#7机组B（A）侧凝汽器解列、投入运行措施
编写：白海峰审核：梁红批准：史永新刘红卫由于#7机组凝结水硬度超标，需要解列半侧凝汽器进行检查，在解列半侧凝汽器和恢复半侧凝汽器期间，运行应做好以下措施：
一、准备工作：
1、发电运行部：根据领导和值长统一安排，制定解列半侧凝
汽器的时间，解列凝汽器前，要求相关操作班组在操作前
准备好工、器具，并且熟悉相关操作步骤。
2、维护部：要求检修班组在停运半侧凝汽器前，将其工、器
具、更换的备品、人员等全部到位。由于凝汽器进、回水
门存在不严密现象，要求维护部应提前在凝汽器污水坑准
备两台潜水泵备用。
在解列半侧凝汽器前，运行检查、维护配合，对循环水管道所有放水门及真空系统汽侧放水门相连的部分进行排查。
二、凝结器的半面停运
1、联系值长，将机组负荷降至不超过160MW，观察真空泵运行正常，真空不低于-87kPa，排汽温度≤50℃。必要时可再降低机组负荷。
2、关闭停用侧凝汽器抽空气阀。
3、先根据运行侧循环水压力，点操或手动关闭停用侧循环水入口电动蝶阀，并在DCS盘上挂“禁操”。
4、再根据运行侧循环水压力，点操或手动关闭停用侧循环水出口电动蝶阀并在DCS盘上挂“禁操”。
5、根据运行侧循环水压力，可保持两台循环水泵。以保证在解列及检查过程中，真空不低于-87kPa。
6、开启停用侧凝汽器水室放水阀及放气阀。
7、开启停用侧凝汽器循环水进、出水管放气阀和放水阀。
8、检修工作过程中，应密切注意真空不应低于-87kPa，排汽温度不超过50℃。必要时可以启动两台真空泵运行。
9、注意监视汽轮机#3、4轴承振动、油温和金属温度变化。
三、解列B侧凝汽器时，要求B侧循环水进、出水门关闭严密，必要时手动加关。凝汽器水侧无压后，方可批准工作。运行人员进行放水工作时，要求严密监视凝汽器排污坑水位及排污泵运行情况，防止出现排污坑高水位发生。必要时要求专人就地监视。
四、工作结束后，要求就地检查检修工作情况，安措恢复时，严格要求按照工作票要求，逐项恢复安措。同时，凝汽器半面恢复时，按照以下原则逐项检查恢复。
五、凝汽器的半面恢复
1、关闭停用侧凝汽器水室放水阀和循环水进、出水管放水阀。
2、将凝汽器停用侧循环水出、入口电动蝶阀送电。
3、稍开凝汽器停用侧循环水出口电动蝶阀，向凝汽器停用侧注水排空气后关闭水室空气阀及出水管放气阀。
4、全开凝汽器停用侧循环水出口电动蝶阀。
5、开启凝汽器停用侧循环水入口电动蝶阀。
6、开启凝汽器停用侧抽空气阀，注意真空应上升。
7、联系值长增负荷，恢复原运行方式。
发电部300MW专业
2008年5月31日
变压器运行方式
1主题内容与适用范围 本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。 本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器。 2引用标准 GB1094.1～1094.5电力变压器 GB6450干式电力变压器 DL400继电保护和安全自动装置技术规程 SDJ7电力设备过电压保护设计技术规程 SDJ8电力设备接地设计技术规程 SDJ9电气测量仪表装置设计技术规程 SDJ2变电所设计技术规程 DL/T573-95电力变压器检修导则 3基本要求 3.1保护、测量、冷却装置 3.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。 干式变压器有关装置应符合相应技术要求。 3.1.2装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。 3.1.3变压器的冷却装置应符合以下要求： a.按制造厂的规定安装全部冷却装置； b.风扇的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；
3.1.4变压器应按下列规定装设温度测量装置： a.应有测量顶层的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层最高值的温度计； b.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。 3.2有关变压器运行的其它要求 3.2.1变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志。 3.2.2变压器在运行情况下，应能安全地查看顶层温度。 3.2.3室内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。 3.2.4变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”的标志牌。 3.3技术文件 3.3.1变压器投入运行前，应保存好技术文件和图纸。 a.制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告； 3.3.1.2检修竣工后需交： a.变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录； 3.3.2每台变压器应有下述内容的技术档案： a.检修记录； b.预防性试验记录； c.变压器保护和测量装置的校验记录； 4变压器运行方式 4.1一般运行条件 4.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。
为了降低机组停运后厂用电消耗，现制定机组停运后的节电措施。 一、凝结水系统 1、当凝汽器真空至0后，执行《机组停运隔绝保温保压措施》，防止凝汽器进汽水；汽轮机本体采取“闷缸”，直至缸温降至150℃以下。稍开循环水出口联络门，停止停运机组循环泵运行，循环水倒邻机带。 当排汽缸温度低于50℃，关闭凝结器出入口阀门；当机组无循环水用户时，关闭循环泵出口联络门。 2、凝结水泵转速控制在最低限900r/min。 3、中压缸金属温度降至240℃，低压缸排汽温度降至50℃时，确证至凝汽器汽侧各路汽水阀门关闭，并且无凝结水用户后停止凝结泵运行，严密监视排汽缸温度。开启凝结器汽侧放水门，关闭凝结器补水手动门，严密监视凝结器水位。 二、当锅炉汽包压力降至0.8MPa时，锅炉带压放水。 锅炉熄火汽包上至高水位后，立即停运电动给水泵、开式水泵。锅炉需补水时，间隙启动开式水泵及电动给水泵，每次补水汽包水位均上至高水位。 因汽泵前置泵在再循环全开情况下，出口压力可达 1.8Mpa，当汽包压力低于1.2 Mpa时，如锅炉需要补水，可以考虑使用汽泵的前置泵。 锅炉不再需要补水时，立即停运前置泵。 三、静电除尘器与飞灰输送系统 1、在机组停运后，专业管理人员与值长应督促电除尘值班员加强放灰工作，确保电除尘各灰斗务必在机组停运后12小时内放空。
2、电除尘各灰斗放空后，及时停运电加热、气化风机、振打装置。 四、锅炉开始放水，除氧器水温降至110℃左右，进行除氧器放水。除氧器水放尽后，停运电泵辅助油泵、小机油系统，1小时后停运小机油箱排烟风机。 五、机组停运后，闭式水系统切换为相邻运行机组串带。根据发电机各部温度，及时关闭发电机氢冷器进水调整门，以减少闭式泵电耗。 六、当空预器入口烟温低于120℃，停运空气预热器。送风机、引风机轴承温度降至40℃左右，停运送风机、引风机油站。送风机、引风机油站停运前应就地确认送、引风机转子无转动。 七、当炉膛金属壁温低于60℃时，停运火检冷却风机。 八、当汽机第一级金属温度达150℃时，停运主机盘车、顶轴油泵。8小时后，停运润滑油泵；润滑油泵停运1小时后，停运油箱排烟风机。密封油系统切换自带。 如安排发电机气体置换时，置换完毕后停运主机密封油系统及主机油系统，防爆风机及主油箱排烟风机1小时后停运。 主机油系统停运后，主机油净化装置每天白班定期启动运行1小时，确保主机油质合格。 当发电机气体置换完毕后，停运内冷水系统。 九、冷却塔与循环水系统 接到停机命令后立即停止塔池补水，将机组工业冷却水回水切至运行机组 机组负荷滑降期间，根据真空情况1、2号机组循环水系统串带 十、机组停运后，开式水系统由循环水系统接带，停止开式泵运行。 十一、给水系统
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 凝汽器清洗安全技术措施(通用 版)
凝汽器清洗安全技术措施(通用版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 3#机凝汽器由于长时间未清洗，铜管脏污影响机组真空，需要对凝汽器进行全面清洗，为保证此项工作顺利进行，特制定本措施，望施工人员严格遵照执行． 一、工作内容：3#机凝汽器清洗 二、工作时间：月日至月日 三、工作负责人： 四、参加工作人员： 五、达到的技术要求： 凝汽器清洗完毕后应达到：铜管内壁清洁无结垢，无污物，无其它杂物留在凝汽器内，螺丝紧固牢固，无漏水现象。 安全技术措施： 1、正式工作前应严格按照规程办理热力机械工作票。 2、打开凝汽器前，应有工作负责人检查循环水进出水门关闭，同胶球清洗系统隔绝，挂上警示牌，并放尽凝汽器内存水。
3、凝汽器清洗采用半边清洗，当一边清洗完毕，螺丝紧固后，才可打开另一半凝汽器。所有参加人员严格按规程佩带好劳保护品，在凝汽器上部拆装螺丝时必须正确佩带安全带。 4、使用高压清洗机进行清洗时必须注意以下几点： ①、高压清洗机安装应在水平位置，以保持良好的润滑条件。 ②、使用前要仔细检查润滑油，油位不能低于油标红线，并在正常运转中应随时补充。 ③、选定工作场所后，把水源接通，拧松放气堵，把水箱内空气排尽。 ④、电机启动前，应手动盘车正常后，才可正常运转。 ⑤、泵启动后，放松高压腔放气螺堵，放尽高压腔和低压腔内空气，然后拧紧，空载运行2-5分钟，这时泵不得有异音、噪声、抖动、管道泄漏等。 ⑥、泵每运转30分钟，往柱塞处加少量润滑油。 ⑦、泵不得无水运转。 ⑧、高压清洗机正常运行后，调整压力10-15Mpa，两人手持喷枪，按指定铜管进行清洗，应注意不要对人或设备喷。 5、搭设脚手架必须牢固，脚手架与脚手板之间连接必须牢固，脚
汽轮机在运行中的维护 常识 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
汽轮机在运行中的维护常识汽轮机正常运行中的维护，是保护汽轮机的安全与经济运行的重要环节之一。汽轮机的维护是汽轮机运行人员的职责，勤于检查分析情况，防止事故发生，并尽可能提高运行的经济性。 一、汽轮机运行人员基本工作 配备必要的操作、维护人员后必须进行专门训练，务必使他们熟悉机组的结构、运转特性和操作要领。运行人员的基本工作有以下几个方面： 1、通过监盘，定时抄表(一般每小时抄录一次或按特殊规定时间抄录)，对各种表计的指示进行观察，对比、分析，并做必要的调整，保持各项数值在允许变化范围内。 2、定时巡回检查各设备、系统的严密性，各转动设备(泵、风机)的电流，出口压力，轴承温度，润滑油量、油质及汽轮机振动状况，各种信号显示、自动调节装置的工作，调节系统动作是否平稳和灵活，各设备系统就地表计指示是否正常。保持所管辖区域的环境清洁，设备系统清洁完整。
3、按运行规程的规定或临时措施，做好保护装置和辅助设备的定期试验和切换工作，保证它们安全，可靠地处于备用状态。 4、除了每小时认真清晰地抄录运行记录表外，还必须填写好运行交接班日志，全面详细地记录8h值班中出现的问题。 二、汽轮机运行监视 在汽轮机运行中，操作人员应对汽轮机本体、凝汽系统和油系统进行全面的监视。主要监视的项目有：新汽压力和温度、真空(或排汽压力)、段压力、机组振动、转子轴向位移、汽缸热膨胀、机组的异声、凝汽器的蒸汽负荷、循环水的进口温度及水量、真空系统的密闭程度、油压、油温、油箱油位、油质和油冷却器进出口水温等。特别是对各项的变化趋势进行检查和记录，这对防止事故发生、查明事故原因和研究处理措施都是很必要的。 1、监视段压力检查 在汽轮机中，汽轮机第一级后压力与通过汽轮机蒸汽流量近似成正比，如因结垢使流通面积小于设计值，欲维持相同的蒸汽流量或功率，
停机后降低购电量运行措施 为降低机组停运期间的购网电量，在保障机组停机后设备安全的前提下尽快将辅助设备停运，结合运行规程暂出台以下运行规定，请各值参照执行，如无法执行到位请及时汇报部门： 一、汽机： 1、机组解列后将发电机定冷水小温床退出，定冷水泵停运，将存水放尽，通知设管部汽机室做好干燥保养工作。（停机后1小时进行） 2、机组解列后将主/再热蒸汽进汽管道疏水门关闭，门杆漏汽倒换至有压放水母管，禁止锅炉有压蒸汽进入凝汽器，同时将除氧器内存水放尽至锅炉大气扩容器，大机转速至400转/分钟时破坏真空至零，停用大机轴封，将辅汽联箱退出，疏水切至无压放水母管，检查凝结水温度低于50度；启动循环水冷却水泵（两台），停运循环水系统。检查开式泵入口压力正常，凝结水温及凝汽器循环水出口水温无上升。（停机后2-3小时进行） 3、检查汽机低压缸排汽温度、凝结水温度低于50度，停止凝泵运行。（停机后4-5小时进行） 4、检查开式水无用户，空压机冷却水由运行机组或公用水接带后停止开式水泵运行，停运循环水冷却水泵。 5、退出氢气干燥器，检查化学高温取样管已隔离，闭式水无用户，停运闭式水泵。 6、停运EH油系统。
7、小机缸温低于150度，停止小机盘车及小机油泵、排油烟风机运行。 全面检查除大机盘车、顶轴油、润滑油、密封油系统运行外其他系统均停运。 8、主机高压缸调节级温度低于150度，检查缸温上下温差在42度内，停运大机盘车、顶轴油系统。 二、锅炉： 1、机组解列后送引风机运行进行炉膛20分钟后停止风烟系统运行。 2、锅炉风烟系统停运后将脱硝稀释风机停运，停止SCR吹灰器吹灰。 3、机组解列后如果运行机组未投油助燃，则停止供油泵运行。 4、停运磨煤机、送风机及一次风机油站，待空预器出口烟温低于90度停运引风机油站及冷却风机。 5、空预器入口烟温低于150度停止空预器运行，炉膛烟温低于60度停止火检冷却风机运行。 6、双机停运期间无检修工作停止检修气罐供气，另外，通知灰库尽快排灰，无用户用气后停止仪用空压机运行。 三、电气： 1、机组解列后将6KV工作段及公用段电源倒为运行机组接带。（停机后1小时进行） 2、机组解列后主变保留两组冷却风扇运行。 3、机组解列后及时将停运设备电源开关转冷备。（6KV设备、部分大功率380V设备）
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.凝汽器清洗安全技术措施 正式版
凝汽器清洗安全技术措施正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 3#机凝汽器由于长时间未清洗，铜管脏污影响机组真空，需要对凝汽器进行全面清洗，为保证此项工作顺利进行，特制定本措施，望施工人员严格遵照执行． 一、工作内容：3#机凝汽器清洗 二、工作时间：月日至月日 三、工作负责人： 四、参加工作人员： 五、达到的技术要求： 凝汽器清洗完毕后应达到：铜管内壁
清洁无结垢，无污物，无其它杂物留在凝汽器内，螺丝紧固牢固，无漏水现象。 安全技术措施： 1、正式工作前应严格按照规程办理热力机械工作票。 2、打开凝汽器前，应有工作负责人检查循环水进出水门关闭，同胶球清洗系统隔绝，挂上警示牌，并放尽凝汽器内存水。 3、凝汽器清洗采用半边清洗，当一边清洗完毕，螺丝紧固后，才可打开另一半凝汽器。所有参加人员严格按规程佩带好劳保护品，在凝汽器上部拆装螺丝时必须正确佩带安全带。 4、使用高压清洗机进行清洗时必须
变压器运行维护规程 1 ?主题内容与适应范围 1.1本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 1.2本规程适用于变压器运行管理。 2?引用标准 DL/T572- 95电力变压器运行规程 GB/T15164油浸式电力变压器负载导则 3 ?设备规范（见表1） 表1主变压器运行参数
4 ?主变正常运行与维护 4.1 一般运行条件 4.1.1主变运行中的顶层油温最高不允许超过95C,为防止变压器油质劣化过速， 正常运行时，顶层油温不宜超过85C。 4.1.2主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105%。 4.1.3主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25%。 4.1.4主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 4.2主变周期性负载的运行 4.2.1主变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 4.2.2主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流（标么值）不得超过额定值的1.5倍, 且主变顶层油温不允许超过105C。 4.2.3当主变有较严重缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3主变短期急救负载的运行 4.3.1主变短期急救负载下运行时，急救负载电流（标么值）不得超过额定值的1.8倍, 且主变顶层油温不允许超过115C ,运行时间不得超过半小时。 4.3.2当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。 4.4主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。 4.5短路电流的持续时间不超过下表之规定
汽轮机的运行和维护 第一节汽轮机正常运行维护 20.1.1 汽轮机正常运行维护工作 1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理； 2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录； 3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行； 4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长； 5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入； 6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作； 7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换； 8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质； 9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态； 10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查； 11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护； 12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置； 13. 异常情况下应特别注意机组运行情况： 1) 负荷急剧变化； 2) 蒸汽参数或真空急剧变化； 3) 汽轮机内部有不正常的声音； 4) 系统发生故障； 5) 自动不能投入时。 14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行； 15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；
汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施 一、造成汽轮机进水的主要原因： 1)锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机。 2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门 不严，水将进入汽轮机。 3)Ⅰ级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停 机后启动给水泵时进入汽轮机；主蒸汽系统阀门不严 密，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机。 4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水 时，疏水压力升高，致疏水压力低的管路向机内返水。 5)汽封溢汽管、门杆漏汽管接入高加或除氧器系统，当除 氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机。 6)停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽 轮机。 二、防止汽轮机进水应采取的主要措施 1)汽轮机应装设防进水监测装臵并可靠投入。 2)疏水管道阀门应定期疏通清理检查，确保畅通。 3)加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可 靠。 4)应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数 显示，并定期进行校验。 5)锅炉水压试验期间，除按正常操作措施外，要求下列阀
门处于开启状态：本体疏水门；主、再热蒸汽导管疏水门；高排逆止门前后疏水门；门杆漏汽母管疏水门；主汽至轴封供汽门后疏放水门；高、低压轴封供汽母管放水门。 6)机组启动过程中，炉点火后及时严密监视汽缸金属温度 变化，发现温度下降及时汇报值长，加强机组听音、大轴偏心测量工作。 7)机组启动前必须对蒸汽管道进行充分疏水，启动中蒸汽 必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或30min内下降50℃应立即打闸停机，或者发现汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，也应立即打闸停机，不需向上请示汇报。 8)机组冲动前，汽缸有明显进水迹象，严禁冲动汽轮机， 延长机组盘车时间。 9)机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得将轴向 位移保护退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由，退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值，如保护不动作时，应立即打闸停机。 10)机组停运后，定期进行汽缸金属温度记录，发现汽缸 有进冷汽迹象时，及时查明原因。
凝汽器半边隔绝清洗查漏操作（以外环隔绝为例） 1、确认准备停运侧凝汽器胶球清洗装置收球结束胶球泵已停止运行。 2、断开停运侧凝汽器胶球泵的动力电源，将胶球清洗装置隔离。 3、退大机低真空保护、解除低压缸喷水调节阀超驰关联锁。 4、根据机组真空情况，将机组减负荷至300-320MW左右，保持锅炉燃烧稳定。 5、检查准备停运侧凝汽器至水室真空泵入口隔离门已关闭，检查凝汽器至水室真空泵入口隔绝门及总门全关（前后水室共8路）。 6、检查备用真空泵处于备用状态。 7、关闭准备停运侧凝汽器抽真空隔离门（A凝汽器左侧及B凝汽器右侧抽真空手动门共两个），注意凝汽器真空变化。 8、全开运行侧凝汽器循环水进口门和出口碟阀，注意循环水进口压力变化。 9、切就地逐渐关小直至全关准备停运侧凝汽器循环水进水蝶阀,真空稳定后，断开停运侧凝汽器进蝶阀电动门电源。 10、逐个开启停运侧凝汽器水室放空气门（A凝汽器A侧前、后水室各一路，B 凝汽器B侧前、后水室各一路，总共四路），如凝汽器真空下降明显或低于76.6Kpa 严禁继续操作，应立即关闭水室放空气门。逐渐关小直至全关准备停运侧凝汽器循环水出水蝶阀，断开停运侧凝汽器出口蝶阀电动门电源。保持与集控室联系，注意真空变化。加强凝坑水位监视，操作过程一定要先操作第9项再操作第十项。 11、开启停运侧凝汽器水室放水门泄压放水（A凝汽器左侧前、后水室各一路，B凝汽器右侧前、后水室各一路）。 12、开A凝汽器左侧蝶阀后至循环水出水管蝶阀后联络门，开循环水入口蝶阀后放水门。 13、停运侧凝汽器进，出水管道上放水门基本无水后，缓慢打开停用侧凝汽器人孔门进行清扫，查漏工作。 14、清扫查漏时需密切注意凝汽器压力≯24.7KPa,排汽温度不大于54℃。 15、全面检查机组运行参数正常。 16、如低压缸排汽温度较高，可切手动开水帘保护及联系热工将低压缸喷水调节阀超驰关联锁的保护解除。
变压器的日常运行维护 对运行中的变压器要按规定进行巡视检查，监视运行情况，严格掌握运行标准，保证安全运行。 1、运行标准 （1）允许温度根据新厂目前投入运行的一台1600KV A干式变压器这两年运行情况来看，夏季最高负荷时：电流在2100安培时，温度在105度左右，变压器运行正常，而干式变压器允许温度 一般不宜超过110度，最高不得超过120度。 （2）允许负荷变压器运行中的负荷应该在额定容量一下，也就是变压器的视在功率。变压器一般不应超过额定容量运行，但允许 正常过负荷运行，过负荷运行时不能超过变压器容量的10％，而且要注意温升。 （3）变压器三相不平衡负荷当三相不平衡时应该监视最大一相的电流，当发现三相电流严重不平衡时应及时进行调节单相用电 设备负荷的平均分配。 （4）允许波动电压变压器电源电压一般不得超过额定值的5％,也就是10KV线路电压不得超过10.5KV，不得低于9.5KV。 2、变压器维护 （1）值班人员应该根据电压表、电流表、温度表指示，监视变压器的运行负荷情况，发现异常情况及时上报。 （2）夏季负荷高峰时期要加强对变压器负荷电流、温度的巡视监测，经常查看冷却风扇的运行情况，发现异常及时解决处理。
（3）监视运行中的声音是否正常。 （4）定期查看变压器引线接头、电缆、母线等处有无过热氧化腐蚀。（5）每年遇到外网停电时，要对变压器室内顶部和底部循环风口进行吸尘，保证风口的畅通。用抹布擦拭绕组浇注体外表灰尘，且查看绕组浇注体有无裂纹和表面过热损坏。查看变压器绕组的底角固定螺丝有无松动。 （6）正常运行时尽量避免打开变压器室的前后门，防止小动物（如小鸟、老鼠等）进入变压器室造成事故。 （7）经常打扫变压器室周围环境卫生，不得放置任何物体在变压器周围。 （8）经常查看变压器室下方的电缆沟里是否有积水，造成变压器运行环境潮湿，发现后及时处理，避免变压器绕组吸潮。
第七篇循环水系统的运行与维护 1 系统设备概述 1.1 循环水系统为二次循环水供水系统，每台机由一座冷水塔、两台循泵及所属管道、 阀门组成。两台循泵，一台为单速泵，一台为双速泵。四台循泵进水室之前有二个 闸板联络，两台机组四台循泵联络后构成扩大的单元制，可根据季节开启联络门合 理调度循泵。 1.2 循泵采用高效、单级、双吸、壳体为水平中开式离心泵。 1.3 循泵轴承采用巴氏合金滑动轴承，润滑油为#32/#46汽轮机油，泵的非驱动端装有 向心球轴承，使转动部分轴向定位并平衡残余轴向推力。 1.4 循环水经循泵升压后，经出口液控蝶阀、循环水母管引入机房，分别供给凝汽器、 冷油器、发电机空冷器、真空泵密封水冷却器以及给泵电机空冷器、工作、润滑冷 油器等冷却用水，凝器循环水出水为有压排水，送入冷水塔自然冷却后进入循泵进 口前池。 1.5 循泵轴承冷却水及格兰冷却水由泵自身水供给。 1.6 循泵出口蓄能罐式液控缓闭止回蝶阀 1.6.1 循泵出口配有型号DxPk41X-6的蓄能罐式液控缓闭止回蝶阀，采用PLC 控制操作 系统，可实现远控操作（DCS控制）及就地控制（通过就地控制盘切换开关切 换），蝶阀全开为90°,全关为0°。 1.6.2 蓄能罐式液压站主要技术性能和液压元件型号 1.6.3 液控蝶阀开启时为匀速开启,关闭时为先快关后慢关,开、关时间通过调整螺杆进行 调整。 1.6.4 当蓄能器油压低于14.5MPa左右时联动油泵向蓄能器充压补油，油压达 17MPa左右时油泵自动停用。 1.6.5 液控蝶阀的就地操作（仅限于机组停用后阀门的调试或确认对系统无影响时）：检
查油缸油位正常，蓄能器进油门开启，蓄能器泄油门关闭，油压表及压力控制器进口门开启，油泵开关在关位置，主用电源切换开关在开位置，蝶阀控制方式开关在就地位置。合上电源开关，检查主用电源指示灯亮，阀门全开（全关）指示灯亮，将控制方式开关切至就地。投用油泵开关，检查油泵启动，控制油压表压力逐渐上升，注意油压至17MPa左右时油泵自动跳闸，油压低于14.5MPa左右时油泵联动向系统充油，检查系统无漏油，如油压不正常应联系调整。 开启操作：揿开启按钮，检查蝶阀匀速开启至90°,时间约41s左右, 开阀过程中 根据需要手揿停阀按钮，阀门可停止开启在任意位置；关闭操作：揿停阀按钮，注 意蝶阀快关至20。后慢关至零，快关时间约5s左右，慢关时间约23-24S左右， 操作结束将控制方式开关切至远控位置。 166 当厂用电中断、控制电源失电或电动油泵出现故障时，可通过手动油泵使蓄能器建立油压操作开关蝶阀。 2 循环水泵规 2.1 循泵规 2.2 配用电机规 3 循泵联锁保护及泵阀的试验 3.1 循泵的联锁
凝汽器真空和严密性的分析及对机组运行的影响 （秦山核电公司运行部） 摘要：结合本厂分析了凝汽器内的真空高低对汽轮机的经济性、安全性的主要影响；凝汽器的汽侧真空严密性对于机组运行的影响及对汽轮发电机组真空系统漏空进行了分析。说明了在真空系统发生漏空后应采取的判断方法和措施。 关键词： 经济真空；极限真空；过冷度；真空严密性；分析真空用图；漏空点；分析。 汽轮机凝汽器内真空的产生，主要是依靠汽轮机排汽在凝汽器迅速凝结成水，体积急剧缩小而造成的。其次是依靠射汽(射水)抽汽器连续抽出凝汽器内的不凝结气体和空气。为了使汽轮机的排汽能够迅速冷却而凝结成水，必须向凝汽器不断通人大量的冷却用循环水。 A.真空变化对汽轮机的安全与经济都有较大的影响。真空低即排汽压力高，可以使汽轮机的耗汽量增加，经济性降低。真空高即排汽压力低，可以使汽轮机的耗汽量减少，经济性提高。所以，凝汽式机组运行时，应维持较高的真空。 1. 凝汽器内真空的升高 当主蒸汽压力和温度不变，凝汽器真空升高时，蒸汽在汽轮机内的总焓降增加，排汽温度降低，被循环水带走的热量损失减少，机组运行的经济性提高；但要维持较高的真空，在进入凝汽器的循环水温度相同的情况下，就必须增加循环水量，这时循环水泵就要消耗更多的电量。因此，机组只有维持在凝汽器的经济真空下运行才是最有利的。所谓经济真空，就是通过提高凝汽器真空，使汽轮发电机组多发的电量与循环水泵多消耗的电力之差达到最大值时凝汽器所达到的真空。另外，真空提高到汽轮机末级喷嘴的蒸汽膨胀能力达到极限时(此时的真空值称为极限真空)，汽轮发电机组的电负荷就不再增加。所以凝汽器的真空超过经济真空并不经济，并且还会使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加，使末几级叶片的湿汽损失增加，加剧了蒸汽对动叶片的冲蚀作用，缩短了叶片的使用寿命。因此，凝汽器真空升高过多，对汽轮机运行的经济性和安全性都是不利的。
汽轮机凝汽器系统真空查漏 机组真空是火力发电厂重要的监视参数之一，真空变化对汽轮机安全、经济运行都有影响，运行经验表明，凝汽器真空降低直接影响循环效率，每降低1KPa真空会使汽轮机热耗增加0.94%，机组煤耗增加 3.2g/kwh。真空下降使循环效率下同时会造成汽轮机排汽温度的升高，引起汽轮机转子上移，轴承中心偏离，严重时会引起汽轮机的振动。此外，凝汽器真空降低时为保证机组出力不变，必须增加蒸汽流量，导致轴向推力增大，变化严重时会影响汽轮机安全运行。另一方面，空气漏入凝结水中会使凝结水溶氧超标，腐蚀汽轮机、锅炉设备，影响机组的安全运行。因此在汽轮机运行中必须严格控制机组真空下降。机组运行中真空主要与循环水量水温及系统严密性有关。如果出现真空下降，排除比较常见的故障外，真空系统的泄漏是造成下降的主要原因。其现象主要表现为真空数值下降、排汽温度升高、主汽流量增加及凝汽器端差增大等，直接影响到机组运行的安全经济性。 我厂凝汽器是由东方汽轮机厂生产制造N17660型表面式换热器，水室采用对分制，便于运行中对凝汽器进行半面清洗，凝汽器、凝结水泵、射水抽汽器、循环水泵及这些部件之间所连接的管道称为凝汽设备，凝汽器真空的高低对汽轮机运行的经济性有着直接的关系，所以要求真空系统（包括凝汽器本体）要有高度的严密性。一般是通过定期进行真空严密性试验来检验真空系统的严密程度。通过试
验，可掌握真空系统严密性的变化情况，鉴定凝汽器工作的好坏，以便采取对策查找及消除漏点，防止空气漏入影响传热效果及真空，不同机组对真空严密性有不同的要求，真空严密性用每分钟真空下降值表示。 凝汽器真空系统的密封点很多，包括与凝汽器连接的负压管道的焊口、膨胀节、疏水扩容器、减温水管道、多级水封、水位计等涉及汽机、热控等多个专业，检修工艺要求严格，检修工艺要求严格，涉及范围广，要求责任心强。真空系统严密性应在机组检修期间得以保证，如果由于密封不严、检修工艺不合理及查漏不全面等在机组运行一段时间后发生泄漏，仍应该采取各种措施，积极进行真空严密泄漏查找工作。为保证汽轮机真空系统查漏工作的顺利进行，确保机组的安全经济运行，特制定如下措施： 一组织措施 1、本工作的开展需要运行、点检、检修及热力试验组协调完成。 2、准备好查漏工作所需要的氦质谱检漏仪、氦气瓶、便携式气袋、喷射用铜管及连接用胶管、对讲机等工器具，保证合格足量的氦气。 3 、査漏工作要确定一个工作负责人，负责査漏工作中各部门的协调联系工作以及査漏工作的分工安排。 4、查漏工作由设备部组织进行，发电部专工、热试组人员、汽机车间检修班组人员配合，运行当值人员保证机组稳定运行并配合进行各阶段严密性试验。
凝汽器的单侧运行的操作及注意事项 一、凝汽器半边解列： （1）接值长、机长令，凝汽器准备单侧运行，将机组负荷减至70%以下维持运行。 （2）检查并确认凝汽器解列侧胶球清洗系统停用。 （3）检查循环水系统及循环水泵运行正常。 （4）关闭解列侧凝汽器空气门，注意机组真空的变化。 （5）关闭解列侧凝汽器进水电动蝶阀，注意真空的变化，排汽温度不大于50℃，否则继续降低负荷，若真空下降太快超过报警值，应立即恢复原运行方式。 （6）关闭解列侧凝汽器出水电动蝶阀。（注意：执行该项操作时，特别是在关闭解列侧凝汽器进水电动蝶阀和凝汽器出水电动蝶阀时，一定要到就地先手动操作进行蝶阀确认，以防关错凝汽器解列侧进、出水蝶阀，造成机组循环水的中断重大事故。） （7）加强对推力瓦温度、轴向位移、差胀的监视，如发现有异常情况应立即恢复原运行方式。 （8）若检修有工作或进行试验时，应按其工作票要求认真做好其它安全措施，方可允许检修工作。开启解列侧循环水进、出口水室放水门及放空气门，并注意真空的变化。 （8）如果凝汽器循环水室需要放水时，应加强碟阀水坑水位的监视，并及时启动水坑排污泵运行。 （9）另外，在凝汽器单侧运行期间，应加强对机组负荷、真空、低压缸排汽温度、凝结水温、循环水温度、真空泵的监视。发现有异常现象时及时进行处理。 二、凝汽器半边解列后的投运 （1）确认检修工作结束，检查人孔盖、端盖上好。 （2）关闭解列侧凝汽器水室放水门。 （3）稍开解列侧凝汽器进水电动蝶阀，待水室排尽空气后关闭其放空气门。（4）全开解列侧凝汽器进水电动蝶阀。 （5）开启解列侧凝汽器出水电动蝶阀。
（6）开启解列侧凝汽器抽空气阀，注意真空变化。 （7）全面检查一切正常后汇报值长，增加至额定负荷，恢复原运行方式。
简析变压器的运行维护和事故处理 发表时间：2015-10-09T16:19:50.250Z 来源：《基层建设》2015年7期作者：常晓闯 [导读] 阳西海滨电力发展有限公司 529800 从变压器运行的日常管理入手，探析变压器运行过程中易出现的故障，采取变压器日常维护的有效措施，是保证和实现电网系统有效运行的重要手段。 常晓闯阳西海滨电力发展有限公司 529800 摘要：随着我国现代科学技术的发展，电力变压器在供电系统中有着极其重要的作用，是企业供电设备的核心之一，但由于变压器事故处理和维护水平低等原因，变压器故障问题发生的仍比较频繁，对企业的正常生产和运行产生非常严重的影响，变压器是电力系统的重要组成部分，变压器的运行状态影响着电网系统的安全与稳定。从变压器运行的日常管理入手，探析变压器运行过程中易出现的故障，采取变压器日常维护的有效措施，是保证和实现电网系统有效运行的重要手段。 关键词：变压器；运行维护；故障处理 电力变压器是电力系统的重要组成部分，在电力系统的运行过程中发挥着重要作用。由于变压器的设计制造工艺、技术以及变压器运行维护水平等方面的原因，在电力系统运行过程中，经常发生变压器故障。因此，在电力系统运行过程中，采取有效措施，防止变压器发生故障，加强对变压器的维护，对确保变压器及电力系统的安全稳定运行有着重要意义。 1、运行维护 1.1监视仪表及抄表。变压器运行中，运行人员应监视控制盘上的仪表，负荷不应超过额定值，电压不能过高或过低，并按规定及时抄录表计。过负荷时，应每半小时抄表一次，无人值班的变电所，每次检查变压器时，应记录其电压、电流和上层油温。 1.2变压器的巡视周期。有人值班的变电所，每天应按要求进行巡视，每天至少一次，每星期应有一次夜间检查，无人值班的变电所和室内变压器容量在 3 200 kVA 及以上者，每10 天至少检查一次，变压器在投入和停用后，都要进行检查，另外可根据气候变化等情况，增加检查次数，特别注意变压器的油位变化。此外，在瓦斯继电器发出告警信号时，亦应对变压器进行外部检查。 1.3变压器的铁芯，应每月进行一次铁芯电流测量，净油器中的吸附剂发现变色时，应及时更换。 2、变压器运行中出现的不正常现象 2.1渗漏油 变渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因是：阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏；胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油；设计制造不良，材质不好。 2.2声音异常 变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。 2.3油温异常 当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 2.4油位异常 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。 2.5 高压侧熔丝熔断或掉闸 首先判断高压侧熔丝是否熔断，究竟是断了一相熔丝还是两相或三相，可通过表 1 中所列出的情况进行判断。 表1熔丝熔断情况判断 2.6出现强烈气体 变压器内部发生严重故障，油温剧烈上升，同时分解出大量的气体，使变压器油很快流入油枕．如装有瓦斯保护动作的变压器，其瓦
凝汽器真空对汽轮机工作的影响分析及对策 葛乃友 （芦岭阳光能源综合利用有限公司煤矸石发电厂；安徽宿州234113） [摘要]浅析凝汽器真空对汽轮机工作的影响、保真空方法、真空下降及处理及案例分析。 [关键词]汽轮机；真空；影响；对策 1 引言 以前总以为通过增加凝汽器的真空度能提高汽轮机的效率，其实则不然，真空度越高，机组的效率并不越高。特别在北方，冬季循环水一般都在10℃以下，虽然真空度较高，但汽轮机凝结水温度却大大降低。过冷度的增加，导致了综合热效率的降低，经济性就差。所以应根据机组负荷、季节等情况确定，加上合理调整循环水泵运行数量与方式。只有汽轮机排汽压力达到最佳真空时才行。 2 凝汽器真空对汽轮机工作的影响 安全经济发供电是电力生产的基本原则，为提高生产运行可靠性和经济性，应积极开展节能技术改造，推广运用四新技术，充分挖掘设备潜力，力求降耗增效。提高系统经济运行质量，首先就要加强经济指标的管理，对影响机组经济运行的凝汽器问题，如汽轮机背压、凝汽器端差、过冷度、循环水入口温度，循环水温升等参数，都与经济运行有关，特别是初压力、初温度和排汽压力影响最大。降低汽轮机的排汽压力，使循环放热过程的平均温度降低，是提高热经济性的主要方法之一。排汽压力还与冷却水温度和流量、凝汽器的冷却面积和构造、汽轮机末级的通流面积、汽轮机的负荷等有关。在蒸汽初参数和循环形式已定的情况下，循环热效率随排汽压力的降低而提高。 为提高机组效率，一般可通过提高凝汽器真空这个途径。真空越高，效率也越高，但不能无限制的提高。汽轮机末极叶片的通流能力是一定的，当蒸汽在末极叶片中膨胀达最大值时与之对应的真空称为极限真空，此时再提高真空，蒸汽就在叶片外膨胀，不做功了。凝汽器的最佳真空是：提高凝汽器的真
凝汽器查漏方案 集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-
凝汽器半边解列方案及措施 凝汽器自9月份以来发现凝汽器铜管有泄漏，经往凝汽器两侧加锯末后基本能维持运行，但长时间运行对机组的安全、经济运行造成一定影响。故决定在正常运行中进行半边隔离查漏，特制定以下措施： 一、半边查漏目的： 检查凝汽器铜管泄露，查出后进行堵漏。 二、本次查漏范围： 凝汽器A、B两侧所有铜管 三、组织机构： 指挥： 现场执行指挥： 总协调： 现场监督： 现场操作：当值值班员 四、隔离、堵漏措施： 1、接到凝汽器半边解列命令后开始操作。根据中调负荷曲线倒#1、2机负荷，#2机降负荷至90MW。降负荷前纪录凝汽器真空、排汽温度。 2、启动凝汽器坑排污泵，将水位排至最低。联系维护部在凝汽器坑加装1-2台大功率潜水泵以备凝汽器水侧放水时用。 2、停止胶球清洗装置运行。 3、缓慢关闭凝汽器A侧抽空气门，注意真空变化情况。
4、关闭凝汽器A侧循环水进口电动蝶阀、出口电动蝶阀，注意真空变化情况。进出口电动蝶阀关闭后再用手动靠严，在操作过程中要精调、细调，做到关闭严密并不出现过关。 5、开启凝汽器A侧循环水水室放空气门、放水门、凝汽器进口蝶阀后、出口蝶阀前放水。启动排污泵和潜水泵，注意凝汽器坑水位。 6、凝汽器A侧循环水水室存水放尽后，联系检修打开水室人孔门，用保鲜膜将凝汽器一侧铜管密封住（密封面要严密不能留有气泡）。 7、在另一侧采用蜡烛火焰法进行查漏。 8、所有铜管监查完毕将泄漏的铜管做好标记后，关闭凝汽器A侧抽空气门，进行堵漏。堵漏完毕后恢复凝汽器A侧循环水系统运行，然后用同样的方法对凝汽器B侧铜管进行查漏。 9、如凝汽器A侧水室放空气门有水连续流出，经调整凝汽器A侧循环水进口、出口电动蝶阀仍不能排尽存水，说明循环水进口、出口电动蝶阀某一门不严，无法进行找漏工作，恢复A侧循环水系统正常运行。 10、A侧循环水运行正常后，用1-8步骤对凝汽器B侧进行隔离、铜管找漏。 五、安全措施： 1、凝汽器单侧解列查漏过程中须统一指挥，各项工作须得到现场指挥的许可方能进行； 2、运行人员在单侧隔离时监视好机组真空，负荷变化情况。发现真空变化快时及时联系就地操作人员放慢操作速度。 3、单侧隔离关闭进口蝶阀时发现真空下降排汽温度上升至65℃时投入后缸喷水，如真空下降至72KPA时立即停止操作恢复单侧循环水进水。 4、凝汽器水室放水时注意凝汽器坑水位，及时启动排污泵及潜水泵，必要时关小放水防止水淹排污泵电机。 5、凝汽器水侧人孔门打开后开汽侧抽空气门时注意凝汽器真空变化情况，如真空下降过快立即停止操作。
今天学习与凝汽器相关的专业术语。） 学习内容摘要： 1、冷却倍率 2、凝汽器的极限真空 3、凝汽器的最有利真空 4、凝汽器端差 4.1、凝汽器端差的定义 4。2、影响凝汽器端差的因素 4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系 5、凝汽器的过冷度 5。1、过冷度的定义 5.2、产生过冷度的原因 5。3、过冷度增加的分析 5。4、为什么有时过冷度会出现负值 1冷却倍率 所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。相当于冷却Ikg热源所需的冷源的质量。 比如，凝汽器的冷却倍率=循环水量/排汽量，一般取50?80。 2、凝汽器的极限真空 一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，
如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经 济效益。 极限真空一般由生产厂家提供。 3、凝汽器的最有利真空 同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是,提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大.因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。 4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单,没 有详尽的资料,这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系 188 038 18668 (1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值.端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等,所以,在凝汽设备运行监测中，传热端差是一个非常重要的参数,是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。 （2）哪些因素影响凝汽器端差: 对一定的凝汽器，端差的大小与凝 汽器冷却水入口温度、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。凝汽器端差增加的原因有: A、凝器铜管水侧或汽侧结垢； B、凝汽器汽侧漏入空气； C冷却水管堵塞;