/502BA之间的油位变化比为1.4:1；AGR油箱和9SKH501/502BA之间的油位变化比为5.6:1，但AGR油箱的油位计的量程太短，所以不好比较和监视；对于GGR油管线和GHE系统的传油，由于无法监测这两部分的液位，是否顺利进行传油或是否传输完毕可以通过泵出口的压力表的摆动是否较大来确认，当压力表的指示摆动较小时，表明没有油流或油已传输完毕。此外，还可以通过开启就地排油阀来确认排油是否完毕。•用SKH501PO进行GGR的冷油器、过滤器的排油时，在启泵之后，要求开启排气阀。在开启过滤器的排气阀时应慎重，因为此处的位置较低，开启排气阀之后可能有油从排气阀冒出。在开启后如果发现有油流出应立即关闭。一般在对油管线排油的初期，该处将肯定有油流出，用泵排一段时间后，如果发现没有油流出，可以全开。但是全开后应等待一段时间，人员才能离开，以确保无油流出来；润滑油系统排油时，为排空GGR004VH下游管网，在GGR037VH及GGR109VH上加装软管联接，现场确认TSDGGR01已实施正确；GGR109VHGGR0SKH501PO要求维修人员在1GGR101FI（或201FI）打开一滤网盖板，并在1GGR037VH出口装一临时软管；将临时软管另一端置于开盖的滤网内；缓慢开启排油阀；在9SKH501AR上启动1SKH501PO；当检查1GGR037VH及管线油已排净，检查1GGR101FI（或201FI）油也同时排净后停泵；•油箱底部的少量油需维修部门通过GGR047/320VH通过重力排往临时油桶中；从9SKH501BA往GGR油箱回传油时，应在可监视的范围内尽可能将油箱传满，因为启动油系统后，有部分油将存储在管线中，这会引起油箱油位下降，以免以后重新补油。GGR109VHGGR0SKH501PO•在为系统充油时，如果需要启动油泵进行充油，则应点动启动油泵。b、充排油的注意事项：•任何系统的排油操作的原则都应该是先排高点，再进行低点排油；•跑油：所有相关的疏油阀、油系统排气阀应关闭，在疏油过程中加强巡视，发现跑、冒、滴、漏，及时采取措施，必要时停止排油；•火灾：准备好灭火器材，一旦发生火灾能立即响应；其它：箱、罐的彻底排油可能需要接油的容器，应在排放前准备就绪；2、机组起停时应注意的问题根据发电机进油事件经验反馈，当发电机内压力为0bar.g时，GHE氢侧密封油泵不运行，而需要启动GGR003PO时，必须要先关闭GHE001VH和GHE004VH，防止发电机进油。在起、停机投运盘车装置后，必须到现场确认盘车的啮合情况，保证转子的可靠运转，防止大轴损坏。三、PT常见故障和处理在执行PT1/2GGR001/002时，常遇到排油阀GGR840VH全开后，压力仍不能GGR007SP/008SP动作定值的现象，其原因可能为：（1）润滑油母管压力偏高，设计运行参数GGR003LP为1.2bar.g，而实际运行时常为1.4bar.g左右。（2）带负荷试验三通阀GGR841VH或GGR842VH操作杆不到位或者其有内漏。（3）节流孔板GGR012DI损坏，节流作用不能满足要求。正常时07SP/08SP由808VH取母管油压测量，试验时压下841VH或842VH阀杆，切换压力传感器由809VH和012DI节流后取油压，这时可将GGR809VH关小，再缓慢开启840VH泄油压使07SP或08SP动作，发出信号启动交流油泵或直流油泵，达到试验目的。四、其他注意问题启动电动盘车装置时常遇到启动后不一会就跳闸的问题，究其原因可能为转子由静止状态升速到37rpm所需转矩负荷较大，使电动机电流过负荷跳闸；此时操纵员可在转子还没有静止的情况下，连续启动盘车装置，就能使盘车装置投运，建立37rpm转速进行盘车。投盘车时有时还会遇到啮合不上的问题，此时只能立即call机械人员来处理。手动盘车平常很少使用，但使用时必须注意润滑油和顶轴油系统正常运行，防止手动盘车时损坏轴瓦；还需要专人就地监视转子的偏心度，当偏心度大于0.05mm时，必须立即手动转动180o,如高压缸温度大于180°C，则每15分钟转动转子180度；如果GGR运行，同时GHE未投运，则应关闭GHE001VH关闭，检查GHE004VH关闭；汽机盘车转速37rpm/min，执行GGR004PO带负荷试验。GHE一、GHE正常运行中应关注的问题1、运行中关注：油系统正常运行时，主要是监视氢/油压差（1.4Bar.g左右）和各油箱油位正常。有运行操作时，要多方面的去考虑，防止事故发生。例如：GHE001/002BA油箱的联络阀，在启动初期或隔离解除后，要认真检查此阀门状态。否则的话将使油跑到发电机内。2、启动时关注：密封油系统启动初期，首先应进行系统充油。充油时启动GGR泵，并注意密封油箱油位防止跑油。充油结束后，启动密封油系统前，发电机内压力应先充上微正压，一般保持在0.4bar左右，也可以在压力为零时启动密封油系统，此时应加强监视密封油箱位的变化，防止跑油。3、停止时关注：密封油系统停止时，要格外注意，此时最容易跑油。所以当发电机内压力为零后，氢/空侧密封油系统应该同时停止。若机组的润滑油系统不能尽快停止，将通往密封油系统的阀门关闭，并做好记录。另外不管在什么时候，都要注意各油箱油位的变化情况，这样可以及时发现问题。要认真的对待各项操作，做好遗留项并及时关注状态的变化。二、发电机内氢压的变化对GHE、GST系统的影响GHE系统是发电机密封油系统，用来防止发电机轴与发电机端子之间的环形空间氢气的外泄及空气的侵入，为此设有氢气侧和空气侧两道独立的密封油，两道密封油压相等，都比发电机内氢气压力高1.4巴，是靠各自的差压调节器自动控制。空气侧密封油靠空气侧差压自动控制，差压阀控制信号，一根管线来自空气侧密封供油，另一根管线通过氢侧密封油贮油箱来的充油管（发电机机壳的氢气压力），氢气侧密封油压靠氢气侧差压阀自动控制，差压阀控制信号一根管线来自氢气侧密封油供油，另一根来自空气侧密封管线供油，而GST系统是发电机定子冷却水系统，靠电动调节阀（027VN）调整其压力，使其压力比发电机内氢气压力低0.4巴，