《電力安全生產(chǎn)信息匯編》2017年第5期

1 問題描述

某發(fā)電廠 600MW 超臨界汽輪機(jī)組，2013 年 11 月凝汽器低壓側(cè)（B 側(cè)）真空出現(xiàn)異常。480MW 負(fù)荷以上，B 側(cè)真空持續(xù)下跌，最低降低到-90kPa 以下，B 側(cè)排汽溫度由32℃上升到 47℃，同時(shí)高壓側(cè)（A 側(cè)）真空、排汽溫度均正常。增開 1 臺循泵、增開真空均無明顯效果。機(jī)組真空嚴(yán)密性很好，在 100Pa/min 以下。

2 系統(tǒng)概述

該汽輪機(jī)為超臨界 600MW 供熱機(jī)組，于 2010 年8 月投產(chǎn)。型號為

CC600/573.8-24.2/4.2/1.0/538/566，為超臨界、一次中間再熱、兩級可調(diào)抽汽式、三缸四排汽、雙背壓汽輪機(jī)。凝汽器為雙壓凝汽器，A 側(cè)為高壓側(cè)，B 側(cè)為低壓側(cè)。冷卻面積38000m² ，設(shè)計(jì)壓力 4.9kPa，設(shè)計(jì)冷卻水量 66024m³ /h。冷卻水采用開式系統(tǒng)，每臺機(jī)組配置 2 臺混流式循環(huán)水泵，循環(huán)水母管間設(shè)有聯(lián)絡(luò)門。冷卻水由 B 側(cè)進(jìn)入凝汽器，出口通過聯(lián)通管，進(jìn)入 A 側(cè)，離開凝汽器。抽空氣管，高、低壓側(cè)通過 2 個(gè)固定孔板匯集成 1根母管，引出凝汽器，見圖 1。

B 側(cè)凝汽器的凝結(jié)水因位差在重力作用下，通過兩熱井間聯(lián)通管流入 A 側(cè)，利用 A側(cè)較高的溫度加熱，并與A 側(cè)凝結(jié)水混合，再通過聯(lián)通管套管回水排入 B 側(cè)，由 B側(cè)出水，進(jìn)入凝泵，見圖 2。

3 歷史情況

該機(jī)于 2013 年 11 月 8 日完成了 B 級檢修。B 修中凝汽器增加了 1 套真空保持系統(tǒng)；循環(huán)水增加了二次濾網(wǎng)；還對凝汽器冷卻管進(jìn)行了人工清洗。此前在 2012 年，2 臺機(jī)組均實(shí)施了循泵雙速改造。

B 修結(jié)束后，因水溫較低又有供熱，循泵采用單機(jī)單泵高速運(yùn)行。11 月 11 日，發(fā)現(xiàn) B 側(cè)凝汽器 500MW 負(fù)荷以上真空顯著下降，最大降幅達(dá) 8kPa，同時(shí)真空不穩(wěn)定。汽泵密封水回水排放地溝。

4 現(xiàn)場檢查試驗(yàn)

（1）測點(diǎn)檢查。真空測點(diǎn)高、低壓凝汽器各 2 個(gè)，位于凝汽器低旁進(jìn)口上部喉部位置，靠近軸封進(jìn)汽管。測點(diǎn)開口在凝汽器壁上，未伸入內(nèi)部。排汽溫度就地測點(diǎn)位于低壓缸外壁，每只低壓缸四角各 1 個(gè)。排汽溫度 DCS 測點(diǎn)共 4 個(gè)，位于每個(gè)排汽缸左側(cè)，靠近真空測點(diǎn)位置的喉部。DCS 真空和溫度測點(diǎn)均位于凝汽器喉部，近乎同一截面，位置是合適的，可避免溫度、壓力的不一致。

（2）系統(tǒng)檢查。真空和溫度測點(diǎn)靠近低壓旁路，檢查發(fā)現(xiàn)兩側(cè)低壓旁路均存在內(nèi)漏，在減溫水全關(guān)的情況下，A 側(cè)低旁后溫度 128℃，B 側(cè) 118℃。為了考察低旁泄漏的影響，打開 B 側(cè)低旁減溫水，站后溫度下降至 98℃，B 側(cè)排汽溫度由 37.69℃變?yōu)?38.07℃，B 側(cè)真空由-95.6kPa微降至-95.2kPa。由此看出，低壓旁路雖然內(nèi)漏，但對真空和排汽溫度的影響較小。

（3）現(xiàn)場參數(shù)檢查。

現(xiàn)場用紅外測溫儀對 2 只低壓排汽缸、凝汽器喉部、凝汽器下部等處壁溫進(jìn)行了測量，結(jié)果與 DCS 顯示數(shù)據(jù)基本吻合。低壓缸排汽溫度，無論是就地?cái)?shù)據(jù)、DCS 數(shù)據(jù)和測溫儀數(shù)據(jù)都基本一致，表明 B側(cè)排汽溫度偏高是真實(shí)的。分析 B 側(cè)凝汽器真空的變化，與排汽溫度變化一致，結(jié)合小機(jī)排汽溫度、小機(jī)其他運(yùn)行參數(shù)判斷，B側(cè)凝汽器真空測量可靠，真空偏低是真實(shí)的。

（4）真空泵啟停試驗(yàn)。11 日下午，2 號機(jī)負(fù)荷 600MW，增開 1 臺真空泵，2 臺泵運(yùn)行，20min 左右，真空無任何變化。稍后，負(fù)荷降至 560MW，停 2 臺真空泵，進(jìn)行真空嚴(yán)密性試驗(yàn)。7min 內(nèi)，A 側(cè)真空緩慢下降，B 側(cè)真空幾乎無變化。結(jié)果表明，B 側(cè)凝汽器真空嚴(yán)密性良好，真空下降與真空泵運(yùn)行無關(guān)。

（5）循環(huán)水量的變化。據(jù)了解，2 號機(jī)負(fù)荷升高至 500MW 以上，真空不斷下降時(shí)，曾啟動(dòng) 2 臺循泵，但兩側(cè)真空偏差仍較大，B 側(cè)依然偏低。此外，負(fù)荷升高、真空下降過程中，循環(huán)水溫升變化也較小。

5 原因分析

通過對現(xiàn)場參數(shù)檢查和運(yùn)行情況的了解，結(jié)合凝汽器的結(jié)構(gòu)分析，B 側(cè)真空下降的原因可能有：

（1）凝汽器上部換熱管部分堵塞。上部蒸汽冷卻區(qū)冷卻面積不足，冷卻水流量不夠。負(fù)荷低時(shí)，冷卻水尚能滿足，負(fù)荷升高后，排汽量增大，上部冷卻水和冷卻面積不夠，造成蒸汽冷卻不足，排汽積聚在喉部，真空下降排汽溫度升高。而從總體來看，堵管不多，冷卻水溫升增加不明顯，因此增開真空泵和循泵效果不明顯。

（2）凝汽器上部管束處有異物遮擋，如低壓缸隔熱罩、7 號、8 號低加隔熱罩、抽汽管道保護(hù)罩等，脫落平鋪于冷卻管上部，使排汽不能直接接觸上排冷卻管，造成排汽冷卻不足，排汽溫度升高。

（3）低壓凝汽器（B 側(cè)）冷凝水至高壓凝汽器回水不暢。雜物堵塞進(jìn)口濾網(wǎng)、管道，或淋水盤噴嘴。在機(jī)組負(fù)荷升高凝水量增加時(shí)，因堵塞回水不暢，使得低壓凝汽器水位升高，淹沒下部冷卻管，減少了蒸汽冷卻面積。

6 處理建議及結(jié)果

（1）分析有 3 種可能，一是水側(cè)冷卻管堵塞，另外 2 種是汽側(cè)異物遮擋和熱井聯(lián)通管堵塞，都與凝汽器內(nèi)遺留雜物沉積有關(guān)。2 號機(jī)剛剛完成了 B 級檢修，且實(shí)施了與凝汽器有關(guān)的改造工作（增加二次濾網(wǎng)、真空保持裝置），檢修施工中雜質(zhì)未清理干凈，造成管道濾網(wǎng)堵塞的可能較大。

（2）建議

1）利用低負(fù)荷機(jī)會(huì)，將凝汽器半側(cè)隔離，檢查 B 側(cè)前后水室，重點(diǎn)檢查有無雜物遺留，堵塞上部冷卻管。

2）停機(jī)時(shí)，進(jìn)入凝汽器熱井檢查。重點(diǎn)是凝水聯(lián)通管、進(jìn)口濾網(wǎng)等。

3）停機(jī)時(shí)，由低壓排汽缸人孔門進(jìn)入凝汽器喉部，檢查排汽缸內(nèi)有無隔熱罩等雜物，凝汽器上部管束是否受影響。

（3）跟蹤結(jié)果：現(xiàn)場分析后不久，電廠利用低負(fù)荷機(jī)會(huì)隔離檢查了外側(cè)水室，未發(fā)現(xiàn)上部管道堵塞，也未發(fā)現(xiàn)水室內(nèi)有雜物。2014 年 2 月，利用停機(jī)機(jī)會(huì)，檢查了熱井，發(fā)現(xiàn) B 側(cè)的凝水聯(lián)通管進(jìn)口濾網(wǎng)被雜物堵塞嚴(yán)重，影響凝水順暢地流入高壓側(cè)。隨后清理了濾網(wǎng)，并對熱井進(jìn)行了全面檢查清理。處理后，B 側(cè)真空恢復(fù)了正常。