尹中诚 钟振坤 邱辉球 刘红亮

（广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海519050）

随着发电机组自动化程度的不断提高，大容量机组对于汽水品质的要求也逐步提高，所以凝结水的情况对于机组运行的稳定性也有着重要的影响。因此在机组运行中，相关人员要时刻注意凝结水系统相关参数和运行状况，而凝结水系统的繁杂性也增大了处理问题的难度。本文针对某电厂一起凝结水泵系统泄漏引起的机组问题进行阐述，为同类机组处理相关问题提供参考。

1 机组概况

某火电机组为600MW 超临界机组，汽轮机为上海汽轮机有限公司生产，型号N600-24.2/566/566，该汽轮机形式为超临界、三缸四排汽、一次中间再热、双背压、凝汽式、单轴。凝结水系统配置两台凝结水泵，容量都是100%并且改造增设了凝泵变频器，凝结水泵运行中设计为一台运行一台备用，水泵形式为多级离心筒袋泵。每台机组配置四台水环式真空泵，正常运行时候两台运行两台备用。

2 异常发生情况

机组运行人员在监盘中于2019 年1 月13 日当天发现12点左右，机组负荷300MW 稳定，绝对真空值突然下降，下降幅度有1KPa 左右，真空下降后排查真空泵运行情况无异常。然后真空稳定在当前值，当日16 时05 分启动一台备用真空泵后，真空度略有提升，巡视人员就地检查真空泵的状态，也没有发现真空泵参数有异常，之后停运备用真空泵，机组真空度又恢复到了原先的数值。

当日17 时45 分的时候，机组随AGC 指令开始增加负荷，在加负荷过程发现两侧凝汽器真空均略有好转，根据该现象结合平时运行经验判断可能是低负荷阶段轴封汽压比较低，密封性收到影响的原因，或者是低负荷阶段为负压区域、高负荷阶段为正压区域的汽轮机管阀有漏，导致低负荷段真空较高负荷真空差。

具体真空度变化如表1 所示。

当日18 时，机组收到指令负荷加到450MW，此时4B 凝泵变频率输出已达到100%，但是凝结水流量只有达到920t/h，而凝汽器水位上涨至220mm，除氧器水位仍在下降直至-720mm，初步判断4B 凝泵工作异常（DCS 画面如图1），运行人员立即通知巡检到就地检查，同时通知相关专业检修到场。

表1 凝汽器真空参数变化

图1 DCS 运行画面

3 异常原因分析与处理过程

3.1 原因分析

运行人员巡视现场情况，发现4B 凝泵工作声音沉闷，噪音很大，于是DCS 远方启动4A 凝泵并列运行。4A 凝泵启动后电流、压力及母管流量正常，但是很快电流下降至86.5A 左右，凝结水母管压力只有1.5MPa，两台凝泵进口滤网差压分别为0、7KPa，凝结水流量尚能满足450MW 的要求，但凝结水母管压力严重偏低，说明凝结水泵内部存在着严重的汽蚀现象。

然后根据机组情况，相关人员仔细检查DCS 曲线，查看曲线中发现凝结水的溶解氧及高加疏水的溶解氧是从中午凝汽器真空下降后逐步提高，由此推测较大可能是凝结水系统中有地方出现了泄露情况。

3.2 查找过程

为了查找泄露的位置，工作人员先通知巡检及汽机检修加强对热井水位计、凝汽器检漏装置、凝结水进口滤网端盖等凝结水系统容易出现泄露的地方进行检查，为此运行人员与检修外包队通过管路温度判断法，利用肥皂水检测漏法等多种方式对怀疑处进行检测，实施上述方法进行检测后均未发现凝结水系统异常的地方。

另外考虑到近段时间该机组凝汽器内侧钛管有泄漏情况发生过的事例，考虑到凝结水电导率及钠含量参数均比较高，于是机组检修人员在循环水进口加了大量的木糠来进行检测钛管泄漏的情况，经过一段时间观测也暂未发现钛管泄漏的迹象。运行人员在凝结水系统暂未发现异常的情况下，并且结合检修现场汇报的情况，一边继续查找凝结水系统的泄漏点，同时进行凝结水进口滤网可能有堵的故障预处理，机组当值值长下令该机组减负荷至300MW，然后对凝汽器循环水内侧进行隔离观察，通知化学专业人工化验凝结水水质。

考虑到负荷稳定以及4B 凝泵工作参数正常的情况下，停运4A 凝泵并且通知汽机专业进厂进行事故处理。运行和检修相关专业技术人员对接下来方案进行讨论，检修提出4A 凝泵系统可能存在机封不严密故障，建议隔离4A 凝泵进行检查，但是运行人员考虑到4A 凝泵启动后凝结水流量没有明显改善，在故障原因未明确的情况下贸然单泵运行，会给系统造成较大的风险，经过慎重的思考，决定暂时不进行隔离操作。

于是相关专业对机组参数进行进一步的分析，根据凝结水、除氧器、给水含氧量高，凝泵运行异常，凝汽器真空下降不明显等现象，逐渐将排查重点转移到可能直接漏空气到热井水中的方向上，各个参数曲线如下图2 所示（各个曲线含义按照顺序为：机组负荷、凝汽器水位、凝结水流量、凝结水泵变频率、B 凝结水泵电流、A 凝结水泵电流、凝结水母管压力）。

图2 机组相关参数曲线1

在当日21 时00 分的时候，机组AGC 来指令要求加负荷至500MW，当机组负荷加至400MW 的时候，除氧器上水接近1000t/h，先前凝泵的异常现象再次出现，除氧器水位无法维持，持续下降。于是马上退出AGC 减负荷至300MW，巡检就地检查报告凝泵运行声音再次出现异常，负荷到300MW 后声音恢复正常。由此根据以上的其他排查结果，进一步将问题缩小到凝泵的范围，决定将相关人员集中力量对凝泵的相关设备管道进行密集排查，最终在22 时15 分的时候运行人员发现4B 凝泵进口滤网差压取样管断裂，测试发现有吸气现象，如下图3 所示，于是马上通知检修进行封堵。

3.3 处理结果

查找到断裂处后，检修于22 时50 分封堵完毕，运行人员发现封堵完成后机组真空上升约0.5kPa，机组4B 凝泵也恢复到正常工作状态，说明凝泵差压取样管道断裂就是问题所在，具体参数曲线如下图4 所示（各个曲线含义按照顺序为：机组负荷、凝汽器水位、凝结水流量、凝结水泵变频率、B 凝结水泵电流、A 凝结水泵电流、凝结水母管压力）。

图3 凝泵差压取样管道断裂情况图

图4 机组参数曲线2

4 结论

本文阐述了一起因为凝结水泵差压管道断裂导致的凝结水系统空气漏人的情况，该情况的发生最先导致真空下降，随后出现凝结水泵的异常运行，对机组负荷的增加限制很大，如果操作不当甚至会引起机组停机。

由本次事件可以得知，对于该类问题发生时，不仅需要考虑主运行管路和设备问题还要顾及取样等辅助管道和设备的情况，另外由于这些设备较多处于较为昏暗隐蔽的地点，难以察觉，因此更加需要定期进行巡查和维护。此外，本次事件还说明了凝结水溶氧量的变化，有时候也会是凝结水系统负压段漏人空气所导致，此次处理过程为今后同类问题的分析提供了有效的经验。