660 MW机组真空严密性不合格原因分析及处理

2019-12-18张耀华

热力透平 2019年4期

陈鑫，许健，张耀华，丁超，曹扬

(江苏方天电力技术有限公司，南京 211102)

真空系统运行的好坏直接影响汽轮机运行的经济性。真空值降低时，若要维持发电机出力，就需要增大机组的蒸汽流量，耗费更多的能源，并且会导致低压排汽缸温度上升，使得循环热效率降低[1]。资料显示[1]，真空度变化1%将使供电煤耗增加1.0 g/(kW·h)，因此，维持真空系统的正常运行对运行中的发电机组意义重大。一般我们用真空严密性试验来检验机组的真空泄漏量的大小。

因为真空系统中微小的空气泄漏或者不凝结气体的进入，机组系统真空有下降趋势。机组配备的真空泵可以将微小泄漏的空气或不凝结气体抽出，从而维持机组真空。然而如果泄漏量增大，单纯根据真空值的变化可能无法及时了解真空系统的泄漏情况，机组存在运行隐患，可能发生事故。所以此时需要隔离真空泵，通过真空严密性试验来判断系统泄漏量，如果试验结果不合格(即泄漏量大)，则要立即对真空系统进行检查，找出原因，及时处理。

本文以某660 MW机组真空严密性试验不合格为例，通过查找其真空泄漏原因，提出一些处理方案，进行分析选择后采取措施解决了真空严密性不合格的问题，旨在为以后同类型机组的调试运行提供一些参考。

1 机组简介

某660 MW超超临界二次再热汽轮发电机组为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机。主机凝汽器共配置3台50%容量水环式真空泵(凝汽器汽侧真空泵)，用于抽吸凝汽器汽侧的空气及不可冷凝气体[2]。启动时三泵运行，正常运行时两用一备。真空泵运行是为了抽吸凝汽器汽侧的空气和其他不凝结气体，减少凝结水中气体的含量，改善换热条件，降低凝结水过冷度。

2 真空严密性试验

2.1 汽轮机真空严密性试验方法

进行汽轮机真空严密性试验时，应维持机组在额定负荷的80%稳定运行，确认机组及各辅机系统运行正常，关闭真空泵进口抽气阀，随后停运真空泵。从停泵开始，每0.5 min记录一次机组真空值，连续记录8 min，取其中后5 min内真空下降值计算每分钟的真空平均下降值[3]。真空严密性标准如下：

1)对于湿冷(包括间接空冷)机组，真空严密性合格标准为≤0.3 kPa/min；

2)对于直接空冷机组，真空严密性合格标准为≤0.2 kPa/min。

2.2 真空严密性试验过程及结果

2018年12月22日，3号机组负荷稳定在530 MW，为额定负荷的80%，满足真空严密性试验要求。22:16:50关闭主机真空泵A、B进口气动门，关闭高低压凝汽器真空联络电动门，使真空泵A、B停止运行，开始进行真空严密性试验。试验数据如表1所示。

表1 真空严密性试验数据记录表

(续表1)

同时，试验结果显示：低压凝汽器在最后5 min内压力变化率为0.49 kPa/min，大于0.3 kPa/min，不满足要求；高压凝汽器5 min内压力变化率为0.20 kPa/min，小于0.3 kPa/min，满足要求；真空下降平均值为0.345 kPa/min，大于0.3 kPa/min。根据文献[3]的规定，真空严密性试验不合格。

3 原因分析及处理

3.1 门杆漏汽系统介绍及检漏过程

汽轮机门杆漏汽管道连接至凝汽器低压侧系统立管上，结构示意如图1所示。

图1汽轮机门杆漏汽系统示意图

汽轮机门杆漏汽系统的主要功能是防止蒸汽从主汽门、调阀门杆处泄漏，改善车间工作环境，同时回收工质，以减少热量损失。

真空严密性试验后，调试单位、运行人员、监理单位、施工单位等组织人员对真空系统进行系统性、全面性的检漏、排查。首先主要对凝汽器本体及抽真空系统管道进行检查，对管道上砂眼、法兰处可能存在的泄漏进行一一排查，并未发现明显漏点。然后对连接凝汽器本体及其立管的疏水管道等进行检漏，发现汽轮机主汽门、调门门杆处漏空气严重。

3.2 处理方案分析选择

该3号机组汽轮机主汽门、调门门杆漏汽参数设计如表2所示。

表2 主汽门、调门门杆漏汽参数设计

该机组漏汽系统原设计布置方案为同种规格阀门门杆漏汽汇成一路，由母管接至凝汽器立管。通过真空查漏，发现多处门杆处存在漏真空现象，各方单位经过讨论研究，提出以下几种门杆漏汽的改造方案。

3.2.1 门杆漏汽回至除氧器

3号机组除氧器筒体材料为Q345R，设计温度为350 ℃，最高工作温度为484.5 ℃，设计压力为1.72 MPa，运行最高压力为1.55 MPa。而门杆漏汽最高运行温度为610 ℃，最高运行压力为1.0 MPa，门杆漏汽参数与除氧器设计温度、压力不匹配，此方案不适用。

3.2.2 门杆漏汽回至汽封加热器

3号机组汽封加热器材料为Q235，壳侧设计温度为350 ℃，设计压力为1.5 MPa。而门杆漏汽最高运行温度为610 ℃，与汽封加热器设计温度不匹配。汽封加热器设计换热面积为80 m2，设计吸收轴封回汽量为3.6 t/h，而门杆漏汽量共约5.4 t/h，远超汽封换热器及汽封加热器风机的设计容量，无法接收门杆漏汽的蒸汽量,此方案不适用。

3.2.3 调门门杆漏汽回轴封溢流

此方案拟在调门门杆漏汽回轴封溢流门前，在主汽门门杆漏汽回流至凝汽器的基础上，增加一路管线，将漏汽引至汽封加热器风机进口，且在两路管线上各增设一个隔离门。机组启动时使漏汽回流至凝汽器，运行正常后将管线切为流向汽封加热器风机进口，停机前再切回至凝汽器。

二次再热机组调门门杆漏汽压力比一次再热机组高，增设回轴封溢流母管会对轴封母管造成压力波动，影响机组安全，因此该方案不适用。正常运行时主汽门全开，此时主汽门门杆不漏汽，将蒸汽回至凝汽器的隔离门关闭，打开蒸汽回至汽封加热器风机进口的隔离门，使主汽门门杆漏汽回至汽封加热器风机的进口，可降低机组真空。但此方案也存在一定的风险，比如在机组非正常工况导致主汽门未全开的情况下，门杆漏汽的温度会对汽封加热器风机造成损坏。因此该方案不予采用。

3.2.4 门杆漏汽增加电(气)动门

分别在超高压主汽门、高压主汽门及中压主汽门漏汽至凝汽器母管上设置电(气)动真空型截止阀，阀前设置压力测点。当主汽门处于全开位置时，连锁关闭截止阀；当主汽门处于全关或未全开时连锁打开对应截止阀；在截止阀门前压力大于0.2 MPa时连锁打开对应的截止阀。

考虑机组实际运行时超高压调门均未全开，此时由于调门门杆漏汽的存在，不会有阀杆处空气漏入的情形。故对于正常运行时处于全开的高压调门及中压调门，仅需在门杆漏汽回流至凝汽器的母管上加设电(气)动真空型截止阀,在阀门前设置压力测点。当调门处于全开位置时，连锁关闭对应的截止阀；当调门处于全关或未全开时连锁打开对应截止阀；在截止阀门前压力大于0.2 MPa时连锁打开对应的截止阀。

此方案对现有设备不会造成影响，整个改造工程量小，仅需增加5只电动真空截止阀和5处压力测点(1台机组)。运行人员在分布式控制系统(Distributed Control System，DCS)上做逻辑，进行自动控制，确定采用此方案。改造后门杆漏汽示意图如图2所示。

图2改造后汽轮机门杆漏汽示意图

3.3 处理结果

在停机消缺期间，采用3.2.4所述方案对机组汽轮机门杆漏汽系统进行了改造。改造完成后，对3号机组重新进行了真空严密性试验，其中：高压凝汽器真空下降速率为0.2 kPa/min，小于0.3 kPa/min，满足要求；低压凝汽器真空下降速率为0.16 kPa/min，小于0.3 kPa/min，满足要求；真空下降平均值为0.18 kPa/min，小于0.3 kPa/min，真空严密性试验合格。该处理方案消除了真空泄漏隐患，提高了机组安全性、稳定性。