凝汽器真空度下降原因分析及处理

曹叶

(广东粤电集团靖海发电有限公司，广东 靖海 515223)

1 设备概况

广东粤电集团惠来电厂#1机组为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566，最大连续出力为634.18 MW，额定出力为600 MW。凝汽器系双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器，由2个斜喉部，2个壳体(包括热井、水室及回热管系)，循环水连通管，汽轮机排汽缸与凝汽器连接所采用的不锈钢波形膨胀节，底部的滑动、固定支座等组成全焊接结构。凝汽器喉部上布置有组合式低压加热器(以下简称低加)、给水泵汽轮机的排汽接管、汽轮机旁路系统的三级减温减压器等。汽轮机的五、六、七、八段抽汽管道以及轴封回汽、送汽管道单独从喉部顶部引入，五、六段抽汽管分别通过喉部壳壁引出，七、八段抽汽管接入布置在喉部内的组合式低加。

2 真空度异常情况

2011-04-06，#1机组C级检修后启动并网带负荷，发现凝汽器真空度在-92.4～-93.6 kPa范围内波动，较同型号#2机组相比偏低。04-08，检修维护人员对3台真空泵冷却器进行清理后，凝汽器真空度由-93.6 kPa上升至-94.8 kPa，但真空度不稳定，机组降至较低负荷运行时真空度又下降。04-14，运行人员将A，B汽动给水泵密封水回水至凝汽器手动门适当关小后，真空度由原来的-94.3 kPa快速上升至-95.5 kPa，最终稳定在-96.8 kPa。

2011-05-08 T 08：00 — 12:00，在机组工况没有变化且无运行操作的情况下，凝汽器真空度由-95.6 kPa 降至-94.3 kPa，比同型号#2机组相同情况下低2.0 kPa。05-09 — 26，汽机专业技术人员对相关系统设备进行了检查。

(1)05-13，检查发现#8A低加危急疏水调门门盖有泄漏点，封堵紧固门盖后机组的真空度由-94.86 kPa 升至-95.92 kPa。

(2)05-14，检查发现低压侧凝汽器循环水出水端外壳温度较平常高20～30 ℃，且内部气流声较大；五段抽汽压力自5月8日起逐渐下降，且#5低加温升亦逐渐减少。综合各现象初步分析为五段抽汽在凝汽器内引出管的连接膨胀节爆破或泄漏，需停机检查处理。

(3)05-21 — 26，采用氦气查漏发现2个主要泄漏点：主机#6轴承箱底部排油孔洞，A凝汽器喉部膨胀节。

3 处理过程和原因分析

3.1 真空泵工作液温度的影响

2011-04-08，运行人员检查发现#1机组A，B真空泵的工作水温度偏高，当时真空泵冷却器冷却水(循环水)入水温度为19 ℃，而真空泵工作液(除盐水)温度明显偏高，达38～40 ℃。分析认为真空泵冷却器可能脏污或堵塞，热交换能力下降，使真空泵工作液温度偏高。对真空泵进行清理后，真空度明显提高，由-93.6 kPa升至-95.8 kPa。

由于水环式真空泵是以水为工质进行工作的，所以泵体内水的温度决定了各小室内空间在旋转过程中所能达到的真空度。也就是说，最高真空度是由水的汽化压力所决定的，而水的汽化压力就是真空泵工作水温下的饱和蒸汽压力。例如：100 ℃水的饱和蒸汽压力为0.1 MPa，如果采用100 ℃的水作为水环真空泵的工作液，从理论上来说是无法抽真空的。有试验证明，当水环真空泵工作液温度在25 ℃以上时，真空泵的抽吸空气能力就开始减弱，35 ℃以上时将大大减弱，达到其饱和温度时，工作液将会饱和汽化，并最终丧失工作能力。因此，作为工质的水应当及时予以冷却，使其尽可能保持较低的温度。

3.2 给水泵机械密封水回水调整门开度的影响

2011-04-10，#1机组降负荷后，凝汽器真空度又降至-93.6 kPa，怀疑真正的泄漏点还没有被发现。#1机组负荷变化对真空度的影响表现为：机组负荷较高时，真空度也随之提高；负荷低时，真空度也较低。运行人员多次对2台汽动给水泵机械密封水回水至凝汽器手动门进行关小调整，真空度有所提高。04-14，运行人员再次关小A，B汽动给水泵密封水回水至凝汽器手动门后，真空度由-94.3 kPa快速升至-95.5 kPa，最终稳定在-96.8 kPa，说明有空气经给水泵机械密封水回水管漏入凝汽器，造成凝汽器真空度下降。因此，给水泵机械密封水回水调整门开度太大会直接导致真空度下降。

该厂#1，#2机组汽动给水泵机械密封水回水至凝汽器前都设有两级水封，以防止空气漏入凝汽器，但在机组工况变化、给水泵回水不正常、回水门开度不合理、水封破坏时，外界空气很容易经给水泵轴端、回水管、水封进入凝汽器，造成凝汽器真空度下降。

(1)当给水泵机械密封水回水调整门开度较大时，可能会导致回水调整门前回水管内部处于负压状态，外界的少量空气容易被吸入回水管。由于水封至凝汽器的管路是从第二级水封上部侧面接出的，水封筒顶部存在空间，随密封水回水漏入的空气在水封筒顶部积存，当积聚到一定程度时水封筒内水封遭到破坏，导致密封水回水管内的气、水混合进入凝汽器，真空度下降。

(2)当给水泵机械密封水回水调整门开度较大，而密封水回水量较小时，回水调整门前回水管道内水不能处于充满状态，导致大量空气从汽动给水泵轴端或管道法兰不严密处吸入回水管道，由于水封筒高度较小，水封效果差，致使密封水回水携带大量空气直接进入凝汽器，对凝汽器真空度和凝结水溶氧产生很大的影响。

(3)机组负荷较高时，给水泵压力、流量增加，回水管流量较大，充满度好，空气不容易被吸入，水封运行良好，真空度提高。负荷低时，由于回水门开度较大，回水管道内流量小，空气容易进入回水管道，造成水封破坏，影响真空度。

3.3 低加危急疏水管道泄漏的影响

该机组低加危急疏水是通过疏水扩容器排向凝汽器热井的，低加危急疏水管道在危急疏水调门后是处于负压状态的。故当#8A低加危急疏水调门门盖密封不严时，会有空气漏入凝汽器，导致凝汽器真空度下降。

3.4 凝汽器内五段抽汽引出管连接膨胀节爆破或泄漏的影响

因五段抽汽引出管连接膨胀节爆破或泄漏，导致大量高能蒸汽直接进入凝汽器，增加了凝汽器热负荷，导致真空度下降。

3.5 主机轴承座底部排油管孔洞的影响

由于主机#3～#6轴承座漏油排油口管道自凝汽器喉部壳壁引出，当凝汽器内部轴承座漏油排油口管道出现破损以及穿出凝汽器壳壁处的密封松动时，会导致外部空气经排油破损管道及凝汽器壳壁穿孔处的间隙进入凝汽器，致使凝汽器真空度降低。

4 处理措施及处理后的效果

广东粤电集团惠来电厂利用#1机组调峰停运机会更换了五段抽汽管道凝汽器内爆破连接膨胀节；将主机#3～#6轴承座漏油排油口管道直接从轴承座底部引出，不再从凝汽器穿过，并对原凝汽器穿孔进行了封堵；对给水泵密封水回水至凝汽器隔离水封进行改造，增加了一级水封，达到了水封设计效果；对A凝汽器喉部膨胀节漏气处进行了封补。经上述处理后，2011-06-08,#1机组开机并网带负荷，凝汽器真空度恢复正常，达到-96.8 kPa，可降低标准煤耗约6 g/(kW·h)，经济、环保效益十分可观。

参考文献：

[1]胡念苏.600 MW超临界火力发电机组技术丛书：汽轮机设备及系统[M].北京：中国电力出版社，2006.

[2]东方汽轮机厂.N-32000-1型凝汽器使用说明书[Z].