汽轮机凝汽器真空低原因分析及措施

汽轮机凝汽器真空低原因分析及措施
【摘要】通过对元宝山发电厂#4机组凝结器真空低的原因分析，得出元宝山发电厂#4机组真空低的主要原因为不锈钢管结垢严重，影响金属换热效果，并针对类似原因引起凝结器真空低提出应对措施，提高机组运行中真空，以提高机组的安全经济性。

【关键词】凝结器；真空管材；结垢胶球；清洗
1 设备状况
元宝山发电厂#4机组是2007年投产的国产600MW机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N600-16.7/538/538型亚临界、中间再热、四缸、四排汽、单轴、反动凝汽式机组。

该机组配备凝结器，采用双壳体、双背压、双进双出、单流程、横向布置，凝结器与低压缸刚采用膨胀节水密封，采用水泥柱刚性支撑，凝结器的换热管材由为Tp304不锈钢管，凝结器技术参数如下所示：
型号：N-41500-1型冷却水温：20℃
冷却水量：58300t/h 水室设计压力：0.35MPa
冷却管总根数：35800根冷却管规格：Φ25×0.5
机组真空系统采用三套型号为2BW5353-OEK4的水环式真空泵，每台运行时的额定抽汽量为5100m3/h。

机组运行中真空泵一套运行，两套备用。

2 运行状况
从2007年的2月试运开始，#4机组的真空一直不好，均在-90Kpa以下，到4月中旬后，机组真空最低至-84.8Kpa，机组负荷带不满，排汽温度高达50℃，凝结器端差最高达20.1℃，严重威胁机组的安全经济运行。

汽轮机的功率可以由下式表示：
P=q（h1-h0）ηoe （2-1）
其中P—汽轮机轴功率，KW；q-汽轮机汽耗量，Kg/h；
h0、h1-蒸汽的初焓与终焓，Kj/Kg；ηoe-汽轮机的相对内效率。

我们知道凝汽器的作用是将在汽轮机中做完功的蒸汽排出压力尽可能地降
低，从而使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，以提高汽轮机的工作效率。

由（2-1）可以看出，当蒸汽的初参数h0不变时，排气压力的升高使hc增大，蒸汽在汽轮机中的可用焓降Δh0减小，汽轮机的经济性降低，依据2005年1月西安交通大学为该机组所做的节能诊断报告的数据，排汽温度在53℃时由此而造成损失的标煤在12g/kw.h以上。

另外由于排汽缸温度的升高还将对机组产生以下不利影响：（1）排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生震动；（2）排汽温度过高可能引起凝汽器铜管松弛，破坏严密性；（3）真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片工作不利，末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。

针对#4机组凝结器真空低的情况，电厂的相关部门进行了原因分析并采取了一系列的措施来提高机组的真空：
分析原因：
（1）循环水供水中断或减少或循环水温升高。

（2）轴封供汽压力中断或降低。

（3）真空泵跳闸备用真空泵来联动或真空泵出力降低。

（4）真空系统管路或设备漏泄减误开真空系统阀门。

（5）热井水位调节失灵或凝汽器漏泄造成凝汽器满水。

制定预防措施：
（1）核实确认主机真空确低。

（2）为防止真空恶化，低旁应切手动，锅炉5%旁路，禁止向凝汽器排放疏水。

（3）真空降至87KPa时，应启动备用真空泵保持三台真空泵同时运行。

（4）一台真空泵跳闸时，备用真空泵应联动，否则手启。

（5）一台循环泵跳闸时，应视真空下降速度，保持机组负荷。

（6）轴封供汽中断时，应尽快恢复轴封供汽，如真空下降过快，应故障停机，如真空缓慢下降，应尽快恢复供汽并适当降低机组负荷。

（7）真空下降应特别注意低压转子末及叶片发生喘振，应降低机组负荷消除振动，机振动达0.254mm时，应自动跳闸停机，否则手动打闸。

（8）真空系统管路漏泄，应隔绝漏泄的真空系统管路及设备，如无法隔绝应减负荷故障停机。

（9）如由于凝泵跳闸而造成凝汽器供水，应立即启动备用凝泵，当凝汽器铜管漏泄而造成凝汽器供水时，应立即减负荷故障停机。

其中还包括真空系统灌水查漏、充氦查漏、加强凝结器的反冲洗、增开循环水泵等，但效果甚微，2007年6月份利用机组临修的机会进行了凝结器换热钢管的水力机械清洗，机组重新启动后机组真空在凝结器进水温度tw1为37.2℃的情况下上升至92KPa，效果良好。

3 原因分析
凝结器端差δt的大小影响因素有：冷却管总面积；凝结器总体传热系数；冷却水量；
分析该厂#4机组凝结器真空低的原因主要有以下几点：
（1）该厂循环水为开式循环，水源补水主要取自元宝山露天矿疏干水，该水质性质和地理环境影响，长期浑浊，致使#4机组凝结器换热管淤泥沉积，机组本身所装设的反冲洗装置在进行反冲洗时由于扰动性差很难将淤泥冲走，这些沉积的淤泥硬化结垢，致使换热效果恶化。

（2）由于凝结器内管材通流面淤泥沉积结垢，致使流通面光洁度变差，使冷却水流经凝结器冷却管道时的流动阻力增大，循环水流速VW减慢，循环水流量减少，对流换热效果变差。

（3）#4机组真空严密性试验长期不合格，真空严密试验时真空下降值达1000～1500Pa/min，漏真空严重，使凝结器内空气等不凝结气体的分压力Pa增加，凝结器压力升高，排汽温度升高，低压缸排汽膨胀受阻，凝结器真空变差。

4 处理措施
（1）增加凝结器胶球清洗时间，保证清洗胶球质量。

实践证明凝结器胶球清洗装置是避免凝结器冷却管结垢行之有效的方法。

（2）机组运行中加强凝结器反冲洗，避免凝结器冷却管堵塞影响凝结器真空，加强凝结器定期反冲洗的监督，延长凝结器反冲洗时间，提高凝结器反冲洗的效果，最大限度的减少冷却管的堵塞和淤泥沉积结垢。

（3）利用机组临修等停机机会进行凝结器冷却管的水力机械清洗，实践已经证明这种方法能有效的清除冷却管中沉积的淤泥，提高凝结器真空，增加机组经济性。

（4）利用机组停运的机会，加强对凝结器真空系统的查漏，确认泄漏点，如有必要大修时更换真空系统的部分腐蚀严重疏水管道和阀门，提高真空系统的严密性，尽可能的做的使机组的真空严密性在合格的范围。

（5）在夏季天气炎热的时候，采取增开循环水泵，增加循环水流量的方法来阻止凝结器真空的恶化，通过试验与计算寻找机组的最佳真空。

（6）在夏季天气炎热的时候，采取开大工业水补水，降低循环水温度的方法来阻止凝结器真空的恶化。

（7）运行中注意检查主、再热蒸汽管道疏水以及汽缸疏水关闭严密，减少凝结器的热负荷；注意检查凝结器各反冲洗门关闭严密，减少因管路短路造成的冷却水损失。

参考文献：
[1]席洪藻，汽轮机设备及运行[M].北京：水力电力出版社，1988.
[2]韩中合，田松峰，马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2002.
[3]元宝山发电厂#4机组运行规程.2007.。