100 MW供热凝汽式机组真空低的诊断分析与治理措施

刘子烈，杨志行，王守志，姜自君

(1.黑龙江省电力科学研究院，黑龙江哈尔滨150030;2.华电能源哈尔滨热电有限责任公司，黑龙江哈尔滨150046)

0 引言

真空是汽轮机安全、稳定、经济运行的重要指标。凝汽器真空下降使低压缸排汽温度升高，温度升高带来的膨胀变形，将导致机组轴承振动、轴向位移和胀差变化，严重时将威胁机组的安全运行。大容量汽轮发电机组性能试验数据显示，真空每降低1 kPa，将增大机组热耗率1%左右，机组的发电煤耗相对应将升高约3 g/(kW·h)，热经济性影响巨大。真空除了与凝汽器、真空泵或抽气器等真空系统设备有关外，还与轴封系统、循环水系统、凝结水系统、疏放水系统等有密切关系，涉及范围广，关联设备多，影响因素复杂。

某电厂1台100 MW供热抽汽凝汽式机组配置了2台真空泵(设计为1台运行、另1台备用)，采用闭式循环冷却系统。自2004年投产以来，2台真空泵长期并列运行，仍存真空偏低问题，虽经多次查漏及综合治理有所改善，但与设计值仍有较大差距，严重威胁机组安全经济运行。因此，在机组大修前，对该机组进行了相关系统运行调整试验、系统查漏，对其发现的问题进行了分析诊断，并提出了治理建议和应对措施。

1 分析诊断

1.1 真空系统运行分析

a.全年该机组凝汽器两侧端差都在比较大的区间运行，通常为10 K，最大达到26.8 K，凝汽器换热恶化。

b.全年该机组凝汽器两侧端差有一定差异，即B侧端差较A侧端差偏大5～7 K，A侧的换热明显好于B侧。

c.每个采暖供热周期随着运行时间的加长，凝汽器端差逐渐增大，换热恶化趋势明显。

d.机组检修记录显示，有汽轮机低压缸下部六、七段抽汽管路与缸体接口法兰因负荷变化引起交变应力变形导致的开裂，这种情况前几年多次发生过。

1.2 真空泵调整试验

在机组满负荷运行中，由于必须保持2台真空泵连续运行方能确保安全稳定的系统真空，调整试验没有采用停真空泵方式。

试验边界条件如下:

负荷为99.9 MW;主汽参数为8.66 MPa，535.1℃，660.2 t/h;真空为91.70 kPa;抽汽参数为1.10 MPa，310.9 t/h;轴封压力为0.045 MPa;排汽温度为40.8℃，41.7℃;循环水系统2台循环水泵低速状态与2号机组循环水并联运行。

真空泵调整试验数据如表1所示。

表1 真空泵试验数据

工况1和工况2数据显示，在热力系统及参数未发生改变的情况下，对于同一真空系统，2台真空泵的抽吸能力并不相同，若2台真空泵系统阀门没有异常，则1号真空泵的抽吸能力要优于2号真空泵。

工况3数据显示，虽未能按照真空严密性试验标准要求进行试验，但该机组的真空严密性指标应该很差，仅仅关闭了真空泵入口门不到2 min，其真空下降速率达到2 433 Pa/min，真空系统必然存在较大泄漏，这与以前曾多次进行出现且处理的“汽轮机低压缸下部六、七段抽汽管路与缸体接口法兰因负荷变化引起的交变应力变形导致开裂”现象吻合。

1.3 轴封压力调整试验

正常轴封供汽压力基本维持在0.045～0.050 MPa。在满负荷期间、各辅助系统参数相对稳定的前提下，把轴封供汽压力从 0.045 MPa提高到0.055 MPa后稳定运行30 min，汽轮机真空没有变化。基于以上现象，认为目前轴封供汽压力满足系统要求。

1.4 循环水泵运行调整试验

通过改变循环水泵的运行方式改变循环水量，试验期间真空无明显变化，可以排除循环水量对机组真空的影响。从循环水泵效率测试试验数据来看，高速时流量为8 160.72 t/h，低速时流量为4 449.48 t/h，出力与铭牌略有差距，冷却流量从冷却效果来看满足机组需要。

1.5 轴封加热器水封调整试验

机组稳定运行时，该轴封加热器水位计无水，水封放气管打开后无水且吸气(负压)。通过对轴封加热器水封注水，在水封放气管可排水(正压)时，机组真空由89.73 kPa上升到90.16 kPa，真空上升0.43 kPa。

1.6 低压加热器运行状态

各低压加热器在低水位运行，甚至于无水位运行。

1.7 真空系统漏泄检测

采用氦质谱检漏仪对真空系统重点位置进行查漏，测点包括负压系统大多数阀门、法兰、盘根及焊口，仍有部分位置难以深入而无法检测。重点查漏共测试175点，多数部位无明显泄漏，其中特大漏点1处，确认为低压缸下缸的六、七段抽汽与下汽缸接合法兰及焊口，此处曾多次泄漏并处理过。较大漏点有3个:2号真空泵空气管接头(3处)、2号真空泵入口手动截门(门盖)、2号真空泵吸入口侧法兰(滤网两端);微漏3点。

1.8 循环水冷却水塔运行状况

对水塔检查时发现，填料和除水器表面泥垢较多，淋水装置喷淋效果较差，存在堵塞现象;部分区域有落水现象，存在填料等冷却材料破损。此外，在冬季运行时，水塔结冰面积较大，进气区有1/3面积被已经结成的冰幕覆盖，阻碍了空气进入影响换热;中心区域的结冰情况也较为严重;已结成冰幕区域有填料破损，化冻后填料破损的碎片会堵塞凝汽器铜管。

1.9 其它系统运行状况

疏水扩容器仍存在部分疏水管路内漏。改变凝汽器水位为450 mm、500 mm、600 mm，稳定运行后，真空无明显变化。

2 治理建议

2.1 真空系统

a.汽轮机低压缸下部六、七段抽汽管路与缸体接口法兰因交变应力导致开裂，严重影响真空。经与制造厂协商后，确定增设抽汽管道补偿器或膨胀节，以消除应力，避免此种较大的真空系统泄漏再次发生。

b.大修应检查清理真空泵入口蝶阀、滤网及冷却器。此外，还应对真空泵解体检查并修复，其出力的差异性应与内部部件受损有关。

c.氦质谱检漏有一定的局限性，一些位置无法深入接近。因此，大修时还应彻底对凝汽器及相关部位进行泡水检查，重点在凝汽器喉部及有关焊口等，泡水时间不少于48 h。

2.2 循环水系统

a.大修期间，除对两侧的凝汽器循环水各阀门重新检查定位外，还应对循环水泵进行检查，包括泵体及叶轮，修复磨损、改善泄漏，提高泵组效率。

b.运行过程中，应及时定期排放循环水管路空气，避免空气集聚而影响换热、降低机组真空。

c.两侧凝汽器端差较大，除了真空系统的一些泄漏产生的主要影响外，还有铜管清洁度对换热的影响。应参照相关标准加强胶球清洗装置的管理和维护，其适当投入率和收球率都会有效改善铜管的结垢及污染，提高换热效率，降低凝汽器端差。当管侧结垢严重时，高压水冲洗或酸洗有助于改善清洁度。全面检查时，还应掌握凝汽器堵管情况。

2.3 轴封加热器水封

a.由于轴封加热器水位控制不力(无水位运行)，轴封加热器水封也成为影响真空的1个主要环节，应及时加强轴加水位的控制和调整。

b.此外，轴封加热器水封没有布置水封底部放水点。由于该供热机组每年有几个月的停修期，水封内长时期存水将引起锈蚀，可能导致多级水封的内漏、堵塞以至于改变水封流程，影响水封正常工作。大修期间应检查轴封加热器的多级水封，并考虑增加水封的底部放水点。

2.4 低压加热器

低压加热器的低水位甚至无水位运行将加大凝汽器的热负荷，不利于真空。运行中应加强低加的水位控制和调整，水位计应确保计量准确、可靠运行。

2.5 水塔

a.填料和除水器表面泥垢较多，淋水装置喷淋效果较差，存在堵塞现象。水塔周边应考虑增加围网，避免杂物进入塔池、堵塞凝汽器影响换热。

b.部分区域有落水现象，应存在填料等冷却材料破损，应及时进行材料修补、更换，以提高水塔冷却性能，改善机组整体的运行经济性。应控制水塔水温，避免水温过低引起的水塔冰冻现象。

c.应避免化冻后填料破损碎片堵塞凝汽器铜管问题出现。

d.重视循环水中有机生物的杀灭问题，避免有机生物污染凝汽器，降低清洁度，恶化换热而影响真空。

e.开展水塔各项指标监督，有助于水塔冷却性能评价分析。

2.6 疏水扩容器

疏水扩容器仍有部分疏水管路内漏，增加了凝汽器热负荷，影响真空。增加疏水扩容器温度测点，便于检查疏水阀门内漏，及时开展漏泄的治理。

3 大修及综合治理效果

a.在大修期间，进一步核查了低压缸下部六、七段抽汽管路与缸体接口法兰的开裂，并采取增设抽汽管道上补偿器，彻底解决了此种泄漏，真空严密性指标可达到200 Pa/min。

b.对真空泵解体检查发现，入口滤网被杂质堵塞;叶轮冲蚀严重，这与泵体内工作液温度较高造成的汽蚀有直接关系。叶轮经过修复，并疏通吸入口的冷却水管、将真空泵工作液换热器的冷却水源改为温度较低的工业水后，真空泵运行电流明显下降。

c.对凝汽器管侧检查发现垢质较硬，并堵塞有大量的破损水塔填料碎片，胶球系统收球率低也源于此，多种原因导致凝汽器换热恶性循环。增设二次滤网、高压冲洗等改善了胶球清洗装置的投入率和收球率，避免了管侧的堵塞，提高了通流面积和管侧的清洁度，大大降低了凝汽器端差。

d.在大修期间，对凝汽器及负压系统泡水查漏、氦质谱查漏。综合治理后，在1台真空泵运行、1台真空泵备用状态下，满负荷机组真空可达到93 kPa，冬季供热期可以达到96 kPa以上，确保了机组发电供热的安全运行，经济性大幅度提高，降低了热耗率和厂用电率，节能降耗效果显著。

［1］ DL/T904-2004火力发电厂技术经济指标计算方法［S］.