...满足设计指标.-汽轮发电机组转轴振动监测系统设计 3
史晓宇
【摘 要】本文简要介绍了凝结水抽取系统（CEX）的功能及其流程，着重讲述了该系统在运行中出现的若干问题及解决对策。
【关键词】凝汽器；氧含量；泄漏；振动
Abnormal Analysis of CEX System of 3/4 Unit
SHI Xiao-yu
（CNNO，Jiaxing Zhejiang 314000，China）
【Abstract】This paper briefly introduces the function and the process of the condensate extraction（CEX）system，and emphatically describes some problems and solutions of the system.
【Key words】Condenser；Oxygen content；Leakage；Vibration
0 前言
凝结水抽取系统（CEX）是常规岛汽水循环中非常重要的一个环节，接受汽轮机低压缸排出的乏汽，通过海水冷凝、冷却后，进入水回路。经过长期运行经验，凝结水循环系统运行良好，3/4号机组在1/2号机组的基础上已经有了改进，但也出现了一些问题，需要深究其因，通过系统结构改造或者运行方式改進等手段避免或减少这些问题的出现。本文主要是从运行方式方面的改进的角度，研究如何避免凝结水抽取系统日常中出现的异常问题。
1 系统介绍
凝结水抽取系统（CEX）主要由3台凝汽器、3台凝结水泵和一个高压疏水扩容器及相关的阀门和管道等组成。具有以下功能。
1.1 功能
1.1.1 主要功能
1）接受汽轮机的排汽，将其冷凝为水，然后继续参加循环；
2）通过凝汽器将排汽冷凝，使汽轮机排汽端获得高度真空，从而使它们能发出较高功率，提高其经济性；
3）在汽轮发电机大量甩负荷或机组紧急掉闸时，本系统能接受GCT-C系统的排放蒸汽（GCT-C总容量为额定主蒸汽流量的85%），使一/二回路不致因负荷不匹配而超温超压，避免紧急停堆；
4）在凝汽冷凝之后，可将凝结水除气，其功能符合热交换协会（HEI）标准保持凝结水合适的氧含量。此外，还可将凝结水过滤、净化；
5）为电站提供适当和必要的凝结水储存量；
6）可将凝结水从凝汽器热井经ABP系统输送至除氧器。从SER系统接受汽机热力系统运行所需的补给水；
1.1.2 次要功能：
1）接受大部分热力系统的疏水；
2）为ASG系统水箱提供凝结水；
3）为APG再生热交换器提供冷却水；
4）为三个疏水扩容器提供减温水；
5）为CAR系统提供降温用凝结水；
6）为凝结从GCT-C系统进入凝汽器的排汽提供降温水；
7）凝结水泵提供自密封水。
1.2 CEX系统系统描述
每只低压缸下方有凝汽器的一个壳体，三个壳体的接颈处设有均压连通管，每个壳体下面的凝结水热井间设有连通管。每个壳体的循环水侧分隔为两个独立回路组成。循环水均为单向流，自一侧进入，由另一侧排出，流过凝汽器后都排入暗渠中，然后经具有虹吸水封作用的跌落井排入大海。
低压缸排汽在凝汽器101CS、102CS、103CS中冷凝成水，然后，经由凝结水泵的入口过滤器CEX001/002/003FI进入凝结水泵，凝结水从凝结水泵出来后，分别经过各自的逆止阀006VL、005VL、004VL和电动隔离阀009VL、008VL、007VL，合并后的主凝结水经孔板后分为两路，主路经调节阀042VL、026VL和旁路阀025VL送往低压给水加热器，另一路经阀029VL和调节阀030VL返回凝汽器103CS。汽机轴封冷却器与孔板串联，该孔板通过设计计算选定，以保证有适当的凝结水流量流过轴封冷却器，保证这一重要设备的正常工作。把轴封冷却器的水路布置在送往低压给水加热器和凝结水再循环管线的上游，也是为了确保向轴封冷却器供应冷却水，使之不受进入除氧器的主系统凝结水量的影响。当主路凝结水量减少时，凝结水再循环阀030VL将开启，从而保证供应轴封冷却器的冷却水量。返回CEX系统的疏水分别由高压疏水扩容器和凝汽器的两个本体疏水扩容器接收，减温减压后最终进入凝汽器。
2 凝结水氧含量升高
凝结水中的含氧量也越多，从而加速了相关管道、设备的腐蚀速度，所以必须引起足够的重视。下面介绍一些机组运行期间发生氧含量升高的现象，并提出处理方法的建议。
2.1 CVI抽真空泵出力不足
A.现象
随着SRI /SEN热交换器状态的切换（春秋冬节，一台反洗，一台正洗，一台隔离备用），凝汽器真空变化，凝结水氧含量和电导率变化。随着气温上升这种现象愈加明显。
B.原因分析
根据现象可以初步推断出以下结论：SRI水温变化导致CVI真空泵的出力发生变化。但是查看历史记录，发现SRI/SEN板式热交换器下游SRI温度基本不随热交换器的状态切换而变化。结合流程图和现场管线布置可以找到根本原因：CVI真空泵的冷却水来自SRI201RF和SRI301RF之间的管线。如果SRI301RF正洗状态，则CVI泵的冷却水温高于SRI母管水温，导致CVI泵出力下降这种现象在春/秋/冬季尤其明显。春季随着海水温度上涨，如果没有及时投入两台SRI热交换器正洗，则可能导致CVI备用泵启动。
图1 SRI板式热交换器运行方式对CVI泵出力的影响
C.处理方法建议
随着气温的上升，及时投入SRI/SEN板式热交换为两个正洗一个反洗状态。当前机组上的做法是，根据气温上升，海水温度上涨，导致SRI温度上升，通过手动控制SRI019/020VD的开度，来调节SRI热交换器出口母管温度在30摄氏度以下，必要时投入两台热交换器正洗，保证相关负荷正常运行。但是在春季末夏初季节，SRI母管温度还未涨到30摄氏度，如果仅仅是SRI301RF一台热交换器在正洗，则会导致CVI泵出力不足现象。所以，仅关注SRI热交换器出口母管温度，并不适应CVI的运行工况。建议：分析以往几年的运行经验，确定一个时间点（某月某日）把SRI/SEN热交换器从一台正洗状态切换至两台热交换器正洗状态，并增加到“季节导则”中，形成程序。
2.2 凝结水过冷
凝结水过冷度表征了凝汽器热井中凝结水的过度冷却程度，凝汽器热井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差即称为过冷度。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷，则其含氧量增加。
ΔT=TS-TC
ΔT—过冷度
Ts—凝汽器绝对压力对应的饱和温度
Tc—凝汽器热井中凝结水温度
影响过冷度的因素有：凝汽器管束排列不合理；凝汽器漏氣或者真空泵出力不足；凝汽器水位过高；海水漏入凝汽器；海水入口温度和流量；汽机负荷的影响；凝汽器补水温度过低。针对以上因素中，海水入口温度/流量和凝汽器水位过高这两个因素，可以通过采取措施进行干预。
2.2.1 海水入口温度/流量
A.现象
随着气温的下降，冬季时凝结水的氧含量高于夏季时凝结水的氧含量。
B.原因分析
冬季时海水温度低导致凝结水温度低，使得凝结水过冷度较大，水中氧含量较高。如图2所示。
C.处理方法建议
如有必要，冬季时候可以通过对流经凝汽器的海水进行截流，降低海水流量，从而提高凝结水的温度，减小过冷度。秦二厂1/2号机组为验证这一现象，运行人员对CRF海水流量进行截流，降低循环水流量，发现凝结水泵出口溶解氧含量从60ppb降到30ppb左右。
2.2.2 凝汽器水位过高
A.现象
凝汽器水位过高时，凝结水的氧含量会有所增加。
B.原因分析
一个导致凝结水过冷的因素是凝汽器水位过高，凝结水侵没钛管，使冷凝空间减少，汽机乏汽短时间内被冷却为欠饱和水，氧气来不及释放出来，从而达不到除氧的目的。
C.处理方法建议
机组运行期间，在以下三种情况下会出现凝结水水位增加：
机组启动后功率升高，凝结水温度跟随上升，导致凝汽器水位有明显的上升。机组启动后及时通过CEX011VL排水，就可避免上述现象。
凝汽器自动补水阀门CEX035/039VL自动关闭滞后，导致水位上升，这一现象经常发生在通过CEX向ASG001BA补水的时候。建议补水时，控制补水流量较小，避免大阀CEX035VL自动开启，可减少阀门关闭之后效益导致凝汽器水位上升的现象。
SVA001BA的返回二回路的水会导致凝汽器水位不断上升，因为SVA001BA的水来自3/4号两机组的三废SVA供汽的疏水或冷凝水，此外还有来自SER的冷凝水。这些水最终都返回一个机组的凝汽器，这就势必导致这个机组凝汽器水位缓慢增加。只需操纵员清楚这个缘由，及时通过CEX011VL排水即可。
2.3 补水对凝结水氧含量的影响
A.现象
冬季时候，通过CEX对ASG001BA补水时，凝结水氧含量增加比较明显。
B.原因分析
凝汽器的补水来自SER水箱，补给水是未除氧水，其溶解氧经常处于饱和状态，而SER水箱其水温夏天冬天变化很大，冬季水温低，补水中携带的氧量比夏季明显升高。
温度不但影响补水中氧含量，而且影响补水进入凝汽器后的除氧效果。夏天的补水温度高，进入凝汽器后在扩散过程中，温度很快达到其对应压力下的饱和温度，大部分溶解氧及时转变成挥发性气体被CVI系统除去。冬天SER水在10℃以下，在进入凝汽器扩散过程中没有达到其饱和温度，从而使携带的溶解氧进入热阱水中引起凝结水氧含量高。
另外，短时间大流量补水对溶解氧有明显影响，其原因为在大流量补水时的补水进入凝汽器的位置不同造成的。凝汽器的补水共有两路，一路小流量补水进入凝汽器的汽空间，另一路大流量补水则直接进入凝汽器的热井；凝汽器正常补水时只有小流量阀门开启，补水进入汽空间通过真空除气后对溶解氧影响很微小，而大流量补水时则补水直接进入凝汽器热井，没有经过真空除气，因此氧含量上升较大。
C.处理方法建议
针对原因分析，提出一下两个建议：
冬季时，建议使用ASG除气塔对SER水进行加热除气后对ASG001BA补水，尽量减少使用CEX水用作补水水源。从而减少低温的SER 水进入凝汽器。
如果使用CEX作ASG的补水水源，则减小补水的流量，避免凝汽器补水大阀CEX035VL的开启。
3 凝汽器水室钛管泄漏
凝汽器钛管一旦破裂后，会导致海水进入凝汽器，随之进入蒸汽发生器二次侧，导致二次水质变差，电导率和钠含量上升，可能导致传热管腐蚀破损，放射性外泄，影响机组安全运行。根据秦二厂多年的运行经验，曾出现过几次凝汽器钛管破损事件，所以要引起足够的重视。2015年就出现过3号机组1B凝汽器钛管泄漏事件。
A.现象
1）对应凝汽器电导上升；
2）凝泵出口母管阳电导高，报警SIT 100 AA（红色）出现；
3）高加出水总管阳电导高，SIT102AA（黄色）出现；
4）APG的电导（或）和钠离子浓度升高，水质恶化趋势较为迅速。
B.原因分析
根据厂内外电厂运行经验来看，凝汽器钛管泄漏多是由机械损伤引起，主要原因有：
1）机械撞击。安装或检修期间，工器具或零部件遗留在凝汽器内，导致运行期间的频繁撞击；汽机低压流通动静部件飞脱砸破钛管等。
2）硬物刮伤。海水中的悬浮物/沙石/贝壳等固体硬物进入凝汽器，对钛管进行反复冲刷和划刮造成钛管破损。
3）管束振动。管束的反复振动，易造成钛管变薄破损。
4）制造和安装缺陷。安装时，钛管与管板间隙过大过小都易导致钛管破损。
5）冲洗不当。冲洗操作不当，会导致钛管损伤。
秦山二厂多次发生的钛管破损都是由机械撞击和硬物刮伤导致。2015年3号机组钛管破损就是由于二次滤网的牺牲阳极保护装置破损，碎片进入凝汽器导致钛管破损。
C.处理方法建议
从运行人员的角度来说，除了加强关注CRF格栅除污机/鼓网/二次滤网的运行情况，避免固体杂物进入凝汽器外，几乎没有好的运行方式改进建议，来避免凝汽器钛管的破损。运行人员关注的重点是凝汽器钛管破损事件已经发生后，如何保证第一时间采取措施，避免事件扩大。虽然事故规程ICEX001對此类事故有了明确的处理要求，根据最近的2015年3号机组钛管泄漏事件的相应情况，提出以下一些建议：
1）加强ATE启动培训
秦二厂3/4号机组功率运行期间，ATE大多时间是不运行的。凝汽器钛管泄漏后，避免蒸汽发生器水质恶化，运行人员首要任务就是最短的时间内启动ATE全流量处理。而ATE 的启动过程比较耗时，需要运行值班人员具有足够的熟练度，而当前值班模式下，ATE的操作大多由专工执行，运行值人员对ATE的熟练程度参差不齐，事故情况下时间紧迫，专工可能需从厂外赶到厂内。建议专工对运行值班人员定期进行培训，保证新老员工对ATE启动操作的熟悉。
2）隔离前运行和化学人员同时确认故障凝汽器
凝汽器钛管泄漏大多时候是单个钛管的小面积破损，只要ATE及时全流量处理，故障凝汽器的隔离不是非常紧迫。所以在隔离前有足够的时间对故障凝汽器定位，避免隔离错误，延误处理进程，导致事件扩大。2015年3号机组凝汽器钛管泄漏事件中，在隔离凝汽器前，化学人员发现凝汽器电导检测表计在线错误，避免了隔离无泄漏的凝汽器A1海水侧。
3）熟悉凝汽器隔离操作及风险
凝汽器检修前的隔离操作比较复杂，涉及CRF/SEP/CVI/GCT等系统，隔离过程中阀门操作顺序有严格要求，否则可能导致凝汽器真空恶化的风险，如图7，如果凝汽器去虹吸阀或者SEK的阀门操作错误，会导致正常凝汽器真空恶化。而凝汽器隔离操作发生的频率又极其低，运行人员难免生疏，为避免临危不乱，建议定期学习凝汽器隔离操作，开展定期培训。
4 凝结水管路水锤现象
水锤现象有的击坏管线及其相关设备，管线振动且发出很大的响声，造成许多破坏性的缺陷，导致管道或者设备支架损坏，造成许多漏点带压堵漏工作。
A.现象
凝结水经过ABP向 ADG001BA供水的管线经常发生水锤，导致管路和除氧器顶部剧烈振动，特别是在低负荷时，水锤现象更加严重。
B.原因分析
ADG加热的蒸汽充满顶部的补水管道，部分蒸汽会凝结，大量低温的凝结水进入管线，与蒸汽相遇，从而产生水锤效应。特别是启动前或低负荷时，凝结水没有经过ABP预热或者余热不足，导致凝结水温度较低，水锤效应更加明显。见下图：
C.处理方法建议
应对除氧器顶部补水管路的水锤现象，现行的措施主要是在机组启动时，使用SVA辅助蒸汽加热除氧器时，启动ADG001PO大循环，使除氧器内的热水与凝结水混合，提高进入除氧器顶部的补水，在汽机功率达到90MW时，冷凝水通过ABP抽汽预热充分，此时可以停运ADG001PO。机组将功率至90MW时，启动ADG001PO。根据管线布置和以往运行经验，提出以下改进建议：
1）机组启动时，关闭ADG补水隔离阀CEX023/025/041VL，通过现场调节SER补水阀ADG036VL的开度进行补水。这种方法的优点是可以避免补水管路水锤现象，其缺点是ADG水位自动控制丧失，手动控制水位调节性能差，补水水源温度低，蒸汽加热效率低。建议在机组初始启动水锤现象严重时采用，不建议长时间采用。
2）使用经过APG加热的凝结水对ADG001BA补水。CEX水经过APG002RF加热后，返回ADG系统。可以在满足APG排污水温度控制要求的前提下，小范围调节APG087VL的开度，调节ADG001BA水位。这种方法在3号机组2015春节调停期间得到很好的验证，其缺点是只能小范围的参与ADG水位调节，所以该方法适用于长期热停堆或低负荷稳定运行期间。
3）在管路安装中，采用更加优良的减振吊架、支架等来减小水锤对管网的破坏。这一措施在国内外电站中累积了先进的经验，比如在管道支架上增加阻尼器或“液压缓冲器”能够取得了很好的效果。
5 结论
总的来说，CEX系统自投运以来，运行情况还是比较稳定的。但也存在着如凝结水氧含量偏大、过冷度高、钛管破裂及管道水锤导致振动大等问题，在1/2号机组运行经验的基础上，3/4号机组已经做了很好的改进，得到了部分解决或一定的改善。从机组运行角度来看，还可以改进运行方式，避免或者缓解这些问题。同时，还需要加强同行交流，改进运行管理措施，避免或减少类似故障的发生。
【参考文献】
[1]秦山核电二期扩建工程凝结水抽取系统手册（CEX）.上海：华东电力设计院，2009.
[2]S3/4CEX001.3/4号机组凝结水系统，运行规程.
[3]I3/4CEX001.3/4号机组冷凝器海水泄漏故障，事故规程.
[责任编辑：田吉捷]
