提高2#汽轮机真空的方法研究与实施效果

康雪旋

（阳泉煤业（集团）股份有限公司发供电分公司，山西阳泉045000）

1 发供电分公司第三热电厂2#汽轮机存在的问题

由于夏季温度高，发供电分公司第三热电厂2#机组长期以来在5月—8月由于真空过低只能带负荷30 MW以下运行，严重时机组真空甚至会降至0.076 MPa，最低降至0.073 MPa，负荷到28 MW。机组真空偏低这个问题严重制约了机组的负荷，甚至降低了机组运行的经济性。

2 针对2#汽轮机存在的问题进行调查分析

3月份对2#机真空及机组相应的负荷进行了调查，第三热电厂2#机组在投运一段时间后，排汽温度明显升高，真空依旧较低。在对冷凝器进行清洗后，其真空值仍达不到设计指标。由于背压上升，机组出力明显下降，严重时影响了机组出力，对运行经济性产生很大影响。经现场测试和检查，发现问题有：（1）凝汽器循环水侧结垢严重，换热效果不好；（2）射水泵射水抽气器效率低，1#、2#射水泵和电机振动大，2#射水泵电流高，入口门不能全开；（3）负压管道、真空系统有泄漏点。

经研究分析，导致以上问题的原因有：

（1）射水泵射水抽气器效率低：1）射水泵运行不正常；2）射水抽气器异常，导致落水管落水封不住真空。

（2）轴封供汽不足：轴封供汽压力不够，厂用汽、汽平衡目管压力不足。

（3）真空泄漏：凝汽器抽空气系统管道泄漏，后汽封泄漏。

（4）凝汽器换热效果差：铜管堵塞，铜管破损泄漏。

3 针对问题原因进行研究和实验

围绕导致真空低的第二个原因做以下工作：由于造成第二个原因的根本原因是射水泵振动大，电流大超限，就地检查射水泵运行振动、温度，核对运行电流、出口压力。运行标准电流160 A，压力0.03 MPa以上，振动不超过0.07 mm，温度不超过65℃；实际运行电流151.4 A，压力0.033 MPa，振动0.045 mm，温度45℃，不是主要原因。

怀疑落水管落水封不住真空，现场松开连接落水管连接法兰螺栓后发现溢水，确认水位能抽至相应高度并能封住空气，不是主要原因。

轴封供汽压力标准应为0.08～0.103 MPa，经过三个月的报表核对，现场母管压力表为0.45 MPa，经过管道扩容传送供汽，调整压力为0.10 MPa，机组DCS界面远传测点为0.095 MPa。确定轴封供汽压力达标，运行供汽稳定，不是主要原因。

围绕影响真空低的原因，进行真空负压系统灌水查漏，使用以下灌水查漏方案：

（1）灌水条件：

1）高压上缸金属温度低于65℃。

2）排汽缸温度低于40℃，方可停止凝汽器水侧运行。

（2）灌水前需做的工作：

1）凝汽器弹簧应加装临时支撑。

2）打开凝汽器汽侧人孔门（安全防爆门）。

3）关闭凝汽器底部放水门。

4）打开4#、5#、6#抽汽电动门，关严1#、2#、3#段抽汽电动门，关闭1#、2#、3#段抽汽管道疏水至扩容器疏水门。

5）关闭1#、2#、3#低加排地沟门，开启1#、2#、3#低加疏水直通门。

6）打开本体所有疏水至疏水扩容器的疏水门。

7）关闭射水抽气器轴加的抽空气门。

8）开启凝汽器抽汽管道底部疏放水门。

9）联系化水准备好充足的除盐水。

10）注水前凝结水系统、真空系统检修完毕，本体疏水检修完毕。

11）放尽1#机凝汽器循环水存水，打开凝汽器水侧人孔门。

12）负压区管道要搭架。

（3）灌水步骤：

1）开启除盐水至凝汽器的补水手动门。

2）启动除盐泵，通过除盐水至凝汽器的补水调门控制给凝汽器补水量。

3）派专人在就地观察汽侧人孔门，灌水到转子下隔板高50 mm处。

4）灌水后派专人及检修人员共同检查处于真空状态下的管道、阀门、法兰结合面、焊缝、堵头、凝汽器冷却水管的胀口等处是否有泄漏，凡是有漏点的地方应记录好，并维持水位低于漏点处进行焊接处理，处理后继续灌水进行查漏，包括：凝汽器底部放水门，多级水封回水管，给水泵的密封水回水总门，凝结泵入口管及法兰、入口门、反冲洗门、排污门，凝结泵的机械密封，除盐水补水调门、手动门及其法兰，1#、2#、3#低加大法兰、水位计连接管道法兰、排污门，1、2、3段抽汽逆止门前后疏水门盘根法兰，4、5、6段抽汽抽汽管、抽汽逆止门、逆止门前后疏水门、盘根、法兰，各段抽汽逆止门保护水管道、阀门，凝汽器抽汽管道及疏水门盘根、法兰，轴加抽汽管道及疏水门盘根、法兰，凝汽器铜管。

5）灌水完毕后应将凝汽器汽侧和处于负压区的各段抽汽管道的存水放干，恢复凝汽器汽侧人孔门和水侧人孔门，拆除临时安装支撑。

现场观察、看湿度表：（1）使用纸张和用手检查后轴封供汽确定未发现有向内吸气现象；（2）检查发现未损坏。

抽样检查检测铜管壁厚、外形观察，铜管初始壁厚为1 mm，抽样8根测壁厚为：2.4 mm、2.2 mm、2.3 mm、2.2 mm、2.5 mm、2.4 mm、2.2 mm、2.1 mm。针对2#机组真空低的问题，首先要对其凝汽器进行冲洗，经过对其整个循环水系统的冲洗、处理，最后复查合格。东西两侧循环水进行冲洗，48 h后冲洗出大量泥沙，说明循环水侧结垢、堵塞现象较为严重。

故堵塞严重是造成真空低的主要原因也是直接原因，系统管道破损泄漏也进一步加剧了真空低现象。

4 针对发现的问题提出应对措施

针对铜管内壁杂物、泥沙堵塞，管壁厚度增加的问题采取的措施：分别对2#机凝汽器东西两侧进行酸洗，并在酸洗后清水清洗同时清理泥沙，抽出所有铜管，更换为TP304不锈钢管。针对铜管破损问题采取的措施：封堵46根破损铜管。

2#汽轮机使用N-2000型凝汽器，设计冷却面积为2 000 m2，由φ25 mm×1 mm×7 200 mm×3 008根HSn70-1和φ25 mm×1 mm×7 200 mm×642根BFe30-1-1铜管组成。2017年4月1日开始，真空降低大，同时凝结水频繁出现5～10 μmol/L硬度，经分析，原因为凝汽器铜管结垢、渗漏。4月15日汽机专业采取紧急措施处理2#凝汽器渗漏，4月16日—24日凝结水无硬度，但4月25日开始又不同程度出现硬度。

2017年5月13日开始2#机C级检修，将凝汽器铜管更换为TP304不锈钢管，规格为φ25 mm×0.5 mm×7 200 mm×3 008根和φ25 mm×0.7 mm×7 200 mm×642根。

5 效果分析

（1）上述方案经实施，2017年5月22日启机后，实际可以抽真空到0.082 MPa。凝汽器铜管更换为不锈钢管后，机组接带负荷能力明显提升，平均可维持在32 MW，在运行工况及其他条件基本相近的情况下，机组真空由-0.075 MPa提高到-0.082 MPa，提升了6%。凝汽器铜管更换后，凝结水硬度为0 μmol/L，水质有了大幅提升，端差下降12℃以上，换热效果明显提高。

（2）经济效益：真空每提高1%，热耗则减少约1%。背压降低了5～7 kPa，则保守估算热耗减少3.7%左右。2#机每月烧煤1.2万t左右，则热耗3.7%便是947.5 t；1 t煤保守估算300元，则每月节约资金在28.425万元。真空由-0.075 MPa提高至-0.082 MPa，负荷由28 MW提高至32 MW，保证了供电，降低了外购电量。

（3）社会效益：本次QC着重解决了2#机真空低的问题，同时处理了阶段性的水质问题，有效提高了凝汽器的工作能力，保证了机组的发电量。