|
《电力安全生产信息汇编》2017年第5期 1 问题描述 某发电厂 600MW 超临界汽轮机组，2013 年 11 月凝汽器低压侧（B 侧）真空出现异常。480MW 负荷以上，B 侧真空持续下跌，最低降低到-90kPa 以下，B 侧排汽温度由32℃上升到 47℃，同时高压侧（A 侧）真空、排汽温度均正常。增开 1 台循泵、增开真空均无明显效果。机组真空严密性很好，在 100Pa/min 以下。 2 系统概述 该汽轮机为超临界 600MW 供热机组，于 2010 年8 月投产。型号为 CC600/573.8-24.2/4.2/1.0/538/566，为超临界、一次中间再热、两级可调抽汽式、三缸四排汽、双背压汽轮机。凝汽器为双压凝汽器，A 侧为高压侧，B 侧为低压侧。冷却面积38000m2 ，设计压力 4.9kPa，设计冷却水量 66024m3 /h。冷却水采用开式系统，每台机组配置 2 台混流式循环水泵，循环水母管间设有联络门。冷却水由 B 侧进入凝汽器，出口通过联通管，进入 A 侧，离开凝汽器。抽空气管，高、低压侧通过 2 个固定孔板汇集成 1根母管，引出凝汽器，见图 1。 B 侧凝汽器的凝结水因位差在重力作用下，通过两热井间联通管流入 A 侧，利用 A侧较高的温度加热，并与A 侧凝结水混合，再通过联通管套管回水排入 B 侧，由 B侧出水，进入凝泵，见图 2。 3 历史情况 该机于 2013 年 11 月 8 日完成了 B 级检修。B 修中凝汽器增加了 1 套真空保持系统；循环水增加了二次滤网；还对凝汽器冷却管进行了人工清洗。此前在 2012 年，2 台机组均实施了循泵双速改造。 B 修结束后，因水温较低又有供热，循泵采用单机单泵高速运行。11 月 11 日，发现 B 侧凝汽器 500MW 负荷以上真空显著下降，最大降幅达 8kPa，同时真空不稳定。汽泵密封水回水排放地沟。 4 现场检查试验 （1）测点检查。真空测点高、低压凝汽器各 2 个，位于凝汽器低旁进口上部喉部位置，靠近轴封进汽管。测点开口在凝汽器壁上，未伸入内部。排汽温度就地测点位于低压缸外壁，每只低压缸四角各 1 个。排汽温度 DCS 测点共 4 个，位于每个排汽缸左侧，靠近真空测点位置的喉部。DCS 真空和温度测点均位于凝汽器喉部，近乎同一截面，位置是合适的，可避免温度、压力的不一致。 （2）系统检查。真空和温度测点靠近低压旁路，检查发现两侧低压旁路均存在内漏，在减温水全关的情况下，A 侧低旁后温度 128℃，B 侧 118℃。为了考察低旁泄漏的影响，打开 B 侧低旁减温水，站后温度下降至 98℃，B 侧排汽温度由 37.69℃变为 38.07℃，B 侧真空由-95.6kPa微降至-95.2kPa。由此看出，低压旁路虽然内漏，但对真空和排汽温度的影响较小。 （3）现场参数检查。 现场用红外测温仪对 2 只低压排汽缸、凝汽器喉部、凝汽器下部等处壁温进行了测量，结果与 DCS 显示数据基本吻合。低压缸排汽温度，无论是就地数据、DCS 数据和测温仪数据都基本一致，表明 B侧排汽温度偏高是真实的。分析 B 侧凝汽器真空的变化，与排汽温度变化一致，结合小机排汽温度、小机其他运行参数判断，B侧凝汽器真空测量可靠，真空偏低是真实的。 （4）真空泵启停试验。11 日下午，2 号机负荷 600MW，增开 1 台真空泵，2 台泵运行，20min 左右，真空无任何变化。稍后，负荷降至 560MW，停 2 台真空泵，进行真空严密性试验。7min 内，A 侧真空缓慢下降，B 侧真空几乎无变化。结果表明，B 侧凝汽器真空严密性良好，真空下降与真空泵运行无关。 （5）循环水量的变化。据了解，2 号机负荷升高至 500MW 以上，真空不断下降时，曾启动 2 台循泵，但两侧真空偏差仍较大，B 侧依然偏低。此外，负荷升高、真空下降过程中，循环水温升变化也较小。 5 原因分析 通过对现场参数检查和运行情况的了解，结合凝汽器的结构分析，B 侧真空下降的原因可能有： （1）凝汽器上部换热管部分堵塞。上部蒸汽冷却区冷却面积不足，冷却水流量不够。负荷低时，冷却水尚能满足，负荷升高后，排汽量增大，上部冷却水和冷却面积不够，造成蒸汽冷却不足，排汽积聚在喉部，真空下降排汽温度升高。而从总体来看，堵管不多，冷却水温升增加不明显，因此增开真空泵和循泵效果不明显。 （2）凝汽器上部管束处有异物遮挡，如低压缸隔热罩、7 号、8 号低加隔热罩、抽汽管道保护罩等，脱落平铺于冷却管上部，使排汽不能直接接触上排冷却管，造成排汽冷却不足，排汽温度升高。 （3）低压凝汽器（B 侧）冷凝水至高压凝汽器回水不畅。杂物堵塞进口滤网、管道，或淋水盘喷嘴。在机组负荷升高凝水量增加时，因堵塞回水不畅，使得低压凝汽器水位升高，淹没下部冷却管，减少了蒸汽冷却面积。 6 处理建议及结果 （1）分析有 3 种可能，一是水侧冷却管堵塞，另外 2 种是汽侧异物遮挡和热井联通管堵塞，都与凝汽器内遗留杂物沉积有关。2 号机刚刚完成了 B 级检修，且实施了与凝汽器有关的改造工作（增加二次滤网、真空保持装置），检修施工中杂质未清理干净，造成管道滤网堵塞的可能较大。 （2）建议 1）利用低负荷机会，将凝汽器半侧隔离，检查 B 侧前后水室，重点检查有无杂物遗留，堵塞上部冷却管。 2）停机时，进入凝汽器热井检查。重点是凝水联通管、进口滤网等。 3）停机时，由低压排汽缸人孔门进入凝汽器喉部，检查排汽缸内有无隔热罩等杂物，凝汽器上部管束是否受影响。 （3）跟踪结果：现场分析后不久，电厂利用低负荷机会隔离检查了外侧水室，未发现上部管道堵塞，也未发现水室内有杂物。2014 年 2 月，利用停机机会，检查了热井，发现 B 侧的凝水联通管进口滤网被杂物堵塞严重，影响凝水顺畅地流入高压侧。随后清理了滤网，并对热井进行了全面检查清理。处理后，B 侧真空恢复了正常。 |
|
|
