浅析凝汽器钢管泄漏原因与预防

李元杰

（华电国际莱城发电厂，山东 济南 271100）

0 引言

凝汽器是火力发电厂重要的辅助设备。凝汽器钢管泄漏会使凝结水受到污染，水质恶化，防止凝汽器钢管泄漏对保证给水品质尤为重要[1]。为了解凝汽器钢管泄漏的原因，避免此类事故发生，保证机组安全经济运行，本文从设备本身和运行操作两方面对泄漏原因进行分析，总结出凝汽器钢管泄漏的原因，提出有针对性的预防措施，解决凝汽器钢管泄漏问题。

1 凝汽器钢管泄漏的危害

在汽轮机低压缸排汽口建立并维持一定的真空是完成发电厂热力循环的基本条件和提高汽轮机运行经济性的重要手段之一。凝汽器是建立和维持汽轮机真空的重要设备，其工作性能的好坏直接影响着机组运行的安全性与经济性。运行中凝汽器钢管发生泄漏，会使未经处理的、硬度较大且含盐量较高的循环水直接进入高品质的凝结水系统，造成凝结水水质恶化。恶化的凝结水进入锅炉给水系统，造成锅炉受热面结垢、腐蚀，增大传热热阻，这不但降低锅炉效率和出力，还可能导致锅炉爆管事故。此外，锅炉汽水品质恶化，会使新蒸汽夹带盐分，在汽轮机通流部分积盐结垢，降低汽轮机的运行效率和出力；积盐结垢严重会使汽轮机主汽门、调节汽门卡涩，引起汽轮机超速事故；凝汽器钢管泄漏严重会导致凝汽器水位升高，机组真空下降，机组出力和循环效率降低。

2 凝汽器钢管泄漏状况

某电厂采用单壳体、对分双流程、表面式凝汽器。凝汽器A侧布置有高压加热器事故疏水扩容器，凝汽器B侧布置有凝汽器本体疏水扩容器。据不完全统计，从2010年到2022年该电厂4台300 MW机组共发生10次泄漏，其中凝汽器A侧发生2次泄漏，凝汽器B侧发生8次泄漏。由此可见，凝汽器泄漏多发生在疏水管路布置较为密集的凝汽器B侧。

3 凝汽器钢管泄漏的原因

凝汽器钢管泄漏的原因多种多样，大体可归纳为两种：一是热负荷较大、疏水温度较高、疏水阀门内漏和减温水量不足引起的热应力、热冲击；二是钢管冲刷和水冲击引起的机械损坏。

3.1 热负荷较大且分布不均

为了便于机组各处疏水的冷却与回收，凝汽器除了担负主汽轮机和给水泵汽轮机排汽的冷却任务外，还担负着汽轮机本体疏水、主再热蒸汽管道疏水、各级抽汽疏水、轴封管道疏水、锅炉5%旁路疏水等各处疏水的冷却回收任务。热负荷的增加增大了凝汽器的工作负担。另外，该电厂凝汽器A侧布置有高低压加热器事故疏水管道、高压缸排汽通风阀和除氧器高水位放水管道。高低压加热器疏水仅在其水位高时打开，高压缸排汽通风阀在发电机并网60 s后自定关闭，除氧器高水位溢流阀仅在除氧器水位高时打开，热负荷相对较小。主再热蒸汽系统、汽轮机缸体、汽轮机各抽汽管道疏水集中布置在凝汽器B侧，机组启动过程中负荷大于20%时上述疏水阀关闭，机组停止过程中负荷小于20%时上述疏水阀自动打开，特别是机组跳闸时上述疏水阀自动打开，大量高温高压蒸汽进入B侧凝汽器。此种工况下若本体疏水减温水投入不及时会造成凝汽器严重超温，凝汽器的热应力增加，使凝汽器B侧更容易发生泄漏。凝汽器本体疏水扩容器热负荷布置示意图如图1所示。

图1 凝汽器本体疏水扩容器热负荷布置示意图

图1中疏水集管A至H为凝汽器主要疏水热负荷，均集中在凝汽器B侧。各集管热负荷：集管A为汽轮机第四、五、六段抽汽管道疏水；集管B为汽轮机高压缸及高压导管疏水；集管C为汽轮机中压缸及中压导管疏水；集管D为汽轮机再热热段管道及第一段抽汽管道疏水；集管E为辅助蒸汽、第三段抽汽管道疏水；集管F为主蒸汽管道疏水；集管G为给水泵汽轮机疏水；集管H为汽轮机再热冷段管道及第二段抽汽管道疏水。

在机组启停阶段尤其是事故情况下，往往会产生大量高温高压的疏水，特别是主蒸汽疏水不仅疏水温度高，而且疏水量大。若进入凝汽器的疏水得不到及时有效冷却，凝汽器受热不均会产生较大的热应力，引起胀口、焊接处开裂，凝汽器发生泄漏[2−3]。

3.2 进入凝汽器本体扩容器的疏水温度较高

机组正常运行时若出现疏水阀关闭不严而漏汽的情况，500℃以上的主蒸汽和再热蒸汽沿疏水管路进入凝汽器本体扩容器；当机组突然发生事故跳机时，来不及降温降压，大量500℃以上的主蒸汽和再热蒸汽在疏水瞬间涌入凝汽器；在机组热态启动过程中，为防止汽轮机发生热冲击，汽轮机冲转前必须先对主蒸汽和再热蒸汽进行升温升压，使汽轮机第一级金属温度与蒸汽温度的不匹配度在−56～111℃范围内，此时主蒸汽和再热蒸汽疏水温度也较高。若高温疏水在凝汽器本体扩容器内冷却不完全即进入凝汽器，会对凝汽器产生较大的热冲击和热应力，导致凝汽器泄漏[4−5]。

3.3 凝汽器本体扩容器减温水量不足和投入不及时

为防止凝汽器本体扩容器过热，凝汽器本体扩容器装有喷水减温装置。该电厂凝汽器本体扩容器减温水设计为基地仪控制方式，控制不可靠，经常出现减温水投入不及时导致凝汽器过热的问题。另外，对凝汽器本体扩容器减温水管道及阀门直径进行检查，发现减温水管道直径为108 mm，而减温水气动调节阀进口直径却只有50.8 mm。减温水气动调节阀直径过小，冷却水量不足，引起凝汽器本体扩容器过热。

3.4 凝汽器本体扩容器疏水阀门内漏

机组运行中，汽轮机内的蒸汽具有较高的压力与温度，以主蒸汽为例，额定工况下，机组主蒸汽压力高达16.6 MPa，温度高达540℃。若疏水阀关闭不严，高温高压的蒸汽沿疏水阀进入凝汽器，会加剧凝汽器的冲刷，增大凝汽器的热应力，引起凝汽器泄漏。

3.5 凝结水泵再循环管排水对凝汽器钢管的冲刷

机组空负荷和低负荷时，为防止凝结水泵发热和汽蚀，凝结水泵一般设有再循环装置，使凝结水泵出口的一部分水返回到凝汽器热水井中，以增加凝结水泵的流量，保证凝结水泵正常运行。该电厂凝结水泵再循环管排水口在凝汽器汽侧壳体开孔，为防止凝结水泵再循环管排水对凝汽器钢管进行冲刷，在凝结水泵再循环管至凝汽器水室排水口处加装护板。A电厂凝结水泵再循环管接入凝汽器的方式与该电厂相同。A电厂在开机过程中，发生凝结水泵再循环管至凝汽器水室排水口护板脱落事故，再循环管排水直接冲刷凝汽器钢管，造成200多根钢管破损，被迫停机。该电厂利用机组检修时机对凝结水泵再循环管至凝汽器水室排水口处护板进行了加固，防止护板脱落造成凝结水泵再循环管排水直接对钢管冲刷。

3.6 凝汽器发生水冲击

为防止循环水泵发生汽蚀，循环水泵及循环水管道的布置位置通常要低于凝汽器。在循环水系统停运后，循环水泵出口蝶阀关闭不严将导致凝汽器水侧积空气。在循环水系统启动过程中，若循环水系统排空气不及时，循环水中的空气就会在循环水泵的压缩下体积骤缩，待空气进入凝汽器后体积又会骤然膨胀，引起凝汽器循环水室管板及凝汽器钢管发生强烈的振动，胀口和焊接处开裂，凝汽器发生泄漏。

4 凝汽器钢管泄漏的预防措施

针对凝汽器的热应力、热冲击问题，应保证疏水在疏水扩容器内充分降压、降温后再进入凝汽器，且进入凝汽器时要具有良好的冷却效果。针对凝汽器的机械损坏情况，应从设备的检修、维护、改造及运行操作方面进行改进。

4.1 确保循环水系统运行良好

循环水系统是电厂大多数热用户的冷却终端，可确保凝汽器具有良好的冷却效果，防止凝汽器发生热冲击，产生热应力。机组无论是在正常运行、启停阶段，还是在事故处理过程中都要确保循环水系统水量充足且水侧无积气现象，防止大量蒸汽和疏水进入凝汽器，使凝汽器产生热应力，引起钢管泄漏。

4.2 凝汽器本体扩容器减温装置优化改造

针对减温水喷水量不足和喷水不及时的情况，该电厂对凝汽器本体扩容器喷水减温系统进行了优化升级改造。增大了喷水减温气动调节阀的进口直径，以保证凝汽器本体扩容器有足够的减温水量；为保障凝汽器本体疏水扩容器减温水及时投入，将喷水减温控制方式改为DCS控制，并对喷水减温控制逻辑进行了修改完善。凝汽器本体疏水扩容器减温水气动调节阀自动打开的逻辑条件如下：

1）当凝汽器本体扩容器温度达60℃、机组负荷小于70 MW及汽轮机跳闸信号发出任一条件满足时，1号、2号机组自动打开凝结水至凝汽器本体扩容器减温水调节阀，对疏水进行减温。

2）当任一集管温度达80℃、机组负荷小于70 MW及汽轮机跳闸信号发出任一条件满足时，3号、4号机组自动打开凝结水至凝汽器本体扩容器减温水调节阀，对疏水进行减温。

4.3 控制开停机时进入凝汽器的蒸汽

该电厂300 MW机组运行规程规定，机组启动时凝汽器必须先通冷却水，再通蒸汽。因此，在机组启动过程中，必须严格按照规程规定，先启动循环水系统，并在确保循环水系统运行正常后，再按照开机流程依次进行各系统设备的疏水暖管、启动工作以及汽水系统的升温升压工作。在机组停运过程中，必须在确保凝汽器无蒸汽后才能停运循环水系统。此外，循环水系统停运后，应加强对各疏水集管温度、汽轮机排汽温度的监视和检查，以保障疏水阀的严密性，防止有热源进入凝汽器。

4.4 加强各疏水阀的维护检查

机组运行中若高压疏水阀内漏，不但造成工质浪费，而且降低凝汽器工作的安全性。利用检修时机，该电厂对存在内漏的疏水阀进行了排查更换，并在相关气动疏水阀前加装了手动隔离门，以提高高压疏水阀关闭的可靠性。

4.5 优化循环水系统的启动流程

为防止凝汽器因积气发生水冲击，该电厂对循环水系统的启动流程进行了优化。在循环水系统启动前，先就地打开凝汽器转向室和出水室的放气门，以便循环水泵启动后，能及时排出循环水系统内的积气，待排气门有连续水流流出后，再关闭放气门。此外，为更好排出循环水系统内的积气，还对循环水泵的启动逻辑进行了优化。将首台循环水泵的启动方式改为充水启动方式，当循环水泵顺控启动指令发出后，先将循环水泵的出口碟阀自动开启至15°，启动循环水泵并将其出口碟阀保持在15°对循环水系统充水2 min，待循环水系统充水结束后，循环水泵出口碟阀自动开启至全开位置。

5 结语

通过对凝汽器本体扩容器减温水系统的改造、对疏水系统管道阀门的改造及对循环水系统启动流程与启动逻辑的优化，该电厂在凝汽器泄漏的防治工作中取得了较好的效果。采取相关预防措施后，降低了凝汽器钢管泄漏率，保证了机组的安全经济运行。