凝结水系统再循环调阀故障的处理与分析

张帆，朱太春

(神华国华永州发电有限责任公司，湖南永州425000)

凝结水系统再循环调阀故障的处理与分析

张帆，朱太春

(神华国华永州发电有限责任公司，湖南永州425000)

Treatment and analysis of condensate water system recirculating control valve fault

根据某电厂2号机组在660MW满负荷运行中凝结水系统再循环调阀突然故障全开造成除氧器水位、汽泵机械密封水等异常问题，分析凝结水系统再循环调阀突然故障全开对机组其它系统和设备带来的影响，并提出了相应的处理意见和建议。

再循环；凝结水；密封水；除氧器水位

凝结水系统在轴封冷却器之后设置一路凝汽器并带调节阀和旁路阀的再循环管路，称之为凝结水系统再循环或凝结水泵再循环。在机组启动和低负荷运行期间，当主凝结水系统流量较少时，调节阀自动调节凝结水系统再循环流量，保证有一定的凝结水通过凝结水泵和轴封冷却器，以带走凝结水泵机械功转化的热量，防止凝结水泵发生汽蚀，并保证轴封漏气在轴封冷却器内正常凝结〔1〕。机组正常运行期间，凝结水系统再循环调节阀处于自动关闭状态，凝结水不通过再循环管路，凝结水泵运行时需控制凝结水流量不低于最小流量。机组正常运行期间，尤其是满负荷运行时若因其他原因导致凝结水系统再循环调阀全开，势必会引起除氧器上水流量减少、除氧器水位下降、凝汽器水位大幅波动等一系列异常，给机组的安全运行带来威胁。文中分析了凝结水系统再循环调阀突然故障全开对机组其它系统和设备带来的影响，并提出了相应的处理意见，对提高该类异常事件的处理能力有一定的帮助和借鉴性。

1 凝结水系统介绍

某电厂一期装机为2×660MW超超临界机组，凝结水系统为单元制中压凝结水系统，每台机配备2台100%容量凝结水泵、1台轴封加热器、4台低压加热器。凝汽器热井内的凝结水依次流经2台互为备用的凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器、凝结水系统再循环管、除氧器上水调节阀(并联旁路阀)、4台低压加热器，最后进入除氧器。凝结水系统再循环管路从轴加后引出进入凝汽器，如图1所示。凝结水泵为上海某公司生产，型号为NLT500－570X5S，流量1 509 t/h，出口压力4.4MPa，扬程377 m，转速1480 r/min，最小流量330 t/h。

图1 凝结水系统示意图

主凝结水管路引出多路分支用户，凝结水向各有关用户提供水源，如给水泵密封水、减温器的减温水、各有关系统的补给水以及低压缸喷水等。为了回收低压加热器疏水热量，该电厂的凝结水系统在6号低加正常疏水管道安装低加疏水泵，将低压加热器疏水打入6号低加出口的凝结水母管。

该电厂自投产以来多次发生凝结水系统再循环调阀开度异常情况，其中一次机组660MW运行时凝结水系统再循环调阀突然全开故障，具有很强的代表性，对其它系统和设备影响较大，所以对这起故障进行了详细分析和总结。

2 异常及处理

事发前工况，机组负荷660MW，AGC方式，单台凝结水泵、2台汽泵、2台送风机、2台引风机、2台一次风机、5台磨煤机及其他主辅机运行正常，各备用辅机联锁投入。凝结水系统再循环调阀开度突然由0开度增加到100%，凝结水母管压力由3.9MPa突降至2.4MPa，备用凝结水泵联启正常，凝结水流量由1200 t/h升至2000 t/h，除氧器上水流量由1440 t/h突降至1000 t/h，除氧器水位开始快速下降；在DCS上尝试立即手动关闭凝结水系统再循环调阀无效，解除机组AGC方式，降负荷至600MW，就地关闭凝结水系统再循环调阀前隔离门。待凝结水母管压力、除氧器水位、凝汽器水位等恢复正常后停运联启的凝结水泵，机组恢复AGC方式运行。就地检查确认凝结水泵再循环调阀全开原因为气动执行机构气囊破裂漏气所致。

3 异常情况分析

凝结水系统故障时对机组相关设备和系统影响较大，特别是给水泵机械密封、除氧器水位、凝汽器水位、低压加热器和化学精处理等设备及系统。

3.1 对除氧器水位的影响

机组满负荷运行时除氧器上水流量1 440 t/h，除氧器正常水位维持在0附近。此次因凝结水泵再循环调阀突然全开，引起凝结水母管压力快速下降，除氧器上水流量由1 440 t/h突降至1 000 t/h，除氧器水位由0降至－202 mm水位，低Ⅰ值报警发生(水位低Ⅰ报警值:－200 mm)。在这期间因发现并处理及时，机组快速降低了60MW负荷，同时备用凝结水泵正常联启，减缓了除氧器水位下降速率。若故障发现不及时、降负荷不够快、备用凝结水泵未正常联启时，除氧器水位将会降低的更多，严重时会引起给水泵跳闸，从而对机组的安全运行构成严重威胁。

3.2 对给水泵密封水的影响

该厂每台机组配置2台50%容量的汽动给水泵，为防止给水泵汽蚀，每台给水泵前都安装1台低速前置泵。汽泵及前置泵机械密封水均由凝结水系统提供。汽泵机械密封水中断或流量不足会导致给水泵跳闸。该厂汽泵跳闸逻辑之一是机械密封水进回水温差大于45℃且密封水回水温度大于80℃时汽泵跳闸。在因凝结水泵再循环调阀全开导致凝结水母管压力突降的28 s时间内，2台给水泵密封水进回水温差均由14℃上升至36℃，回水温度由56℃涨至75℃。因备用凝结水泵联启后，凝结水母管压力恢复以后给水泵密封水进回水温差逐渐降低，密封水调阀开度也逐渐减少。同年，南方某电厂1台1 000MW机组的汽泵就因为凝结水泵运行异常凝结水压力变化较大导致汽动给水泵密封水回水温度升至保护值而跳闸。所以在当凝结水系统出现异常时应及时关注给水泵密封水温度上升情况，必要时采取措施调整，避免因密封水温度高引起给水泵跳闸，导致事故扩大。

3.3 对凝汽器水位的影响

在凝结水系统再循环调阀全开后，部分凝结水通过凝结水泵再循环调阀返回到凝汽器，凝结水母管压力由3.9MPa突降至2.4MPa，除氧器上水流量减少，凝汽器水位开始较快上涨，由730 mm升至880 mm(凝汽器水位高Ⅰ值870 mm)；通过采取降低机组负荷、关闭凝汽器补水调阀、打开凝汽器高水位溢流调节阀等措施，使凝汽器水位止升趋稳。若凝汽器热井水位控制不当上升过高，淹没凝汽器铜管或者真空系统的抽气口，会导致凝汽器的内部工况发生变化，造成凝汽器真空下降〔2〕。

3.4 对于低压加热器水位的影响

除氧器上水流量由1 440 t/h突降至1 000 t/h时，流经低压加热器的水量减少，虽然5号低加疏水调阀由51%关至48%，5号低压加热器疏水水位还是由－10 mm迅速降低至－48 mm。6号低压加热器水位由－6 mm迅速降低至－68 mm。该电厂低加疏水泵跳闸条件之一是6号低加水位低于－100 mm时疏水泵跳闸。若除氧器上水流量突降量较多的话，凝结水母管压力降低，相当于低加疏水泵出口背压降低压力也会瞬间加剧低加水位的降低，可能会导致低加疏水泵跳闸。

3.5 对化学精处理设备和水质的影响

该电厂的凝结水精处理装置采用中压系统的连接方式，直接将凝结水精处理装置串联在凝结水泵出口，每台机组设置3×50%球形高速混床，正常时2台运行1台备用。每台混床出力为凝结水量的50%，2台混床通过流量为100%凝结水量，凝结水量在1 700 m3/h，正常压力在2.8～3.6MPa之间。凝结水精处理装置的进、出口管道上各装有1个电动隔离阀，同时与之并联一条旁路管道，装有电动旁路阀。当单个混床的凝结水流量达900 t/h或压力超限至4.4MPa时精处理会自动切为旁路以保护设备。本次故障发生时2台凝结水泵并列运行凝结水量达到2 000 t/h，严重超限高速混床的限值，导致精处理自动切除。另外当凝结水量大幅波动时凝结水加药装置自动跟踪不良，也会影响凝结水水质。

4 结论和建议

1)运行中凝结水系统再循环调阀开度突然增加或全开时，会对相关设备和系统有很大的影响。在处理此类异常情况时，既要维持除氧器水位，还要考虑到凝结水母管压力，否则，会加剧对其他设备、系统的不利影响，甚至导致事故扩大，所以必须在故障的第一时间通过降负荷来缓解除氧器水位的下降速度，关小除氧器上水调阀或节流凝结水系统再循环调阀前后手动门保障凝结水母管压力，以减少对相关设备和系统的影响。

2)凝结水系统再循环调阀全开后，应及时调整凝汽器水位，避免因水位过高淹没凝汽器铜管或真空系统的抽气口，造成凝汽器真空下降，同时应注意凝结水系统再循环管道振动情况检查，避免因振动大损坏设备〔3〕。另外，当凝结水母管压力恢复正常后，因除氧器上水流量的增加将会引起凝汽器水位的较快下降，应注意调整。

3)凝结水压力突降后对机组安全运行的最大危险就是给水泵密封水的问题。除氧器和凝汽器的有效容量储水量可以维持机组满负荷运行5～7 min，而汽动给水泵封密封水进回水温差要上涨到给水泵保护动作值只需要几十秒钟时间，如果发生汽泵跳闸很有可能导致机组跳闸。建议运行中给水泵机械密封水进回水温差设定留有一定裕度，可以争取更多时间来恢复汽泵密封水。

4)通过低压加热器的凝结水量突变必将导致加热器疏水水位剧烈变化，发生此类异常时需要特别关注低加的危急疏水调阀能否快速调节以及低加疏水泵的运行情况，必要时提前手动干预，尽量避免低压加热器因水位保护动作和低加疏水泵跳闸。

5)直流锅炉对水质要求非常严格，水质恶化后果也是非常严重的。凝结水精处理装置需要在线运行，当发生精处理退出运行时，应设法尽快恢复其运行，当发生凝结水流量超量时尽快停运一台凝结水泵，缩短精处理退出时间。

6)异常状态运行时间的长短对于设备安全和经济运行也是至关重要的，必须尽量缩短故障状态运行时间。

〔1〕华东六省一市电机工程(电力)学会.汽轮机设备及其系统(第2版)〔M〕.北京:中国电力出版社，2006.

〔2〕李建刚，汽轮机设备及运行〔M〕.北京:中国电力出版社.2010.

〔3〕李春伟，唐璐.600MW机组凝结水再循环管道振动原因分析及处理〔J〕.内蒙古电力技术.2012，30(1):117-119.

TK264.1

B

1008-0198(2016)05-0077-03

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.05.021

2016-03-03

张帆(1983)，河南商丘人，助理工程师，从事火力发电厂生产运行工作。