凝汽器液位高低的探讨

大唐阳城发电有限责任公司 宋 颉

1 凝汽器概述

1.1 凝汽器内部蒸汽的凝结过程

蒸汽在凝汽器中的凝结是有序的，如图1，内部管束布置成楔形，汽轮机低压排出的蒸汽进入凝汽器后，一部分蒸汽在经管束向下方流动，凝结的水滴落到空冷区的挡板上后进入管束迎流区，一部分蒸汽沿两侧直接从管束底部向上通过管束迎流区凝结同时加热从上方流下的凝结水，一方面除氧、另一方面减少凝结水过冷度。真空泵的抽吸作用使空冷区形成较低的压力，引导蒸汽向该区域流动，最后管束中所有不凝结气体流经该区域后不断被抽走。

图1 凝汽器内部结构图

1.2 凝结水结构特点及回热系统

凝汽器刚性地座在水泥基础上，売体板下部中心处设有固定死点，运行时以死点为中心向四周自由膨胀，凝汽器与后汽缸之间设有橡胶补偿节，补偿相互间的差。循环水连通管及后水室均设有支架支撑，并且允自由滑动，以适应凝汽器自身的膨胀。后水室处的管板与壳体间布置有波形补偿节，用以补偿壳体与冷却管纵向热膨胀的差值，同时也改善了冷却管的振动情况，并减少了凝汽器冷却管与管板间的焊口处所承受的拉力或压力。每个凝汽器下部均有四只小支撑座和四只大支撑座，呈对称布置，在每个支撑座下面布置有调整垫铁。凝汽器下部正中央布置凝汽器的死点座。为避免高压或高温对管子及构件的冲击，装设有导流板和分流板，其厚度不小于10mm，材料为不锈钢。导流板和分流板还可防止蒸汽上升进入汽轮机的排汽缸。凝汽器在管束间采用了合理的汽侧通道设计，其目的是使凝汽器在各种条件下有较佳的汽流分配，同时降低汽阻损失和保证凝汽器出口凝结水过冷度。凝汽器进口水室的入口接管安装在离管板较远的部位，其目的是防止紊流的产生而造成入口管板处的冷却管道侵蚀，同时还可保证所有冷却管道通流流量的均匀分配。

大功率机组双背压凝汽器大都采用凝结水回热装置，以减小凝结水过冷，提高机组循环热效率。在该凝汽的低压侧壳体内设有集水板，从集水板下引出两根凝结水回热主管，通过低压侧热井引向高压侧热井并与高压侧热井中的回热管系相接。高压侧、低压侧热井之间有凝结水连通管，回热主管从中穿过与淋水盘相连。

2 凝汽器液位高低对运行中的探讨

液位计说明：开关量为浮球式液位计、模拟量为电容式液位计。

2.1 凝汽器液位运行中的连锁关系

图2 凝汽器液位计的布置

表1 凝结水系统的报警值

高压凝汽器水位＞1120mm，自动开凝结水再循环旁路阀（LCA33AA003）；高压和低压凝汽器水位都≥710mm，自动关闭凝汽器补水调阀（LCP30AA101）；高压和低压凝汽器水位都≤710mm，延时10s，自动关闭凝结水再循环旁路阀（LCA33AA003）；高压和低压凝汽器水位都≥250mm，延时5s，凝汽器补水旁路阀（LCP30AA003）自动关闭；高压凝汽器水位＜100mm，自动开凝汽器补水旁路阀（LCP30AA003）；高压凝汽器水位与凝汽器水位设定值偏差≥300mm，且凝结水再循环调门投自动，凝结水再循环调门（LCA33AA101）自动开启，该调阀开度超过2%发“W”报警。

2.2 凝汽器液位高低的危害

凝汽器液位高的危害：液位高至淹没部分凝汽器换热面，汽轮机汽侧凝结的空间降低，换热面积减小，排汽温度上升，背压上升，机组的效率下降；凝结水过冷度增加，锅炉燃烧量增强，还会由于凝汽器换热面积降低、单位面积热负荷增加，致上端差增大；凝结水温变低，引起除氧器工作恶化，致使除氧器含氧量高、汽水两相振动；给水含氧量变大，锅炉受热面腐蚀加剧，凝结水泵耗电率增加；若液位继续上升高过抽空气管口时，会引起真空泵运行恶化，背压急剧上升，造成低压缸末级水冲击，威胁机组安全运行。

凝汽器液位低的危害：液位过低，凝结水泵耗电率降低，严重则会使水泵产生汽蚀，运行时使水泵产生振动及电流摆动的现象；液位过低引起凝结水泵不通过轴封冷却器、轴封加热器运行异常，轴封风机电流升高；液位过低凝结水泵出力降低，使凝结水各用户工作异常，影响整个机组的安全。

2.3 凝汽器液位高的探讨

2.3.1 液位高的情况

机组启动过程中：凝结水未回收；凝结水回收后调整除氧器液位过程中。

正常运行中：凝结水泵故障停泵；低频率使凝结水泵出力不足；凝结水泵进口滤网有杂物，堵塞入口管道；运行中负荷增加过快、凝补水量增加过快等原因，使凝结水泵出力不足致使凝结水不能及时排出；凝结水泵出口不畅，如上水阀误关、除氧器喷嘴部分堵塞等；凝结水小流量循环阀误开；凝汽器泄漏（铜管）。

2.3.2 不同工况下水位高的分析

机组启动过程中：凝结水未回收工况。启动初期，凝结水水质不合格，需要冲洗，冲洗又分为管道冲洗和低加冲洗两步进行，先冲管道及低加旁路，待出水合格后再冲洗低加系统，冲洗水放至雨水井，当冲洗合格后除氧器才能上水。而冲洗一般采用大流量冲洗，因此需集聚一定量的水。启动中虽然有凝补水，但为节约用水一般设定凝汽器液位为600mm，剩余的水量主要来至主再热蒸汽管道疏水、轴封溢流、及高低旁的回收水，因此凝汽器水位的集聚是不确定的，这也是容易使凝汽器液位高的原因。

凝结水回收后调整除氧器的液位过程中（一般主要在冲转并网前后）：这个阶段主要是调节除氧器水位而忽视凝汽器液位高，此时由于锅炉的蒸发量低（特别是并网前屏过壁温高是二期机组启动控制的难点，尤其在第二台磨启动后要时刻监视屏过壁温，缓慢增加磨得出力，由于受壁温所限锅炉燃料量只能在一个较低的范围），因此除氧器水位下降缓慢，最终导致的就是凝汽器液位高。

综上所述，在启动过程中凝汽器液位高是最容易出现的。

2.3.3 正常运行中

非事故情况下：机组运行过程中，负荷与除氧器水位、凝汽器热井水位的关联如下：机组运行过程中，负荷增加时，首先为低压缸蒸汽流量增加，凝汽器热井水位的升高，接着就会反映到汽包水位降低而增加给水泵的出力，除氧器水位降低。然后凝结水上水阀开度增加，稳定除氧器水位，凝汽器液位降低。最后凝汽器补水门开度增加，保持热井水位稳定；机组运行过程中负荷降低时，首先为低压缸蒸汽流量降低，凝汽器热井水位的降低，接着反映到汽包水位上升，使给水泵的出力降低，减少汽包给水，除氧器水位升高，凝结水上水阀开度减小，稳定除氧器液位，最后凝汽器补水门减小开度，保持热井水位稳定。

以上说明机组升负荷的过程中会出现水位的暂时升高，但这只是暂时的，负荷稳定后会稳定在一个区间内。由于冬天供热的需要，其回水会有一部分回至凝汽器，同时由于辅汽一二期相连（一期主机有高压比保护，一期辅汽设定压力高，因此二期辅汽供气量相对较少），再加上凝补水供凝汽器调门存在内漏。因此，实际运行中凝汽器的液位较设定值高，有时高压侧凝汽器液位会超过高一值710mm。特别是夏天高负荷背压高，高压侧凝汽器液位会达到高二值1120mm。

事故情况下可归纳为两种：主要为凝泵故障，联启不正常、入口滤网堵塞、上水调阀故障等，发现上述现象，首要的就是快降负荷，消除故障，否则停机处理；凝汽器泄漏（铜管）会影响到凝结水水质，迅速打闸停机，降低循环水的压力。

2.4 凝汽器液位高保护是否应该投入

查阅规程的参数如下：低压缸排汽流量（T/h）在50%、75%、100%额定出力工况下分别为716.19/991.57/1326.17，在额定出力工况下凝结水的过冷度为0.5℃。

图3 凝汽器内部结构图

查阅汽机培训教材：汽器壳体下部有较大的存水空间，可存储5分钟的凝结水量。凝结水集水箱为矩形，位于凝汽器下部壳体的底部，其上部装有凝结水出水管及排水管，排水管上装有真空隔离门，该隔离门能在1小时内排出正常水位下的全部凝结水；热井水位控制不低于既可保证正常的回热效果、又可保证在汽轮机突然关闭主汽阀后3分钟的凝结水量时的水位。

由凝汽器内部结构图纸可知：最低排冷却管中心标高为0.874米，也就是说凝汽器液位超过874mm凝结水就会淹没部分管束，就会出现过冷现象，因此启动中、运行中都不应超过874mm，同时日常运行中还应监视过冷度不超过0.5℃，但实际运行中凝汽器液位高于710mm就会引起过冷度大于0.5℃；水位计的零点为凝汽器底板，最大测量量程为2000mm，（查阅凝汽器图纸）凝汽器真空吸入腔室最低点距离凝汽器底板3500mm，即真空泵吸入口距离凝汽器可视最高水位高约1500mm，考虑芯管影响，核算水量增加约40吨（估算）就能淹没真空泵的吸入口。

由规程的参数和机培训教材中查阅的数据可算出，凝结水集水箱额定工况下可存储5min的凝结水量为110.5t，从而可推算出75%额定出力工况下约7min集满集水箱、50%额定出力工况下约9.2min集满集水箱。

综上，日常运行中凝汽器水位的调整不仅只在于液位的监视，还有过冷度、端差，以及液位超量程后水量增加的量是否威胁机组的安全。凝汽器水位开关量信号取自热井，凝汽器水位高可能是热力回热系统回水或凝结水补水造成，不会造成凝结水水质超标，且由于凝汽器有足够大的水容积、液位不会立即升高，因此有充足的时间去解决。若是汽轮机高位布置向下排汽，凝汽器布置在下方的，即使水位上升到淹没凝汽器冷却管，首先受影响的也是凝汽器真空，当真空不能维持时，真空保护也会动作跳闸汽轮机。若是由于循环冷却水换热管道大量泄漏造成液位高，可利用在线水质分析仪及化学取样及时发现，可根据不同情况采取不同的措施，如必须停机处理手动打闸也来得及，因而可退出凝汽器水位高跳闸保护信号。