50 MW汽轮机组真空差原因分析及处理

沈 健

（南京钢铁产业发展有限公司能源中心发电作业区，江苏南京210035）

50 MW汽轮机组真空差原因分析及处理

沈 健

（南京钢铁产业发展有限公司能源中心发电作业区，江苏南京210035）

围绕凝汽系统和真空系统两大方面,分析了汽轮机真空降低可能出现的原因，确定了相应的处理办法，并有效地解决了这一问题。

汽轮机；真空度低；原因分析；处理办法

1 设备现状

目前南钢能源中心的1#、2#发电机组分别于2005年、2006年投入使用，汽轮机是由南京汽轮电机厂制造。投运至今六年多，汽轮机的真空时有恶化，正常运行时，冬季的真空应该在-0.094 MPa，夏季的真空也应该维持在-0.091 MPa左右，但是有时候汽机真空会降至-0.080 MPa，本来一用一备的射抽系统经常会出现两台射水抽气器同时运行才能勉强满足机组真空的被动局面。真空度差必然带来排气温度的上升，如果排气温度持续过高，一方面会造成后汽缸膨胀不均，排汽缸及轴承座受热膨胀，转子中心变化，动静部分摩擦，引起机组振动，而且排气温度高还可能引起凝汽器冷却水管胀口松弛，破坏严密性，进一步影响真空，恶性循环，影响机组的安全运行。另一方面，会使汽轮机的进汽焓降减少，降低汽轮机的效率。

2 原因分析

通过对50 MW汽轮机6年的运行状况分析，主要应用了逐项排除的方法和灌水查漏法，再结合其他各单位同样机组真空方面的经验教训，我发现影响汽轮机真空的原因有很多，主要围绕凝汽系统和真空系统两大方面。

2.1 凝汽系统的检查

2.1.1 循环水系统

当循环水量不足或者温度较高时，会影响冷凝效果，从而影响真空。根据2009年某节能公司对循环水管道进行流量在线监测，实际测得两台机组的循环水流量为16435 t/h，完全符合两台机组凝汽器的所需用水量，因此水量是充足的。但是有时会遇到循环水泵跳泵，备用泵连锁动作，在循环水泵的启停过程中，循环水管母管压力会有瞬间变化，管道进入空气，引起气塞，影响循环水的冷却效果，是否进入空气可以观察循环水进水出水温度差来判断，如温差过大超过10℃以上，很可能是由于管道进入空气所致，此时应立即开启凝汽器前循环水管的放空气门，空气放尽后就能解决真空问题。

2.1.2 射水抽气系统

50 MW机组设有两台射水泵以及两台射水抽气器，正常运行方式为一用一备，单泵对应单台射水抽气器。

射水抽气器型号为TD32型，工作水压为0.36 MPa，喉管材质为碳钢，容易受到硬水的腐蚀，作业区曾出现过四台射水抽气器的喉管焊缝均有不同程度的腐蚀，影响抽气效果，因此我们作业区已经逐步将四台射水抽气器全部更换为同型号的合金钢射水抽气器，更换投运之后未出现射水抽气器喉管焊缝腐蚀问题。

另外机组的射水池容量约为40 m3，水源为工业冷却水，正常运行时射水池有溢流，射水抽气器的工作水温维持在26℃以下时效率正常。

根据设计参数，射水抽气器工作水温是20℃，减缩喷嘴出口处膨胀的绝对压力是-99.9965 kPA,饱和温度约为26℃，20℃的水在此压力下不会汽化，当射水池的水温大于26℃的时候，工作水在喷嘴出会产生汽化，降低了抽气器的效率，射水抽气器不能抽到-99.99 kPA的真空，如果要尽量的保持好凝汽器的真空，射水池的温度就不能超过26℃。但是在夏季，外网工业水的进水温度已经在30℃以上，无论溢流有多大，射水池的水温始终维持在36℃左右，射水抽气器的抽汽效果大打折扣，为此，我们在降低水温方面做了很多的努力，除了增加射水池补水量、督促管网降低工业水温度外，最有效的方法是在射水池补水上增加一路供水，水源为厂区独立的蓄水池，正常情况下，两台稳压泵一用一备，以保证补水管网压力在0.8 MPa左右，一旦低于设定值，另外两台压力泵也会联锁启动以维持水压。因此足够供应两台机组的射水池补水，另外射水池溢流后回收至冷却塔，再由冷却塔进入循环水吸水井，而吸水井与独立蓄水池有孔洞相连，独立蓄水池也会一直保持满水位，而且独立蓄水池也有自己的补水联锁装置，因此不会影响独立蓄水池的水位。

2.1.3 轴加疏水系统

轴封加热器的作用就是利用汽轮机的前后轴封汽对凝结水进行加热，轴封汽遇冷凝结后的疏水通过多级水封筒回收至凝汽器。

轴封疏水回收至凝汽器，使得凝汽器与外界多了一个连接的窗口，为了防止空气随着轴封疏水通过轴加进入凝汽器，因此在疏水与凝汽器之间假装了一个特殊的设备：多级水封筒。多级水封筒的作用就是通过一定的水封高度，阻断轴加与凝汽器之间的联系，只让水进入凝汽器而不至于让空气进入凝汽器。从而保证真空系统的严密性。

假设凝汽器内的压力为P1，轴封加热器内的压力为P2，多级水封有n级，则每级水封的高度为：

H=（P1-P2）/n籽g+0.5m

其中：籽g——冷凝水密度kg/m3

0.5 m——设计富裕量

例如，当冷凝器压力为-0.094 MPa，即9.4 m水柱，轴加内部压力为-0.004 MPa，即0.4 m水柱，水封级数为3级，冷凝水密度按照籽g越1000 kg/m3来计算，则每级水封的高度约为：

H=（9.4-0.4）/3m+0.5m=3.5 m

则nH越3伊3.5越10.5 m即为水封筒的总高度。

运行中的工况变化决定了nH与（P1-P2）/籽g的差值，如果nH>（P1-P2））/籽g，这种情况能够完全保证凝汽器真空。但如果如果nH过大于（P1-P2））/籽g的话容易发生水阻，造成疏水不畅，轴加满水，影响轴加效果；如果nH越（P1-P2）/籽g，这是最理想的状态，但是考虑到水流阻塞等原因，这种平衡情况基本是不存在的；如果nH<（P1-P2/籽g，此时水封已无法再封住蒸汽，轴加水封筒就容易失水，就是我们俗称的水封被击穿，水封水被全部吸入凝汽器内，轴加内的蒸汽也被吸入凝汽器内，真空会迅速下降，因此在运行中需要严密监视轴加水位，防止无水位。对此，我们作业区也采取相应的改造措施：在水封筒下部加装一路由凝结水提供的补水管，在开机抽真空前先注水，保持水封筒满水。在运行过程中，万一水封筒被击穿，也可以通过补充凝结水来重新建立水封，但是在运行中补水时间不得过长，防止轴加满水，影响轴加效果。

2.1.4 冷凝器铜管

当冷凝器铜管泄漏时，凝汽器的换热面积将会减少，造成排汽缸温度升高。作业区曾经发生过一起冷凝器泄漏事件，当时真空有所下降，同时化水监测到凝结水样硬度超标，数值为25，在数次化验核实硬度之后，决定停机。之后安排凝汽器汽侧灌水查漏，打开水侧人孔门，发现汽侧两端隔板上的连接固定杆螺帽处渗水，补焊后重新开机，凝结水硬度合格，真空良好。因此，凝汽器铜管是否泄漏可以通过化水对凝结水的硬度监测来判断。

2.1.5 凝汽器热井水位

正常运行时机组凝汽器水位应保持在1 m左右，凝汽器的热井水位过高，淹没凝汽器铜管或者凝汽器的抽汽口时，会导致凝汽器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝汽器的热井水位过高的原因可能是该机组密封水回水太多，超过一台凝泵的有效负载；凝汽器磁翻板水位计卡涩，凝结水出口调整门自动误判断；凝结水出口调整门开度响应慢，排水不畅；除氧器压力过高，排挤凝结水的正常输送；低加疏水泵没有根据负荷上涨及时投用。当确证为凝汽器的热井水位升高造成凝汽器真空缓慢下降时，必须立即检查究竟是什么原因使凝汽器水位上升，并且迅速想办法将凝汽器水位降至正常水位值，针对凝汽器磁翻板水位计卡涩情况，我们在两台机组的凝汽器磁翻板水位计旁增加了玻璃管水位计，两个水位计互相比对，消除了磁翻板水位计浮球卡涩带来的错误判断。

2.1.6 低加疏水系统

机组正常运行中，由于人员疏忽大意或是工况发生变化时未能及时调整低压加热器的水位，特别是疏水逐级自流时1#低压加热器无水位运行，这时由于低压加热器无水位，抽汽未能进行热交换就直接排向凝结器热水井，使凝结器热负荷增大，真空下降。此类情况就需要键盘人员尽心尽力，时刻注意各加热器的运行情况，只需要保持加热器有水位。同时需要适当调整低加空气门的开度，一般只需要开2~ 3圈，能将未凝结的乏汽排走即可，如果开度过大，低压加热器内的高压蒸汽就会通过空气门直接被吸入凝汽器而影响真空。

2.2 真空系统的检查

2.2.1 轴封汽

轴封汽的作用是在机组运行中给汽机的高压端和低压端提供汽源，防止高压端漏出高压蒸汽，同时防止低压端漏入空气，所以在运行过程应该严密监视均压箱的压力，规程规定均压箱的压力为0.00294~0.0294 MPa，正常情况下我们将均压箱的压力维持在0.03 MPa左右，如果轴封汽压过小甚至断汽，后轴封就会有外部空气进入，外部空气都是不冷凝气体，因此会影响机组真空，但是轴封汽也不能调整得过大，否则轴封汽会进入后汽缸，同样也会影响真空。前后轴封汽有多余的乏汽会经过管道进入轴加，为此机组设计了轴加空气门，接到射水抽气器本体，用于吸收未凝结蒸汽，正常运行中，轴加空气门可以稍开少许，如果开大了，轴封汽会有很大一部分被吸入轴加，无法起到密封轴封的作用，因此运行中如发现均压箱压力正常，真空下降的情况，可以检查轴加空气门是否开度过大。

2.2.2 真空系统管道的严密性检查

机组真空下降的最直接原因就是真空系统管道上有漏点，运行时可以通过蜡烛火焰查漏，但是现在机组管道保温严密，空间狭小，蜡烛火焰难以查到，最好的方法就是灌水查漏，机组停运后用除盐水对凝汽器汽侧灌水，将低加系统的空气门全部打开，使低加系统与凝汽器一起灌水，水位一直灌到汽机中封面以下50 cm处，我们作业区进行过数次灌水查漏，灌满后只要观察漏水点就能很容易的查出漏点，综合几年来的查漏，漏点基本有以下几个部位：

(1)机前六七抽管道法兰结合面及管道焊缝

由于厂区煤气波动较大，汽机的负荷时高时低，由于热胀冷缩，机前六七抽法兰容易漏汽，尤其是负荷变化幅度特别大时，汽缸、抽气管道热胀冷缩尤其严重，更能将六七抽管道焊缝拉裂，且六七抽处于负压状态，极容易漏空气。此时可逐个紧固抽气管道法兰，并在法兰面涂胶。

(2)疏水膨胀箱上端法兰和下端法兰

为了排除汽轮机内积水和防止汽轮机进水，专门设置了汽机本体疏水，通常汽机的本体疏水介入疏水膨胀箱，疏水膨胀箱的积水排入凝汽器热井，上端汽侧则与凝汽器喉部相连，疏水膨胀箱的法兰松动也直接影响汽机内部的真空。

(3)机组1#低加进汽管（七抽管道）膨胀节也会因为负荷变化幅度大引起强烈拉伸收缩，而造成泄漏。

(4)低加本体排地沟门也会有不同程度的内漏，而且1#、2#低加相当于负压，运行过程中就算内漏也不会有水流出，因此很难被发现。

(5)给泵密封水回水水封筒顶部、底部的放空气口以及焊缝等处也会有不同程度的泄漏，在检查这些部位时，可以采用开大密封水回水的方法，如果确有泄漏，开大回水后，原本漏空气的地方就会有水喷出来，很容易检查出来。

2.2.3 真空破坏门、热井放水门，水位计等

一些真空系统与外界直接联系的阀门也是比较重要的因素，比如真空破坏电动门、热井放水门，如果阀门阀芯有磨损或者阀芯处夹杂杂质，很有可能造成这些门内漏，影响真空，还有水位计各考克处也是比较容易漏入空气的。这种情况比较少出现，但是仍然存在，在检查时可以用蜡烛火焰法或者在法兰等处涂胶判断出来，我作业区发生过一次热井放水门内漏而掉真空的事故，因此举一反三，在所有机组的热井放水门后加装二次门，在真空破坏电动门后也加装二次门，就再也没有此类事故发生。

另外机组后汽缸的防爆门也是个易漏空气的部位，在机组启动时，如果未及时抽真空就送轴封汽，或者机组停运时，真空到零未及时关闭轴封汽，均会导致防爆门动作，如果轻微动作而不被重视，在机组运行过程中就容易漏空气。

3 结束语

多年来遇到的真空降低问题解决方法总结出来的经验。除了夏季循环水、射水池水温度高的原因以外，在多数情况下，真空差还是由于真空系统密封不严造成的，在检查真空系统密封性的同时，也应该对真空管道的布置合理与否进行分析，尤其针对与冷凝器直接相连接的管道，更应该从系统的角度出发来处理问题。

[1]王磊.汽轮机组排汽温度高原因探析及处理[J].冶金动力，2010.5：54-60.

Analysis and Treatment of Low Vacuum Level in 50 MW Steam Turbines

Shen Jian
(The Energy Center of Nanjing Nangang Industry Development Co.,Ltd.,Nanjing,Jiangsu 210035,China)

The possible causes of low vacuum level in steam turbines were analyzed from the two major aspects of condensing steam system and vacuum system;and correspond原ing treatment method was established,which effectively solved the problem.

steam turbine;low vacuum level;cause analysis;treatment method

TK26

B

1006-6764（2014）11-0041-04

2014-06-26

沈健(1982-),男,2004年毕业于南京工程学院,大学本科，助理工程师,现从事汽轮机和锅炉的运行维护及检修工作。