上汽1000MW汽轮机常见故障及应对策略
2024年汽轮发电机组的常见故障及处理
2024年汽轮发电机组的常见故障及处理2024年汽轮发电机组常见故障分类：1.装置故障，2.电气故障，3.机械故障，4.润滑油和冷却水质量问题，5.其他问题。
1. 装置故障：1.1 锅炉问题：包括炉渣成分异常、炉膛结焦、过热器脱漆、管子泄漏等。
处理方法：及时清理炉渣、防止结焦、定期检查过热器和管道等。
1.2 百叶窗堵塞：百叶窗是汽轮发电机组的关键部件，如果堵塞会导致进气量减少，影响燃烧效果。
处理方法：定期清理百叶窗，保持畅通。
1.3 燃烧器问题：燃烧器堵塞、喷嘴损坏等会影响燃烧效果。
处理方法：定期检查清理燃烧器，更换损坏喷嘴。
1.4 煤粉喷射器故障：煤粉喷射器堵塞、喷射不稳定等问题会影响燃烧效果。
处理方法：定期检查清洁煤粉喷射器，调整喷射稳定性。
2. 电气故障：2.1 发电机线圈绝缘老化: 发电机是汽轮发电机组的核心设备，线圈绝缘老化会导致绝缘损坏，影响发电效率。
处理方法：定期进行绝缘检测，发现问题及时更换损坏线圈。
2.2 断路器故障：断路器是电气保护装置，如果故障会导致发电机组停机。
处理方法：定期检查断路器，及时更换故障断路器。
2.3 控制系统故障：控制系统是汽轮发电机组的核心部件，如果故障会导致发电机组无法正常启动或运行。
处理方法：定期检查控制系统，及时修复故障。
3. 机械故障：3.1 汽轮机叶片损坏：汽轮机叶片损坏会降低功率输出，影响发电效率。
处理方法：定期检查叶片磨损情况，及时更换损坏叶片。
3.2 水泵故障: 水泵是汽轮发电机组的关键组件，如果故障会导致冷却水流量不足，影响发电效率。
处理方法：定期检查水泵，及时更换故障水泵。
3.3 齿轮箱故障：齿轮箱是汽轮发电机组的传动装置，如果故障会导致转速不稳定，影响发电效率。
处理方法：定期检查齿轮箱，及时更换故障部件。
3.4 轴承故障：轴承是汽轮发电机组的关键部件，如果故障会导致摩擦增加，影响发电效率。
处理方法：定期检查轴承，及时更换故障轴承。
4. 润滑油和冷却水质量问题：4.1 润滑油污染：润滑油污染会导致润滑效果减少，增加摩擦，影响设备寿命。
1000MW集控汽机运行及故障分析
1000MW集控汽机运行及故障分析摘要：随着科学技术的发展，汽机设备与集控系统也在这一过程中得到了充分的发展。
在实际运行过程中，汽机设备与集控系统的运行过程中会出现种种问题，如何合理有效的对故障进行分析与解决成为业内人士关注的重点。
关键词：集控；汽机；故障前言汽机是汽机与蒸汽机的简称，其主要致力于将蒸汽所携带的能量转换为机械功。
汽机主要作为原动机应用于发电过程中，也可以作为其他机械的直接驱动机械使用，在汽机的使用过程中，其排气或抽气过程则可满足与蒸汽相关的其他方面上的需求。
汽机在使用过程中，可以通过一系列相互配合的机械部件，将进入汽机的蒸汽所携带的能量转化为机械能，进而为人们更加方便的利用能量提供良好的条件。
汽机利用了蒸汽作为动力通过自身的转换进行做工，其主要优点有功率大、效率高、运行安全、调速方便等，多应用于驱动发电机、给水泵等机械，在会产生余热的生产过程中，也可以利用这些余热生产蒸汽使汽机进行热能的综合利用。
汽机对蒸汽进行能量转换的基本单元是由一列喷嘴叶栅和其后面相邻的一列动叶栅构成的，在转换过程中，蒸汽的热能通过喷嘴叶栅转换为动能进而通过动叶栅转换为机械功。
在实际生产生活过程中，汽机的类型可以依照结构、工作原理、用途等分类依据进行划分，如按照结构分类，可以将汽机分为单级汽机与多级汽机、单缸汽机与多缸汽机以及单轴汽机与多轴汽机等，而按照用途则可将汽机分为电站汽机、工业汽机、船用汽机等。
多数情况下汽机的工作环境多为高温高压高转速，其是一种精密性较高的重型机械，多与锅炉等蒸汽发生器、被驱动的机械以及加热器、凝汽器等设备进行组合进而协同工作，为机械运行等提供便于使用的原动力。
1.汽机集控集控是指集中控制，在汽轮机的设计生产使用过程中，调节控制方法随之发展，早期汽机调节控制系统较为简单，而随着汽机设备的不断发展，汽机集控技术也得以迅速发展。
集控装置主要对汽机及相关生产设备进行统一的监视与控制，其能够对汽机运行过程中的各种数据进行监控，并在其超出正常运行水平时及时有效的调节设备运行，以保证生产过程的正常进行，为汽机的生产过程提供有效的安全保障。
1000MW汽轮机轴封故障分析与治理
科 技Байду номын сангаас论 坛
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１ ０ ０ ０ ＭＷ 汽轮机轴封故障分析与治理
毛耀伟 王 永刚 左旭 垫 （ 中电投 河南电力有 限公 司平顶山发 电分公 司． 河南 平顶山 ４ ６ ７ ３ １ ２ ） 摘 要： 中电投 河南 电力有限公 司平顶 山发 电分公 司的 ＃ ２机组在停机检修 结束启动过程 中 出现轴封 蒸汽外漏现 象， 并伴 随有轴 瓦 振动逐渐增大现象 ， 最后 ＃ ２机组 因轴 瓦振 动过 大跳机 。 之后 查明， 由于 ＃ ２机 Ａ低压缸后轴封回汽管道疏水罐下部疏水管堵塞造成 。 利用 停机 时间对轴封回汽疏 水管道进行改造 ， 机组启动后轴封漏汽现 象消失， 轴 系振动正 常， 机组运行稳定。 关键词 ： 轴封 系统 ； 漏汽 ； 解决方案
1000MW汽轮机轴封故障分析与改进
1000MW汽轮机轴封故障分析与改进本文以1000MW汽轮机轴封为例，对其出现的故障进行总结分析，并针对存在的问题及时提出相应的改进措施，保障汽轮机轴封能够更好的运行。
标签：1000MW汽轮机；轴封故障；自密封；真空下降1 汽轮机轴封介绍汽轮机的轴封可将其称之为轴端汽封，其最主要的作用表现为以下两方面，分别为：（1）对大气中的空气进行预防，防止其进入到低压缸，并经由其轴封端随之进入到轴端，最后深入到低压排汽缸内，使得凝汽器中的真空因此下降，从而致使循环热效率下降，使得真空泵的功耗因此迅速上升，与此同时，因低压缸排汽压力迅速上升，其会导致低压叶片的负荷因此加重，低压缸迅速振动，致使机组的运行安全性遭到威胁[1]。
（2）可有效避免高中压汽缸中的蒸汽经由轴端迅速释放到大气中去，从而致使汽轮机油给周围的环境和进水造成污染。
1.1 汽轮机轴封系统汽轮机的轴封系统还可将其细分为两个部分，分别为轴封回汽系统和汽轮机轴端密封系统。
我公司所采用的1000MW汽轮机，其轴封系统在进行设计时，将其设计为正常运行时的汽轮机轴封，其主要通过自密封方式来实现供汽，简单来说，高中压缸轴端会对压力蒸汽进行迅速释放，并以此实现快速减温处理，同时为低压缸的轴端实施密封[2]。
轴封回汽系统主要是将高压缸、中压缸以及低压缸轴端的最末端的汽气混合物实施回收，并经过轴封加热器收集处理之后，使得蒸汽快速凝结成水，并将其迅速回收到凝汽器中，在进行回汽的过程中，不凝结气体会经过轴加风机排放到大气中去，维持轴封系统的负压，也更好的保证了汽轮机轴端不会出现蒸汽泄漏。
1.2 汽轮机轴封系统主要设备的作用轴封加热器主要是通过对轴封回汽热量进行合理利用，并能够实现对凝结水的加热，从而促使凝结水的温度升高，对汽轮发电机组的经济性进行提升，同时还能够将轴封回汽中的蒸汽凝结成水，做到回收工质并排放回凝汽器。
轴加风机主要是将轴封加热器中不凝结的气体来实现快速排放，从而促使轴封回汽管道中以及轴封加热器中，会保持一定的负压，确保蒸汽不会出现泄漏问题。
汽轮机常见十七大故障处理
汽轮机常见十七大故障处理
汽轮机是一种重要的能源转换设备，常见故障会影响其正常运
行和效率。
下面列举了汽轮机常见的十七大故障以及处理方法。
1. 叶片损坏，定期检查叶片的磨损情况，及时更换损坏的叶片。
2. 轴承过热，检查润滑系统，确保油润滑正常，清洁轴承。
3. 轴承故障，定期检查轴承磨损情况，及时更换损坏的轴承。
4. 涡轮叶片断裂，定期检查叶片的裂纹，及时更换叶片。
5. 涡轮叶片积碳，定期清洗叶片，避免积碳影响涡轮机性能。
6. 涡轮机振动，调整涡轮机的平衡，减少振动。
7. 燃烧室故障，定期清洁燃烧室，确保燃烧效率。
8. 冷却系统故障，检查冷却系统的工作状态，确保冷却效果。
9. 油系统故障，定期更换润滑油，保持油系统畅通。
10. 汽轮机漏气，检查密封件，修复漏气点。
11. 燃气泄漏，检查燃气管道，加强密封。
12. 冷却水泄漏，检查冷却水管道，修复泄漏点。
13. 涡轮机转速不稳，调整涡轮机的控制系统，保持稳定运行。
14. 油泵故障，检查油泵的工作状态，及时更换损坏的油泵。
15. 燃气轮机起动问题，定期检查燃气轮机的起动系统，确保
正常启动。
16. 烟气排放超标，优化燃烧参数，减少烟气排放。
17. 燃料系统故障，检查燃料供应系统，确保稳定供应燃料。
通过对这些常见故障的处理，可以保证汽轮机的正常运行和高
效工作，延长设备的使用寿命，提高能源转换效率。
同时，定期的
维护和检查也是非常重要的，可以及时发现并解决潜在问题，确保汽轮机的安全稳定运行。
汽轮机运行中的常见故障及应对策略
汽轮机运行中的常见故障及应对策略摘要：随着我国电力产业的飞速发展，的各类大型汽轮机设备的机组容量也在逐步增加，大型汽轮机设备在其并网运行过程中，会极易受到机组构造、生产制造工艺以及设备环境等因素的影响，进而导致在满足生产运行的基础上，可能引起诸多运行故障或问题。
如何能够有效解决常见运行故障，探索适合生产实际状况的合理化对策，是本文需要着重探讨的问题。
关键词：汽轮轮机运行；常见故障；应对策略一、汽机运行中的常见问题分析1.1汽轮机振动问题从目前情况看，虽然汽机的质量有了显著提升，但是相关技术却并不完善，仍有改进和升级之处，汽轮机振动是汽机运行过程中非常普遍的问题之一，当振动超过一定幅度时，会使汽轮机组的稳定运行受到影响，并且还会加剧汽轮机各个主要零部件的损坏，由此会缩短机组的整体使用寿命。
导致汽轮机振动的原因相对较多，比较常见的有轴承润滑不到位、动静摩擦、零部件松动、叶片损坏、中心不正、转子质量不平衡、低压缸排汽温度偏高、轴封温度超限造成轴封处碰磨等。
1.2EH油系统问题EH油系统的功能是提供高压抗燃油，驱动各执行机构可靠动作，同时保持EH油的正常理化特性和运行特性，运行中要加强其油质监督，保证油质合格。
EH 油中大颗粒杂质的进入，容易堵塞电液转换器喷嘴，导致两侧压力不平衡，使阀芯摆动，同时也可能导致电液转换器和快速卸荷阀等部件的卡涩而拒动；油的水解和酸值过高，引起电液转换器和快速卸荷阀等部件的腐蚀，使滑阀与滑阀座之间的油漏流超标，导致部件故障。
1.3汽轮机轴承问题支撑轴承出现故障一般有两个原因，一个是轴承内存在杂物，另一个是润滑油压力下降。
支撑轴承的故障主要是操作不当引起的，在冷油器和油滤网切换的过程中，如果没有将汽轮机内部的空气排放干净，则会导致内部存在空气，引起润滑油压力下降，同时会增加内部管道的振动，则会导致管道破裂，甚至漏油等严重问题。
推力轴承主要的故障原因有以下几个方面：第一，蒸汽质量较低，叶片结垢，以及蒸汽叶片清理力度不够。
汽轮机常见故障及应对措施分析
汽轮机常见故障及应对措施分析1 汽轮机异常振动故障及应对措施汽轮机组异常振动是火电厂汽轮机日常运行中最常见的故障之一，其主要原因是由于气流激振、转子热变形、摩擦等因素的影响而产生的。
因此在此类故障的处理中，对汽轮机异常振动原因判定格外重要，只有查明根源才能对症下药。
1.1 气流激振导致的异常振动气流激振导致的汽轮机异常振动主要具备下述两点特征：a) 产生量值较大的低频分量;b) 振动的增幅会明显受到汽轮机运行参数的影响，存在显著的突发特点。
此类振动产生的缘由主要是因为汽轮机转子叶片末端在紊乱气流的影响下产生不均衡气流而导致。
针对此类振动常见的应对措施为不间断地调整汽轮机机组给水量并调节高压调速气阀，确定造成气流激振的机组运行状态，通过降低负荷变化速率和规避导致气流激振负荷范围的方法避免气流激振再次出现。
1.2 转子热变形及摩擦导致的异常振动转子热变形亦是导致汽轮机异常振动的诱因之一。
若一倍频振幅的增长同转子温度及蒸汽参数间有着紧密关联，且汽轮机冷态启动定速符合相关条件后，机组转子叶片易因热变形而弯曲，从而导致机组出现异常振动，或导致机组内部出现较严重的摩擦现象，从而引起涡动或抖动。
这是因为随着转子的热弯曲变形，其在转动中会产生不平衡力，此时虽然振动信号主频仍以工频为主，但在非线性因数及冲击的影响下，会产生一定的分频、高频或倍频分量，进而引发振动。
而当摩擦产生时，机组相位及幅值将不再产生波动，这会使得振幅迅速增加，引起更强烈的振动。
针对此类故障，通常采用的处理措施为更换机组转子。
2 汽轮机调速系统故障及应对措施汽轮机日常运行中时常会出现调速气门摆动现象，这种摆动极易引起汽轮机轴瓦振动的大幅增加，威胁汽轮机稳定有效运行。
具体表现可归纳为以下几点：a) 汽轮机启动时转子不易定速，转速的摆动可达±20 r/min;b) 汽轮机运行时主泵口油压会经常出现瞬间的大幅起落;c)机组运行时，高压调速气门会发生左右的大幅摆动，尤其是阀门位置，振动极为明显，甚至会导致轴瓦的损毁。
汽轮发电机组的常见故障及处理范文（二篇）
汽轮发电机组的常见故障及处理范文汽轮发电机组是一种常见的发电设备，但在运行中可能会遇到各种故障。
本文将对汽轮发电机组的常见故障进行详细介绍，并提供相应的处理方法。
1. 运行故障1.1 输出电压异常当发电机组输出电压异常时，首先应检查发电机的电压调节器是否正常工作。
如果电压调节器损坏或调节范围不正确，应及时更换或调整。
同时还需检查发电机的定子绕组是否存在短路或开路情况，必要时进行修复。
1.2 震动过大汽轮发电机组的震动过大可能是由于转子不平衡或支座松动引起的。
因此，应首先检查转子的平衡性，并根据需要进行动平衡处理。
同时还需检查支座是否紧固，如有松动应及时拧紧。
1.3 温度异常发电机组运行时出现温度异常可能是由于冷却系统故障引起的。
检查冷却系统的水泵、散热器和冷却水管道是否正常工作，必要时清洗或更换散热器，修复或更换故障水泵。
2. 冷却系统故障2.1 水泵故障当发电机组的冷却水泵故障时，可能导致冷却不足，进而引起发动机过热。
因此，应检查水泵的工作状态，确保其正常运转。
如果发现水泵轴承损坏或叶轮受损，应及时更换。
2.2 散热器堵塞散热器是发电机组冷却系统中的重要组成部分，其堵塞会导致冷却效果下降。
因此，应定期清理散热器，以防止灰尘和杂质堵塞散热器片。
清理时可使用高压水枪进行冲洗，确保散热器的通风良好。
2.3 冷却水泄漏冷却水泄漏可能是由于冷却水管道接头松动或密封圈老化破损引起的。
检查冷却水管道接头的紧固情况，确保其密封良好。
如发现密封圈破损，应及时更换。
3. 油系统故障3.1 油泵故障当发电机组的油泵故障时，可能导致油液供应不足，进而影响润滑效果和冷却效果。
因此，应定期检查油泵的工作状态，确保其正常运转。
如发现油泵轴承损坏或叶轮受损，应及时更换。
3.2 油温过高发电机组运行时，如果油温过高，可能是由于冷却系统故障或油路堵塞引起的。
因此，应首先检查冷却系统的工作状态，确保冷却效果良好。
同时还需检查油路中的过滤器是否堵塞，必要时清洗或更换。
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上汽1000MW汽轮机常见故障及应对策略作者：牛小川邓新国
来源：《中国科技纵横》2020年第06期
摘要：本文针对上汽1000MW汽轮机出现频率较高的故障进行记录分析，提出应对策略。
关键词：上汽;1000MW汽轮机;常见故障
中图分類号：TK323 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2020）06-0164-02
0引言
上汽1000MW机型有独特的设计，记录和研究它的常见故障是一件有意义的工作。
1 1号轴承振动超限
1.1概况及振动特点
该机包含4段大轴，采用单轴承支撑，有5个轴承。
主蒸汽为两侧进汽，进汽端设在2号轴承，汽缸膨胀死点设在2号轴承，转子相对于汽缸的膨胀死点也设在2号轴承。
轴承绝对振动采用振速表示法，保护跳闸值设为11.8mm/s;大轴相对振动值采用振幅表示法，未设置跳闸保护，但作为振动参考依据，其值不允许大于130μm。
该机型在运行几年后一般是在某日起频繁出现1瓦轴振报警（报警值≥83μm），居高不下，最高可超过130μm，有的机组甚至达到220μm。
振动发生后与负荷高低无明显的关系。
轴承绝对振动有轻微升高，但无明显增大。
即使大轴相对振动超过130μm，轴承座绝对振动依然在3.0mm/s以下。
主蒸汽温度的变化对振动影响较大。
振动数据以工频（50Hz）为主，其它频率所占比例不大。
工频分量占到90%以上，高频和低频占比之和低于10%[1]。
1.2 1号轴承振动原因分析
（1）该机型1号轴承为大轴的自由端，外连接有液压盘车，有甩尾的可能（见图1）。
（2）高压缸较小，转子重量轻，1号轴承载荷较轻，轴承压比小，稳定性和抗扰动能力较差。
长期低负荷运行时，此情况尤甚。
（3）一旦轴承刚度下降，高压转子受汽流扰动（如负荷变化、高加抽汽量变化以及主蒸汽温度、高压缸排汽变化等）影响，使大轴在1号轴承中轻微失稳，造成振动增大，轴承磨损。
1.3运行管控策略
（1）机组降负荷及重大操作，如吹灰、启动制粉系统等，提前采取措施避免汽温大幅扰动。
（2）反向调节两侧主蒸汽进汽温度，改变进汽偏差方向及进汽口的热膨胀偏向。
（3）监视振动变化，当振动频繁超过130μm时，应考虑轴承损伤停机消缺，并做好准备工作。
1.4检修消缺策略
（1）将1号轴承顶部间隙（标准：0.30-0.35mm）和按照标准下限调整。
检查检查轴承乌金与转子轴径情况，是否出现损伤，必要时进行修刮。
（2）做好检修记录（如表1），对1号轴承检查处理间隔建议不超过2年。
2顶轴油压力低
汽轮机配有三台50%容量的顶轴油泵，转速低于540rpm时投用，顶起大轴，建立油膜。
两运一备方式，油压应维持15MPa以上。
顶轴油压不足时盘车有损伤轴瓦的危险。
2.1运行管控策略
（1）启动第三台顶轴油泵，保持顶轴油压，否则应停止盘车。
轮流切换顶轴油泵，记录顶轴油压力，以排除某台油泵故障。
（2）检查是否误碰1号轴承顶轴油进油手动门。
由于盘车进油手动门与1号轴承进油手动门位置相邻（如图2），在调节盘车转速时有误碰的可能，使1号轴承进油量偏大，造成顶轴油压力降低。
2.2检修应对策略
（1）检查各顶轴油管路逆止门是否失效[2]。
（2）测量大轴抬起高度，检查顶轴油管至2号轴承进油口圆形密封垫圈是否受损。
（3）检查顶轴油母管溢流阀是否动作正常。
3冲转至3000rpm时润滑油压力低
汽轮机润滑油系统配有两台交流油泵和一台直流油泵。
润滑油经过板式冷油器或者冷油器旁路供给各轴承使用。
冷的（流经冷油器）和热的（流经旁路）润滑油在油温控制阀内按比例混合得出口需要的润滑油温度（50℃）。
汽轮机未升速前，润滑油温很难达到50℃，油流全部流经旁路而不走冷油器内部;汽轮机3000rpm后，润滑油温度迅速升高，冷油器充油启用。
这时候，因为板式冷油器的皮囊效应，会大量充油引起润滑油压力下降。
由于此时油箱油温还处于上升中，不够高，温控阀会使油流将在旁路和冷油器来回切换多次，引起润滑油压来回波动，严重影响机组运行安全[3]。
（1）运行应对策略：在机组启动前，做低油压试验，保证备用油泵联启正常。
在
3000rpm时，备用润滑油泵联启后，应保持其运行，直到润滑油箱油温稳定。
（2）检修应对策略：润滑油系统加装蓄能器。
4热态启动“机组升速率过低”
热态启动时，温度起点高，为保护高压缸末级叶片，DEH中设置了高排温度控制器。
在高压缸12级后设置三个温度测点取平均值作为监控。
由高压转子温度计算出一个高排温度限制值（图3）。
当温度高于此限制值时，高排温度控制器动作，关小中调门，开大高调门，以增加进汽量，降低高压缸排汽温度。
然而在汽轮机并网前，高调门的开度是有限制的。
汽轮机升速时，SGC程控走步会停留在第31步，“S/UP DEVICE”（启动装置）的进程为67%，且固定不变。
当“S/UP DEVICE”（启动装置）输出值小于“SPD CTRL ACT”（转速控制）输出值时，通过小选器“MIN”的为前者（67%），导致高调门开至一定开度后无法继续开启，汽轮机实际转速跟踪不上设定值，当差距30r/min时，会出现“DEV TOO HIGH”（转速偏差大）和“LOAD SETP-CTRL STOP”（负荷控制器闭锁）报警，升速率降低。
当升速率
4.1运行应对策略
（1）将主蒸汽流量从670t/h增加至960t/h，在进行汽轮机冲转过程中，主蒸汽压力維持高限稳定，保证高压缸充足的进汽量。
（2）在冲转升速过程中，关小或关闭主蒸汽暖管小旁路，以使主蒸汽尽可能的通过高压缸。
4.2检修应对策略
（1）短暂的退出高排温度控制器，使中压调门不关小，汽轮机快速冲转至3000rpm。
（2）手动提高“S/UP DEVICE”输出值，解除高压调门开度小选限制，以增加高压缸进汽量。
5真空降低
一般来说真空突然下降有以下原因：（1）真空破坏门误开;（2）真空泵故障跳闸，备用泵未联启;（3）真空泵水箱液位低;（4）循环水中断;（5）轴封供汽不足或中断;（6）凝汽器水位过高;（7）低旁动作;（8）真空系统大量漏空。
对于上汽1000MW汽轮机组，有其特殊的地方。
5.1轴封供汽压力测点坏引起真空降低
轴封为自密封形式，高压缸漏汽到轴封供汽母管，通向低压缸两端，实现密封。
母管压力由溢流阀控制在3.5kPa。
有两个测点，控制信号取其较大者。
一旦出现某一测点故障，显示偏大，主机轴封控制器将以该点为控制目标，降低轴封供汽压力，造成机组真空大幅偏低。
应对策略：将主机轴封控制器由跟踪供汽母管压力测点1和2之间的较大者修改为较小者。
5.2轴封溢流调门全开造成真空下降
汽轮机轴封溢流调门为气动型，失去仪用压缩空气时，该门将全开，轴封供汽母管压力大幅下降。
所以真空快速降低时应查看主机轴封溢流调节门开度及轴封母管压力。
运行应对策略：立即开大轴封供汽旁路门，保证轴封供汽。
检修应对策略：轴封供汽母管溢流调门改为失气保位形式，而不是失气全开。
5.3真空泵补水切为凝结水时真空下降
真空泵设计了两路补水水源。
低压水源为凝输水（0.5MPa），高压水源为凝结水
（2.6MPa）。
事例：将真空泵补水由凝输水切为凝结水时，补水压力突然升高，补水电磁阀内漏，造成真空泵分离器水位升高，溢流量小于漏水量，水位升高淹没喷射器管路，导致真空降低。
运行应对策略：在由低压补水切至高压补水时，应关注分离器液位。
检修应对策略：增大溢流管径并确保补水电磁阀不内漏。
6结论
综上所述，发现问题时采取运行管控措施控制，后续使用检修手段消除故障源头。
此两项工作对维系电厂运行安全有积极影响。
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