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【摘 要】660MW汽轮机双背压凝汽器回热系统能减少凝结水过冷度、提高机组热效率，但在实际运行中低背压凝汽器常发生真空低、过冷度大的问题。本文对双背压凝汽器的结构及运行中遇到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
670MW汽轮机凝汽器为双背压，双背压凝汽器回热系统易堵塞，造成低背压凝汽器凝汽器排汽温度、真空、过冷度等参数异常，降低了机组的热效率，严重时能够威胁低压缸叶片的安全运行。
一、凝结水回热系统概况
随着汽轮机功率的增大，汽轮机低压缸为两缸或三缸的机组应运而生，为提高机组经济性，于是出现了双背压或三背压凝汽器，目前国际上采用双背压凝汽器逐渐增多。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。凝汽器技术参数：形式为双背压双壳体单流程表面式，铭牌工况满发时凝汽器背压11.8KPa（a），年平均运行背压（冷却水温20℃）4.4/5.4KPa（a），循环倍率55（TMCR工况凝汽量），凝汽器热井容积为不小于TMCR工况下三分钟的凝结水量，凝结水过冷度≤0.5℃。凝汽器低背压侧（LP）设有除盐水补水管，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。高低背压凝汽器喉部设有抽气管道，低压缸排汽经过凝汽器空冷区后，剩下的少量蒸汽和被冷却的不凝结气体汇集到空冷区的抽气管道内，被真空系统的真空泵抽走，维持凝汽器真空。
二、凝汽器回热系统问题的发现与分析
（一）6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时02分，6号机组小修后启动并列，本次小修更换了四大管道，为了尽早并列，未进行吹管。随着锅炉升温升压，主再热蒸汽管道中的焊渣等异物随着高低压旁路进入凝汽器。至11月29日01时30分，运行人员发现低背压侧凝汽器真空轻微下降，在热井水位未超上限的前提下，随着凝汽器补水时间的增长，低背压真空下降较快。缓慢降低6号机凝汽器水位观察真空变化情况，03时47分凝汽器水位至300mm，真空稳定在-97.2KPa，排汽温度37.4℃；29日03时50分，6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；11月29日04时22分，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℃。
6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6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6号机组低背压凝汽器壳体温度进行测量，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0—500mm范围内测量温度仅为9-16℃，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。11月29日11时10时分6号机停机消缺。
（二）6号机组低背压凝汽器问题分析
6号机组真空出现异常后，立即对低背压凝汽器采用声波、卤素等检漏方法进行检漏，未发现漏点，对与低背压凝汽器相连的管道阀门法兰抹大黄油，真空也未升高。组织技术人员综合分析6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，认为低背压凝汽器内部出现问题，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，低背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。随着机组除盐水补水，更加加剧了低背压凝汽器集水板上水位的上升，大量补水不能进入凝汽器热井，表现为凝汽器补水时热井水位上升缓慢，低背压真空下降较快，真空泵储水罐不补水而出现溢流，真空泵排气口排出大量水汽。
三、停机采取的措施
停机后检查低背压凝汽器至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，发现被大量焊渣、铁锈等杂物堵塞，低背压凝汽器集水板上有一层厚厚的杂物及淤泥，用高压水枪对滤网、喷淋孔及集水板进行彻底清理。
四、处理效果
经清理上述滤网、喷淋孔后，12月4日6号机组启动后， 6号机组低背压凝汽器排汽温度、真空、过冷度等均恢复正常，凝汽器补水及真空泵工作也恢复正常，问题得以解决。
五、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。
六、改造方案
（一）加装溢流管
在低背压凝汽器集水板上加装Φ377×5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熱井，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Φ426×10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。
（二）将凝汽器回热喷淋管材质改为不锈钢，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進为可拆卸堵板，便于机组小修时拆下检查清理喷淋管内杂物。
（三）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。
七、结论及经验总结
大唐黄岛发电有限责任公司6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：
（一）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。
（二）机组正常运行中，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。
（三）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。
（四）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。
（五）机组运行中定期切换清理凝结水泵入口滤网。
（六）凝汽器是各种汽水的汇集区，凝汽器是否清洁将影响机组能否正常工作，锅炉受热面及蒸汽主管道进行更换检修后，应创造条件进行吹管，避免脏物进入凝汽器。
（七）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。
参考文献：
[1]王淑奇，文炼红，杨继明.单元机组设备及运行（汽轮机设备及运行）中国电力出版社，2009年12月
[2]胡念书.600MW等级超临界火力发电机组技术丛书（汽轮机设备及系统）中国电力出版社，2006年02月
作者简介：
赵希亮，男，（1974- ），1995年毕业于山东电力学校热能与动力专业，助理工程师，现工作于大唐黄岛发电有限责任公司发电部，值长，从事火力发电厂运行工作。
【关键词】凝汽器 回热 滤网 集水板 溢流管
670MW汽轮机凝汽器为双背压，双背压凝汽器回热系统易堵塞，造成低背压凝汽器凝汽器排汽温度、真空、过冷度等参数异常，降低了机组的热效率，严重时能够威胁低压缸叶片的安全运行。
一、凝结水回热系统概况
随着汽轮机功率的增大，汽轮机低压缸为两缸或三缸的机组应运而生，为提高机组经济性，于是出现了双背压或三背压凝汽器，目前国际上采用双背压凝汽器逐渐增多。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。凝汽器技术参数：形式为双背压双壳体单流程表面式，铭牌工况满发时凝汽器背压11.8KPa（a），年平均运行背压（冷却水温20℃）4.4/5.4KPa（a），循环倍率55（TMCR工况凝汽量），凝汽器热井容积为不小于TMCR工况下三分钟的凝结水量，凝结水过冷度≤0.5℃。凝汽器低背压侧（LP）设有除盐水补水管，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。高低背压凝汽器喉部设有抽气管道，低压缸排汽经过凝汽器空冷区后，剩下的少量蒸汽和被冷却的不凝结气体汇集到空冷区的抽气管道内，被真空系统的真空泵抽走，维持凝汽器真空。
二、凝汽器回热系统问题的发现与分析
（一）6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时02分，6号机组小修后启动并列，本次小修更换了四大管道，为了尽早并列，未进行吹管。随着锅炉升温升压，主再热蒸汽管道中的焊渣等异物随着高低压旁路进入凝汽器。至11月29日01时30分，运行人员发现低背压侧凝汽器真空轻微下降，在热井水位未超上限的前提下，随着凝汽器补水时间的增长，低背压真空下降较快。缓慢降低6号机凝汽器水位观察真空变化情况，03时47分凝汽器水位至300mm，真空稳定在-97.2KPa，排汽温度37.4℃；29日03时50分，6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；11月29日04时22分，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℃。
6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6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6号机组低背压凝汽器壳体温度进行测量，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0—500mm范围内测量温度仅为9-16℃，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。11月29日11时10时分6号机停机消缺。
（二）6号机组低背压凝汽器问题分析
6号机组真空出现异常后，立即对低背压凝汽器采用声波、卤素等检漏方法进行检漏，未发现漏点，对与低背压凝汽器相连的管道阀门法兰抹大黄油，真空也未升高。组织技术人员综合分析6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，认为低背压凝汽器内部出现问题，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，低背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。随着机组除盐水补水，更加加剧了低背压凝汽器集水板上水位的上升，大量补水不能进入凝汽器热井，表现为凝汽器补水时热井水位上升缓慢，低背压真空下降较快，真空泵储水罐不补水而出现溢流，真空泵排气口排出大量水汽。
三、停机采取的措施
停机后检查低背压凝汽器至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，发现被大量焊渣、铁锈等杂物堵塞，低背压凝汽器集水板上有一层厚厚的杂物及淤泥，用高压水枪对滤网、喷淋孔及集水板进行彻底清理。
四、处理效果
经清理上述滤网、喷淋孔后，12月4日6号机组启动后， 6号机组低背压凝汽器排汽温度、真空、过冷度等均恢复正常，凝汽器补水及真空泵工作也恢复正常，问题得以解决。
五、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。
六、改造方案
（一）加装溢流管
在低背压凝汽器集水板上加装Φ377×5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熱井，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Φ426×10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。
（二）将凝汽器回热喷淋管材质改为不锈钢，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進为可拆卸堵板，便于机组小修时拆下检查清理喷淋管内杂物。
（三）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。
七、结论及经验总结
大唐黄岛发电有限责任公司6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：
（一）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。
（二）机组正常运行中，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。
（三）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。
（四）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。
（五）机组运行中定期切换清理凝结水泵入口滤网。
（六）凝汽器是各种汽水的汇集区，凝汽器是否清洁将影响机组能否正常工作，锅炉受热面及蒸汽主管道进行更换检修后，应创造条件进行吹管，避免脏物进入凝汽器。
（七）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。
参考文献：
[1]王淑奇，文炼红，杨继明.单元机组设备及运行（汽轮机设备及运行）中国电力出版社，2009年12月
[2]胡念书.600MW等级超临界火力发电机组技术丛书（汽轮机设备及系统）中国电力出版社，2006年02月
作者简介：
赵希亮，男，（1974- ），1995年毕业于山东电力学校热能与动力专业，助理工程师，现工作于大唐黄岛发电有限责任公司发电部，值长，从事火力发电厂运行工作。