凝汽器真空度文档
提高机组凝汽器真空全解(“提高”文档)共30张
小组概况
小组 成立时间：2014年01月 注册 注册登记号：005-2014
小组 活动时间：2014年01月－11月 活动 活动次数：11次
小组 课题
课题类型：现 场 型
课题名称:提高#1机组凝汽器真空
小组成员
姓名
洪文超 肖炜 孙中辉 潘国辉 李力靖 王建军 梁明 陈彬 赵翔 黄国红 孙阳
性别
男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男
❖ 提出合理化建议对真空泵冷水管路改造。冷却水系统原来由循 环水进水管二次滤网前接入，现改为由二次滤网后接入，从源 头提高冷却水质量，提高真空泵抽真空效率。
P
Plan：计划阶段
D
Do：实施阶段
C
Chheeckc：k检：查检阶段查阶段
A
Action：总结阶段
效果检查
❖ 下图是凝汽器清洗前后的效果对比图：
D
Do：实施阶段
C
Check：检查阶段
A
AAcctitoin：on总：结阶总段结阶段
巩固措施
❖巩固措施一：
❖ 巩固措施二：
❖ 增加旋转滤网投运时间，旋转滤网由每班投运2小时改为无故 障情况下一直投运，每班开启冲洗水泵冲洗2次，1次半小时。
❖ 提出合理化建议对二次滤网进行改造换型。 ❖ 增加二次滤网投运时间，由原来的4小时一次改为2小时一次
对策实施
对策实施二
循环水系统堵塞
真空泵工作效率
❖ 真空泵冷却器温升大于3℃时，及时清理冷却器，防止杂物堵 塞冷却水管路。
责任人
完成 时间
肖炜 2014年02月
停机过程中检查发现凝汽器入口循环管板堵塞比较严重,
严重影响进入凝汽器的循环水量。
B#汽轮机真空度低的原因分析及对策
B#汽轮机真空度低的原因分析及对策摘要：汽轮机凝汽器真空是空压机组重要的监视参数之一,真空的变化对汽轮机安全、经济运行有较大影响。
我空分装置B#汽轮机凝汽器真空度低制约了装置产量,我车间从历史数据分析、现场工艺调查、设备改造等方面着手进行改善和优化，取得了显著效果。
关键词：汽轮机；凝汽器；真空度；负荷。
1 问题描述我车间有两套产量和规格一致的生产装置，其中空压机组的动力源是汽轮机。
在同样的气温和工况下，A#装置的真空度在65-75Kpa之间，而B#装置的真空度在51-60Kpa之间，接近装置真空报警值-50Kpa，汽轮机凝汽器排气温度夏季最高达曾到73℃，需长期监控运行，导致空压机不能满负荷运行，极端工况下汽轮机凝汽器真空接近联锁值-40Kpa，需要装置停车对凝汽器进行反冲洗，增加装置检修次数，影响产品产量及后系统生产，故需要提高B#汽轮机凝汽器真空度。
2 原因分析2.1 循环水系统检查我界区循环水由万邦达车间提供，设计有6台循环水泵，5台运行另一台循环水泵备用。
每台循环水泵的设计流量为15000m³/h，设计压力为0.4Mpa-0.55Mpa。
经现场检查循环水泵电流及压力正常，DCS画面显示外供循环水外供流量在68000m³/h-73000m³/h之间，外供循环水压力在0.43-0.45左右，满足设计要求。
但对比A#B#装置凝汽器循环水上回水温差，在相同工况下A#装置凝汽器循环水上回水温差小于15℃，B#装置凝汽器循环水上回水温差温差则最高达到19℃，仔细对比两套循环水上水情况，发现A#装置凝汽器循环水上水压力为0.45Mpa，B#装置凝汽器循环水上水压力为0.40Mpa，经现场排查发现A#B#装置凝汽器循环水共用一条循环水管线，B#凝汽器处于循环水管线末端，由于供水线路长，压降大，B#装置凝汽器进水压较低，虽符合设计要求但压力低流速慢换热效果差。
同时循环水管线末端夹带杂物过多，在凝汽器反冲洗过程中曾多次冲洗出凉水塔填料等杂物。
凝汽器真空低原因分析和处理
#4机凝汽器真空低原因分析和处理刘海洋1概述大唐耒阳发电厂#4机组为300MW汽轮发电机组，采用我国东方汽轮机厂制造300MW亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
2014年对机组进行通流部分改造，改造后型号为N310-16.67/537/537。
凝汽器为N-17000-1型铜管单壳体、双流程、表面式凝汽器。
机组设计真空值为94.6KPa，报警值85.3 KPa，停机值80.3 KPa。
机组配置2台真空泵，正常时1台运行，1台备用。
并且在2012年对凝汽器胶球清洗装置进行改造。
2机组真空异常现象#4机组2014年通流部分改造后，夏季存在机组高负荷（250MW 以上）真空偏低，而且随机组负荷的增加，机组真空下降、凝汽器端差增大的异常现象。
图一：#4机组负荷真空变化(三台循环水泵运行)序号负荷MW真空KPa排汽温度℃循环水进水温度℃A侧循环水出水温度℃B侧循环水出水温度℃A侧凝汽器端差℃B侧凝汽器端差℃2015年7月底 #4机数据（#5循环水泵扩容后）1 151 93.8 38.3 29.5 34.2 36.2 4.1 2.12 180 93.5 38.8 28.5 34.2 36.15 4.6 2.653 212 93.2 40.4 28.8 35.38 37.18 5.02 3.224 258 91.9 43.2 29.35 37.26 39.02 5.94 4.185 280 91.52 43.88 29.16 37.56 39.30 6.32 4.586 300 91.33 44.98 28.77 37.92 39.48 7.06 5.57 320 90.18 46.74 29.22 39.12 40.81 7.62 5.93 2015年7月底 #3机数据（#5循环水泵扩容后）1 150 94.10 39.13 28.4 36.73 35.93 2.4 3.22 180 93.62 40.8 28.5 37.96 37.42 2.84 3.383 208 93.15 41.77 28.4 38.3 37.95 3.47 3.824 245 93.5 41.2 29.2 36.93 35.83 4.27 5.375 281 92.2 43.7 30 38.8 37.8 4.9 5.96 300 92.42 43.51 29 38.46 37.30 5.05 6.217 320 91.55 45.06 29.76 39.48 38.39 5.58 6.67 2013年7月中旬 #4机组数据（机组改造前）1 150 94.27 37.66 28.2 34.64 34.64 3.02 3.022 171 94.01 39.07 28.26 35.4 35.69 3.67 3.383 223 93.31 40.89 27.77 36.62 36.85 4.27 4.044 303 92.01 44.38 28.61 38.21 38.39 6.17 5.99图二： #4机组真空变化(二台循环水泵运行)7.18日序号负荷MW真空KPa排汽温度℃循环水进水温度℃A侧循环水出水温度℃B侧循环水出水温度℃A侧凝汽器端差℃B侧凝汽器端差℃1 153 94.15 34.42 25.81 31.95 34 2.47 0.422 172 93.67 35.68 25.89 32.96 34.86 2.72 0.823 220 92.79 38.56 25.99 34.80 36.71 3.76 1.85在汽轮机组运行中，凝汽器工作状况恶化将直接导致汽轮机汽耗增加和机组出力下降。
凝结水泵扬程 凝汽器最高真空
凝结水泵扬程和凝汽器最高真空是蒸汽发电厂中重要的参数，对于发电效率和安全运行具有重要意义。
本文将通过分析这两个参数的定义、影响因素和优化措施，深入探讨它们在蒸汽发电厂中的作用和意义。
一、凝结水泵扬程的定义及影响因素1. 定义：凝结水泵扬程是指凝结水泵将冷凝器内冷凝水抽至锅炉再生水箱的工作能力。
2. 影响因素：2.1 冷凝器排汽温度：冷凝器排汽温度降低，有利于提高凝结水泵扬程。
2.2 冷凝器真空度：冷凝器真空度越高，凝结水泵扬程越大。
2.3 凝结水箱水头：凝结水箱水头高，有利于提高凝结水泵扬程。
二、凝汽器最高真空的定义及影响因素1. 定义：凝汽器最高真空是指在额定负荷条件下，凝汽器内的最高真空度。
2. 影响因素：2.1 冷却水温度和水量：冷却水温度低和足够的水量可以提高凝汽器最高真空。
2.2 凝汽器排汽温度：凝汽器排汽温度降低有利于提高凝汽器最高真空。
2.3 凝汽器壳侧压力：凝汽器壳侧压力降低，凝汽器最高真空提高。
三、优化措施1. 凝结水泵扬程的优化：1.1 加大冷凝器传热面积，提高冷凝效率，降低冷凝器排汽温度，从而提高凝结水泵扬程。
1.2 合理调节和控制冷凝水箱水头，保证凝结水泵扬程在合适范围内。
2. 凝汽器最高真空的优化：2.1 确保冷却水系统运行正常，保证足够的冷却水温度和水量。
2.2 优化凝汽器的结构设计和管束布局，提高传热效率，降低排汽温度。
2.3 合理调整凝汽器壳侧压力，降低压力，提高凝汽器最高真空。
结论凝结水泵扬程和凝汽器最高真空是蒸汽发电厂运行中的重要参数，对于保证发电效率和安全运行具有重要意义。
通过合理优化冷凝器结构设计、冷却水系统运行以及凝汽器壳侧压力，可以有效提高凝结水泵扬程和凝汽器最高真空，从而提升蒸汽发电厂的整体运行效率和安全性。
希望本文的分析能够为蒸汽发电厂运行中的优化提供一定的参考和借鉴。
在蒸汽发电厂中，凝结水泵扬程和凝汽器最高真空是直接影响发电效率和安全运行的重要参数。
C15—3.43汽轮机凝汽器真空低的原因分析及改进措施
C15—3.43汽轮机凝汽器真空低的原因分析及改进措施摘要：本文对C15-3.43汽轮机在运行中真空低的原因进行分析，并提出了解决措施。
关键词：汽轮机;真空;分析;措施前言汽轮机是利用蒸汽的热能转换成汽轮机转子旋转的动能从而带动发电机转子旋转的原动机。
蒸汽在汽轮机内完工后排往凝汽器，并凝结成水重新送回锅炉作为给水使用。
凝汽器内的真空度的高低直接影响到机组的安全性和经济性。
1.汽轮机在运行中有关凝汽器真空的原理简介1.1汽轮机在运行中凝汽器形成真空的原理汽轮机在正常运行中，凝汽器内的真空的形成是由于汽轮机排汽在凝汽器内骤然凝结成水时，其比容急剧缩小而形成的。
由于汽轮机排汽中含有少量的不凝结气体，凝汽器本身及其连接系统也存在漏气处，有部分空气漏人凝汽器内，所以须用抽气器将气体连续不断地从凝汽器中抽出，以维持凝汽器在真空下连续运行。
1.2凝结器的真空形成和维持必须具备的条件：（1）凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量;（2）凝结水泵必须不断地把凝结水抽走，避免水位升高，影响蒸汽的凝结;（3）抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走。
1.3凝汽器真空低的危害（1）使排汽压力升高，可用焓降减小，不经济，同时机组出力有所降低;（2）排汽温度升高，可能使凝汽器铜管松弛，破坏严密性;（3）排汽温度升高，使排汽缸及轴承座受热膨胀，引起中心变化，产生振动;（4）汽轮机轴向位移增加，造成推力轴承过载而磨损;2.C15-3.43汽轮机真空系统简介韶钢能环部发电分厂CDQ作业区有两台C15-3.43汽轮发电机。
其额定工况下凝汽器设计真空为-91.3KPa。
其真空系统主要是由凝汽器、射水泵、射水抽气器、凝结水泵、循环水泵、冷却塔等组成。
当汽轮机的排汽进入凝汽器的汽侧空间，被铜管内的循环水带走热量，排汽被凝结成水，被凝结水泵升压带走，不凝结气体被抽气器抽走。
带着排汽热量的循环水排往冷却塔，冷却后再通过循环水泵送往凝汽器循环使用。
凝汽器与真空系统
在运行过程中，抽气器和真空泵持续工作，抽出漏入凝汽器的空气和不凝结的 气体，同时冷却水不断循环，确保凝汽器内的真空状态得以维持。
真空度对机组运行影响
01
02
03
热效率
真空度越高，汽轮机排汽 压力越低，机组热效率越 高。
安全性
过低的真空度可能导致汽 轮机排汽温度过高，对机 组安全运行造成威胁。
04
冷却水进出口温度
反映冷却水吸收热量的能力， 影响凝汽器的真空度。
汽轮机排汽压力
凝汽器真空度的直接体现，影 响机组热效率和安全性。
凝汽器端差
汽轮机排汽温度与冷却水出口 温度之差，反映凝汽器的传热
效果。
凝结水过冷度
凝结水温度低于汽轮机排汽饱 和温度的差值，过冷度大会增
加机组热耗。
02 真空系统组成及作用
凝汽器铜管泄漏
长期运行导致铜管腐蚀穿 孔，或者由于铜管胀口松 动、脱落引起泄漏。
凝汽器水侧结垢
循环水水质不良，导致凝 汽器水侧结垢，影响传热 效果。
真空系统常见故障类型及原因
真空系统严密性下降
真空系统阀门、法兰、焊口等处泄漏， 导致空气漏入真空系统，严密性下降。
真空泵性能下降
冷却器冷却效果差
冷却器冷却水管路堵塞、冷却水量不 足或冷却器内漏等，导致冷却效果差， 影响真空度。
设备状态良好；
对发现的问题及时进行处理， 包括更换损坏的部件、清洗水 路等；
检修完成后，对凝汽器进行真 空严密性试验，确保真空系统 的密封性。
提高设备可靠性和寿命措施
采用高品质的材料和先进的制造工艺， 提高设备的耐久性和可靠性；
对设备进行定期的性能测试和评估， 及时发现并处理潜在问题；
提高凝汽器的真空度措施和办法
提高凝汽器的真空度措施和办法摘要：电厂凝汽系统是高真空状态下将汽机排汽凝结的功能单元，其工作性能对机组经济性指标影响较大。
因此凝汽器真空状态的监测受到了设计和运行的普遍重视。
尤其是随着汽轮机单机功率增大，汽轮机排汽口数量以及凝汽器的体积都增大，真空系统严密性更难保证。
关键词：真空；过冷度；端差；漏空；清洗；优化工艺引言从凝汽器真空度、凝结水过冷度、凝结水端差和凝汽器漏空等方面，分析了凝汽器运行优劣判定方法，结合企业生产实际提出了一系列提高真空度的措施和办法。
1真空系统介绍真空系统由抽真空系统和密封蒸汽系统组成，其作用是通过建立凝汽器的高真空来建立汽轮机组的低背压，使蒸汽能够最大限度地把热焓转变为汽轮机的动能。
所以汽轮机抽真空系统性能的优劣将直接影响抽凝汽轮机组的经济性和安全性，真空严密性是检验真空系统性能优劣的重要指标。
汽轮机真空严密性差的危害主要包括:一是真空严密性差时，漏入真空系统的空气较多，真空泵若不能将漏入的空气及时抽走，将导致机组的排汽压力和排汽温度上升，汽轮机组的效率降低，增加供电煤耗，也可能威胁汽轮机的安全运行，并且由于空气的存在，蒸汽与冷却水的换热系数降低，也会导致排汽温度上升;二是为了将漏入真空系统的空气及时地抽出，需增加真空泵的负荷，会导致用电的上升，经济性差;三是由于漏入了空气，导致凝汽器过冷度过大，系统热经济性降低，凝结水溶氧增加，可能造成低压设备氧腐蚀。
2机组概况及提高真空的重要性凝汽器的真空是汽轮机运行性能考核的重要指标，也最能直接影响到整个汽轮机的安全性、可靠性、稳定性和经济性。
多年运行经验告诉我们，凝汽器的真空水平对汽轮机的经济性产生直接影响。
汽轮机真空低会直接导致：一是降低汽轮机的发电效率，据我厂有关资料显示，真空度每下降1%，机组的热耗将增加56.17kj/kwh；二是威胁汽轮机的安全运行；三是增加了厂用电及循环水的消耗。
因此分析真空下降的原因并采取相应的预防措施，保证正常运行时汽轮机的真空，维持机组经济最佳真空运行，提高整个汽轮机组的经济性，保证汽轮机组的安全运行十分必要。
凝汽器真空和严密性的分析及对机组运行的影响
引起凝汽器真空异常的原因:
图1真空变化因素示意图
若1~2间的虚线斜率大于实线,则表示冷却水量变少;若2~3间的虚线斜率大于实线,则表明传热情况恶化,如凝汽器钛管脏污、结垢等;若3~4间的虚线斜率大于实线,则表明过冷度增加,如漏入空气等;若各虚线的斜率不变,则主要是由于冷却水进口水温不同引起的。
1.2真空下降
当其他参数不变时,凝汽器真空降低,蒸汽总焓降减少,即蒸汽在汽轮机内做功减少,循环冷却水系统带走的热量损失增加,对机组经济性和安全性有较大的影响,主要表现为:
1)真空降低、排汽温度升高,循环冷却导出到最终热阱的热量增加,蒸汽做功后的冷源损失增大,机组的热效率下降,经济性降低。
2)当凝汽器真空降低,保持机组负荷不变时,蒸汽流量增加,这时
所以应做到防患于未然,定期检查相关设备。
亦余心之所善兮身为教师我们不会辜负人民的重托。
以上是本人在基层支部建设工作中发现问题和解决问题的。
凝汽器真空度的分析及处理
（1）加强对循环水供水设备的维护工作，确保设备正常
运行。
（2）轴封供气压力自动化、凝汽器水位自动化可靠投入
使用。
（3）加强监视和分析凝汽器的水汽、水封设备，严防失
水漏气。
（4）投入运行低真空保护装置。
（5）考虑加装凝汽器铜管杀菌灭藻装置，定期清洗。
（6）加强对真空抽汽系统监测。
真空度降低的原因——抽气系统工作不良、循环水 温度高
抽气器异常，凝结器中的不能凝结气体不能及时排出， 导致真空下降。 其中之一——水温上升原因，季节温度变化，或热力系 统内有热源排入射水池内， 使水温升高，当工作水温升高 至一定程度后，在高度真空的喷管喉部，部分工作水汽化， 体积突然膨大，单位体积的吸热量就会减少，而使抽吸能力 下降。
一、真空度降低的危害
二、真空度降低的原因 汽器最有利真空度必要性。
1)经济方面的影响 a. 真空降低，传质阻力增加，使汽轮机热耗增加。对于高压汽 轮机，真空每降低1％，可使机组热耗增加4.9％。 b. 真空降低，使凝结水过冷度增加。对于高压汽轮机，凝结水 每过冷1℃，也使热耗增加0.15％。
真空度降低的原因——真空系统严密性差
真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的气体从 外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中。过 多的不凝结气体滞留在凝汽器中，将影响传热，使真空度 下降。
3. 凝汽器真空度下降的预防措施
真空下降事故在汽轮机事故中占相当大的比 重，保持凝汽器在合理的真空下运行，是提高汽 机运行的热经济性、降低发电成本、保证运行安 全的主要措施之一。
2)安全方面的影响
a．由于真空降低,使排汽温度过高，还将引起汽轮机低
压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，改变机组的中心， 造成机组振动，可能引起故障停机。
最新真空排汽对照表
附录 B（资料性附录）真空值=容器内绝对压力—大气压力第五部分光学1.小华将一块5cm×5cm×8cm的玻璃砖，压在课本上，他发现从侧面不能看到被压部分页面上的字，而看到呈银白色反光的底面。
他还发现，只能通过上方的面，看到被压部分课本上的字。
请解释：为什么从侧面不能看到被压部分课本上的字。
已知：玻璃的折射率为n=1.485，且有arcsin(1/n)=42.33°。
2.一光学系统由一焦距为5cm的会聚透镜L1和一焦距为10cm的发散透镜L2组成，L2在L1之右5cm，在L1之左10cm处置一物点，不计算，请用作图法求出像的位置。
保留所画的辅助线，并用序号标明作图顺序。
3.如图所示，在光学用直导轨型支架上，半径为R的球面反射镜放置在焦距为f的凸透镜右侧，其中心位于凸透镜的光轴上，并可沿凸透镜的光轴左右调节。
(1)固定凸透镜与反射镜之间的距离l，将一点光源放置于凸透镜的左侧光轴上，调节光源在光轴上的位置，使该光源的光线经凸透镜——反射镜——凸透镜后，成实像于点光源处。
问该点光源与凸透镜之间的距离d可能是多少?(2)根据(1)的结果，若固定距离d，调节l以实现同样的实验目的，则l的调节范围是多少?第3题第4题4.1849年，法国科学家斐索用如图所示的方法在地面上测出了光的速度。
他采用的方法是：让光束从高速旋转的齿轮的齿缝正中央穿过，经镜面反射回来，调节齿轮的转速，使反射光恰好通过相邻的另一个齿缝的正中央，由此可测出光的传播速度。
若齿轮每秒钟转动n转，齿轮半径为r，齿数为N，齿轮与镜子之间的距离为d，齿轮每转动一齿的时间为____________，斐索测定光速c的表达式为c=_______________。
5.内表面只反射而不吸收光的圆筒内有一半径为R的黑球，距球心为2R 处有一点光源S，球心O和光源S皆在圆筒轴线上，如图所示．若使点光源向右半边发出的光最后全被黑球吸收，则筒的内半径r最大为多少？第5题第6题第7题6.如图，两平面反射镜A和B斜交，交点为O。
凝汽器真空度偏低的原因分析及处理
醺塑姐凝汽器真空度偏低的原因分析及处理张桂芹(山东省滨州市技术学院，山东滨州256600)B商要]凝汽器设备的工作性能宣接影响到整个汽‘孝仑瘫R细的热经济f生和安全陡。
对凝汽器低真空进行故障诊断以蕊时查明造成凝汽器真空偏低的原因，并采取相应对策有着重要意义。
睽喇l j司]真空系统；原因；判断；处理凝汽器是火力发电机组的重要辅助设备之一，对其内部压力低于大气压力的部分，称为凝汽器真空，真空值与当地大气压的比值的百分数称为真空度。
真空度的大小直接影响机组热效率，真空度高，不仅可以提高机组热效率，使其获得较好的经济性，同时还可以节约宝贵的不可再生能源——原煤。
凝汽器真空过低不仅会使蒸汽在机组中有效焓降减小，还会导致汽轮机排汽温度升高，排汽缸变形和振动等故障，其运行状态的好坏直接影响机组的经济性和安全性。
因此，对凝汽器低真空进行故障诊断以及时查明造成凝汽器真空偏低的原因，并采取相应对策有着重要意义。
1凝汽器真空偏低的原因分析运行中，引起凝汽器真空下降的因素很多，涉及设计、安装、检修和运行管理等诸方面因素，其主要原因可能有以下几个方面：1)冷却水量减少或中断。
当循环水泵出现严重故障时，循环水中断，此时，汽轮机的排气没有足够的循环水j令却，不能凝结，真空急剧下降，表现出的特征为循环泵电机电流降低至O A，循环泵出口压力降至O M pa，抽气器抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。
2)抽真空设备系统故障。
抽气器工作不正常，凝汽器中的空气不能及时抽出，真空无法维持，真空下降，表现为端差增大，凝结水过冷度增加，凝汽器抽气口至抽气器进口之间的压差减小。
3)凝汽器水位高。
凝汽器冷却水管发生破裂，热井水位升高，淹没一部分受热面，传热效果变差，凝汽器中温度升高，真空下降，表现为端差增大，凝结水过冷度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电机电流增大。
4)处于真空状态下的设备或系统不严密。
设备或系统不严密，会是大量的空气漏入，导致真空下降。
凝汽器真空度降低原因分析及处理措施
凝汽器真空度降低原因分析及处理措施摘要：本文对凝汽器真空度降低造成的影响进行分析，并对导致凝汽器真空度降低的原因加以阐述，提出循环冷却系统优化、凝汽器冷却面定期清洗等处理措施，希望能为有效优化凝汽器真空系统提供参考。
关键词：凝汽器；真空度；原因分析；处理措施引言：大型发电机组是目前大多数发电厂所常用的设备，才能为当下经济社会发展提供充足电力供应，其中凝汽器真空系统稳定运行对发电机组而言十分重要，凝汽器真空度降低过于频繁，会极大地降低汽轮机工作效率。
已明确凝汽器真空度降低原因前提下，如何采取有效处理措施，是目前各相关人员需要考虑的问题。
1.凝汽器真空度降低造成的影响凝汽器真空度降低对整个机组带来的影响主要表现在以下几点：（1）当凝汽器真空度降低时，其蒸汽功能作用也会受到一定影响，即使机组负荷保持良好的稳定性，随着蒸汽流量加大，也会导致叶片因蒸汽流量加大而出现负荷过高问题。
（2）凝汽器真空度降低，机组轴向推力增加，随着推力负荷逐渐超过限制，促使机组性能出现损坏[1]。
（3）凝汽器真空度降低，促使低压缸排汽温度增大，导致低压转子发生热膨胀或热变形等问题，也会提升低压缸中心线发生位移可能性，其机组振动幅度、低压胀差变大，低压缸动静间距缩短或消失，进而出现动静摩擦故障问题，影响汽轮机运行效率。
2.导致凝汽器真空度降低的原因2.1循环水量不充足或中断2.1.1循环水量不充足凝汽器真空度呈逐渐降低趋势，其循环水出入处位置存在较大温度差，导致循环水量不充足因素诸多，所显现出来的特征也具有较大的差异性。
主要体现以下几点：第一，当循环水处于水量不足状态下，其中凝气器中流体阻力明显增加，导致循环水出入口压差产生变化，压差变大促使循环水泵和凝汽器的循环水压提高，冷却塔的布水量降低，可判断是由凝汽器中管板受阻而造成真空度降低。
第二，当循环水处于水量不足状态下，凝汽器内流体阻力减弱，此时冷却塔布水量变少，循环水出入口压差产生变化，压差变小促使循环水泵和凝汽器出口处的循环水压增大，可判断是由循环水出水管被堵塞而造成真空度降低。
凝汽式汽轮机真空度降低的原因分析及处理
区域治理PRACTICE凝汽式汽轮机真空度降低的原因分析及处理河钢集团邯钢公司邯宝能源中心 耿妍摘要：长期以来，汽轮机凝汽器的真空度将直接影响汽轮机运行的经济性和安全性。
在实际运行中，真空系统的故障过程比较缓慢，很难发现，因此有必要加强检查，识别潜在的安全隐患，及时处理故障，以降低事故发生的可能性。
针对真空度降低的问题，必须找出原因并及时处理，以满足机组的安全要求。
机组效率越高，循环水带走的热量越少，真空度越低，有效焓降越低，带走的热量越多。
循环水。
凝汽器真空度低会导致保护动作的发生，直接造成机组跳闸现象。
为此，通过对凝汽式汽轮机真空降低原因的分析，提出了具体的处理措施。
关键词：凝汽式汽轮机；真空度降低；原因分析；处理中图分类号：TK269+.1 文献标识码：A 文章编号：2096-4595（2020）47-0188-0001一、凝汽式汽轮机的工作原理具有一定压力和温度的蒸汽进入涡轮，流经喷嘴，并在喷嘴中膨胀，以获得较高的转速。
高速蒸汽流经涡轮转子做叶片工作，使转子以一定速度匀速旋转。
作业后的蒸汽经冷凝水冷却后排入冷凝器，冷凝成水。
由于冷凝器中体积和压力的减小，蒸汽轮机的可用焓降增加并且效率提高。
因为蒸汽中总是混合有一定量的空气，所以在这种情况下，空气仅在冷凝器中不凝结。
另外，冷凝器的压力低于大气压，外部的大气压冷凝设备将逐渐从松动的密封管和法兰等地方泄漏，与残留的蒸汽混合并逐渐积聚，从而使冷凝器的压力降低[1]。
冷凝器增加，真空度下降。
因此，有必要在冷凝器的设计中安装抽气装置，以从未冷凝的水中抽出空气和蒸汽，并使冷凝器处于真空状态。
冷凝水泵通常用于从热井底部抽出冷凝水并将其输送到脱盐站。
二、凝汽器真空的成因凝汽器中形成的真空是由于汽轮机排出的蒸汽在冷却为凝结水时，其比体积迅速减小造成的。
例如，在4千帕的绝对压力下，蒸汽的体积是水的3万倍以上。
当废气凝结成水时，其体积将大大减小，导致凝汽器汽侧真空度高，这是完成汽水循环的必要条件。
汽轮机凝汽器真空度下降原因分析及预防措施
汽轮机凝汽器真空度下降的原因有如下方面：1) 汽轮机机组运行 过程中，由于季节的变化或其它因素使射水池的水温升高，在抽气器的 喷嘴处会发生汽化现象，从而使抽气工作失常，造成，凝汽器中不能凝 结气体不能及时排出，导致真空下降，造成射水池水温升高。2) 轴封 加热器排汽管积水时，使排汽的通流面积减少，轴封供汽系统工作失 常，导致真空下降，可能是轴封加热器水位升高，排汽至射水抽气器水
32真空 急剧下降的 处理 。著循环水中断，应根据真空情况迅速减负荷，并随时准备停机。 迅速做以下处理：1) 厂用电未中断时，若一台循环水泵运行，由于循 环泵故障导致断水，皮迅速启动另一台循环泵，根据真空情况带负荷。 由于循环泵出口门误动应迅速开启。2) 由于低压袖封供气中断时，迅 速恢复轴封供气，保证供汽充足，回气通畅。如轴封供气0 动调节失 灵，应及时切换为手动调节。3) 由于射水泵或射水抽气器故障导致真 空急剧下降时，应及时关闭射水抽气器空气门，切换备用水泵运行。4 ) 由于凝气器满水造成真空急剧下降时：若因凝结水泵故障，及时投入 备用泵。若误开凝结水再循环门应及时关闭。若凝气器补水量过大，
管上的阀门故障轴封蒸汽母管带水，季节变化( 如天气变冷) 。3) 凝汽 器汽侧宅气管积水时，抽气器空气管的流i 匝面积相对减小，导致凝汽器 真空缓慢下降，造成凝汽器汽侧空气管积水。可能是机组启动时，抽气 器空气管疏水不及时，季节变化( 如天气交冷) ，抽气器倒拉zK进入空 气管。4 ) 机组的凝汽器水位升高可能是除盐水补水量过大，凝汽器铜 管 泄漏 ，凝 结水 再循 环电 动 门误 开或 关不 到位 ， 低压 加热 器疏 水泵 出口 压力过高和除氧器压力过高( 排挤凝结水) 。5 ) 运行人员或检修人员工 作过程中发生失误，使凝汽器真空缓慢或急剧下降，可能是操作中误 开、误关与真空系统有关的阀门，或检修人员擅0误开、误关阀门。6) 在做与真空系统有关的安全措旌的过程中，当真空系统阀门关小严密的 因素存在时，凝汽器真空缓慢下降，可能是处于负压区的设备或阀门有 空气被拉^凝汽器内，使真窄缓慢下降。7 ) 运行中机组低压加热器汽 侧无水。原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，导致低压加热器无水位运行，这时由于低压加热器无水 位，抽汽未能进行热交陕就直接排向凝汽器热水井，使凝汽器热负荷增 大，真空下降。8) 凝汽器循环水量不足，汽轮机的排汽在凝汽器中被 冷却的量将减小，使排汽缸温度上升，凝汽器真空下降，原因可能是循 环水 泵发 生故障 ，循环 水进 水问水 位低 。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
凝汽器真空的影响因素与改善措施凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。
真空降低使汽轮机的有效焓降减少,会影响汽轮机的出力和机组设备的安全性。
电站凝汽器一般运行经验表明：凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增加1.5％—2.5％。
而且，凝汽器真空的降低，会使排汽缸温度升高，引起汽轮机轴承中心偏移，严重时会引起汽轮机组振动。
此外，当凝汽器真空降低时，为保证机组出力不变，必须增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又将导致铀向推力增大，使推力轴承过负，影响汽轮机的安全运行。
所以在实际的热电厂运行中，最好使凝汽器在设计真空值附近运行。
4.1 真空降低的危害凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成部分，其工况的好坏，直接影响整个机组的安全性和经济性。
例如一台200MW的机组，真空每下降1％，引起热耗增加0.029％，少发电约58KW，而一台600MW的机组，真空每下降1％，引起热耗增加0.05％，少发电约306KW。
有资料显示，凝汽器每漏入50kg/h的空气，凝汽器真空下降1Kpa，机组的热耗增加约6％－8％。
1)经济方面的影响a. 真空降低，使汽轮机热耗增加。
对于高压汽轮机，真空每降低1％，可使机组热耗增加4.9％。
b真空降低，使凝结水过冷度增加。
对于高压汽轮机，凝结水每过冷1℃，也使热耗增加0.15％。
c 为了提供真空，开大铀封供汽压力和流量，导致油中带水，增大了油耗。
2)安全方面的影响a．由于真空降低，使排汽压力，排汽温度升高，降低了汽轮机经济性。
严重时，由于排汽温度过高，还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，改变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机。
b．由于真空降低，凝结水中含氧量增加，最高超过100％，凝结水系设备和管道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道。
c．为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润滑油系统，使油中带水，使调节系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运行带来严重的隐患。
d．其他方面的影响。
在实际中，凝结器真空降低还存在许多缓慢的危害。
如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等。
因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必须保持机组在设计真空值附近运行。
4.2 凝汽器真空降低原因汽轮机凝汽系统的真空问题与热力系统的设计合理与否、制造安装、运行维护和检修的质量等多种因素有关，必须根据每台机组的具体情况进行具体分析。
汽轮机凝汽器真空偏低的主要原因有：1.真空系统空气通过两个渠道漏入凝汽器：一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一个是随同蒸汽一起进入凝汽器。
由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。
因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处漏入。
除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等。
空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。
漏空的主要部位有：低压汽缸两端汽封及低压汽缸结合面，中、低压缸之间连通管的法兰连接处，低压汽缸排汽管与凝汽器喉部联接焊缝，处于负压状态下工作的有关阀门、法兰等处。
2. 循环水系统1.冷却水进口温度在其它条件相同，冷却倍率不变时，冷却水温度越低，排汽温度也越低。
即凝汽器真空就越高。
如镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在下游。
由于两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温（实测月平均进水温度比甬江水的自然水温度高出2℃），恶化了凝汽器的运行条件。
2.当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必然减小。
冷却水温升的大小反映冷却水量是否足够。
当其温差大于8℃～12℃时，应增加冷却水量。
3.汽器端差δt的影响端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换，更主要说明凝汽器传热管内侧表面脏污，造成热交换性能差。
由于甬江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，原有28 已运行多年的正面进水旋转滤网因故障频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效地清除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果。
故要求对循泵房清污系统的重要设备-旋转滤网进行改造。
原滤网采用了无框架正面进水旋转滤网，定期人工启动冲洗。
由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。
在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益恶化，由此引起的危害也日益加重。
循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从而影响真空。
一般凝汽器的冷却倍率m应为50～60，对大型凝汽器，该冷却倍率还要适当大些。
而有的机组选取的冷却倍率比上述推荐的最佳值小了许多。
例如华东地区某一座总装机容量为1300MW的特大型火力发电厂，装有125MW×4和200MW×4，计入台机组。
其中，125MW机组由某电力设计院进行设计。
上海汽轮机厂规定要求通过凝汽器的冷却水量为17800t/h，汽轮机低压汽缸排入凝汽器的蒸汽量为290t/h，冷却倍率m为61.4。
而每台125MW汽轮机组选配了两台48sh－22型循环水泵，一台运行，一台备用。
循环泵出水量为ll000t/h。
其中尚有1000t/h的冷却水要供给冷油器、发电机空冷器、发电机水冷器、部分辅机轴承冷却水和射水箱补水等使用，实际通过凝汽器的冷却水量只有10000t/h，几乎只有要求冷却倍率的一半左右，使得实际通过凝汽器的冷却水量少了很多，使机组真空长年偏低，尤其在夏季，机组真空更差，被迫减负荷运行。
3.凝汽器钢管结垢尤其是当钢管内结有较厚的硬垢时，凝汽器钢管整体传热系数呈直线下降。
对于用江水、河水、湖水、水库水等作循环水的补充水源时，凝汽器钢管内结垢较软，较易除抹。
对于地表水较缺乏的内陆火电厂，往往用硬度较大的地下水作为循环水的补充水源，如处理不当，则凝汽器钢管内较易结成较厚的坚硬的硬垢，较难除去，对机组真空影响很大。
据对125MW汽轮机组试验证明：当铜管内结垢厚度达1.2mm～1.5mm时，在同样的冷却条件下，使汽轮机真空降低6.66kPa，增加发电煤耗10g/kW.h～15g/kW.h。
4.抽气器工作不正常1) 抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多，反映到抽气器抽吸能力的下降，引起凝汽器真空的降低。
对一定的抽气压力而言，工作水压力pw 越小，抽气量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽气要求，使凝汽器真空下降。
同时，工作水量不足，吸入室中因没有足够的工作水而压力升高，抽吸能力下降。
工作水量增加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象，造成排水管水压升高，吸入室压力增加，抽吸能力也下降。
因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制，以维持正常的抽吸能力。
2) 如果采取闭式循环方式，并且停止向射水池补充水，不向射水池外溢水，则工作水温度将不断升高。
工作水温度升高的原因是：a射水泵与工作介质的摩擦产生能量消耗转变为热量；b抽空气管道内空气在工作水中放热；c水蒸汽因为有凝结过程而放出的汽化潜热。
所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。
对于射水抽气器，当工作水温超过30℃时，每升高5℃，吸入室的压力就提高1.96 kPa ，对凝汽器真空的影响相当大。
这主要因为当工作水温升高至一定程度后，在高度真空的喷管喉部，部分工作水汽化，体积突然膨大，而使抽吸能力下降。
所以工作水温对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。
某电厂曾对一台200MW汽轮机组做射水抽气器特性试验，当其它参数及工况一定，当射水抽气器的工作水温由39℃降至35℃时，其机组真空值由89.86kPa提高到91.2kPa。
由此看出：射水抽气器的工作水温对汽轮机组的真空影响还是很明显的。
5.汽轮机轴封供汽系统设计不合理。
有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽管，造成低压缸两端轴封供汽量不足。
使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽器真空。
6.回热系统运行不正常。
低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相通的有关阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空。
此外，气轮机的设计效率偏低，循环水排污、加药不及时，凝汽器的高水位运行等等都会对凝汽器中的真空度有较大影响。
上述仅就影响汽轮机凝汽器真空的主要原因作一简要介绍，其它有关因素此处不再一一阐述。
7.凝结水泵漏空气某电厂凝结水泵漏空气由于设计不合理，凝结水泵的盘根减压套减压泄水管（泄水管通径l0mm）接至地沟，在机组运行中，与凝结水泵处于备用时，由于泵内为真空状态，空气从该泄水管进入泵内，导致机组真空度降低、与投入运行时，大量凝结水从泄水管排入地沟而白白浪费。
4.3 改善真空的措施保持凝汽器在合理的真空下运行，说提高汽机运行的热经济性、降低发电成本的主要措施之一。
因此，如何保证凝汽器的真空成为我们研究的重点方向。
电厂中除了采用本文前面提到的降低凝汽器的热负荷、高真空系统的严密性和降低低冷却水温之外还有以下几个措施。
首先，认真做好真空系统查漏工作，对泄漏点及时加以消除。
大型汽轮机真空系统较复杂，真空系统不严密处较多。
机组在运行状态下，对真空系统查漏具有一定的难度。
如发现低压汽缸结合面及两端轴封体结合面有漏空时，则可以在其结合面上开一个宽5毫米、深8毫米的密封槽，槽中填石墨盘根，密封效果较好。
在机组大修、小修、临修、节假日调停时，要对汽轮机负压系统进行高位灌水结合充一定压力的压缩空气(0.03Mpa～0.044MPa)进行查漏，可以查出负压系统许多泄漏点，详细作好漏点记录，予以认真消除。
负压系统的阀门的法兰或盘根处泄漏时，可以更换盘根、法兰垫片，如法兰盘密封面不平，则要对其进行修研。
根据机组具体情况，将真空系统阀门改为水封门，以提高阀门盘根处的严密性。
机组在运行状态下，可以在负压系统中的有关阀门的盘根和法兰处充以氦气或氟里昂气体，用检漏仪在射水箱上部排气口进行检查，如检漏仪报警，则说明充气体的部位泄漏，应予以消除。
如检漏仪不报警，则说明充气部位不漏。
用此法对真空系统的有关阀门、法兰、有关焊口逐一进行检查，定能收到明显效果。
其次，清洗冷却面。
当需要强化一个传热过程时首先判断哪一个传热环节的分热阻最大。
在凝汽器中,污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻,须给予足够的重视。
一般讲内、外管壁的对流换热分热阻均在2×10-4ｍ2℃/w以下,而经过处理的冷却水水垢造成的分热阻较大,可达2×10-4ｍ2℃/w，采取强化措施减小这个分热阻，收效最显著。