李元杰

（華電國際萊城發(fā)電廠，山東 濟南 271100）

0 引言

凝汽器是火力發(fā)電廠重要的輔助設(shè)備。凝汽器鋼管泄漏會使凝結(jié)水受到污染，水質(zhì)惡化，防止凝汽器鋼管泄漏對保證給水品質(zhì)尤為重要[1]。為了解凝汽器鋼管泄漏的原因，避免此類事故發(fā)生，保證機組安全經(jīng)濟運行，本文從設(shè)備本身和運行操作兩方面對泄漏原因進行分析，總結(jié)出凝汽器鋼管泄漏的原因，提出有針對性的預(yù)防措施，解決凝汽器鋼管泄漏問題。

1 凝汽器鋼管泄漏的危害

在汽輪機低壓缸排汽口建立并維持一定的真空是完成發(fā)電廠熱力循環(huán)的基本條件和提高汽輪機運行經(jīng)濟性的重要手段之一。凝汽器是建立和維持汽輪機真空的重要設(shè)備，其工作性能的好壞直接影響著機組運行的安全性與經(jīng)濟性。運行中凝汽器鋼管發(fā)生泄漏，會使未經(jīng)處理的、硬度較大且含鹽量較高的循環(huán)水直接進入高品質(zhì)的凝結(jié)水系統(tǒng)，造成凝結(jié)水水質(zhì)惡化。惡化的凝結(jié)水進入鍋爐給水系統(tǒng)，造成鍋爐受熱面結(jié)垢、腐蝕，增大傳熱熱阻，這不但降低鍋爐效率和出力，還可能導(dǎo)致鍋爐爆管事故。此外，鍋爐汽水品質(zhì)惡化，會使新蒸汽夾帶鹽分，在汽輪機通流部分積鹽結(jié)垢，降低汽輪機的運行效率和出力；積鹽結(jié)垢嚴重會使汽輪機主汽門、調(diào)節(jié)汽門卡澀，引起汽輪機超速事故；凝汽器鋼管泄漏嚴重會導(dǎo)致凝汽器水位升高，機組真空下降，機組出力和循環(huán)效率降低。

2 凝汽器鋼管泄漏狀況

某電廠采用單殼體、對分雙流程、表面式凝汽器。凝汽器A側(cè)布置有高壓加熱器事故疏水?dāng)U容器，凝汽器B側(cè)布置有凝汽器本體疏水?dāng)U容器。據(jù)不完全統(tǒng)計，從2010年到2022年該電廠4臺300 MW機組共發(fā)生10次泄漏，其中凝汽器A側(cè)發(fā)生2次泄漏，凝汽器B側(cè)發(fā)生8次泄漏。由此可見，凝汽器泄漏多發(fā)生在疏水管路布置較為密集的凝汽器B側(cè)。

3 凝汽器鋼管泄漏的原因

凝汽器鋼管泄漏的原因多種多樣，大體可歸納為兩種：一是熱負荷較大、疏水溫度較高、疏水閥門內(nèi)漏和減溫水量不足引起的熱應(yīng)力、熱沖擊；二是鋼管沖刷和水沖擊引起的機械損壞。

3.1 熱負荷較大且分布不均

為了便于機組各處疏水的冷卻與回收，凝汽器除了擔(dān)負主汽輪機和給水泵汽輪機排汽的冷卻任務(wù)外，還擔(dān)負著汽輪機本體疏水、主再熱蒸汽管道疏水、各級抽汽疏水、軸封管道疏水、鍋爐5%旁路疏水等各處疏水的冷卻回收任務(wù)。熱負荷的增加增大了凝汽器的工作負擔(dān)。另外，該電廠凝汽器A側(cè)布置有高低壓加熱器事故疏水管道、高壓缸排汽通風(fēng)閥和除氧器高水位放水管道。高低壓加熱器疏水僅在其水位高時打開，高壓缸排汽通風(fēng)閥在發(fā)電機并網(wǎng)60 s后自定關(guān)閉，除氧器高水位溢流閥僅在除氧器水位高時打開，熱負荷相對較小。主再熱蒸汽系統(tǒng)、汽輪機缸體、汽輪機各抽汽管道疏水集中布置在凝汽器B側(cè)，機組啟動過程中負荷大于20%時上述疏水閥關(guān)閉，機組停止過程中負荷小于20%時上述疏水閥自動打開，特別是機組跳閘時上述疏水閥自動打開，大量高溫高壓蒸汽進入B側(cè)凝汽器。此種工況下若本體疏水減溫水投入不及時會造成凝汽器嚴重超溫，凝汽器的熱應(yīng)力增加，使凝汽器B側(cè)更容易發(fā)生泄漏。凝汽器本體疏水?dāng)U容器熱負荷布置示意圖如圖1所示。

圖1 凝汽器本體疏水?dāng)U容器熱負荷布置示意圖

圖1中疏水集管A至H為凝汽器主要疏水熱負荷，均集中在凝汽器B側(cè)。各集管熱負荷：集管A為汽輪機第四、五、六段抽汽管道疏水；集管B為汽輪機高壓缸及高壓導(dǎo)管疏水；集管C為汽輪機中壓缸及中壓導(dǎo)管疏水；集管D為汽輪機再熱熱段管道及第一段抽汽管道疏水；集管E為輔助蒸汽、第三段抽汽管道疏水；集管F為主蒸汽管道疏水；集管G為給水泵汽輪機疏水；集管H為汽輪機再熱冷段管道及第二段抽汽管道疏水。

在機組啟停階段尤其是事故情況下，往往會產(chǎn)生大量高溫高壓的疏水，特別是主蒸汽疏水不僅疏水溫度高，而且疏水量大。若進入凝汽器的疏水得不到及時有效冷卻，凝汽器受熱不均會產(chǎn)生較大的熱應(yīng)力，引起脹口、焊接處開裂，凝汽器發(fā)生泄漏[2?3]。

3.2 進入凝汽器本體擴容器的疏水溫度較高

機組正常運行時若出現(xiàn)疏水閥關(guān)閉不嚴而漏汽的情況，500℃以上的主蒸汽和再熱蒸汽沿疏水管路進入凝汽器本體擴容器；當(dāng)機組突然發(fā)生事故跳機時，來不及降溫降壓，大量500℃以上的主蒸汽和再熱蒸汽在疏水瞬間涌入凝汽器；在機組熱態(tài)啟動過程中，為防止汽輪機發(fā)生熱沖擊，汽輪機沖轉(zhuǎn)前必須先對主蒸汽和再熱蒸汽進行升溫升壓，使汽輪機第一級金屬溫度與蒸汽溫度的不匹配度在?56～111℃范圍內(nèi)，此時主蒸汽和再熱蒸汽疏水溫度也較高。若高溫疏水在凝汽器本體擴容器內(nèi)冷卻不完全即進入凝汽器，會對凝汽器產(chǎn)生較大的熱沖擊和熱應(yīng)力，導(dǎo)致凝汽器泄漏[4?5]。

3.3 凝汽器本體擴容器減溫水量不足和投入不及時

為防止凝汽器本體擴容器過熱，凝汽器本體擴容器裝有噴水減溫裝置。該電廠凝汽器本體擴容器減溫水設(shè)計為基地儀控制方式，控制不可靠，經(jīng)常出現(xiàn)減溫水投入不及時導(dǎo)致凝汽器過熱的問題。另外，對凝汽器本體擴容器減溫水管道及閥門直徑進行檢查，發(fā)現(xiàn)減溫水管道直徑為108 mm，而減溫水氣動調(diào)節(jié)閥進口直徑卻只有50.8 mm。減溫水氣動調(diào)節(jié)閥直徑過小，冷卻水量不足，引起凝汽器本體擴容器過熱。

3.4 凝汽器本體擴容器疏水閥門內(nèi)漏

機組運行中，汽輪機內(nèi)的蒸汽具有較高的壓力與溫度，以主蒸汽為例，額定工況下，機組主蒸汽壓力高達16.6 MPa，溫度高達540℃。若疏水閥關(guān)閉不嚴，高溫高壓的蒸汽沿疏水閥進入凝汽器，會加劇凝汽器的沖刷，增大凝汽器的熱應(yīng)力，引起凝汽器泄漏。

3.5 凝結(jié)水泵再循環(huán)管排水對凝汽器鋼管的沖刷

機組空負荷和低負荷時，為防止凝結(jié)水泵發(fā)熱和汽蝕，凝結(jié)水泵一般設(shè)有再循環(huán)裝置，使凝結(jié)水泵出口的一部分水返回到凝汽器熱水井中，以增加凝結(jié)水泵的流量，保證凝結(jié)水泵正常運行。該電廠凝結(jié)水泵再循環(huán)管排水口在凝汽器汽側(cè)殼體開孔，為防止凝結(jié)水泵再循環(huán)管排水對凝汽器鋼管進行沖刷，在凝結(jié)水泵再循環(huán)管至凝汽器水室排水口處加裝護板。A電廠凝結(jié)水泵再循環(huán)管接入凝汽器的方式與該電廠相同。A電廠在開機過程中，發(fā)生凝結(jié)水泵再循環(huán)管至凝汽器水室排水口護板脫落事故，再循環(huán)管排水直接沖刷凝汽器鋼管，造成200多根鋼管破損，被迫停機。該電廠利用機組檢修時機對凝結(jié)水泵再循環(huán)管至凝汽器水室排水口處護板進行了加固，防止護板脫落造成凝結(jié)水泵再循環(huán)管排水直接對鋼管沖刷。

3.6 凝汽器發(fā)生水沖擊

為防止循環(huán)水泵發(fā)生汽蝕，循環(huán)水泵及循環(huán)水管道的布置位置通常要低于凝汽器。在循環(huán)水系統(tǒng)停運后，循環(huán)水泵出口蝶閥關(guān)閉不嚴將導(dǎo)致凝汽器水側(cè)積空氣。在循環(huán)水系統(tǒng)啟動過程中，若循環(huán)水系統(tǒng)排空氣不及時，循環(huán)水中的空氣就會在循環(huán)水泵的壓縮下體積驟縮，待空氣進入凝汽器后體積又會驟然膨脹，引起凝汽器循環(huán)水室管板及凝汽器鋼管發(fā)生強烈的振動，脹口和焊接處開裂，凝汽器發(fā)生泄漏。

4 凝汽器鋼管泄漏的預(yù)防措施

針對凝汽器的熱應(yīng)力、熱沖擊問題，應(yīng)保證疏水在疏水?dāng)U容器內(nèi)充分降壓、降溫后再進入凝汽器，且進入凝汽器時要具有良好的冷卻效果。針對凝汽器的機械損壞情況，應(yīng)從設(shè)備的檢修、維護、改造及運行操作方面進行改進。

4.1 確保循環(huán)水系統(tǒng)運行良好

循環(huán)水系統(tǒng)是電廠大多數(shù)熱用戶的冷卻終端，可確保凝汽器具有良好的冷卻效果，防止凝汽器發(fā)生熱沖擊，產(chǎn)生熱應(yīng)力。機組無論是在正常運行、啟停階段，還是在事故處理過程中都要確保循環(huán)水系統(tǒng)水量充足且水側(cè)無積氣現(xiàn)象，防止大量蒸汽和疏水進入凝汽器，使凝汽器產(chǎn)生熱應(yīng)力，引起鋼管泄漏。

4.2 凝汽器本體擴容器減溫裝置優(yōu)化改造

針對減溫水噴水量不足和噴水不及時的情況，該電廠對凝汽器本體擴容器噴水減溫系統(tǒng)進行了優(yōu)化升級改造。增大了噴水減溫氣動調(diào)節(jié)閥的進口直徑，以保證凝汽器本體擴容器有足夠的減溫水量；為保障凝汽器本體疏水?dāng)U容器減溫水及時投入，將噴水減溫控制方式改為DCS控制，并對噴水減溫控制邏輯進行了修改完善。凝汽器本體疏水?dāng)U容器減溫水氣動調(diào)節(jié)閥自動打開的邏輯條件如下：

1）當(dāng)凝汽器本體擴容器溫度達60℃、機組負荷小于70 MW及汽輪機跳閘信號發(fā)出任一條件滿足時，1號、2號機組自動打開凝結(jié)水至凝汽器本體擴容器減溫水調(diào)節(jié)閥，對疏水進行減溫。

2）當(dāng)任一集管溫度達80℃、機組負荷小于70 MW及汽輪機跳閘信號發(fā)出任一條件滿足時，3號、4號機組自動打開凝結(jié)水至凝汽器本體擴容器減溫水調(diào)節(jié)閥，對疏水進行減溫。

4.3 控制開停機時進入凝汽器的蒸汽

該電廠300 MW機組運行規(guī)程規(guī)定，機組啟動時凝汽器必須先通冷卻水，再通蒸汽。因此，在機組啟動過程中，必須嚴格按照規(guī)程規(guī)定，先啟動循環(huán)水系統(tǒng)，并在確保循環(huán)水系統(tǒng)運行正常后，再按照開機流程依次進行各系統(tǒng)設(shè)備的疏水暖管、啟動工作以及汽水系統(tǒng)的升溫升壓工作。在機組停運過程中，必須在確保凝汽器無蒸汽后才能停運循環(huán)水系統(tǒng)。此外，循環(huán)水系統(tǒng)停運后，應(yīng)加強對各疏水集管溫度、汽輪機排汽溫度的監(jiān)視和檢查，以保障疏水閥的嚴密性，防止有熱源進入凝汽器。

4.4 加強各疏水閥的維護檢查

機組運行中若高壓疏水閥內(nèi)漏，不但造成工質(zhì)浪費，而且降低凝汽器工作的安全性。利用檢修時機，該電廠對存在內(nèi)漏的疏水閥進行了排查更換，并在相關(guān)氣動疏水閥前加裝了手動隔離門，以提高高壓疏水閥關(guān)閉的可靠性。

4.5 優(yōu)化循環(huán)水系統(tǒng)的啟動流程

為防止凝汽器因積氣發(fā)生水沖擊，該電廠對循環(huán)水系統(tǒng)的啟動流程進行了優(yōu)化。在循環(huán)水系統(tǒng)啟動前，先就地打開凝汽器轉(zhuǎn)向室和出水室的放氣門，以便循環(huán)水泵啟動后，能及時排出循環(huán)水系統(tǒng)內(nèi)的積氣，待排氣門有連續(xù)水流流出后，再關(guān)閉放氣門。此外，為更好排出循環(huán)水系統(tǒng)內(nèi)的積氣，還對循環(huán)水泵的啟動邏輯進行了優(yōu)化。將首臺循環(huán)水泵的啟動方式改為充水啟動方式，當(dāng)循環(huán)水泵順控啟動指令發(fā)出后，先將循環(huán)水泵的出口碟閥自動開啟至15°，啟動循環(huán)水泵并將其出口碟閥保持在15°對循環(huán)水系統(tǒng)充水2 min，待循環(huán)水系統(tǒng)充水結(jié)束后，循環(huán)水泵出口碟閥自動開啟至全開位置。

5 結(jié)語

通過對凝汽器本體擴容器減溫水系統(tǒng)的改造、對疏水系統(tǒng)管道閥門的改造及對循環(huán)水系統(tǒng)啟動流程與啟動邏輯的優(yōu)化，該電廠在凝汽器泄漏的防治工作中取得了較好的效果。采取相關(guān)預(yù)防措施后，降低了凝汽器鋼管泄漏率，保證了機組的安全經(jīng)濟運行。