汽轮机凝汽器真空下降的原因分析及处理

汽轮机凝汽器真空下降的原因分析及处理
发表时间：2020-12-11T13:12:31.940Z 来源：《中国电业》2020年22期作者：胡隆旭
[导读] 凝汽器真空是火力发电厂监视的重要参数，真空的高低直接关系到整个电厂的安全性和经济
胡隆旭
四川广安发电有限责任公司四川广安 638000
摘要：凝汽器真空是火力发电厂监视的重要参数，真空的高低直接关系到整个电厂的安全性和经济性。

以660 MW超超临界机组为例，真空下降1 kPa影响煤耗约2.35 g/kW·h，影响热耗率约0.25%，在当前节能降耗的严峻形势下，足见真空这一指标对电厂热经济性及电厂效益的重要性。

另一方面，真空下降也会引起汽轮机轴向位移增大，推力瓦过负荷，排气温度升高，气缸中心线变化引起机组振动，蒸汽流量增大，机组叶片过负荷等异常，对机组安全运行构成严重威胁。

因而，无论从经济性还是安全性，探讨如何解决真空偏低的问题，使机组处于最佳真空状态，对于火电厂运行具有十分重要的现实意义。

关键词：汽轮机；凝气器；真空；原因分析
1 真空的影响因素
凝汽器中的压力，理想情况下应为蒸汽的饱和压力，而饱和压力又由饱和蒸汽温度ts决定:
ts=tw1+Δt+δt (1)
通过式(1)可知影响凝汽器真空的因素有:冷却水入口温度tw1、冷却水温升Δt及凝汽器端差δt。

此外，真空系统存在漏点，也是真空偏低的常见因素。

1.1 冷却水入口温度tw1
冷却水温度受气候、季节、大气温度及环境相对湿度影响外，还取决于循环水冷却设备运行的好坏，如自然通风冷却塔内的塔芯填料的塌陷、喷嘴的堵塞、及冬季水塔结冰等都将造成淋雨密度不均匀，影响循环水在塔中的散热。

1.2 冷却水温升Δt
冷却水温升取决于冷却倍率，即凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值。

当排入凝汽器蒸汽量一定时，冷却水温升升高，说明冷却水不足。

冷却水量不足的原因主要是循环水泵出力不足或凝汽器铜管堵塞等原因引起水阻增加。

1.3 凝汽器端差δt
端差与凝汽器铜管表面清洁度以及凝汽器内部积聚的空气量等因素有关。

另外，凝汽器水位过高，淹没部分冷却铜管，使冷却面积减少，也会影响真空。

1.4 真空系统存在漏点
真空系统管道或阀门零件发生损坏时会引起空气漏入凝汽器，造成真空下降，通常表现为同一负荷下的真空值较正常时低，如汽泵密封水回水不足、汽轮机低压缸防爆膜破损、加热器汽侧放水门误开等。

2 机组实际运行中造成真空下降的原因
真空下降在机组日常运行中为常见故障，其中又可分为缓慢下降和急剧下降两种表现形式。

运行中造成凝汽器真空缓慢下降的因素主要有:①循环水入口温度升高。

②凝汽器水位过高。

③大机或小机轴封供汽压力不足。

④水封阀密封水门运行中误关。

⑤凝汽器热负荷过大。

⑥加热器或除氧器事故疏水阀误开。

⑦凝结水收集水箱水位过低(根据系统供水布置情况而定)。

⑧真空系统少量泄漏。

造成凝汽器真空急剧下降的因素主要有:①循环水中断或水量不足。

②真空系统大量泄漏。

③凝汽器满水。

④大机或小机轴封供汽中断。

⑤机械真空泵故障。

⑥真空系统阀门操作不当或误操作。

⑦真空破坏门误开。

⑧低压缸安全门薄膜破损或小机排汽缸安全门薄膜破损。

⑨汽轮机旁路误开。

3 真空低的若干案例
造成机组真空低的很重要的原因之一是真空泄露，而真空系统查漏通常有以下6种方法:灌水查漏、氦质谱仪查漏、超声波查漏、火烛法、涂抹肥皂泡、卤素检测等。

这6种方法各有优缺点，但真空系统包含大量的设备及系统，连接的动静密封点多，在轻微漏空气的情况下很难发现漏点，且许多漏点需要半边隔离，甚至停机后才能查漏。

机组根据日常运行经验，大多真空系统泄露能够在运行中进行分析排查，本文主要从运行机组系统排查的角度进行分析。

3.1 案例一
某厂10月份，3、4号机均为低速泵运行，因胶球系统异常，发现4号机真空值较3号机明显偏低，以530 MW相同负荷下为例，4号机真空-91.75/-94.05 kPa，3号机真空-92.79/-94.79 kPa，差值1.04/0.74 kPa，3、4号机循环水出水温度偏差2℃，4号机A、B侧循环水出水温度差值为2℃。

而且4号机真空仍有恶化的趋势。

原因分析:因胶球系统异常(A/B侧收球网电动头频繁故障。

A侧问题不能根除，B侧电动头无备件)，造成凝汽器端差增大，降低真空，影响经济性。

秋季来临，特别是9月中旬后水库来水中有机物含量上升，来水浊度大于30 NTU、硬度均超标严重，(浊度正常小于20 NTU，钙硬度小于860 mg/L)经中水处理后效果不明显，循泵前池滤网经常堵塞，循环水水质持续下降。

3.2 案例二
某厂12月某日监盘发现高背压凝汽器真空快速降低，就地检查发现电泵暖管管路爆开。

原因分析:电泵暖管管路管径较小，管壁较薄，而电泵暖泵用水取至高温的除氧器，暖泵回水至高背压凝汽器，回水在暖管管路中处于汽化高速流动的状态，对管壁(接近高背压凝汽器的部分)冲刷较厉害，日积月累造成暖管管路泄漏、爆管。

3.3 案例三
某厂2018年2月5号至今发现1号机循环水凝汽器出口两侧温度时常出现偏差大(2.5℃)，且真空偏低，进行原因排查。

原因分析:①低压轴封进口滤网(3瓦侧)轻微堵塞。

②DCS只有进口母管压力显示，轴封回汽手动门实际开度不一致，实际大轴两端压力偏差较大，造成汽缸低压段两侧轴封压力不一致。

4 真空下降查漏及处理方法
1)若发现真空下降时，要派盘前人员快速就地检查真空泵及开启高、低背压联络门，为恢复真空争取时间。

2)由于真空泵一般接带不同凝汽器，值班人员要必须清楚每台真空泵所接带凝汽器，建议在接班运行日志中体现，规范运行值班管理，做到“交接班五清楚”。

3)提高除盐水压力，因为经常影响到真空下降的几个因素，例如汽泵密封水回水、轴加疏水回水、凝泵密封水失去及除盐水管道突然失压等，都可经过提高除盐水压力消除漏真空。

建议正常运行时，保持与真空相关的各用户供水手动门有一定的开度。

4)若出现凝汽器真空下降，应首先考虑是否有影响到真空的缺陷或检修工作，派巡检就地检查相关作业面，尽快确认泄漏点。

5)若没有影响到真空下降的缺陷及检修工作时，发现真空下降时应选择正确的检查路线，根据各机组设备管道布置而定，做好事故预演，细化巡查路线，平时做好紧急状态的事故演练。

以某厂为例，巡查路线为:12 m:真空破坏门密封水→低压缸安全阀→6.5m:轴加→A/B汽泵密封水“U”管回水注水手动门→0m:凝泵入口滤网排空门及、放水门及凝泵密封水压力→低背压扩容器相连接的疏水管道→凝汽器水位计
→高背压扩容器相连接的疏水管道→轴加疏水“U”管回水注水手动门→电泵暖管管路。

6)若出现单个高(或低)背压凝汽器真空降低，可以排除循环水系统出现故障，应重点检查与该背压凝汽器相连接的管道或阀门。

7)若漏真空时，由于冷空气进入凝汽器，可能会引发凝汽器内部响动，可通过声音判断漏点部位。

8)若有影响到凝汽器真空下降的缺陷及检修工作时，可以改变备用真空泵的运行方式，当出现真空下降时能够及时启动有效的备用真空泵。

9)注意凝汽器真空变化对凝汽器水位的影响，并从水位变化初步判断泄露点位置。

10)机组检修后，由于低压凝汽器壳侧放空气与放水阀门较多，且位置隐蔽，往往由于检修误开和恢复措施执行不到位，造成启动后漏真空，需要重点关注。

11)此外应根据漏真空情况，按规程要求降低机组负荷运行。

5 结语
机组真空监视与事故处理是火力发电厂运行管理的重要组成部分，根据本厂设备管道布置和过往经验，梳理符合机组实际的影响真空因素，查找路线和简明有效的处理方法是快速解决问题的关键，这样不仅能节约大量的人力物力，也能在关键时刻保证机组安全运行。

参考文献
[1] 沈士一.汽轮机原理[M].北京:水利电力出版社，1992.
[2] 张卓澄.大型电站凝汽器[M].北京:机械工业出版社，1993.
[3] 邹玉波.凝汽轮机真空下降的原因分析及预防[J].热电技术，2004(1):36-37.。