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摘要：三门核电站常规岛根据ANSI/ASME TDP-2-1985《防止水对发电用汽轮机损坏的推荐措施》，结合三菱和国内电力设计院的设计制造经验，设置了完善的防汽轮机进水措施。本文根据汽轮机可能的进水来源，对采取的汽轮机防进水控制保护措施分别进行了分析总结，并对运行中要进一步关注的问题提出了参考建议。
关键词：三门核电汽轮机；防进水；设计特点；运行控制
1.引言
三门核电站二回路主蒸汽系统蒸汽为有一定湿度的饱和蒸汽，蒸汽参数不仅远远低于常规火电站的超临界参数，这样汽轮机做功的过程中，蒸汽湿度会不断增加，此外二回路蒸汽流量大，蒸汽管道长且体积庞大，蒸汽凝结部位比较多，凝结水量相对也比较大，所以我厂与其他压水堆核电机组一样面临潜在的汽轮机进水风险。
2.汽轮机主要的潜在进水来源
压水堆核电厂常规岛引起汽轮机进水的来源，可以概括为以下几个方面：
（1）蒸汽发生器、主蒸汽及蒸汽旁路系统管道：蒸汽发生器水位自动控制系统控制异常，使蒸汽发生器水位过高，或其汽水分离装置不能正常工作，管道内疏水不充分，水分就会直接进入汽轮机。
（2）汽水分离再热器系统：汽水分离器及再热器不能达到其性能要求，使其出口蒸汽干度不能满足要求。汽水分离器蒸汽疏水系统设计不合理，也可能使积水进入汽轮机。
（3）汽轮机抽汽及给水加热系统：当加热器运行故障、管侧泄漏、水位调节不当、疏水系统阻塞、抽汽逆止阀及隔离阀关闭不严，均可能使加热器中积水进入汽輪机。在汽轮机进水事故中，以高压加热器管束泄漏、抽汽系统故障造成事故的比例比较高。
（4）汽轮机轴封系统：如果在启动时，汽轮机轴封系统暖管或疏水不充分，在给轴封供汽时，将会把水带入汽封。
（5）汽轮机疏水系统：疏水系统设计是预防汽轮机进水的重要手段。汽轮机疏水系统在机组启停及正常运行工况下都要保证对各个相关系统进行完善的疏水。
3.汽轮机进水的预防及保护措施
三门核电站常规岛根据ANSI/ASME TDP-2-1985《防止进水对发电用汽轮机损坏的推荐措施》，结合三菱和国内电力设计院的设计制造经验，设置了完善的防汽轮机进水措施，并且所有防止汽轮机进水的设计满足单一故障准则，即发生单个设备故障时不会导致汽轮机进水。
3.1蒸汽发生器、主蒸汽及蒸汽旁路系统管道
核蒸汽供应系统上设置了多种的控制手段和疏水措施，以保证从最初供汽源上减少水分的积聚，保障汽轮机进汽品质。
3.1.1主蒸汽湿度控制
压水堆核电站的核蒸汽供应系统产生的蒸汽参数比较低，蒸汽发生器出口的蒸汽都有一定湿度，蒸汽发生器出口蒸汽湿度要求低于0.25%，为保证这个湿度要求，降低汽轮机进水的风险，在蒸汽发生器内部装设有两级汽水分离器和蒸汽发生器内水位控制保护。当蒸汽发生器液位达到高3报警定值时，触发汽轮机停机和主给水隔离。
3.1.2蒸汽管道疏水措施
主蒸汽管道布置沿汽流方向保持一定的坡度，最小0.01，使蒸汽中的凝结水能顺畅的汇集疏出，并在主蒸汽母管的低点设置疏水。在主蒸汽的MSV入口管道也设有疏水管线，这些疏水管线管径较粗，以保证在机组启动和停运工况下能有足够的能力及时排出主蒸汽管道中产生的积水。主蒸汽母管及4个MSV入口管道的疏水均为疏水罐+自动疏水器方式，当有以下信号时，自动疏水器的电动旁路阀打开，从而快速排出积水：a.主蒸汽母管疏水罐水位高且疏水器旁路阀处于自动；b.主蒸汽母管疏水罐水位HH（疏水器旁路阀处于LOCK或手动模式均不受影响）。
在高压缸入口管线，出口去MSR管道及高压缸壳体的活塞操作疏水阀，在汽轮机负荷≤20%，或者解列，或者汽轮机跳闸时自动快速打开，排出主管道内的凝结水，避免管道内发生水锤和水流入汽轮机中。
由于主蒸汽管道及MSV入口管道处的疏水压力等级相同，将其连接到一条疏水母管进入凝汽器，并且母管上装有逆止阀，以防止与不同压力等级的疏水母管间串水。
3.1.3汽水分离再热器系统
三门核电站二回路主蒸汽在主汽阀前湿度达到0.5%，在高压缸做功后蒸汽湿度比较大，在高压缸排汽后设置管壳式汽水分离再热器（MSR）以去除排汽中的水分，并提高进入低压缸的蒸汽参数。三门核电站常规岛有两台卧式MSR，布置在汽轮机两侧。每台MSR由壳体、汽水分离器、两个一级再热管束和两个二级再热管束组成，为第三代“特大容器”型汽水分离再热器。再热管束采用传统的双流程方形布置，汽水分离采用V形波纹板，除湿效率达到98%，使再热后的出口蒸汽成为过热蒸汽。
MSR管侧疏水箱设有正常和紧急疏水管线，在启停过程中或正常疏水系统故障的情况下，紧急疏水阀开启向凝汽器排放，以防止疏水从抽汽管线倒流入汽轮机。MS本体疏水箱也同样采用正常和紧急疏水管线，MS本体正常疏水由疏水泵输送至除氧器，紧急疏水阀设计为故障打开，以可靠控制疏水箱液位。
对于MSR一级再热器的疏水箱出现液位高高时，三门核电站MSR没有设置保护联锁关闭抽汽截止阀功能，在MSR抽汽逆止阀下游只设置有一个手动截止阀，用于在运行期间投退隔离一级再热器用。如图1所示：
根据热平衡图，MSR在正常满负荷运行过程中，每个一级再热器疏水箱经过的疏水流量为162t/h，而正常运行期间一级疏水箱的自由容积约为2.57m?。因此一旦疏水不畅，水箱满溢的速度将非常快。然而，极限状况下，当疏水箱满溢后如果疏水进入MSR管束，随着管束的淹没，蒸汽大量冷凝也会减少，疏水继续满溢进入汽轮机的可能性极低。这一点与高低压加热器水位高高联锁关闭抽汽截止阀有所区别，因为高低压加热器水位高高有可能是疏水不畅造成的，也有可能是加热器传热管束破裂造成的。而MSR是一种汽汽加热器，管内蒸汽压力比MSR壳侧压力大，且没有额外的水源可以进入管束。 3.2汽轮机抽汽及给水加热系统
据统计以往发生的汽轮机进水事故，最主要的原因之一就是抽汽和给水加热器等管线疏水倒流入汽轮机引起的。三门核电站汽轮机抽汽及给水加热系统采用以下措施来防止汽轮机从抽汽管道进水：
（1）给水加热器壳侧设置自动疏水系统，采用疏水逐级自流方式，排出加热器壳侧积水。
（2）给水加热器在壳侧液位H2报警时自动触发隔离，退出加热器运行，以隔离传热管破裂造成的泄漏。
（3）给水加热器的抽汽管道设置气动逆止阀和电动隔离阀，逐级疏水自流管线上设置气动控制的正常疏水阀和紧急疏水阀，并在气动逆止阀前后分别设有疏水管线。
（4）1#，2#低加布置在凝汽器颈部内，对应的抽汽管道比较短，因而汽轮机与1#，2#低加的抽汽管线之间不设抽汽逆止阀和电动隔离阀。
（5）在主控室设置给水加热器液位H和H2报警，以提醒操纵员注意监视系统的自动控制运行情况。
3.2.1给水加热器的抽汽及疏水控制
抽汽疏水管线和自动疏水器布置位于抽汽管线的低点，这些疏水器的旁路阀会接到相关控制信号时自动打开进行疏水，以防止汽水通过抽汽管道进入汽轮机。在电厂启动时这些疏水阀必须保持打开，而且在抽汽逆止阀和截止阀关闭后，从汽轮机进入抽汽管线的水汽通过这些疏水阀连续排出。
3.2.2抽汽截止阀关闭及加热器管侧隔离
为了尽量降低汽轮机高压缸和低压缸进水的可能性，所有抽汽管道在疏水或蒸汽凝结水积聚的低点及低位都设置了自动疏水系统。疏水通过管道流入凝汽器。抽汽管道上（1#、2#低加除外）都设置了抽汽逆止阀和电动截止阀。抽汽逆止阀尽量靠近汽轮机本体，主要作用是在负荷突降时防止逆止阀下游抽汽管道内的蒸汽倒流引起汽轮机超速。电动截止阀尽量靠近给水加热器，主要作用是在给水加热器水位过度上升时关闭，防止汽轮机进水。
此外，除氧器也可能造成汽机进水风险。除氧器水箱内设置三个用于液位控制的水位计，用于提供L、H、H2水位信号。当达到相应的高水位时将报警并自动触发相应的隔离动作。除氧器，作为混合式加热器，正常运行时不需要疏水，但是作为操纵员，要对除氧器液位有足够重视，在某些特殊工况下，如除氧器液位控制阀保护解除时，容易出现疏忽导致除氧器过充产生液位高，这也有很大汽轮机进水风险。需要定期检查除氧器水位调节装置，杜绝发生满水事故。
3.3汽轮机轴封系统
当轴封或转子金属温度高于进入密封腔的湿蒸汽温度时，将会通过轴封系统产生冷凝水，轴封长期带水运行会导致转子的凹槽和表面破裂。为防止对汽轮机转子造成损坏，必须对冷凝的蒸汽进行彻底疏水。
轴封蒸汽管线的布置高于汽源管线，在高低压缸轴封蒸汽管线上采用自动疏水器而进行连续疏水。从轴封母管至汽轮机之间的管线上保持向上倾斜角度，从而使疏水自动流回到轴封母管内，通过低点的疏水管线输送至凝汽器。
从汽轮机至轴封冷凝器之间的管道则保持向下坡度，以使疏水自动流至轴封冷凝器。在轴封冷凝器上设置两个排风机，以排出冷凝器中的不凝气体，在轴封冷凝器保持一定的负压，通过一个水封将轴封疏水顺畅排向凝结水回收箱（CRT）。轴封冷却器的液位高，不但会使轴封冷凝器的效率降低，也会有汽轮机进水风险，也要对其液位保持应有关注。
3.4汽轮机疏水及相关系统
在机组启动和停运期间，汽轮机疏水系统快速高效地移除蒸汽管道里面产生的疏水是极为重要的。管道里的疏水可以引起水锤、水冲击导致的腐蚀甚至水倒流入汽轮机而引起的汽轮机进水事故，因此要有良好的疏水系统，将疏水及时排出。疏水系统主要收集以下各处的疏水：汽轮机入口蒸汽管道，抽汽管道，汽轮机旁排管道，MSR一级和二级疏水箱，汽水分离器疏水箱，低加疏水箱，高压加热器和低压加热器，还有高低压缸轴封蒸汽管道等。
3.4.1汽轮机疏水系统构成及控制
汽轮机疏水采用自动疏水系统，使疏水通过管道流入凝汽器，所有疏水接口设置在管道的最低点，且疏水管道和阀门内径不小于25mm，以满足在任何运行条件下的最大疏水量要求，并减少被异物堵塞的风险。
自动疏水系统的结构形式为：疏水罐+疏水器+动力操作旁路阀疏水装置，如图2所示。疏水器的旁路管线上设有疏水器旁路阀。正常运行期间产生的疏水可以通过自动疏水器间歇地排向凝汽器，疏水器旁路阀保持关闭。疏水罐设置两个开关式液位计，用来控制疏水旁路阀的开启。由于开关式液位计没有断线报警功能，故设置两个（分别提供H和H2液位报警），来满足单一故障准则，保障连锁功能，确保机组可靠疏水。
疏水旁路阀打开的控制信号通常有：
（1）手动模式下，主控室OPEN信号
（2）自动模式下，疏水器液位 H
（3）自动或手动模式下，疏水器液位H2
（4）自动模式下，汽轮机负荷≤20%、发电机解列或者汽轮机跳闸。
3.4.2疏水器使用
采用疏水器可以提高蒸汽系统的热效率，避免了手动疏水阀排放蒸汽的问题，且能通过节能效益很快收回疏水器的投资。三门核电采用了杠杆浮球式、双金属式和自由浮球式三种疏水器，能够随时排出蒸汽系统中产生的凝结水，保证系统的安全和高效率。
在疏水器的应用上有个需要注意的问题。疏水器是一種彻底的“自主式”阀门，识别蒸汽和凝结水以及不凝气体并自动实现“阻汽、排水、排气”的功能，完全是在疏水器内部自动进行的，没有任何“人机接口”可供操作，无需任何外部动力如电源、气源、人力。如果疏水器出现故障（如泄漏或堵塞）是无法通过外部及时干预排除故障的，只能专门人员进行隔离维修。
3.5凝汽器
绝大多数情况下，凝汽器不会造成汽轮机进水，但在机组停机后，操纵人员若忽视对凝汽器水位的监视，凝汽器投入手动补水时，造成凝汽器满水现象。 3.5.1运行监控及处置
众多运行经验表明，对于汽轮机进水事故，运行人员所采取的措施，是否处理及时得当，对电站运行状况和造成設备损坏程度有很大的不同。
正常运行时，运行人员要注意监视仪表，特别是金属温度、振动、胀差及各相关液位报警。当报警器发出声响时，不要只依赖应急阀门的自动动作，要远控操纵并观察这些阀门，确认其正确执行自动动作。要对防进水保护仪表阀门，要进行定期试验检查。针对众多疏水器要根据其类型制定好巡检计划，保证自动疏水器时刻保持正常工作。
3.5.2后续需关注的问题及建议
综上对于三门核电汽轮机防进水措施的分析总结，有以下几个问题需采取进一步关注，以有效的预防汽轮机进水事故，保证设计措施的有效性和可靠性。
（1）注意疏水管线及疏水器的保温防冻保护。由于采用的自动疏水器，运行时，疏水器内部会有积水，在遇到寒冷天气出现结冰，容易导致疏水堵塞。对于裸露的疏水管线，运行时需注意检查是否做好了完善的保温措施。
（2）ASME规范中要求对疏水管道上装设温度探测器，以判断疏水管道是否有堵塞，而三菱建议采用现场定期巡检的方式检查疏水管道是否有堵塞。目前使用情况，疏水器运行情况较好。现场使用温枪即可方便判断疏水器是否存在堵塞。
（3）对汽轮机进水事故，制定有针对性的事故处理大纲，根据以往电厂出现的进水事故，对操纵员进行相关的模拟培训，要求熟悉各种进水事故的现象和处理思路，提高对进水事故的响应速度和处置正确性。
4.结论
三门核电站二回路系统根据ASME规范设计了完善的防汽轮机进水措施，对各个可能的进水源采取了相应的监测控制和保护，保障机组的安全可靠运行。运行人员的处置措施对机组状态及设备的影响很大，因此在电站的运行中，要加强操纵员培训时此类事故的学习，清楚汽轮机防进水的各项措施，以便正确的采取行动。
参考文献：
[1]张晋宾，周四维.核电厂汽轮机防进水保护仪控设计[J].电力自动化.
[2]朱予东 汽轮机进水诊断与预防[J].华东电力.
[3]汽轮机运行技术问答[S].华东电力管理局.
作者简介：刘新国 生于1982年1月，男，山东潍坊人，本科，工程师，核电站运行操纵员，核电站运行，13456633571
关键词：三门核电汽轮机；防进水；设计特点；运行控制
1.引言
三门核电站二回路主蒸汽系统蒸汽为有一定湿度的饱和蒸汽，蒸汽参数不仅远远低于常规火电站的超临界参数，这样汽轮机做功的过程中，蒸汽湿度会不断增加，此外二回路蒸汽流量大，蒸汽管道长且体积庞大，蒸汽凝结部位比较多，凝结水量相对也比较大，所以我厂与其他压水堆核电机组一样面临潜在的汽轮机进水风险。
2.汽轮机主要的潜在进水来源
压水堆核电厂常规岛引起汽轮机进水的来源，可以概括为以下几个方面：
（1）蒸汽发生器、主蒸汽及蒸汽旁路系统管道：蒸汽发生器水位自动控制系统控制异常，使蒸汽发生器水位过高，或其汽水分离装置不能正常工作，管道内疏水不充分，水分就会直接进入汽轮机。
（2）汽水分离再热器系统：汽水分离器及再热器不能达到其性能要求，使其出口蒸汽干度不能满足要求。汽水分离器蒸汽疏水系统设计不合理，也可能使积水进入汽轮机。
（3）汽轮机抽汽及给水加热系统：当加热器运行故障、管侧泄漏、水位调节不当、疏水系统阻塞、抽汽逆止阀及隔离阀关闭不严，均可能使加热器中积水进入汽輪机。在汽轮机进水事故中，以高压加热器管束泄漏、抽汽系统故障造成事故的比例比较高。
（4）汽轮机轴封系统：如果在启动时，汽轮机轴封系统暖管或疏水不充分，在给轴封供汽时，将会把水带入汽封。
（5）汽轮机疏水系统：疏水系统设计是预防汽轮机进水的重要手段。汽轮机疏水系统在机组启停及正常运行工况下都要保证对各个相关系统进行完善的疏水。
3.汽轮机进水的预防及保护措施
三门核电站常规岛根据ANSI/ASME TDP-2-1985《防止进水对发电用汽轮机损坏的推荐措施》，结合三菱和国内电力设计院的设计制造经验，设置了完善的防汽轮机进水措施，并且所有防止汽轮机进水的设计满足单一故障准则，即发生单个设备故障时不会导致汽轮机进水。
3.1蒸汽发生器、主蒸汽及蒸汽旁路系统管道
核蒸汽供应系统上设置了多种的控制手段和疏水措施，以保证从最初供汽源上减少水分的积聚，保障汽轮机进汽品质。
3.1.1主蒸汽湿度控制
压水堆核电站的核蒸汽供应系统产生的蒸汽参数比较低，蒸汽发生器出口的蒸汽都有一定湿度，蒸汽发生器出口蒸汽湿度要求低于0.25%，为保证这个湿度要求，降低汽轮机进水的风险，在蒸汽发生器内部装设有两级汽水分离器和蒸汽发生器内水位控制保护。当蒸汽发生器液位达到高3报警定值时，触发汽轮机停机和主给水隔离。
3.1.2蒸汽管道疏水措施
主蒸汽管道布置沿汽流方向保持一定的坡度，最小0.01，使蒸汽中的凝结水能顺畅的汇集疏出，并在主蒸汽母管的低点设置疏水。在主蒸汽的MSV入口管道也设有疏水管线，这些疏水管线管径较粗，以保证在机组启动和停运工况下能有足够的能力及时排出主蒸汽管道中产生的积水。主蒸汽母管及4个MSV入口管道的疏水均为疏水罐+自动疏水器方式，当有以下信号时，自动疏水器的电动旁路阀打开，从而快速排出积水：a.主蒸汽母管疏水罐水位高且疏水器旁路阀处于自动；b.主蒸汽母管疏水罐水位HH（疏水器旁路阀处于LOCK或手动模式均不受影响）。
在高压缸入口管线，出口去MSR管道及高压缸壳体的活塞操作疏水阀，在汽轮机负荷≤20%，或者解列，或者汽轮机跳闸时自动快速打开，排出主管道内的凝结水，避免管道内发生水锤和水流入汽轮机中。
由于主蒸汽管道及MSV入口管道处的疏水压力等级相同，将其连接到一条疏水母管进入凝汽器，并且母管上装有逆止阀，以防止与不同压力等级的疏水母管间串水。
3.1.3汽水分离再热器系统
三门核电站二回路主蒸汽在主汽阀前湿度达到0.5%，在高压缸做功后蒸汽湿度比较大，在高压缸排汽后设置管壳式汽水分离再热器（MSR）以去除排汽中的水分，并提高进入低压缸的蒸汽参数。三门核电站常规岛有两台卧式MSR，布置在汽轮机两侧。每台MSR由壳体、汽水分离器、两个一级再热管束和两个二级再热管束组成，为第三代“特大容器”型汽水分离再热器。再热管束采用传统的双流程方形布置，汽水分离采用V形波纹板，除湿效率达到98%，使再热后的出口蒸汽成为过热蒸汽。
MSR管侧疏水箱设有正常和紧急疏水管线，在启停过程中或正常疏水系统故障的情况下，紧急疏水阀开启向凝汽器排放，以防止疏水从抽汽管线倒流入汽轮机。MS本体疏水箱也同样采用正常和紧急疏水管线，MS本体正常疏水由疏水泵输送至除氧器，紧急疏水阀设计为故障打开，以可靠控制疏水箱液位。
对于MSR一级再热器的疏水箱出现液位高高时，三门核电站MSR没有设置保护联锁关闭抽汽截止阀功能，在MSR抽汽逆止阀下游只设置有一个手动截止阀，用于在运行期间投退隔离一级再热器用。如图1所示：
根据热平衡图，MSR在正常满负荷运行过程中，每个一级再热器疏水箱经过的疏水流量为162t/h，而正常运行期间一级疏水箱的自由容积约为2.57m?。因此一旦疏水不畅，水箱满溢的速度将非常快。然而，极限状况下，当疏水箱满溢后如果疏水进入MSR管束，随着管束的淹没，蒸汽大量冷凝也会减少，疏水继续满溢进入汽轮机的可能性极低。这一点与高低压加热器水位高高联锁关闭抽汽截止阀有所区别，因为高低压加热器水位高高有可能是疏水不畅造成的，也有可能是加热器传热管束破裂造成的。而MSR是一种汽汽加热器，管内蒸汽压力比MSR壳侧压力大，且没有额外的水源可以进入管束。 3.2汽轮机抽汽及给水加热系统
据统计以往发生的汽轮机进水事故，最主要的原因之一就是抽汽和给水加热器等管线疏水倒流入汽轮机引起的。三门核电站汽轮机抽汽及给水加热系统采用以下措施来防止汽轮机从抽汽管道进水：
（1）给水加热器壳侧设置自动疏水系统，采用疏水逐级自流方式，排出加热器壳侧积水。
（2）给水加热器在壳侧液位H2报警时自动触发隔离，退出加热器运行，以隔离传热管破裂造成的泄漏。
（3）给水加热器的抽汽管道设置气动逆止阀和电动隔离阀，逐级疏水自流管线上设置气动控制的正常疏水阀和紧急疏水阀，并在气动逆止阀前后分别设有疏水管线。
（4）1#，2#低加布置在凝汽器颈部内，对应的抽汽管道比较短，因而汽轮机与1#，2#低加的抽汽管线之间不设抽汽逆止阀和电动隔离阀。
（5）在主控室设置给水加热器液位H和H2报警，以提醒操纵员注意监视系统的自动控制运行情况。
3.2.1给水加热器的抽汽及疏水控制
抽汽疏水管线和自动疏水器布置位于抽汽管线的低点，这些疏水器的旁路阀会接到相关控制信号时自动打开进行疏水，以防止汽水通过抽汽管道进入汽轮机。在电厂启动时这些疏水阀必须保持打开，而且在抽汽逆止阀和截止阀关闭后，从汽轮机进入抽汽管线的水汽通过这些疏水阀连续排出。
3.2.2抽汽截止阀关闭及加热器管侧隔离
为了尽量降低汽轮机高压缸和低压缸进水的可能性，所有抽汽管道在疏水或蒸汽凝结水积聚的低点及低位都设置了自动疏水系统。疏水通过管道流入凝汽器。抽汽管道上（1#、2#低加除外）都设置了抽汽逆止阀和电动截止阀。抽汽逆止阀尽量靠近汽轮机本体，主要作用是在负荷突降时防止逆止阀下游抽汽管道内的蒸汽倒流引起汽轮机超速。电动截止阀尽量靠近给水加热器，主要作用是在给水加热器水位过度上升时关闭，防止汽轮机进水。
此外，除氧器也可能造成汽机进水风险。除氧器水箱内设置三个用于液位控制的水位计，用于提供L、H、H2水位信号。当达到相应的高水位时将报警并自动触发相应的隔离动作。除氧器，作为混合式加热器，正常运行时不需要疏水，但是作为操纵员，要对除氧器液位有足够重视，在某些特殊工况下，如除氧器液位控制阀保护解除时，容易出现疏忽导致除氧器过充产生液位高，这也有很大汽轮机进水风险。需要定期检查除氧器水位调节装置，杜绝发生满水事故。
3.3汽轮机轴封系统
当轴封或转子金属温度高于进入密封腔的湿蒸汽温度时，将会通过轴封系统产生冷凝水，轴封长期带水运行会导致转子的凹槽和表面破裂。为防止对汽轮机转子造成损坏，必须对冷凝的蒸汽进行彻底疏水。
轴封蒸汽管线的布置高于汽源管线，在高低压缸轴封蒸汽管线上采用自动疏水器而进行连续疏水。从轴封母管至汽轮机之间的管线上保持向上倾斜角度，从而使疏水自动流回到轴封母管内，通过低点的疏水管线输送至凝汽器。
从汽轮机至轴封冷凝器之间的管道则保持向下坡度，以使疏水自动流至轴封冷凝器。在轴封冷凝器上设置两个排风机，以排出冷凝器中的不凝气体，在轴封冷凝器保持一定的负压，通过一个水封将轴封疏水顺畅排向凝结水回收箱（CRT）。轴封冷却器的液位高，不但会使轴封冷凝器的效率降低，也会有汽轮机进水风险，也要对其液位保持应有关注。
3.4汽轮机疏水及相关系统
在机组启动和停运期间，汽轮机疏水系统快速高效地移除蒸汽管道里面产生的疏水是极为重要的。管道里的疏水可以引起水锤、水冲击导致的腐蚀甚至水倒流入汽轮机而引起的汽轮机进水事故，因此要有良好的疏水系统，将疏水及时排出。疏水系统主要收集以下各处的疏水：汽轮机入口蒸汽管道，抽汽管道，汽轮机旁排管道，MSR一级和二级疏水箱，汽水分离器疏水箱，低加疏水箱，高压加热器和低压加热器，还有高低压缸轴封蒸汽管道等。
3.4.1汽轮机疏水系统构成及控制
汽轮机疏水采用自动疏水系统，使疏水通过管道流入凝汽器，所有疏水接口设置在管道的最低点，且疏水管道和阀门内径不小于25mm，以满足在任何运行条件下的最大疏水量要求，并减少被异物堵塞的风险。
自动疏水系统的结构形式为：疏水罐+疏水器+动力操作旁路阀疏水装置，如图2所示。疏水器的旁路管线上设有疏水器旁路阀。正常运行期间产生的疏水可以通过自动疏水器间歇地排向凝汽器，疏水器旁路阀保持关闭。疏水罐设置两个开关式液位计，用来控制疏水旁路阀的开启。由于开关式液位计没有断线报警功能，故设置两个（分别提供H和H2液位报警），来满足单一故障准则，保障连锁功能，确保机组可靠疏水。
疏水旁路阀打开的控制信号通常有：
（1）手动模式下，主控室OPEN信号
（2）自动模式下，疏水器液位 H
（3）自动或手动模式下，疏水器液位H2
（4）自动模式下，汽轮机负荷≤20%、发电机解列或者汽轮机跳闸。
3.4.2疏水器使用
采用疏水器可以提高蒸汽系统的热效率，避免了手动疏水阀排放蒸汽的问题，且能通过节能效益很快收回疏水器的投资。三门核电采用了杠杆浮球式、双金属式和自由浮球式三种疏水器，能够随时排出蒸汽系统中产生的凝结水，保证系统的安全和高效率。
在疏水器的应用上有个需要注意的问题。疏水器是一種彻底的“自主式”阀门，识别蒸汽和凝结水以及不凝气体并自动实现“阻汽、排水、排气”的功能，完全是在疏水器内部自动进行的，没有任何“人机接口”可供操作，无需任何外部动力如电源、气源、人力。如果疏水器出现故障（如泄漏或堵塞）是无法通过外部及时干预排除故障的，只能专门人员进行隔离维修。
3.5凝汽器
绝大多数情况下，凝汽器不会造成汽轮机进水，但在机组停机后，操纵人员若忽视对凝汽器水位的监视，凝汽器投入手动补水时，造成凝汽器满水现象。 3.5.1运行监控及处置
众多运行经验表明，对于汽轮机进水事故，运行人员所采取的措施，是否处理及时得当，对电站运行状况和造成設备损坏程度有很大的不同。
正常运行时，运行人员要注意监视仪表，特别是金属温度、振动、胀差及各相关液位报警。当报警器发出声响时，不要只依赖应急阀门的自动动作，要远控操纵并观察这些阀门，确认其正确执行自动动作。要对防进水保护仪表阀门，要进行定期试验检查。针对众多疏水器要根据其类型制定好巡检计划，保证自动疏水器时刻保持正常工作。
3.5.2后续需关注的问题及建议
综上对于三门核电汽轮机防进水措施的分析总结，有以下几个问题需采取进一步关注，以有效的预防汽轮机进水事故，保证设计措施的有效性和可靠性。
（1）注意疏水管线及疏水器的保温防冻保护。由于采用的自动疏水器，运行时，疏水器内部会有积水，在遇到寒冷天气出现结冰，容易导致疏水堵塞。对于裸露的疏水管线，运行时需注意检查是否做好了完善的保温措施。
（2）ASME规范中要求对疏水管道上装设温度探测器，以判断疏水管道是否有堵塞，而三菱建议采用现场定期巡检的方式检查疏水管道是否有堵塞。目前使用情况，疏水器运行情况较好。现场使用温枪即可方便判断疏水器是否存在堵塞。
（3）对汽轮机进水事故，制定有针对性的事故处理大纲，根据以往电厂出现的进水事故，对操纵员进行相关的模拟培训，要求熟悉各种进水事故的现象和处理思路，提高对进水事故的响应速度和处置正确性。
4.结论
三门核电站二回路系统根据ASME规范设计了完善的防汽轮机进水措施，对各个可能的进水源采取了相应的监测控制和保护，保障机组的安全可靠运行。运行人员的处置措施对机组状态及设备的影响很大，因此在电站的运行中，要加强操纵员培训时此类事故的学习，清楚汽轮机防进水的各项措施，以便正确的采取行动。
参考文献：
[1]张晋宾，周四维.核电厂汽轮机防进水保护仪控设计[J].电力自动化.
[2]朱予东 汽轮机进水诊断与预防[J].华东电力.
[3]汽轮机运行技术问答[S].华东电力管理局.
作者简介：刘新国 生于1982年1月，男，山东潍坊人，本科，工程师，核电站运行操纵员，核电站运行，13456633571