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1、670MW汽轮机双背压凝汽器回热系统异常分析及解决方案施孟广成 臧家厚 孙德金 王道辉（大唐黄岛发电有限责任公司 青岛经济技术开发区崇明岛东路76号）摘 要：针对660MW机组小修后机组凝汽器回热系统的问题，进行原因分析，找出解决方案。关键词： 凝汽器 回热 滤网 集水板 溢流管引言： 670MW汽轮机凝汽器为双背压，双背压凝汽器回热系统易堵塞，造成凝汽器凝汽器排汽温度、真空、过冷度等参数异常。1.凝结水回热系统概况大唐黄岛发电有限责任公司三期工程,安装上海汽轮机厂设计生产的国产第一台N670/24.2/566/566型超临界汽轮发电机组，配用东方汽轮机厂设计生产的N-36600型双背压凝汽器
2、。凝汽器低背压侧（LP）热井内设有集水板，从集水板向下引出两根凝结水回热主管，利用高度差将凝结水引向高背压侧（HP）热井，与高背压侧热井中的回热管系相接，通过高背压侧回热支管上的一系列喷淋孔将凝结水喷入高背压侧热井进行混合，凝结水被高背压侧的排汽加热到相应的饱和温度。低背压侧凝汽器中的低温凝结水进入高背压凝汽器中进行加热，既提高了凝结水温度，又减少了高背压凝汽器被冷却水带走的的冷源损失。高、低背压侧热井之间有凝结水连通管，回热主管从其中穿过。 2.凝汽器回热系统问题的发现与分析2.1 5号机组启动后低背压凝汽器参数异常现象2009年11月28日04：02时，5号机组小修后启动并列，至29日01
3、：30时，发现低背压侧凝汽器真空轻微下降，缓慢降低5号机凝汽器水位观察真空变化情况，03：47h凝汽器水位至300mm，真空稳定在97.2KPa，排汽温度37.4；29日03：50时，5号机凝汽器补水，发现真空又开始下降，立即关闭补水隔离门；29日04：22时，凝汽器水位稳定在366mm，真空93.88KPa，排汽温温度上涨至74.67，停止补水一小时后真空恢复至97.2KPa，排汽温度稳定在37.4。5号机组低背压凝汽器排汽温度正常应在40以下，且与真空相对应。11月29日5号机组低背压凝汽器排汽温度异常升高，且与低背压凝汽器真空不对应，凝结水过冷度异常增大。对5号机组低背压凝汽器壳体温度进
4、行测量，发现壳体上部温度确实升高，与低排温度升高趋势一致。下部集水板以上约0500mm范围内测量温度仅为916，怀疑凝结水水位升高淹没凝汽器钛管并堵塞排汽通道，造成凝结水过冷和真空下降。29日11：10时 5号机停机消缺。2.2 5号机组低背压凝汽器问题分析： 综合分析5号机组低背压凝汽器水位、排汽温度、真空和凝结水过冷度等参数，认为低背压凝汽器至高背压凝汽器凝结水回热管道入口滤网和回热管道喷淋孔堵塞，导致低背压侧凝汽器集水板上凝结水无法顺畅流至热水井，集水板以上的凝结水水位升高淹没钛管空气冷却区，致使低背压侧凝结水过冷、凝汽器真空下降、排汽温度升高。3停机采取的措施：停机后检查低背压凝汽器至
5、高背压凝汽器凝结水下水口滤网、回热喷淋孔和高背压凝汽器凝结水出水滤网，发现有大量杂物堵塞，进行彻底清理。4. 处理效果：经清理上述滤网、喷淋孔后，12月4日5号机组启动后， 5号机组低背压凝汽器排汽温度、真空、过冷度等均恢复正常，问题得以解决。5.运行注意事项运行中发现低背压凝汽器排汽温度升高、真空下降、过冷度增大，可判断凝汽器回热系统滤网、喷淋孔堵塞，应采取机组小流量连续补水，适当降低凝汽器水位以控制低背压凝汽器集水板水位和排汽温度，维持机组运行。如低背压凝汽器排汽温度升高、真空下降无法控制，须申请停机，检查清理凝汽器回热系统滤网、喷淋孔和凝结水出水滤网。6.拟进行的改造方案：6.1 加装溢
6、流管在低背压凝汽器集水板上加装3775溢流管道2根，溢流管口高度为350mm，当运行中凝结水滤网、喷淋孔被异物堵塞，集水板水位升高至350mm时，部分凝结水自动溢流至热井，避免低背压凝汽器集水板之上水位进一步升高淹没钛管，影响机组真空、凝结水过冷度等经济指标。在高背压凝汽器出口滤网处加装42610溢流管1根，溢流管口高度为热井水位900mm，当运行中该滤网堵塞，凝汽器水位上升至900mm时，部分凝结水通过溢流管直接流至凝结水泵入口母管，保证凝结水泵入口水量，满足机组正常运行要求。通过溢流管流出的杂物被凝结水泵入口滤网拦截，可在运行中切换清理，保证机组安全运行。6.2 将凝汽器回热喷淋管材质改为
7、不锈钢，防止因喷淋管锈蚀造成喷淋孔堵塞；喷淋管末端焊接封头改进为可拆卸堵板，便于机组小修时拆下检查清理喷淋管内杂物。6.4 在低背压侧凝汽器集水板以上加装水位计、温度测点和高水位报警装置，以便运行中监视低背压侧集水板以上水位和温度，及时发现处理运行中发生的问题。7.结论及经验总结大唐黄岛发电有限责任公司5号机组小修后启动，发现低背压凝汽器排汽温度异常升高、真空下降等异常，及时进行排查、分析和试验，找出问题的症结并果断停机处理，消除了凝汽器回热系统堵塞重大隐患，避免了汽轮机损坏事故的发生。主要经验总结如下： 7.1发现问题及时分析原因，果断处理，防止事态扩大失控，确保了汽轮机主设备安全。7.2机
8、组正常运行中，要密切监视低背压凝汽器排汽温度、真空和凝结水过冷度等参数，及时掌握凝汽器回热系统的运行状况。7.3发现低背压凝汽器排汽温度、真空、过冷度等参数异常，应密切监视参数变化趋势，如果事态可控，可暂时采取机组小流量连续补水、适当降低凝汽器水位等措施维持机组运行， 及时申请停机处理。7.4利用机组大小修和停备机会，对凝汽器回热系统滤网、喷淋孔进行检查，发现堵塞及时清理。7.5 机组运行中定期切换清理凝结水泵入口滤网。7.5利用机组小修或停备机会，尽快实施拟定的改造方案，彻底消除凝汽器回热系统存在的隐患。6号机组已在2010年3月份完成回热系统技术改造，5号机组也要尽快择机实施。1800高压凝汽器热水井零位低低高高低压凝汽器热水井正常200200200400200350低压侧待添加的隐藏文字内容3集水板35002100高报警水位16440溢流管凝结水母管溢流管集水板水位计热井水位计改造示意图参考文献：1 660MW机组集控运行规程2 660MW凝汽器说明书
