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浙江浙能嘉华发电有限公司 ［摘要］介绍嘉兴电厂7号机组双背压凝汽器单侧真空突降后的参数分析、现场排查、仪器诊断及系统调整过程，最终查找出造成真空突降的具体原因是小机B排汽缸内轴封回汽管弯头破裂，通过机组运行中隔离消缺，消除了造成真空突降的缺陷，从而保证了机组的安全、稳定、经济运行。为国内同类型机组凝汽器真空异常检查提供参考。 0 引言 凝汽器是汽轮发电机组的重要辅助设备。机组运行时，凝汽器真空必须稳定在正常范围内，才能确保机组的安全、稳定、经济运行。影响凝汽器真空的因素有很多，如空气漏入、凝汽器钛管结垢/脏堵、循环水量不足等[1]。其中，空气漏入量过大是造成机组真空降低最为常见的原因。 凝汽器空气漏入(包括不凝气体带入)的来源主要有2种：一是在汽轮机真空状态下，从低压回热系统、汽轮机低压缸排汽、凝汽器设备等不严密处漏入空气；二是由低压缸排汽及补水等带入不凝气体[2]。空气的少量漏入，会导致凝汽器换热系数显著降低，影响凝汽器真空，降低机组运行的经济性；空气的大量漏入，会导致凝汽器真空突降，严重时可能导致机组跳闸。 1 机组和设备简介 嘉兴电厂7号机组为1000MW超超临界机组，汽轮机是上海汽轮机厂的N1000-26.25/600/600型、超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机，其轴封系统在机组启停时汽源取自辅助蒸汽系统，机组带上一定负荷后为汽轮机漏汽自供，辅助蒸汽作为备用。机组配备的2台给泵小汽轮机是杭州汽轮机厂的WK63/71型双分流汽轮机，其轴封系统汽源也取自辅助蒸汽系统。主机和小机的轴封回汽均回至轴封加热器，并由轴加风机将不凝气体排至大气。机组正常运行时，凝汽器A、B汽侧分隔不连通，保持双背压运行。机组配备3台双级水环式真空泵，凝汽器A、B各对应一台真空泵，另一台真空泵备用。 2 真空突降事件经过 2017年12月某日，机组负荷950MW，凝汽器A、B双背压运行；真空泵A、C运行，B备用；集控室CRT显示凝汽器A、B侧真空分别为98.6kPa、98.4kPa，低压缸A、B排汽温度分别为26.6℃、29.9℃。 在无任何运行操作及检修工作的情况下，该机组凝汽器B侧真空在3min内从98.4kPa突降至93.8kPa，排汽温度从29.9℃突升至41.4℃，凝汽器A侧真空及排汽温度无明显变化。 异常发生后，操作员立即启动备用真空泵B，同时在确认凝汽器A侧无异常后开启凝汽器A、B抽真空联通阀，并降低机组负荷至840MW。约20min后,凝汽器A、B侧真空及排汽温度趋于稳定，真空分别为97.6kPa、97.8kPa，排汽温度分别为31.5℃、32.8℃，仍高于异常发生前。 3 原因分析及排查 凝汽器B侧真空值在3min内突降4.6kPa，平均下降速度为1533Pa/min，下降速度非常快，说明真空系统存在重大缺陷。 机组真空出现异常时，一般首先排查真空泵系统（含真空破坏阀）、循环水系统、轴封系统、疏水系统、旁路系统等是否正常，现场有无阀门误操作，并辅以超声波检漏、喷氦检漏等仪器检查手段[3]。 3.1 常规系统排查 3.1.1 真空泵系统 真空泵系统的作用是抽出不凝气体，以维持汽轮机正常运行所需的凝汽器真空。对该系统重点关注的因素有：真空泵电机电流、真空泵工作液温度、真空泵汽水分离器液位[4]。经检查，原运行真空泵A、C的电流、工作液温度、汽水分离器液位均正常，真空破坏阀关闭、且水封正常。为进一步排除真空泵异常的可能，进行了真空泵试停运，3台真空泵分别试停运后机组真空都快速下降，说明3台真空泵出力均正常，同时也可以推断出凝汽器确实在大量漏入空气。 3.1.2 循环水系统 循环水系统的作用是为汽轮机低压缸排汽冷凝提供冷源，建立凝汽器真空，同时供给机组开式冷却水。对该系统重点关注的因素有：循环水流量[5]、凝汽器循环水侧积空气情况、凝汽器钛管脏堵情况[2]等。本机组凝汽器循环水流程如图1所示。经检查，发现在凝汽器B侧真空突降后，凝汽器循环水出水温度出现明显下降，且内/外环出水温度偏差扩大，凝汽器B侧循环水内/外出水温度分别从23.1℃、22.6℃下降至20.6℃、18.8℃，内/外环出水温度偏差从0.5℃扩大至1.8℃，凝汽器B侧端差从7.05℃突升到21.7℃。 在此期间，机组循环水运行方式没有改变；凝汽器B侧循环水内/外出水门开度一直保持70%。为排除凝汽器循环水侧积空气导致虹吸部分破坏的可能，首先进行凝汽器循环水侧憋压排气，关小凝汽器B循环水出水门至40%开度，关小后凝汽器B侧循环水出水温度明显升高，但是内、外环出水温度偏差没有缩小；确认凝汽器循环水出水压力是正压后，开启凝汽器循环水各后水室放气阀，均无空气排出，排除了凝汽器循环水侧积空气的可能。 结合同时出现的凝汽器B侧真空突降异常，可以判断是由于凝汽器B侧大量漏入空气，导致凝汽器B侧换热效果变差，从而引起凝汽器循环水出水温度的异常下降。而根据循环水内、外环出水温度的偏差变化，可以判断出凝汽器B侧真空漏点应在靠外环侧。检查凝结水溶氧正常、一直保持在10µg/L以下，说明漏点应在热井水位以上。 3.1.3 轴封系统 轴封系统的作用是防止高中压缸的高压蒸汽外漏和空气从低压缸漏入凝汽器。对该系统重点关注的因素有：轴封压力、轴封回汽阀开度、轴加疏水情况[6]等。经检查，主机轴封压力稳定在3.5kPa；小机轴封母管压力稳定在220kPa，小机A、B轴封进汽压力稳定在8kPa；主机和小机轴封回汽阀开度均正常；轴封加热器负压稳定在-5kPa，轴加疏水至凝汽器正常。主机及小机A、B的轴封系统均运行正常。 3.1.4 疏水和旁路系统 当凝汽器瞬间进入大量热蒸汽时，可能会导致凝汽器真空的突降[7]。经检查，主机及小机A、B的疏水系统均正常，无疏水阀误开；旁路系统正常，高、低旁均在全关位置。 3.2 现场喷氦排查 根据常规系统排查结果来看，凝汽器B侧真空漏点应在靠外环侧、热井水位以上，且泄漏量比较大。如是开放性漏点，现场应可听到明显的吸气声。而汽机房各层检查均未发现明显漏点及吸气声，基本认定漏点在保温层内或设备内部。 喷氦检漏仪现场到位后，对机组真空系统相关区域进行了喷氦检查，在低压缸B轴封和小机轴封处有明显反应，具体如表1所示。随后，通过对凝汽器B侧外环相连的管道进行了部分保温拆除、喷氦检查，氦气检漏结果在10-8数量级，均未发现漏点。 3.3 最终原因分析及确认 现场巡查及喷氦检查表明，凝汽器B侧无外部漏点，造成凝汽器B侧真空突降的漏点应在设备内部。结合表1真空系统喷氦查漏的结果来看，小机A、B前后轴封测出氦气浓度明显偏高，在10-5数量级，低压缸B前后轴封测出氦气浓度略偏高，在10-6数量级，表明有大量空气从低压缸B和小机A、B的前后轴封进入真空系统。经分析，初步判断低压缸B或小机B轴封回汽管可能存在破裂缺陷，造成轴封回汽管与凝汽器B汽侧联通，导致大量空气从低压缸和小机轴封处窜入凝汽器B侧，最终引起凝汽器B侧真空突降的发生。 现场检查确认，低压缸B和小机A、B的轴封回汽管均经过相应排汽缸，如图2所示。排汽缸内任一轴封回汽管破裂都将导致轴封回汽管与凝汽器B汽侧联通。 现场检查发现，小机轴封回汽管上设有负压表，小机A轴封回汽管负压为-3kPa，接近轴封加热器负压；而小机B轴封回汽管负压为-42kPa，远低于轴封加热器负压。如图3所示，说明小机B轴封回汽管与真空系统联通。 图3 小机A、B轴封回汽管负压表 随后，试验关闭小机B轴封回汽阀。关闭后，凝汽器真空及排汽温度明显变好，A、B侧真空从98.8kPa、98.3kPa分别上升至99.2kPa、98.8kPa，A、B侧排汽温度从30.4℃、31.2℃分别下降至28.8℃、29.7℃。至此，确认小机B排汽缸内轴封回汽管存在破裂，导致凝汽器B侧真空突降异常。 4 临时措施和处理 4.1 临时措施 凝汽器B侧真空突降异常出现后，在缺陷消除前采取了以下临时措施： 1）凝汽器A、B抽真空管联通，真空泵保持A、B、C 3台运行。 2）尽可能提高小机B轴封进汽压力。 3）加强主机真空、排汽温度及真空泵运行情况等的监视。如在3台真空泵运行情况下，凝汽器B侧真空下降至96kPa，须立即停运小机B，关闭小机B排汽蝶阀，隔离小机B汽侧。 4.2 消缺处理 经停运并隔离了小机B检查，发现小机B排汽缸内轴封回汽管有两个弯头存在缺陷。如图4所示，小机B前、后轴封的轴封回汽管都有多处裂纹，并且后轴封回汽管还存在一个较大破口。对以上存在缺陷的轴封回汽管弯头进行了更换。 4.3 处理后情况 缺陷处理完成后，汽泵组B恢复，汽泵B并入给水系统。机组负荷1000MW时，凝汽器A、B侧真空分别为98.4kPa、98.0kPa，排汽温度分别为27.1℃、30.4℃，机组真空系统恢复正常。 5 结论 凝汽器真空是机组运行的重要参数，真空降低对机组的危害极大，不严重时影响机组出力和经济性，严重时可能导致机组跳闸，因此在运行中必须严密监视凝汽器真空情况，发现真空异常时，需及时分析原因、采取应对措施，确保机组的安全运行。虽然凝汽器真空系统组成复杂、结构庞大，引起凝汽器真空降低的影响因素较多[8]，但还是有规律可循，根据现场设备的运行情况、参数变化，可对泄漏位置进行预判，再辅以先进的检漏仪器，凝汽器真空泄漏总能找到和解决。 |
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