Page 80 - 电力与能源2023年第一期

74 茆顺涵，等：百万超超临界机组双背压凝汽器液位异常分析及处理

订为 0 mm，因此正常运行时两侧凝汽器液位在 0
2 数据及问题分析
mm 左右，当凝汽器液位低于-290 mm 时凝结水泵
跳闸，液位高于 800 mm 时低压旁路闭锁关闭，液 对凝汽器空气吸入现象进行分析，一般空气
位高于 1 050 mm 时汽轮机跳闸。凝汽器两路补 进入凝汽器是由低效的密封、阀门的泄漏或者阀
水自动控制的调节量为凝汽器液位三点取中值， 门位置不当引起的。当泄漏率很高时，可从以下

凝汽器液位三点值布置分别位于低背压侧凝汽器 几个方面进行分析处理。
两点液位和高背压侧凝汽器一点液位。若不考虑 （1）检查轴封蒸汽压力是否恒定，通过提高轴
液位变送器损坏，如高低背压凝汽器液位出现偏 封蒸汽压力来测试其对凝汽器压力的影响。
差，则此时自动控制的调节量为凝汽器低背压侧 （2）检查可能造成泄漏的套管接头、法兰、螺
的液位。 纹接头等，如有必要可重新拧紧螺栓，检查法兰垫
在机组进行整套启动期间突然出现高背压侧 片等。

凝汽器液位以较快的速率不断上升、而低背压侧 （3）如果泄漏的蒸汽凝结水回到了凝汽器，关
凝汽器液位出现下降的情况，并且不断开大补水 闭通向主凝汽器的轴封凝汽器凝结水疏水阀门，
门，由于补水量的不断增加低背压凝汽器的液位 暂时向大气排放凝结水并且填充密封圈。
基本保持不变。最终高背压凝汽器液位稳定在 （4）检查阀门的水封，如有必要打开隔离阀。
1 163 mm 左右，低背压凝汽器液位稳定在 50 mm （5）检查提供给蒸汽阀门的密封蒸汽（密封蒸
左右，高低背压凝汽器液位偏差高达 1 113 mm， 汽管道必须是热的）。

换算为水柱高度为 1.113 m，观察就地磁翻板液位 （6）检查真空破坏阀的位置、密封性和水封。
计与画面显示一致，因此排除变送器故障。由于 （7）检 查 非 运 行 状 态 时 凝 结 水 和 真 空 泵 的
双背压凝汽器的结构特点会导致两个凝汽器真空 水封。
度高低的区别，而真空度的高低又会导致两侧凝 （8）检查低压加热器、凝结水冷却器、管道、密
汽器液位产生一定的偏差。检查当前各项运行参 封圈、水位测量装置上的进汽、排汽、填充、疏水阀

数，两个凝汽器的真空度分别为-94.8 kPa 和-94.3 门的位置和密封性。
kPa，凝结水泵电流为 239 A，凝结水泵入口滤网 （9）检查测量凝汽器压力的仪表管路，关闭一
差压正常，凝结水泵出口流量为 2 100 t·h ，除凝 次隔离阀并且观察压力的增加。
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汽器存在液位偏差外其余参数均在正常数值范 这些措施都可以提高凝汽器的密封性，防止
围内。 空气吸入凝汽器。现场根据溶氧量的快速增大，
高低背压两侧凝汽器液位偏差高达 1.113 m， 优先排除凝汽器液位以上的真空泄漏点，再根据
如果是由于真空引起的液位偏差，那么两个凝汽 现场检查情况，最终将问题锁定在第（7）项检查非

器的真空度差值（根据 1.113 m 水柱高度进行换 运行状态时凝结水和真空泵的水封。
算），需要达到 11.13 kPa，才可能产生如此大的液 当时现场工作安排，正在进行高背压侧凝结
位偏差。实际两个凝汽器真空度并未存在偏差。 水泵入口滤网清理工作，通过检查发现高背压侧
该异常现象发生后联系化学运行人员检查凝结 凝结水泵入口滤网前电动门无法完全关闭严密，
水，水质检查报告显示凝结水中的溶氧量增大到 导致空气从凝结水泵入口处漏入到凝汽器内，造
900 μg·L ，在真空度没有发生变化时，溶氧量增 成凝结水溶氧量增大，而空气漏入到凝结水泵入
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大说明凝汽器汽侧水面以下存在空气吸入现象。 口电动门，是如何导致凝汽器液位产生如此大的
因此该异常现场原因初步锁定在空气从凝汽器热 偏差还需要进一步的分析。
井水面以下吸入，从而导致双背压凝汽器液位出 根据上述现象判定，两侧凝汽器液位偏差高
现较大的偏差。 达 1.113 m，是由于在清理凝结水泵入口滤网时空