1 問題描述
某發電廠 600MW 超臨界汽輪機組， 2013 年 11 月凝汽器低壓側（B 側）真空出現異常。 480MW 負荷以上， B 側真空持續下跌， 最低降低到-90kPa 以下， B 側排汽溫度由32℃上升到 47℃， 同時高壓側（A 側）真空、排汽溫度均正常。 增開 1 台循泵、增開真空均無明顯效果。 機組真空嚴密性很好， 在 100Pa/min 以下。
2 系統概述
該汽輪機為超臨界 600MW 供熱機組， 於 2010 年8 月投產。 型號為
CC600/573.8-24.2/4.2/1.0/538/566， 為超臨界、一次中間再熱、兩級可調抽汽式、三缸四排汽、雙背壓汽輪機。 凝汽器為雙壓凝汽器， A 側為高壓側， B 側為低壓側。 冷卻面積38000m2， 設計壓力 4.9kPa， 設計冷卻水量 66024m3 /h。 冷卻水採用開式系統， 每台機組配置 2 台混流式迴圈水泵，
B 側凝汽器的凝結水因位差在重力作用下， 通過兩熱井間聯通管流入 A 側，
3 歷史情況
該機於 2013 年 11 月 8 日完成了 B 級檢修。 B 修中凝汽器增加了 1 套真空保持系統；迴圈水增加了二次濾網；還對凝汽器冷卻管進行了人工清洗。 此前在 2012 年，
B 修結束後， 因水溫較低又有供熱， 循泵採用單機單泵高速運行。 11 月 11 日， 發現 B 側凝汽器 500MW 負荷以上真空顯著下降， 最大降幅達 8kPa， 同時真空不穩定。 汽泵密封水回水排放地溝。
4 現場檢查試驗
（1）測點檢查。 真空測點高、低壓凝汽器各 2 個， 位於凝汽器低旁進口上部喉部位置， 靠近軸封進汽管。 測點開口在凝汽器壁上， 未伸入內部。 排汽溫度就地測點位於低壓缸外壁， 每只低壓缸四角各 1 個。 排汽溫度 DCS 測點共 4 個， 位於每個排汽缸左側， 靠近真空測點位置的喉部。 DCS 真空和溫度測點均位於凝汽器喉部， 近乎同一截面， 位置是合適的， 可避免溫度、壓力的不一致。
（2）系統檢查。 真空和溫度測點靠近低壓旁路， 檢查發現兩側低壓旁路均存在內漏，
（3）現場參數檢查。
現場用紅外測溫儀對 2 只低壓排汽缸、凝汽器喉部、凝汽器下部等處壁溫進行了測量， 結果與 DCS 顯示資料基本吻合。 低壓缸排汽溫度， 無論是就地資料、DCS 資料和測溫儀資料都基本一致， 表明 B側排汽溫度偏高是真實的。 分析 B 側凝汽器真空的變化， 與排汽溫度變化一致， 結合小機排汽溫度、小機其他運行參數判斷， B側凝汽器真空測量可靠， 真空偏低是真實的。
（4）真空泵啟停試驗。 11 日下午， 2 號機負荷 600MW， 增開 1 台真空泵， 2 台泵運行， 20min 左右， 真空無任何變化。 稍後， 負荷降至 560MW， 停 2 台真空泵， 進行真空嚴密性試驗。 7min 內， A 側真空緩慢下降， B 側真空幾乎無變化。 結果表明， B 側凝汽器真空嚴密性良好， 真空下降與真空泵運行無關。
（5）迴圈水量的變化。 據瞭解， 2 號機負荷升高至 500MW 以上， 真空不斷下降時，曾啟動 2 台循泵，但兩側真空偏差仍較大，B 側依然偏低。此外，負荷升高、真空下降過程中，迴圈水溫升變化也較小。
5 原因分析
通過對現場參數檢查和運行情況的瞭解，結合凝汽器的結構分析，B 側真空下降的原因可能有：
（1）凝汽器上部換熱管部分堵塞。上部蒸汽冷卻區冷卻面積不足，冷卻水流量不夠。負荷低時，冷卻水尚能滿足，負荷升高後，排汽量增大，上部冷卻水和冷卻面積不夠，造成蒸汽冷卻不足，排汽積聚在喉部，真空下降排汽溫度升高。而從總體來看，堵管不多，冷卻水溫升增加不明顯，因此增開真空泵和循泵效果不明顯。
（2）凝汽器上部管束處有異物遮擋，如低壓缸隔熱罩、7 號、8 號低加隔熱罩、抽汽管道保護罩等，脫落平鋪于冷卻管上部，使排汽不能直接接觸上排冷卻管，造成排汽冷卻不足，排汽溫度升高。
（3）低壓凝汽器（B 側）冷凝水至高壓凝汽器回水不暢。雜物堵塞進口濾網、管道，或淋水盤噴嘴。在機組負荷升高凝水量增加時，因堵塞回水不暢，使得低壓凝汽器水位升高，淹沒下部冷卻管，減少了蒸汽冷卻面積。
6 處理建議及結果
（1）分析有 3 種可能，一是水側冷卻管堵塞，另外 2 種是汽側異物遮擋和熱井聯通管堵塞，都與凝汽器內遺留雜物沉積有關。2 號機剛剛完成了 B 級檢修，且實施了與凝汽器有關的改造工作（增加二次濾網、真空保持裝置），檢修施工中雜質未清理乾淨，造成管道濾網堵塞的可能較大。
（2）建議
1）利用低負荷機會，將凝汽器半側隔離，檢查 B 側前後水室，重點檢查有無雜物遺留，堵塞上部冷卻管。
2）停機時，進入凝汽器熱井檢查。重點是凝水聯通管、進口濾網等。
3）停機時，由低壓排汽缸人孔門進入凝汽器喉部，檢查排汽缸內有無隔熱罩等雜物，凝汽器上部管束是否受影響。
（3）跟蹤結果：現場分析後不久，電廠利用低負荷機會隔離檢查了外側水室，未發現上部管道堵塞，也未發現水室內有雜物。2014 年 2 月，利用停機機會，檢查了熱井，發現 B 側的凝水聯通管進口濾網被雜物堵塞嚴重，影響凝水順暢地流入高壓側。隨後清理了濾網，並對熱井進行了全面檢查清理。處理後，B 側真空恢復了正常。
真空不斷下降時，曾啟動 2 台循泵，但兩側真空偏差仍較大，B 側依然偏低。此外，負荷升高、真空下降過程中，迴圈水溫升變化也較小。5 原因分析
通過對現場參數檢查和運行情況的瞭解，結合凝汽器的結構分析，B 側真空下降的原因可能有：
（1）凝汽器上部換熱管部分堵塞。上部蒸汽冷卻區冷卻面積不足，冷卻水流量不夠。負荷低時，冷卻水尚能滿足，負荷升高後，排汽量增大，上部冷卻水和冷卻面積不夠，造成蒸汽冷卻不足，排汽積聚在喉部，真空下降排汽溫度升高。而從總體來看，堵管不多，冷卻水溫升增加不明顯，因此增開真空泵和循泵效果不明顯。
（2）凝汽器上部管束處有異物遮擋，如低壓缸隔熱罩、7 號、8 號低加隔熱罩、抽汽管道保護罩等，脫落平鋪于冷卻管上部，使排汽不能直接接觸上排冷卻管，造成排汽冷卻不足，排汽溫度升高。
（3）低壓凝汽器（B 側）冷凝水至高壓凝汽器回水不暢。雜物堵塞進口濾網、管道，或淋水盤噴嘴。在機組負荷升高凝水量增加時，因堵塞回水不暢，使得低壓凝汽器水位升高，淹沒下部冷卻管，減少了蒸汽冷卻面積。
6 處理建議及結果
（1）分析有 3 種可能，一是水側冷卻管堵塞，另外 2 種是汽側異物遮擋和熱井聯通管堵塞，都與凝汽器內遺留雜物沉積有關。2 號機剛剛完成了 B 級檢修，且實施了與凝汽器有關的改造工作（增加二次濾網、真空保持裝置），檢修施工中雜質未清理乾淨，造成管道濾網堵塞的可能較大。
（2）建議
1）利用低負荷機會，將凝汽器半側隔離，檢查 B 側前後水室，重點檢查有無雜物遺留，堵塞上部冷卻管。
2）停機時，進入凝汽器熱井檢查。重點是凝水聯通管、進口濾網等。
3）停機時，由低壓排汽缸人孔門進入凝汽器喉部，檢查排汽缸內有無隔熱罩等雜物，凝汽器上部管束是否受影響。
（3）跟蹤結果：現場分析後不久，電廠利用低負荷機會隔離檢查了外側水室，未發現上部管道堵塞，也未發現水室內有雜物。2014 年 2 月，利用停機機會，檢查了熱井，發現 B 側的凝水聯通管進口濾網被雜物堵塞嚴重，影響凝水順暢地流入高壓側。隨後清理了濾網，並對熱井進行了全面檢查清理。處理後，B 側真空恢復了正常。