华北电力科学研究院有限责任公司贵州?贵阳二○一一年七月
俄制500MW机组电调改造后常见故障原因分析浅谈300MW凝汽式汽轮机通流改造前后运行比较汽轮发电机组DEH系统超速遮断装置的改造
陡河发电厂#3、#4机组供热改造工程的实施和效果刘建生汽轮机高压内外缸夹层温差大问题探讨龚和根凝结器抽汽管道蒸汽水回收技术张海峰
600MW机组凝汽器胶球清洗存在问题分析及改进措施凝结水泵变频运行技术及节能分析王利斌张海峰
摘要：通过对小汽轮机凝汽器内部结构进行研究，对收球率低原因进行分析，找出引起小汽轮机胶球清洗系统收球率低的主要原因，提出解决的方法和措施，并予以实施。关键词：收球率、结构、流程、真空
一、概述宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司两台空冷亚临界600MW机组配置4台汽动给水泵，小汽轮机为杭州汽轮机有限公司生产的NK63/71型。每台给水泵汽轮机各自配置1台水冷凝汽器，凝汽器冷却水采用开式循环冷却水系统，凝汽器采用胶球清洗装置对冷却水管进行清洗，凝汽器其主要设2备设计参数如下：型式：管壳式，循环水设计流量Q＝2450m3/h，总的有效换热面积:1000m，管径×壁厚：;联系电话：
摘要：唐山热电公司2号机组自2008年以来，发生主油泵出口压力持续下降的问题，每次停机后，再次启动主油泵出口油压都会比停机前降低一些，并且，在运行中也会缓慢持续下降。经过对问题的分析、研究，在2010年机组A级检修中彻底解决了问题，保证了主油泵出口油压的正常，排除了设备的重大安全隐患。
一、设备简介汽轮机润滑油系统采用主油泵——射油器供油方式。主油泵由汽轮机主轴直接驱动，其出口压力油驱动射油器投入工作。润滑油系统主要用于向汽轮发电机组各轴承提供润滑油；向危急遮断装置供油；向发电机氢密封空侧提供密封用油以及为顶轴油装置中油泵提供油源。系统工质为L—TSA32汽轮机油。系统主要由主油泵、射油器、集装油箱、交流润滑油泵、直流润滑油泵、溢油阀、冷油漆、切换阀、排烟装置、顶轴装置、低润滑油压遮断器、单双舌逆止阀、套装油管路及油位指示器、监视仪表等设备构成。为了保证机组的正常运行，保护轴瓦及动静部分的安全，根据规程规定和制造厂的要求，汽轮机启动、运行时的润滑油压不得低于地址：河北省三河市燕郊三河发电有限责任公司设备维修部邮编：065201
摘要：天津国华盘山发电有限责任公司两台俄制500MW超临界汽轮机原系统属于电液联合控制，其系统功能和控制精度均存在不足。#1、2机组分别于2007年和2009年利用大修的机会对调速系统进行了纯电调改造，为机组的协调控制及AGC功能的实现奠定了基础。下面对纯电调改造后#1、2机组DEH和MEH系统特别是近两年出现的异常现象进行总结分析。使我们能从检修角度更好的了解出现上述异常现象的原因以及处理方法，提高运行人员分析问题和解决问题的能力，以便今后再次出现上述异常现象时，更好的进行借鉴和防范。主题词：DEH和MEH异常现象原因分析处理方法
一、系统介绍天津国华盘山发电有限责任公司#1、2机组为俄制500MW超临界压力、单轴、四缸（1高、1中、2低）、四排汽、凝汽式汽轮机，型号为K-500-240-4型，主蒸汽压力为23.54MPa，主蒸汽温度为540℃。1、汽轮机原调速系统原俄制大功率超临界汽轮机的调速系统为电液共存调速系统(见图1)，可分为电气部分和液力部分。电气部分控制同步器电机，其主要作用是通过慢速控制系统和电液转换器快速动作机构控制机组的有功功率，改善汽轮机控制系统的动态特性。液力部分由高速弹性调速器、调速器滑阀组、中间滑阀和配汽机构油动机等组成。其主要作用是根据电气部分来的信号开启汽轮机的调节汽门，并具有一次调频的能力，当电气部分出现故障时，允许液力部分短时间运行。即汽轮机的控制环节都需要转换成二次控制油压的变化，再通过配汽机构完成各调门的开启。
二、俄制k-500-240-4型机组纯电调DEH改造1、纯电调DEH改造后系统改造将原来的抗燃油系统改为高压抗燃油纯电调控制系统(简称DEH)，系统工作油压为14MPa，DEH控制系统采取一对一的方式来实现对机组的控制，即DEH发出的阀位控制指令通过10块阀门驱动卡分别送到10个可调节型汽门(4个高压调节阀、4个中压调节阀和2个高压主汽阀)的电液伺服阀上；电液伺服阀将电气信号转换成液压信号，驱动各油动机直接带动调节汽门的蒸汽阀门开启和关闭，减少了液压执行机构的环节，不仅从根本上解决了机械液压调节部套固有的弊病，提高了闭环阀位控制精度，控制由开环变为闭环，而且通过变换阀门的不同函数曲线实现了阀门管理，使机组运行的安全性和经济性得到有效的改
善。改造后采用一个独立的高压抗燃油供油装置。每一个进汽阀门均有一个执行机构控制其开关，其中中压主汽阀执行机构和三抽、四抽油压逆止门执行机构及热段排汽阀执行机构为开关型两位式执行机构，高压主汽阀执行机构和高、中压调节阀执行机构为伺服式执行机构，可以接受来自于DEH控制系统的±40mA的阀位控制信号，控制其开度，启动快排及厂用快排执行机构也为伺服式执行机构，但其控制信号是来至于DCS系统的4-20mA的阀位信号。所有阀门执行机构的工作介质均为高压抗燃油，单侧进油，除热段排汽阀执行机构外所有阀门执行机构均靠液压力开启阀门，弹簧力关闭阀门。而热段排汽阀执行机构也是单侧进油，但其关闭时由液压力完成，开启阀门则由弹簧力完成。电液转换器采用MOOG公司生产的高压调节阀、伺服阀，中压主汽门采用开关电磁阀进行控制。控制系统硬件采用日立公司H5000M系统，伺服卡采用日立公司提供的LYF710A液压伺服控制模件，其他I/O模件与DCS系统模件通用。DEH控制系统具有较完善的硬件、软件自诊断功能，可检测出模板级、通道级的故障点。同时DEH在自动方式下具备对高、中压主汽门及调节门进行在线试验的功能。改造保留汽轮机的机械危急遮断系统，启机时首先通过挂闸电磁阀20／RS使危机遮断器滑阀复位，然后由DEH控制系统开启高压主汽阀，高压主汽阀全开后，高、中压调节阀执行机构接受DEH的阀位指令信号开启相对应的蒸汽调节阀门，从而实现机组的启动、升速、并网带负荷。在超速保护系统中布置有两个并联的超速保护电磁阀(20／OPC-1、2)当机组转速超过103％额定转速时或机组甩负荷时，该电磁阀带电动作，迅速关闭各调节汽门、抽汽逆止门，打开中压缸快速排汽阀，限制机组转速的进一步飞升，控制汽轮机维持并网转速。在保安系统中保留原调速系统的两只飞锤式危急遮断器和危急遮断器滑阀，危急遮断器滑阀和危急遮断器杠杆的工作介质由原来的5MPa的抗燃油改为1MPa透平油，通过密封油管道供油，并重新设计和加工撞击子弹簧。当转速达到109～110％额定转速时，危急遮断器的撞击子飞出击动危急遮断器杠杆，压下危急遮断器滑阀，泄掉薄膜阀上腔的保安油，使EH系统危急遮断(AST)母管的油泄掉，从而关闭所有的进汽阀门，进而实现停机。除此以外在EH系统中还布置有4个“两或一与”的自动停机(20／AST一1、2、3、4)电磁阀，它们能接受汽机顺控系统汽轮机停机信号，工艺保护动作情况下遮断汽轮机。2、纯电调DEH改造后效果纯电调DEH改造后汽轮机DEH控制系统的所有控制操作全部在操作员站上直接完成。逻辑中的相互闭锁，阀门的开启顺序，阀门之间的配比关系等都可以在工程师站上进行便捷的修改。所有这一切只需要在静态条件下调整阀门伺服卡与阀门机械位移的对应关系即可。完全避免了以往需要调节各种油口面积来完成油动机位置改变的机械复杂工作。机组的启动方式实现程序化，根据预先设计好的启动方式来进行选择，就可以按照此运行方式启动，而不需要进行任何人工干预，可以避免运行人员误操作。控制系统具有很高的可靠性，汽轮机的所有控制均由DEH系统实现，设计和实现了中压缸预热、中压主汽门预热、高压主汽门预热等功能，启动阶段设计了高中压调速汽门、主汽门的严密性试验功能，机械超速试验、OPC超速试验等功能，各种功能完善可靠。通过纯电调改造极大地保证了汽轮机设备安全，并顺利投入协调控制，极大地减轻运行值班员操作量，减少了系统维护量和检修工作量，降低了调速系统的迟缓率。2盘电公司＃1、2机组纯电调DEH改造后近两年出现的异常现象2009年9月5日#1机进行立盘手动停机试验时，#2AST电磁阀未能复位经查原因为手动停机开关接点不能正常闭合造成的，更换接点后试验正常。2009年10月12日#1机组12小机#2调门出现持续频繁摆动现象，热工对12小机#2调门伺服板调节器参数进行修改后，增强了调节品质，减弱了#2调门的摆动幅度。2010年1月2日#1机由上部进汽改为下部进汽，在负荷480MW时，#1高调GV1出现较大的振动现象，原因为此时正处在GV1和GV2重叠区，热工通过修改参数将重叠区调整至
450MW时，开GV25％预启，振动基本消除。满负荷时尽量使GV2开大，保证GV1尽可能不开，#1高调GV1振动大现象基本消除。2010年2月24日#1机#3、4中调在中压转子预热结束后不能关闭。经查原因为#3、4中调弹簧滑架与油动机支座立柱摩擦卡涩所致，经检修拆下油动机，打磨滑架和支座立柱回装后开关正常。2010年4月16日#1机#1、2中主门活动试验复位时间由原40s分别改为21s和19s。即在实际关闭时间的基础上增加2s，防止中压自动主汽门开度反馈信号故障造成活动试验时中压自动主汽门过关，使再热汽压力降低风险。2010年8月11日#1机12小机AST电磁阀活动试验时，AST-1试验不成功。经查原因为AST试验电磁阀压力开关取样管路有微堵现象，造成压力未达到压力开关动作值（9.8MPa）,使得油压高信号未返回，轻敲取样管路后恢复正常。2010年9月4日#1机汽轮机转速SAT02B1信号，由3000rpm突降至0rpm，经查原因为转速输入整形板坏，更换新整形板或汽轮机转速SAT02B1信号恢复正常。2009年7月28日#2机转速3出现了小幅上摆现象，为避免OPC和电超速保护误动，将汽轮机转速3信号与机头转速表信号在现场接线盒中对调，并在现转速3信号回路中加入滤波电容。因转速1信号也曾出现过摆动，将转速1接取原主控立盘转速信号，而立盘转速信号改由主机盘车齿轮处探头供给。经观察转速信号稳定后投入转速1和转速3逻辑运算，转速信号综合值恢复三取高来作为电超速保护动作的依据。2009年8月16日#2机#2高主门活动试验时，出现反复动作现象。2009年8月21日21小机自动主汽门活动试验时，就地21小机自动主汽门未动，活动不成功。利用停机机会对21小机自动主汽门油动机活动试验电磁阀和截流孔板检查清洗后回装，再次试验正常。2009年8月24日#2机主机转速1信号出现摆动现象，热工将转速1在DEH逻辑中置0rpm，后经在信号回路中加滤波电容后恢复正常，OPC保护逻辑恢复为三取二。2009年10月14日22小机转速2信号RF704B2出现摆动现象，原因为转速信号端子板电源插头接触不好，对插头进行处理后恢复正常。2009年11月17日22小机转速2信号RF704B2突降至0rpm，热工将转速2信号置0，22小机转速由三路高选变为两路高选方式，重新将22小机转速给水自动投入。经查故障原因为DCS柜接口电源与该路转速端子板连接插头接触不良造成，将固定插针小角度弯曲增加接触面积并重新固定插头后显示正常，将22小机转速逻辑恢复为三路高选方式。2010年3月27日21小机挂闸后，自动主汽门自动开启，热工检查控制逻辑无问题。2010年4月5日#2机#1中压自动主汽门开度显示不准，对开度反馈进行重新调整后显示正常，为防止在进行中主门活动试验时，开度信号再次出现偏差，造成阀门过关，将#1中主活动试验复位时间由40s调整为7s。2010年4月9日#2机热段排汽门停机时有不开或滞后开启现象，经对其油动机开关电磁阀冲洗处理后恢复正常。21小机自动主汽门挂闸后自动开启，经对其油动机开关电磁阀冲洗处理后，挂闸后仍有自动开启现象，后经对21小机手按电磁阀阀芯冲洗后，挂闸后状态显示正确，且21小机自动主汽门开关正常。2010年4月16日将#2机中压自动主汽门活动试验复位时间由原40s分别调整为10s和13s。即在实际关闭时间的基础上增加2s，防止中压自动主汽门开度反馈信号故障造成活动试验时中压自动主汽门过关，使再热汽压力降低风险。2010年5月22日CRT视窗发“#1高调GV1LVDT异常”报警，经查经查原因为GV1的#1LVDT信号异常摆动，与GV1的#2LVDT偏差大于10％后报警，现场检查#1高调门杆有轻微漏汽现象，造成GV1的#1LVDT工作环境温度偏高（53℃），使LVDT信号输出不稳定，现
将#1、2高调GV1、GV2LVDT与阀门间用隔热垫隔开，LVDT工作环境温度降至43℃以下，开度显示已正常。2010年5月24日DEH由上部进汽（34、2、1），改为下部进汽（12、3、4）#3高调在综合阀位23.5％时开度为11％；综合阀位80％时开度为40％。#3高调在开度为40％时，#4高调开始开启，当综合阀位82％时，#4高调开度为7.0425％。2010年5月28日在进行#2中主活动试验时，CRT视窗发“#4中调IV4异常”报警，经检查#4中调IV4的LVDT1开度瞬间消失后恢复正常，判断为回路中存在干扰，已对IV4的LVDT1的电缆回路屏蔽进行重新调整，并更换了屏蔽线接地点。2010年6月11日#2机机前压力在升负荷过程中，有24.2MPa-23.11MPa间变化，幅度较大引起机组负荷和参数波动，热工对一次调频和AGC控制系统进行了完善修改了负荷指令偏差对机前压力修正系数G2由1.0改为0.7，减弱了负荷指令偏差对机前压力的作用，对机前压力修正作用由0.45-0.5MPa改为0.4-0.45MPa。2010年8月28日21小机正常运行中，AST电磁阀P20压力由正常的6.5MPa升至13.5MPa，经检修人员现场检查21小机AST电磁阀磁力平均，怀疑引起AST电磁阀P20压力升高的原因为回油节流孔污堵或AST1、AST3电磁阀有一路内漏。由于AST电磁阀P20压力高，触发21小机AST1/3电磁阀试验油压高SE004-G报警，热控回路检查正常。2010年10月7日#2机组#1中压自动主汽门开度有小幅波动，检查波动原因为#1中压自动主汽门LVDT固定安装板螺母松动，经热工人员对#1中压自动主汽门LVDT接头进行紧固后，开度显示正常。2011年3月1日#2机组C级检修后，热工将汽轮机进汽方式操作端加到了CRT画面，可由运行人员在CRT画面中选择上部进汽或下部进汽方式，目前选择进汽方式与#1机组一致，即选择“上部进汽方式”高调门为GV1和GV2先开，再依次开启GV3、GV4。选择“下部进汽方式”高调门为GV3和GV4先开，再依次开启GV1、GV2。三、总结DEH和MEH系统出现常见故障的原因及处理方法1h0汽轮机DEH纯电调控制系统改造后在运行过程中出现故障时，如何及时、正确地进行故障判断、分析和处理，对于机组的安全可靠运行是非常重要的。无论检修还是运行人员均可通过以往出现的异常现象，处理过程和处理结果，进行总结分析，分享经验和不足，掌握正确的处理方法，将出现故障时可能造成的风险降至最低。了解设备的故障点，设备出现故障的具体部件、严重程度以及处理过程中必须遵循的方法，同时必须充分认识到故障的复杂性以及可能产生的后果。只有这样，才能准确、快速地做好设备故障的处理工作。下面针对纯电调改造后#1、2机组DEH和MEH系统特别是近两年出现的异常现象进行总结分析。使我们能从检修角度更好的了解出现上述异常现象的原因以及处理方法，提高运行人员分析问题和解决问题的能力，以便今后再次出现上述异常现象时，更好的进行借鉴和防范。1、调节系统摆动1）现象DEH或MEH控制系统在运行中，调节汽阀开度波动且摆动频繁。并网前调节系统摆动会造成汽轮机转速出现波动，汽轮机转速很难定速3000r／min，造成并网困难。并网后主小机运行中出现调门摆动，就会造成机组负荷和参数不正常波动，严重影响机组运行安全。如2009年10月12日#1机组12小机#2调门出现持续频繁摆动现象，热工对12小机#2调门伺服板调节器参数进行修改后，增强了调节品质，减弱了#2调门的摆动幅度。2009年8月16日#2机#2高主门活动试验时，出现反复动作现象。原因为活动试验复位时间设定不合适。2010年6月11日#2机机前压力在升负荷过程中，有24.2MPa-23.11MPa间变化，调门开度变化幅度较大，引起机组负荷和参数波动，热工对一次调频和AGC控制系统进行了完善修改了负荷指令偏差对机前压力修正系数G2由1.0改为0.7，减弱了负荷指令偏差对机
前压力的作用，对机前压力修正作用由0.45-0.5MPa改为0.4-0.45MPa，摆动现象得以消除。#2机组正常运行期间，曾发生由于汽轮机高调门实际阀位与阀位综合值偏差大于10％，造成汽轮机由顺序阀自动切换至单阀运行方式，由于当时热控程序中没有设置顺序阀切单阀报警逻辑，造成当值运行主值未能及时发现方式切换，幸好未造成事故扩大。后来#1、2机组分别利用机组C修机会增加了汽轮机高调门阀位与阀位综合值偏差大于10％以及汽轮机顺序阀切单阀窗口报警逻辑。在单阀和顺序阀切换过程中增加当机前压力与给定值偏差大于+-0.5MPa时暂时停止单阀和顺序阀切换逻辑。2）原因分析①热工信号问题：当传感器发生干扰或DEH各控制柜及端子柜内屏蔽接地线不好，电源地线和信号地线没有分开，造成输出信号含有交流分量。当伺服阀信号电缆有某点接地时均会发生油动机开度摆动现象。②伺服阀故障。伺服阀的作用是将DEH控制系统输出的电信号转换成液压信号，控制油动机行程，从而达到控制调门开度的目的。而一但某个伺服阀故障(通常是因为油质欠佳造成伺服阀机械部分卡涩)，其对应的调门将不能正常响应DEH控制系统的输出指令，从而引起调速系统工作不正常。伺服阀故障现象比较常见，轻则引起调节系统摆动，重则造成停机或机组不能正常启动。伺服阀故障的主要原因是油质不好，有渣滓等沉淀物存在，造成油质不合格，使伺服阀堵塞。③阀门突跳引起的输出指令变化。当某一阀门工作在一个特定的工作点时，由于蒸汽力的作用，使主阀由门杆的下死点突然跳到门杆的上死点，造成流量增大。根据功率反馈，DEH发出指令关小该阀门，在阀门关小的过程中，同样在蒸汽力的作用下，主阀又由门杆的上死点突然跳到阀杆的下死点，造成流量减小，DEH又发出开大该阀门指令。如此反复，造成油动机摆动。④油动机与阀门连接处松动，如连接的螺纹磨损，油动机与阀门的动作不一致，阀门具有一定的自由行程，但阀门开至某一中间位置，由于蒸汽力的作用，阀门开始晃动。⑤位移传感器LVDT故障，反馈信号失真，主要表现在插头松动、脱落，LVDT线圈开路或短路。⑥伺服阀指令线松动，导致伺服阀频繁动作。⑦热工对汽门伺服调节器各项参数设置不合理，如调速汽门重叠度设置不合理，引起运行中汽门出现摆动现象。3）处理方法对于热工信号问题造成的调节系统摆动，解决的办法是将所有现场信号进行屏蔽，信号地线与电源地线分开。2010年5月28日在进行#2中主活动试验时，CRT视窗发“#4中调IV4异常”报警，经检查#4中调IV4的LVDT1开度瞬间消失后恢复正常，判断为回路中存在干扰，已对IV4的LVDT1的电缆回路屏蔽进行重新调整，并更换了屏蔽线接地点后故障消除。对于油质问题引起的调节系统摆动，解决的方法是加强滤油、保证油质，特别要注意EH油系统检修后的油循环，在油质合格前将伺服阀旁路，不让油流过伺服阀，油质合格后，再将伺服阀投入，可有效地防止伺服阀“大面积”堵塞。至于油动机与阀门连接处松动问题设备部人员对上述连接件的紧固已列入日常定期维护工作。热工人员也应定期各汽门LVDT固定装置进行定期检查维护，特别是利用检修机会应进行全面检查。2010年10月7日#1中压自动主汽门开度有小幅波动，检查波动原因为#1中压自动主汽门LVDT固定安装板螺母松动，经热工人员对#1中压自动主汽门LVDT接头进行紧固后，开度显示正常。调节器参数设置不合理问题需不断提高热工人员技能的基础上，也需运行人员提供准确的异常现象和数据，以便进行综合分析和处理。x(`(F0i8N/J2、油管振动
1）现象EH油管路振动虽然不经常发生，但EH油管安装固定不好也会出现问题。机组EH油系统运行一段时间后，部分EH油管路因布置不合理、管夹松动或某汽门运行中在某一开度出现汽流激振，都会使EH油管出现振动现象，特别是靠近油动机部分易发生高频振荡，振幅甚至达0.5mm以上，虽短时不会产生故障，但油管振动会引起接头或管夹松动，造成泄漏，严重时会使管路断裂，引发重大事故。例如#2机组#1高调在机组负荷400-420MW左右会出现振动现象，#4高调在机组负荷300MW也偶尔出现明显的振动，并带动其EH油管路振动且幅度较大，应引起关注和重视。#1机组在某负荷段高调门也存在振动现象。2）原因分析'333①机组振动。油动机与阀门本体相连，如汽轮机中压调门油动机在中压缸最上部，当机组振动较大时，势必造成油动机振动增大，与之相连的油管振动也必然增大。②管夹同定不好。《EH油系统安装调试手册》中规定管夹必须可靠同定，如果管夹固定不好，会使油管发生振动。③伺服阀故障，产生振荡信号，使某汽门运行中在某一开度附近反复开关引起震荡，从而引起油管振动。④控制信号中夹带交流分量，使油管内的压力交变产生油管振动。⑤因个别汽门线性不好或调门间重叠度设置不好，使某汽门运行中在某一开度出现汽流激振，从而引起油管振动。3）处理方法①对于EH油管路振动问题，可以通过试验来判断是哪一种原因引起的振动。如当振动发生时，通过强制信号将该阀门慢慢置于全关位置，关闭进油门，拔下伺服阀插头，测量振动。如果此时振动明显减小，说明是伺服阀或控制信号问题。如果振动依旧，说明是机组振动或阀门本身汽流激振引起。对于前一种情况，打开进油门，使用伺服阀测试工具通过加信号的方法将阀门开启至原来位置，如果此时没有振动，说明是控制信号问题，由热工检查处理；如果振动加大，说明是伺服阀故障，应立即更换伺服阀。②应检查EH油系统油压波动情况，如油管振动是因为油压波动引起，应检查蓄能器的配置是否正确，检测蓄能器氮压是否正常，如气囊损坏，应及时更换。如油站与阀门距离较远，可考虑在调门附近增加适当的蓄能器以补充调门频繁动作而导致的用油量的增加。③机组正常运行中，运行人员巡检过程中应加强对EH油管路振动的检查，如果发现因EH油管路因布置不合理、管夹松动引起油管路振动应及时联系检修处理。我公司也曾出现因管夹松动引起EH油管路振动现象，值班员能及时发现并通知检修人员处理，并受到部门奖励。3、LVDT传感器故障8U!R4a:E.g9n)1）现象①我公司DEH系统采用的LVDT(阀位反馈传感器)为双路高选位置反馈方式，即阀位反馈传感器同时输出两路阀位信号。进人控制系统后选阀位高值。该方式可以克服单路位置反馈方式的部分缺陷，可以避免单路阀位反馈传感器由于信号消失使阀门全开，从而引起汽轮机超速的可能性。但是双路高选LVDT位置反馈也存在由于位置反馈选高值引起阀门关闭，使负荷降低的风险。如某厂机组运行中出现#1调门关闭，负荷从97．8MW下滑至57．4MW的现象，主汽压力从13.6MPa上升至14.4MPa，造成过热器安全门动作。本次异常的原因是#1调门的LVDT1故障。其开度信号虽然被高选选中，但未真实反映#1调门开度(比实际值偏大)，DEH通过VCC卡硬件判断，将#1调门关闭。②2010年5月22日CRT视窗发“#1高调GV1LVDT异常”报警，经查经查原因为GV1的#1LVDT信号异常摆动，与GV1的#2LVDT偏差大于10％后报警，现场检查#1高调门杆有
轻微漏汽现象，造成GV1的#1LVDT工作环境温度偏高（53℃），使LVDT信号输出不稳定，现将#1、2高调GV1、GV2LVDT与阀门间用隔热垫隔开，LVDT工作环境温度降至43℃以下，开度显示已正常。③2010年5月28日在进行#2中主活动试验时，CRT视窗发“#4中调IV4异常”报警，经检查#4中调IV4的LVDT1开度瞬间消失后恢复正常，判断为回路中存在干扰，已对IV4的LVDT1的电缆回路屏蔽进行重新调整，并更换了屏蔽线接地点后正常。④2010年10月7日#2机组#1中压自动主汽门开度有小幅波动，检查波动原因为#1中压自动主汽门LVDT固定安装板螺母松动，经热工人员对#1中压自动主汽门LVDT接头进行紧固后，开度显示正常。2）原因分析及处理方法①DEH控制系统的阀门执行机构是阀门位置伺服控制回路组成的闭环控制装置，跟随阀门移动的阀门位移传感器(LVDT)将阀门的位置信号转换成电气信号，作为伺服控制回路的负反馈。计算机输出的阀门位置指令信号与阀门位置反馈信号相等时，阀门被控制在某一位置。可见阀门位置反馈信号在阀门伺服控制回路中是一个非常重要的信号，该信号的可靠性直接关系到闭环控制装置的可靠性。LVDT实质是一只差动变压器。有三根引线。当1号、3号任一根线开路时，输出信号至最大。当2号线开路时，输出信号至最小。当汽轮机处于单阀控制时，LVDT故障造成的危害会小一些；当汽轮机处于顺序阀控制方式时，调门的LVDT故障造成的危害就会大一些，甚至停机。解决方法采用LVDT智能高选阀位反馈方式。LVDT信号偏差大报警、自动判别并切除故障信号、信号超出正常范围时则输出为低限值等逻辑判断能力，使两只LVDT实现真正的双冗余，将系统故障率降到最低。7#2机组正常运行期间，曾发生由于汽轮机某高调门实际阀位与阀位综合值偏差大于10％，程序自动判别并将汽轮DEH机由顺序阀自动切换至单阀运行方式，以减少LVDT故障对机组造成的危害，由于当时热控程序中没有设置顺序阀切单阀报警逻辑，造成当值运行主值未能及时发现方式切换，幸好未造成事故扩大。②参数设置不当。在输入指令不变的情况下，调门反馈信号发生周期性的连续变化。2只LVDT在VCC卡内部高选，但如果2只LVDT频差过小，会导致高选在2只LVDT之间来回切换造成振荡，但这种振荡只要通过将频差调大即可避免。③机械原因造成故障。连接LVDT铁芯与线圈内壁产生径向摩擦，将铁芯或线圈磨坏，导致调门波动。这种情况比较复杂，原因很多，调门与LVDT膨胀不均、调门振动、铁芯固定不正等都会导致这种情况。可以采取以下方式避免，安装时尽量保证铁芯与连接板孔垂直，将铁芯提起对准线圈孔洞与连接板孔让铁芯自由落体直至顺利通过，然后将铁芯固定，对LVDT进行全行程的滑动检查，观察LVDT铁芯和滑杆走动是否顺畅。④两只LVDT交叉工作相互干扰。阀门位置反馈是取对应阀门的两只LVDT的高选值，运行中2只LVDT数值相近。经常出现大小相互交错现象，造成高选后LVDT值波动，使高调门发生摆动，影响机组的稳定运行。对此，采用将一个LVDT的零点和满度调得稍微小一点，这样就避开了数值交叉点，解决了高调门不正常摆动。在运行过程中，如果故障一路LVDT信号成为高选值，CRT上就不能正确反应出实际阀位，运行人员不能迅速发现问题，影响机组的安全运行。针对这一问题，通过修改控制器组态，对两路LVDT的反馈信号进行判断，增加偏差大报警信号，并接入立盘声光报警，以便运行人员及早发现和解决问题，真正实现了两路LVDT相互冗余。⑤接线问题。2只LVDT导线用同1根电缆线造成信号干扰；LVDT导线与金属接触，极易造成导线磨损接地，致使位置反馈跳变，造成调节门摆动。正确的方法应当是每个LVDT单独采用1根屏蔽电缆。$C,@/Yk%Y1s7O⑥LVDT传感器长期工作在温度高、振动大的环境，极易造成插针氧化、接触不良，引
起信号故障.⑦LVDT传感器反馈信号在从就地传回机房变送器的过程中，由于现场各种大功率电机动力电缆的电场干扰，以及各种电气设备的电源系统与反馈信号电缆的混杂交错，使反馈电压信号极易受到外部电场的干扰。当大的电气设备启停时，信号所受的干扰更为明显。为克服外界电场干扰，可专门为DEH控制及反馈信号电缆敷设单独的封闭电缆槽盒，使其与现场的干扰源屏蔽开来，以减少这类干扰的产生。在分析LVDT反馈信号干扰时，同一根反馈信号电缆中多个反馈信号间的相互干扰问题应引起注意。建议LVDT反馈信号线的接线方式应选择一根反馈电缆对应一支LVDT的接线方式。⑧LVDT位移传感器因为长时间处于振动状态，可能造成线圈断线，因此要定期进行维护和更换故障LVDT。4、调门卡涩:D5]7e;?7|8C1）现象及原因分析①中调门不能关闭。2010年2月24日我公司#1机#3、4中调在中压转子预热结束后不能关闭。经查原因为#3、4中调弹簧滑架与油动机支座立柱摩擦卡涩所致，经检修拆下油动机，打磨滑架和支座立柱回装后开关正常。#2机组正常运行中也曾出现#4高调门卡涩，机组降负荷过程中#4高调门不能正常关闭，后经将汽轮机有顺序阀切至单阀运行方式后，敲击#4高调门门体，侥幸#4高调门恢复正常，为避免#4高调运行中再次出现卡涩，不得不改变汽轮机进汽方式，即2010年5月24日DEH由上部进汽（34、2、1），改为下部进汽（12、3、4）#3高调在综合阀位23.5％时开度为11％；综合阀位80％时开度为40％。#3高调在开度为40％时，#4高调开始开启，当综合阀位82％时，#4高调开度为7.0425％，尽量避免#4高调运行中开度过大再次出现卡涩。②部分高调门或中调门不能正常开关。这种现象直接影响机组的启动及正常运行，而且严重威胁设备的可靠性。分析故障产生的可能原因有：1)电液伺服阀故障。如伺服阀滤网、喷嘴堵塞，有黑色胶状物；阀芯与阀套过封度变小，阀芯破损严重，泄漏量增加等，都会引起电液伺服阀故障，造成蒸汽调门打不开或大幅度振动。③试验电磁阀故障也会导致调门无法正常开关。如试验电磁阀节流孔径偏小，误动作、阀芯卡涩未回座等症状都会引起试验电磁阀故障。2P.S#E:n0`7l④快速卸载阀故障导致蒸汽调门无法正常开关。如卸载阀卡涩、不严密等导致快速卸载阀不好用，油压建立不起来使调门无法正常开关。⑤EH油管道内有残余杂质会导致电液伺服阀、电磁阀、卸载阀故障，调门出现卡涩，甚至造成DEH控制系统瘫痪。EH油长时间在高温区工作会发生氧化变质、水解反应和酸值升高，这样会产生一种类似碳化物的黑色、粘稠状物质，使油液颗粒度增加。该物质极易堵塞电液伺服阀滤网及喷嘴，造成阀的振动或产生忽开忽关现象，这也是非常普遍的现象。2#机组曾发生油滤网堵塞，多次发EH油泵出口油滤网压差报警，也曾发生因油动机活动试验电磁阀和截流孔板堵塞，造成汽门不能正常开关现象，以及引起油压取样管路微堵事件发生。例如：2010年8月11日#1机12小机AST电磁阀活动试验时，AST-1试验不成功。经查原因为AST试验电磁阀压力开关取样管路有微堵现象，造成压力未达到压力开关动作值（9.8MPa）,使得油压高信号未返回，轻敲取样管路后恢复正常。2009年8月21日21小机自动主汽门活动试验时，就地21小机自动主汽门未动，活动不成功。利用停机机会对21小机自动主汽门油动机活动试验电磁阀和截流孔板检查清洗后回装，再次试验正常。2010年4月9日#2机热段排汽门停机时有不开或滞后开启现象，经对其油动机开关电磁阀冲洗处理后恢复正常。21小机自动主汽门挂闸后自动开启，经对其油动机开关电磁阀冲洗处理后，挂闸后仍有自动开启现象，后经对21小机手按电磁阀阀芯冲洗后，挂闸后状态显示正确，且21小机自动主汽门开关正常。
2）处理方法①加强EH油质监督及管理，严格按照规程要求进行油质监测，加强对各EH油滤油机的维护，维持EH油各滤油机的正常运行，保证EH油质各项指标符合标准。特别是EH油酸值应保持在0.2mgKOH／g以下。电阻率≥5ⅹ109欧姆.cm，水分≤1000ul/l，颗粒度小于NAS6级。②尽量降低电液伺服阀的工作环境温度。③3.4.2.3拆装电液伺服阀、试验电磁阀及快速卸载阀应严格按规定要求去做，不能受强磁场干扰，不能受空气污染，密封圈每次都要进行更换。④电液伺服阀需要定期进行更换滤网，密封圈等维护工作，同时还需要定期返厂调整。⑤在换新油时，要对新油进行不少于24h的循环冲洗，待油质化验合格后方可进行更换。5、电液伺服阀本身故障电液伺服阀本身故障是指伺服阀控制系统短路或断线，零部件腐蚀、密封件损坏造成泄漏，滤油器堵塞造成油流不畅等。造成伺服阀本身故障的原因较多，如抗燃油油质不合格，抗燃油油温过高，其颗粒度、酸性等指标超过规定标准等，都会导致抗燃油油质下降，使电液伺服阀工作不正常。综上所述，高压抗燃油油质不合格，油温过高及水解、酸性腐蚀等是造成伺服阀故障的主要原因，伺服阀热工偏置设定不准，会造成伺服阀漏流，伺服阀温度高也会引起伺服阀故障。安装在高压集成块上的高调门伺服阀与高调门油动机连体安装，形成一个整体，伺服阀受到流经高调门高温蒸气的传导热与辐射热，在夏季伺服阀处在高温环境下运行，伺服阀阀体温度有时竟能高达90℃以上，容易造成伺服阀内位置反馈装置电子元件的损坏，导致调门控制失灵，也会增加在热膨胀过程中EH油管道的应力。应尽可能保证各汽门保温良好完整，消除门杆漏汽现象，使服阀处在正常环境温度下运行，从而保证高调门控制的快速性和稳定性，在事故状态下能够安全快速地遮断，迅速关闭高调门，并能够降低EH油管道所受的热应力，也能改善各汽门阀门位移传感器(LVDT)的工作环境，避免因工作环境温度过高使LVDT信号输出不稳定。例如2010年5月22日CRT视窗发“#1高调GV1LVDT异常”报警，经查经查原因为GV1的#1LVDT信号异常摆动，与GV1的#2LVDT偏差大于10％后报警，现场检查#1高调门杆有轻微漏汽现象，造成GV1的#1LVDT工作环境温度偏高（53℃），使LVDT信号输出不稳定，现将#1、2高调GV1、GV2LVDT与阀门间用隔热垫隔开，LVDT工作环境温度降至43℃以下，开度显示已正常，后来在各调门LVDT与阀门间都专门制作了隔热板以改善工作环境。伊敏电厂曾因EH油电阻率指标偏低（当时为4.2*109，国标是5.0*109）造成抗燃油对伺服阀挡板产生很强的腐蚀作用，导致伺服阀损坏，引起管道和油动机剧烈振动，并造成油管道破裂被迫停机。6、测速齿盘以及转速测量回路故障造成转速摆动。最初设计时，测速齿轮直接选用原离心式调速器上齿盘，但由于调速器是靠花键软连接并且其端部挡块已无随动滑阀限制（调速器滑阀组已拆除），使得测速齿盘只在中部有一个滑动轴承限位，造成运行时齿盘晃度过大并有前后窜动，转速摆动过大。后来单独加工一个测速齿盘，直接刚性安装在调速轴轴端上，但因测速齿盘安装固定以及测速间距调整不当等原因，导致在试运过程中，转速多次出现汽轮机转速摆动现象，导致OPC保护反复动作甚至被迫停机事件发生，后经多次固定和调整，转速摆动问题才得以解决。在机组正常运行中大小机都曾发生转速摆动现象，分析原因分别为转速测量回路存在信号干扰、转速端子板连接插头接触不良、转速输入整形板坏等。例如2009年7月28日#2机转速3出现了小幅上摆现象，为避免OPC和电超速保护误动，将汽轮机转速3信号与机头转速表信号在现场接线盒中对调，并在现转速3信号回路中加入滤波电容。因转速1信号也曾出现过摆动，将转速1接取原主控立盘转速信号，而立盘转速信号改由主机盘车齿轮处探头供给。经观察转速信号稳定后，于7月31日投入转速1和转速3逻辑运算，转速信号综合值恢复三取高来作为电超速保护动作的依据。2009年8月24
日#2机主机转速1信号再次出现摆动现象，热工将转速1在DEH逻辑中置0，后经在信号回路中加滤波电容后恢复正常，并将OPC保护逻辑恢复为三取二。2009年10月14日22小机转速2信号RF704B2出现摆动现象，原因为转速信号端子板电源插头接触不好，对插头进行处理后恢复正常。2009年11月17日22小机转速2信号RF704B2突降至0rpm，热工将转速2信号置0，22小机转速由三路高选变为两路高选方式，重新将22小机转速给水自动投入。经查故障原因为DCS柜接口电源与该路转速端子板连接插头接触不良造成，将固定插针小角度弯曲增加接触面积并重新固定插头后显示正常，22小机转速逻辑恢复为三路高选方式。将2010年9月4日#1机汽轮机转速SAT02B1信号，由3000rpm突降至0rpm，经查原因为转速输入整形板坏，更换新整形板或汽轮机转速SAT02B1信号恢复正常。7、EH油质劣化EH油外观应透明均匀，无沉淀物，新油呈淡黄色，比重为1.13～1.17g/cm3，由于其密度大，因而有可能使管道中的污染物悬浮在液面而在系统内循环，造成某些部件堵塞与磨损。EH油质劣化原因分析如下：1）EH油中大颗粒杂质进入①检修过程中，零部件未清洗干净，检修环境不清洁，密封件老化脱落，EH油对油箱、管道内壁上有机物的溶解和分离，EH油泵、再循环泵、滤油机及部件金属间摩擦所产生的金属碎屑进入EH油中。②EH油能直接侵蚀与其接触的金属铬(或镀铬)的管路系统，增加油中杂质含量，促使油的劣化。在某厂EH油颗粒度测试时，发现油中有类似橡胶的黑色沉淀物，经检查发现是蓄能器的皮囊发生破损。由于EH油的溶剂效应，会溶解与其相容性差的物质，这种溶解物与油相互作用势必会改变油的理化性质，加速其劣化，表现为酸值增大，电阻率下降和起泡倾向增加。被滤膜截留下来的某些物质在显微镜下呈现金属光泽，这些微粒主要是高压油流冲剁下来的金属腐蚀物，它对油的劣化反应有更强的催化活性。2）EH油水解和酸性腐蚀EH油是一种磷酸脂，和其它脂类一样都能水解，磷酸脂水解后会生成磷酸根和醇类。抗燃油中的水份除其自身老化产生的以外，主要来自油箱顶部的呼吸器，空气从此进入油箱，在油箱内壁凝结成水珠，混入EH油中。EH油遇水发生水解反应生成酚和羧酸，生成的羧酸反过来可作为水解反应的催化剂，如此形成了自催化反应。所产生的酸性产物又进一步水解，促进精细元件的腐蚀，而且EH油对周围环境中的潮气吸附能力特别强，在北方夏季连续的阴雨天气里，可能会使EH油中含水量增大，使水中的酸性指标增加，导电率增大。酸值一般规定在0.2mgkoH／g以下，当酸值超过0.1mgkoH／g时就必须及时检查维护。酸值超标，导电率增大，就会引起电液伺服阀受到不同程度的腐蚀，在滑阀凸肩、喷嘴及节流孔处腐蚀尤为严重，使滑阀与阀座之间单侧或双侧漏流量超标，造成EH油系统油压下降。另外，也会引起管道密封材料的腐蚀及加剧电化学腐蚀。3)EH油油温过高EH油在常温下氧化速率极慢，但在较高温度下其氧化速率会剧增。运行中工作温度一般控制在40～55℃，不能超过60℃。油温较高时在发生氧化或热裂解的同时能溶解其管路连接处的密封材料，导致酸值增加或产生沉淀。一方面会造成油系统泄漏，另一方面会改变油的性质，增加了颗粒污染。某电厂EH油电加热器误动使EH油温达到100℃，造成系统中的EH油全部报废，机组被迫停机换油。当EH油流经油动机附近时，由于热辐射可使流过该段的油的温度远远超出其正常范围，这种局部热点的存在将大大加快其劣化速度，使其在短期内酸值急剧升高。温度升高还会使油的电阻率降低，对电液伺服阀阀口的电化学腐蚀加剧，使密封件加速老化。因此分析造成抗燃油油温过高的原因，并做好防范工作就显得很重要。
①EH油系统压力调整过高，机械损耗过大。系统离热源太近，管路安装所经过部位环境温度过高。②有压回油单向阀漏流，系统溢流阀调整值过低。系统溢流阀调整值一般应高于泵出口2.5-3.0MPa。如出现此类情况，将使高压油直接流回油箱，使油箱内油温升高。③机组停机或事故跳闸后，大小机未能联系热工人员复位停机信号，及时进行大小机挂闸，造成大量高温EH油未经冷却直接经无压回油管路回到油箱，时间长造成EH油温升高。四、结束语总之，通过回顾我公司调速系统纯电调改造后DEH和MEH系统曾发生的异常现象和处理过程，并借鉴同类型机组纯电调改造后DEH和MEH系统出现的共性问题，进行具体的原因分析，共享处理经验和方法，作为运行人员也能从检修人员的处理过程中，了解引起上述异常现象的根源，从相关设备工作原理的角度，知晓出现上述异常情况下可能存在的风险，从而提高运行人员分析问题和处理问题的能力。技术部门也应引起足够重视，利用科技手段，找出引起上述共性问题的隐患根源，采取有效措施，及时予以消除，以保证我公司两台机组的长期安全稳定经济运行。
摘要：张家口发电厂汽轮机由于生产年代较早，投入运行时间长，存在许多缺陷，同时机组经济效益降低、热耗率偏高。通过对机组通流部分现代化改造及其他设备的改造，消除了设备隐患，提高了机组出力和使用寿命，节能降耗显著。关键词：汽轮机通流部分设备改造经济分析问题整改
1、机组概况张家口发电厂现装机容量2400MW,8台由东方汽轮机厂制造的300MW机组，截止到2001年8月27日8台机组全部投产发电。均为亚临界、中间再热、凝汽式汽轮机。其中1、2号机组为分缸机组，其余机组均为合缸。8台锅炉均为东方锅炉厂生产的亚临界、一次中间再热、自然循环、燃煤、四角喷燃汽包炉，8台发电机均为东方电机厂生产的水氢氢汽轮发电机组。是当时全国排名第二，华北地区第一的特大型火力发电厂.。2、通流改造的必要性2.1机组存在的问题张家口发电厂汽轮机机组从91年8月起到2001年8月陆续投产以来，目前运行近20年，这些机型是东方汽轮机有限公司开发的300MW比较早的机型，在当时的设计技术、加工等条件下，具有很多不完善的地方。在运行中暴露出一些质量问题以及设计的先天不足，如：汽机动静间隙较大，汽机热耗值偏高；高压导管于内缸连接护套压环紧固螺栓频繁断裂；高压缸变形严重；低压缸汽封套中分面冲刷；低压缸末级、次末级叶片水蚀严重；高排温度偏高等问题，归纳起来如下：2.1.1高压缸存在的问题：（1）调节级动叶弦高比较大，型线差造成动叶端部二次流损失较大，级效率低。（2）原设计的静叶叶型不是低型损层流叶型，型损较大。（3）原动叶片型损大。（4）原动叶片设计由于围带结构关系，顶部汽封齿数少，每一级只有两片汽封，使叶顶汽封漏汽量较大。2.1.2中压缸存在的问题：（1）原设计的静叶叶型不是低型损层流叶型，型损较大。（2）原动叶片攻角偏大，1～3级正攻角偏大，4～6级负攻角偏大，最大达-48°，从而导致较大的攻角损失。（3）未采用自带冠动叶，汽封齿数较少。2.1.3低压缸存在的问题：（1）低压缸4、5动叶片原设计采用的锁块封口为无叶身锁块封口，这不但对级效率有较大影响，而且对锁块相邻叶片动强度也不利。（2）低压缸1～3级静叶型损大，没有采用高效后加载层流叶型。（3）未采用弯曲和弯扭叶片技术，低压缸叶片较长，径向压力梯度较大，二次流损失虽然在级内占的比例比高压缸小，但是绝对值较大。（4）原第3～6级采用铸造隔板，因铸造隔板制造偏差大，影响气动性能，使隔板效率较低。2.2汽轮机通流改造张家口电厂对机组在大小修中进行多次技术改造，在提高机组效率、降低热耗方面做了
很多工作，也取得了一些成效，但距离原制造厂设计标准要求乃至国内300MW先进机组水平仍有很大差距，根据目前的状况，通过自身设备治理来达到经济指标要求是很难的，必须引进先进的通流改造技术，来达到节能降耗的目的，从2008年开始，我厂利用大修机会陆续对1、2、3、4、7号机组进行了汽轮机通流改造及其他设备改造。2.2.1高中低压部分的改造前轴承箱及箱内全部部件进行改造更新，主油泵、射油器进行改造性更换，取消高压启动油泵，使用低压保安油系统；高中低压动静叶全部改进更新为新型高效率的叶片，高中低压转子更新，低压内缸更新，轴承全部更新，通过改造机组出力增加，效率提高，安全运行可靠性提高。2.2.2汽封改造为了机组节能降耗，降低损失，大修期间进行了汽轮机高、中、低压汽封改造。高中压隔板汽封和端部汽封改为布莱登汽封，低压端部汽封前后各两圈改为接触式汽封。汽轮机级间漏汽损失大大减小，机组效率有了显著提高。同时，低压端部汽封改为接触式汽封后，实现无间隙运行。不仅提高了机组真空，并且减小了油中进水现象。2.2.3高压进汽座改造机组原高压内缸进汽座设计不够合理，其结构由套座、内套筒及压圈三部分组成，在机组运行过程中由于热膨胀作用，进汽座压圈螺栓频繁断裂，给机组运行带来隐患，同时部分未做功的蒸汽直接漏到夹层，增加了机组能耗损失。大修中更换了东方汽轮机厂新设计的高压进汽座，改进后的高压进汽座由一个锻件直接加工成型，去掉了压圈及内套筒部件，彻底解决压圈螺栓断裂问题，保证了机组的安全可靠运行。2.2.4水塔采用节能喷嘴大修中我厂水塔更换了旋转节能型喷嘴、还有部分水塔填料、配水管，翻倒填料，回水槽淤泥清理：原冷却水塔内使用的反射Ⅲ型喷嘴在填料上存在无水区、轻水区和重水区，淋水不均匀，一部分填料淋不到水，起不到冷却效果，通过填料区的空气也没有参与塔内的热交换过程，使冷却水塔换热效率降低。更换JNX-03旋转节能型喷嘴，水流通过喷溅装置的导水锥体上翘的边缘推动叶片旋转。旋转速度与水射流速度成正比关系，水头在600mm时旋转速度在60-120转/分之间。每个装置具有自己的转速，互相不等同，更有利于淋水的均匀混配，提高交叉配水的均匀性。JNX-03旋转节能型喷嘴克服了反射Ⅲ型喷嘴掉头、易堵塞、断裂、布水不均等缺点。由于匀速旋转，产生大小而又不等的无规则水滴，均匀地无固定轨迹地淋撒在填料上，实现使水与填料中流通的空气均匀接触。在使用过程中与反射Ⅲ型喷嘴相比，可降低水塔出水温度0.5-0.8℃，提高了真空，降低了热耗和煤耗。机组改造后设备位置不变，运行方式基本不变，机组运行参数基本不变，机组出力由300MW增加到320MW。3、通流改造前后性能对比张家口发电厂委托华北电力科学研究院有限责任公司对该机改造后的本体性能进行考核，验证机组是否达到设计性能。以2号机组为例：（1）煤耗工况单位100％负荷250MW150MW（2）热耗
由于没有改造前后低压缸效率对比数据，算不出效率提高具体数值，但测得额定负荷改造后低压缸效率为88.90％，超出了东方汽轮机有限公司低压缸效率保证值88.1％，通过以上原始数据的比较，汽轮机进行通流改造后确实提高了机组出力和效率，达到了节能降耗的目的。4、通流改造后机组的运行问题通流改造后的机组提高了机组效率，但也给我们的运行调整带来了新的问题。4.1最终给水温度降低在同一运行工况下最终给水温度较通流改造前有所降低，其主要原因为机组通流效率得到提高，做功能力加强，各段抽汽压力与大修前比较均有所降低，在加热器条件不变的情况下，最终给水温度高低受一段抽汽压力的限制有所降低，针对这种情况我们正在积极想办法改善。负荷改造前最终给水温度改造后最终给水温度MW℃℃3..29.19
4.2再热温度降低。在同一运行工况下再热入口温度较通流改造前有所降低，其主要原因为机组通流效率得到提高，做功能力加强，高排压力、温度都在降低，最终再热蒸汽温度有所降低。4.2.1额定负荷工况试验工况主蒸汽流量主蒸汽压力主蒸汽温度高排压力
高排温度再热蒸汽压力再热蒸汽温度排汽压力4.2.2改造前后250MW工况试验工况主蒸汽流量主蒸汽压力主蒸汽温度高排压力高排温度再热蒸汽压力再热蒸汽温度排汽压力4.2.3改造前后150MW工况试验工况主蒸汽流量主蒸汽压力主蒸汽温度高排压力高排温度再热蒸汽压力再热蒸汽温度排汽压力
再热温度降低势必影响煤耗，针对这种情况，我厂在3号机组通流改造同时对再热器也做了改造，增加了再热器受热面，提高了再热汽温，基本能达到额定温度。4.3小机最大出力降低汽轮机经过通流改造后，各段抽汽压力均有所降低，小机工作汽源取自大机四段抽汽，小机最大出力比改造前降低，再加上小机运行年代长，效率有所降低，虽然能满足平时负荷汽包上水要求，但出力裕度降低，事故情况水位跟踪能力变差，因为燃烧工况变化或是其他原因导致汽包压力升高时，小机出力明显不足，给水位调整带来困难，针对这种情况，我们准备更换汽泵芯包，提高汽泵出力。5结论汽轮机改造后消除了原机组存在的弊端，提高了机组出力，并可以在320MW工况下安全连续运行，发电机各项指标无任何超标现象，调速系统DEH达到了改造要求，在国内同类型机组改造中处于较好的水平，提高了机组使用寿命和运行经济性，达到了节能降耗目的，为今后我厂其他汽轮机通流部分改造积累了宝贵经验，也对早期国产300MW汽轮机的节能增容改造提供了参考和借鉴。
摘要：陡河发电厂#5-#8汽轮机组DEH系统(DigitalElectricHydraulicControlSystem数字式电气液压控制系统)超速遮断装置存在保护油压异常跌落，可靠性不能满足要求的问题，在对汽轮机组超速遮断装置改进后，结构、油路布置更为合理，运行中保护油压稳定，取得了较好的改造效果，超速遮断装置结构的改进为国内其他机组解决类似问题，以及新安装机组DEH系统液压保护部分的选择提供了很好的借鉴。关键词：DEH系统超速遮断集成块控制油路改造
1、问题提出背景：超速遮断装置是汽轮机调节保安系统的重要组成部分，用于在汽轮机组超速或故障状态下的迅速遮断汽轮机组的保安系统，关闭机组各主气门和调速汽门，保障机组安全停运，要求其有很高动态响应能力，以满足机组安全可靠运行的要求。当前流行的DEH系统普遍采用AST(AutomaticStopTrip自动停机跳闸系统)，OPC(OverspeedProtectController超速保护控制)两组控制油路，由OPC控制机组调速汽门在机组达到103%额定转速或其他所需状态下动作；AST组块电磁阀接受系统控制信号，在机组事故或正常停机状态下遮断整个汽轮机组的运行，关闭所有的主气门和调速汽门。因此，超速遮断装置是否可靠直接影响机组的安全可靠运行。陡河发电厂#5-#8机组为哈尔滨汽轮机厂产200MW机组，机组采用液压调节系统对机组转速负荷进行控制，为了响应电网要求，提高机组调节系统的动态响应能力和负荷调节品质，2001年至2005年在机组大修中对4台机组进行了DEH改造，于在机组投入运行后发现机组超速遮断系统存在AST、OPC保护油压不稳，ASP监测油压频繁波动现象，给机组安全稳定运行带来很大威胁。2、超速遮断装置功能简介陡河发电厂#5-#8机组超速遮断装置为典型DEH系统保护系统的布置方式，采用的双控制块模式，其中一个为AST控制模块，一个为OPC控制模块。以下分别进行介绍。AST控制模块中有4个成“二或一与”布置的自动停机危急遮断电磁阀，如图1，在正常运行时它们是关闭的，从而封闭了危急遮断母管的泄油通道，使各执行机构控制块上的卸荷阀关闭，执行机构活塞杆下腔建立起油压；当电磁阀接受控制信号打开时，危急遮断母管泄油，导致汽门的各执行机构关闭。
OPC控制模块安装有两个超速保护电磁阀，如图2，这两个电磁阀并联冗余布置，正常工作时这两个电磁阀是关闭的，封闭了超速保护控制（OPC）母管的泄油通道，使高、中压调节阀执行机构活塞下建立起油压，一旦OPC电磁阀得电动作，比如转速达103%额定转速或甩负荷时，这两个电磁阀打开，使超速保护控制（OPC）油母管油压跌落，高、中压调节阀执行机构立即关闭。
原超速遮断装置存在的问题陡河发电厂#5-#8机组在DEH调节系统改造后，多次发生机组在启动挂闸阶段DEH调节系统不能复位，经过对系统高压抗燃油系统和低压保护油进行检查，发现故障均发生在超速遮断装置的AST模块和OPC模块上，其根本性原因在于控制电磁阀的径向密封结构不能满足要求。DEH系统机组启动或运行中主要存在以下问题：1）系统在启动阶段AST和OPC油压低或不能建立保护油压。DEH系统正常情况下AST油压为14MPa，如果DEH不能正常挂闸，保护油压不能建立，执行机构就不能动作，机组就无法正常启动。在设备故障时对机组AST模块进行检查发现AST电磁阀下部密封挡圈和密封胶圈损坏，导致该处密封间隙漏油，系统AST油压不能建立。#5-#8机组原AST模块在改造前多次发生类似故障，导致机组不能正常按时启动，影响机组并网带负荷，在厂内及电网造成了不利影响。由于AST模块和OPC模块之间装有单向阀，AST油压故障会连带OPC油压故障。2）系统在运行阶段AST和OPC油压持续下滑或跌落。在机组启动阶段机组保护油压尚可，但在以后运行中由于AST电磁阀在14MPa的高压作用下，密封挡圈和胶圈被挤出，导致泄漏间隙逐渐加大，AST油压在运行中逐渐下滑。由于在10MPa左右，各主汽门、调节汽门卸荷阀会动作，导致汽门关闭，机组停机，所以在运行中AST和OPC油压的持续下滑或跌落，也会直接影响机组的安全可靠运行。3）在运行中如果只是OPC油压低或持续下滑，一般是OPC电磁阀的密封挡圈和胶圈泄露造成的，OPC油压的降低或跌落，会导致机组高中压调速汽门瞬间关闭。4）ASP监测油压(AutomaticStopPressure自动停机油路油压)异常。在机组运行中多次发生ASP油压持续升高或降低现象，严重的影响机组运行的可靠性。为了监视AST模块4只电磁阀的好坏，在系统中专门设计了一路监测油压（参见AST控制块原理图），监测油路设置了一条带2个节流孔的旁通油路，并安装了一只压力表和2只压力开关，可以通过ASP监测油压来判断电磁阀工作是否可靠。假设系统油质和系统清洁度达到了要求，油路节流孔畅通无堵塞，油压升高可以判断为下部通道2只电磁阀至少有一只存在泄漏，ASP反之，ASP油压降低可以判断为上部通道部2只电磁阀至少有一只存在泄漏。虽然在ASP油压异常时AST油压可能并无变化，但失去了一个通道的保护也会极大的降低了系统的可靠性。超速遮断装置故障原因分析原超速遮断装置AST和OPC模块均采用STERLINGGS0606大口径电磁阀，如图3，其外观模型如图所示。电磁阀上部为电磁控制机构，由控制系统进行控制。电磁阀为直插式安
装，下部采用聚四氟挡圈和氟橡胶圈的组合密封，用于隔离高压油和排油腔室。上部采用一道氟橡胶圈密封，防止高压抗燃油外漏。
原超速遮断装置组成结构AST控制块外观如图4所示，共有四只直插式的AST电磁阀，采用两或一与的逻辑进行布置。共有2个油口，一路为高压AST油路，一路为遮断排油。
图4AST控制块外观图OPC控制块外观如图5所示，共有2只直插式的OPC电磁阀，采用两或一与的逻辑进行布置。共有4个油口，分别为压力油入口，OPC油口，AST油路和遮断排油。其中压力油口为抗燃油母管14MPa压力油，通过1.1mm节流孔向OPC控制块进行补油，以在机组挂闸阶段快速建立保护油压。直插式电磁阀
原超速遮断装置AST和OPC模块所用STERLINGGS0606电磁阀安装如图6所示，电磁阀采用直插方式装入，上部油口为压力油口，下部油口为遮断排油。下部电磁阀和控制块的结合部分为径向密封，由于电磁阀采用螺纹方式进行安装，对控制块底扣螺纹的要求很高，同时还要保证螺纹部分和下部的密封面有更好的同心度。为了保证电磁阀的顺利装入，在下部的一般留有0.10-0.20mm左右的密封间隙。由于在加工和安装中存在误差，安装中会造成总间隙偏向一侧，就会在电磁阀的挡圈和胶圈的结合密封处产生很大的压差，如果超过组合密封承受的极限，就会将其压出，导致压力油泄漏。特别是在机组挂闸时，电磁阀突然关闭，大量的抗燃油由压力油瞬间作用在组合密封处，将对组合密封产生很大的冲击力，造成组合密封被冲出，甚至断裂。在机组运行中，由于装置温度，油压波动等原因也会造成密封装置泄漏逐渐增大，造成油压持续下滑，该机组稳定安全运行带来威胁。因此，电磁阀组合密封在挂闸打闸时损坏是超速遮断装置故障的主要原因。
图6直插式电磁阀装配图虽然可以找到超速遮断装置故障的原因，但由于设计加工方面存在一定的局限性，如果不改变结构，从工艺上并不能彻底解决故障产生的根源。实践证明也是如此，即使在制造厂家提高了加工工艺，采用了先进的数控车床进行加工制作，也未能彻底消除这一故障。改进后超速遮断装置的结构及优点为了彻底解决超速遮断装置的缺陷，与厂家协商改为了二级插装阀的结构，其结构如图7所示。其中电磁阀作为一级控制机构，通过油路控制二级插装阀。一级油路采用STERLINGGS0206的小口径电磁阀进行控制，作为二级插装阀的控制机构，当机组挂闸时，电磁阀关闭，由0.6mm节流孔来的压力油被截止，形成一级控制油路，产生控制油作用在插装阀的阀芯上部，阀芯在油压和弹簧力的作用下关闭，保护油至遮断油路封闭，保护油压得以建立。由于电磁阀的控制油压来自于0.6mm节流孔，所以在机组挂闸时是电磁阀处的控制油一个逐渐充油、升压的过程，不会对电磁阀下部的组合密封造成瞬间冲击，避免了组合密封在机组挂闸时的受冲击压力损坏。在电磁阀动作时，由于电磁阀的口径远远大于0.6mm入油节流孔，因此可以瞬间泄去作用在插装阀上部的控制油压，插装阀阀芯在下部14MPa保护油压作用下迅速打开，将保护油泄掉，完成机组调节系统的快速遮断。二级插装阀用于控制机组保护油，由于插装阀套筒不需要螺纹进行安装，而是直接将套筒镶入，一般与壳体要有0-0.02mm左右的紧力，不存在泄漏间隙，因此插装阀的密封结构是可靠的，如果插装阀安装工艺满足要求，保护油就不会从该处造成泄漏。
图7二级插装阀的内部结构图以下是经过优化后超速遮断装置的外观结构图（图8）和原理图（图9），将AST模块和OPC模块合并成了一个超速遮断装置组件。装置的结构紧凑，内部油路和外部管路布置更加合理，功能也趋于完善。
在DEH超速遮断装置改进后，机组运行稳定，从未发生过机组启动和机组运行故障，说明改造是十分成功的。小结陡河发电厂#5-#8机组DEH系统超速遮断装置改造的成功经验说明对设备故障原因充分了解是解决设备问题的关键，也是对其进行缺陷处理和改造的依据。同时能够对更加合理的结构，先进的技术设备进行了解，在充分调研和论证的基础上进正确行分析，并加以应用也是解决问题的必由之路。随着电力工业的迅猛发展，大型汽轮发电机组普遍采用可靠性更高的DEH高压抗燃油系统作为调节系统的控制和执行机构，因此对该设备部件的选择显得尤为重要，如果能在安装、改造前进行充分的调研论证，了解各种类型设备的优势和不足，在安装前进行正确选择，对以后机组调试和运行是十分有利的。参考文献：1.成大先，机械设计手册－液压控制（M），化学工业出版社，2005年出版
姓名：刘建生性别：男职称：工程师，汽轮机调速系统检修技师主要从事工作：现供职于陡河发电厂设备部，从事汽轮机设备的管理工作。通讯地址：河北省唐山市开平区陡河发电厂设备部联系电话：315-8
摘要：本文以陡河发电厂#5机组全容量锅炉汽动给水泵为例，针对给水出口调整门开度由77%突然增大到84%时，给水泵轴瓦振幅突然增大的现象，进行了简要分析。得出了该锅炉给水泵在此工况下进入不稳定工作区出现类似“喘振“现象的结论，并提出了具体的预防措施。关键词：锅炉给水泵；不稳定工况；分析
1系统概述及问题的提出1.1系统概述陡河电厂#5机组为哈尔滨汽轮机厂生产的200MW单轴、三缸三排汽、纯凝汽式汽轮机，配1台由上海电力修造总厂生产的DG750-180Ⅳ型100%容量汽动给水泵，该给水泵进口压力为0.15Mpa，出口压力为17.65Mpa，流量为750m?/h，轴功率为4214Kw，额定转速4911r/min，原动机为北京电力设备修造厂生产的TGQO6/7—1型小汽机，最大连续功为6MW，转速范围3000—5200r/min，排汽压力为6.58KPa。1.2问题提出2010年2月21日7时06分，陡河电厂#5机组给水出口调整门开度由77%开到84%时，全容量汽动给水泵#1瓦振幅值由0.009mm晃到0.05mm，瓦振幅值由0.008mm晃到0.063mm,#27时11分，将给水出口调整门开度由84%开到87%后，振动幅值恢复正常。2原因分析2.1总体分析通常将泵与风机的振动分为以下三种：第一种是机械原因引起的振动，第二种是原动机引起的振动，第三种是流体流动引起的振动。由上面异常发生的过程，即由改变给水调节阀开度引起异常振动情况看，可以确定为第三种情况引起的振动，即流体流动引起的振动。而流体流动引起的振动又可分为水力振动、旋转失速引起的振动以及喘振。2.2工况分析工况1，由工程师站调出数据看，当给水调节阀开度由77%跃变到84%时，汽泵出口压力低于给水母管压力，此时流量急剧减小，泵已不打水，#1瓦振振幅达到51.11?m，#2瓦振振幅达到63.06?m。工况1数据：序号1234567参数名称给水母管压力汽泵出口压力汽泵流量泵转速汽泵#2瓦振汽泵#1瓦振给水调节阀位置反馈数值13.189.563.单位MPaMPat/hrpm?m?m%
工况2，汽泵出口压力低于母管压力，出现负流量工况。此时给水倒流，汽泵出口逆止门关闭。工况2数据：序号1参数名称给水母管压力
汽泵出口压力汽泵流量泵转速汽泵#1瓦振汽泵#2瓦振给水调节阀位置反馈
工况3，给水调节阀阀位到86.74%时，汽泵出口压力超过给水母管压力，此时泵流量急剧上升，泵恢复正常供水，泵#1、#2瓦振幅恢复正常。工况3数据：序号1234567参数名称给水母管压力汽泵出口压力汽泵流量泵转速汽泵#2瓦振汽泵#1瓦振给水调节阀位置反馈数值13.86.74单位MPaMPat/hrpm?m?m%
2.3综合分析由以上分析，可以看到，当给水调节阀开度由77%突然开到84%时，汽泵出口压力迅速降低，而由于给水母管路系统容量较大，在此瞬间母管路系统中的压头仍保持不变，此时汽泵出口压力已低于母管压力，汽泵已停止向给水母管系统输送给水，此时泵的运行工况点（见特性曲线分析图）由K点迅速跳到第二象限的A点。出口逆止门瞬时关闭，给水倒流，导致流量瞬时出现负值。此时母管压头开始下降，泵的运行工况点由A点降至C点。若母管压力降至0流量下的压强，泵又开始重新打水。为使泵出口压力与母管压力相等，泵的工作点又由C点跳到E点。随着阀门开度增大到86%以上时，泵流量及出口压力逐渐稳定，最后恢复正常。伴随着泵及管道特性曲线的变化，汽泵#1、#2瓦振动幅值也相应发生明显变化。特别是当给水调节阀开度由77%跃变到84%时，汽泵#1、#2瓦振动幅值异常升高，且在较短时间内汽泵流量、泵出口压力、泵振幅均出现了较大波动，这表明此时汽泵处在不稳定工况区运行，而该不稳定运行工况与流体引起振动中的“喘振”现象极为相似。下图为汽泵在4100rpm转速下，在小流量下出现异常工况特性曲线图。Q:汽泵流量；H：汽泵扬程；K点为临界点；M点为不稳定工况点；C点为0流量点；A为负流量跃变点；E点为恢复稳定工况点。3预防措施3.1从设计角度考虑：1）提高关死点扬程H0；2）减小小流量区域的水力损失。3.2从运行角度考虑：操作给水出口调节阀应尽量采用点动控制，开关阀阀位变化幅度应尽量减小（最好控制在1%-2%内）使给水管路特性曲线平滑（比如OD曲线），以保证给水泵在稳定工况区内工作。
3.3从检修角度考虑：加强对给水泵通流间隙测量，对动静间隙超标磨损件必须更换，以减少级间泄漏损失；另外还应加强对叶轮、隔板清扫，以降低圆盘损失，从而达到减小小流量区域水力损失的目的。
参考文献：【1】【2】安连锁，泵与风机【M】，北京，中国电力出版社，2001，201-205。关醒凡，现代泵技术手册【M】，北京，宇航出版社，1995.09，304-305。
摘要：陡河发电厂#3、#4机组为上世纪70年代安装并投入运行的凝汽式机组，为了拓展陡河发电厂的发展空间，在2009年度对#3、#4机组进行了供热改造，在2009年11月份顺利向唐山市北部地区进行供热，解决了唐山市北部地区的供热缺口，取得了良好的社会效益和经济效益。陡河发电厂#3、#4机组供热改造的成功经验对进口纯凝汽式机组进行热电联产改造提供了宝贵的经验，供热改造实施过程有着较为普遍的借鉴意义。关键词：汽轮机供热改造设备安装效果
1.项目背景陡河发电厂位于河北省唐山市开平区，地处陡河水库西岸，隶属于中国大唐集团的大唐国际发电股份有限公司。二期#3、#4汽轮机组是日本日立公司在上世纪70年代中后期生产的亚临界一次中间再热双缸双排汽纯凝式TCDF-33.5型250MW机组，不具备向外供热的能力。#3、#4机组在改造前存在的主要问题有：由于机组为上世纪60-70年代设计制造，设计理念和技术较为落后，机组热耗高，运行效率低；机组中压第一级（10级）隔板冲蚀严重（两个大修周期更换一次）；末级叶片水蚀严重，硬质合金片开裂至母材，自80年代以来每次大修都要更换末级叶片，且更换数量逐年增多。由于每次更换末级叶片都要对轮盘进行扩铰，严重影响了叶片销钉孔的强度，威胁着机组的安全稳定运行。为了拓展陡河发电厂的生存空间，提高机组运行的经济性，对#3、#4汽轮机组进行了汽轮机通流部分改造和供热改造。其中汽轮机通流部分选择北京全四维动力科技有限公司进行设计、制造。#3、#4机组供热改造由国电华北电力工程有限公司进行设计，由检修公司组织施工。#3、机组机组供热改造后每台机组抽汽量为350t/h，#4抽汽压力0.588MPa(a)，抽汽温度303℃，热网循环水供水温度130℃，回水温度70℃，系统共安装4台热网加热器，每台加热器换热量达540GJ/h，最终形成830万平方米的供热采暖能力。2.#3、#4机组供热改造过程简介2.1工程立项2007年11月，国家发展委员会办公厅复函同意陡河发电厂二期工程实施供热改造，项目实施后，形成830万平方米的供热采暖能力，能够替代市区172台分散的小锅炉。同年大唐国际发电股份有限公司批准陡河发电厂#3、#4机组汽轮机通流部分改造工作，通流部分改造的同时加装了相应的供热抽汽设施，改造后机组具备向外供热的能力。2．2供热工艺流程陡河发电厂#3、机汽轮机组通流部分改造、#4供热改造为陡河发电厂2009年重点工程，也是2009年唐山市的重点民心工程。经过陡河发电厂设备部和设计部门的现场调查，论证，最终确定#3、#4机组供热改造实施方案如下：（1）供热抽汽方案为在#3、机组中低压联通管上安装抽汽调节阀蝶阀进行抽汽调节，#4由中压缸上部三通引出抽汽供热管道，在供热抽泣管道上部安装快关阀、抽汽逆止门、抽汽隔绝门等设备。抽气管道经加热器蒸汽入汽隔绝门进入热网加热器对热网循环水进行加热。加热蒸汽凝结后经由6台热网疏水泵送回本机加热器。
（2）#3、#4机组机组供热共安装6台热网循环泵,将热网循环水回水打入热网加热器水侧进行加热，加热后的热网循环水经热网供水管道送至市区进行供热。系统利用原#2机组除氧器作为热网除氧器，热网补水经热网除氧器除氧处理后，经热网补水泵补入热网循环水回水管。（3）供热首站位于陡河发电厂，中间加热站位于唐山市马家沟屈庄段。首站热网供回水管道由陡河发电厂生活区向南穿出，后向西南到达供热加热站，经加热站进行热量交换后向开平区和唐山市北部地区供热，主供热管道管路单线长度达17.3km。2.3供热改造实施情况#3、#4机组供热改造工程量大，涉及专业较多，主要由陡河发电厂汽机专业、电气专业和热工专业点检员合作完成。各专业技术人员在工程前期设计，供热首站选址、设备安装、管路敷设方面做了大量的论证工作，并制定了由厂房基础开挖、钢架组装焊接到设备安装的工程总体进度计划，对供热工程进行网络控制。在2009年6月份完成了热网加热器、热网循环泵、热网疏水泵、热网汽水系统阀门管路的招标订货工作，与设备生产厂家共同协商制定设备生产进度规划，并随时联系物资部门按照生产节点进行跟踪，保证设备按期到货。为对#3、#4机组供热改造过程的资金和费用进行控制，编制了从设备定货到工程调试试运阶段的资金总体规划，根据设备的订货、到货情况确定当期的预算费用支出。供热主要设备情况：（1）热网加热器：数量：4台，型号：JR-2200，加热面积2200m2，生产厂家：济南市压力容器厂。（2）热网循环泵：数量：2台变速，4台定速。型号：KQXN450-N6/730(T)；变速泵生产厂家：上海凯泉泵业（集团）有限公司。液力偶合器型号：YOTCD800，生产厂家：大连液力机械厂。（3）热网疏水泵：数量：4台变频，2台定速，型号：200AY150，生产厂家：上海凯泉泵业（集团）有限公司。（4）热网补水泵：数量：2台，型号：KQWH100-200B，生产厂家：上海凯泉泵业（集团）有限公司。（5）电液快关蝶阀：数量：1台，型号：KGF110/16-F-T-FDN1050，生产厂家：东北电力调节技术研究所。（6）电液调整蝶阀：型号：KGF110/16-F-T-FDN1200，生产厂家：东北电力调节技术研究所。（7）气动逆止阀：型号：H664Y-DG10DN1000，生产厂家：上海电建阀门有限公司。
