200MW机组真空问题探讨

电力18讯：    作者：缪文峰　

摘要：分析凝汽器真空形成原理及影响机组真空的主要因素，结合浙江镇海发电有限责任公司四台200MW机组历年来真空系统存在的诸多问题以及所采取的各项检查和改造措施，提出分析机组真空低的一般方法和改善的措施，以供借鉴。
关键词：凝汽器　真空　方法　措施
     1　前言
     凝汽器真空度对机组运行安全性和热经济性有很大影响。在运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。另外，真空下降使汽轮机排汽缸温度升高，引起汽机轴承中心偏移，严重时还引起汽轮机组振动。为保证机组出力不变，真空降低时应增加蒸汽流量，这样导致了轴向推力增大，使推力轴承过负荷，影响机组安全运行。浙江镇海发电有限责任公司四台200MW机组自投产以来，机组的真空出现过不少问题，特别在夏季真空成为机组稳发、满发的最大制约因素，也造成日常维护工作量增大。为此，发电公司先后做了一些改进工作，使机组真空有了较大的改善。但因为设备、管道老化及原先设计的原因，凝汽器真空低的问题依然存在，与国内先进水平相比仍有差距。因此，对真空度进行分析和处理十分必要。
     2　真空分析的理论依据
凝汽器内的真空实际上是凝汽器内汽液共存状态下的饱和压力。凝汽器内的压力由排汽的冷凝温度确定，此温度由热平衡和换热器的端差决定。冷却水由入口温度tw1逐渐吸热上升到出口处温度tw2， 冷却水温升：Δt = tw2 - tw1 。蒸汽凝结温度t s与tw2的差为传热端差， 以δt 表示：δt = t s - tw2 ，则主凝结区的蒸汽温度为： t s = tw1 +Δt +δt 。凝汽器中蒸汽压力为t s 所对应的饱和压力。由于凝汽器中还存在不凝结气体，所以凝汽器总压力实际上是凝汽器中蒸汽分压和不凝结气体分压之和，抽气器的作用就是抽出不凝结气体降低不凝结气体的分压，同时减小换热端差。真空的低限是蒸汽冷凝时的饱和压力。
提高机组真空的途径主要是尽量减小凝汽器中不凝结气体和降低蒸汽冷凝温度。
     3　凝汽器真空低的原因分析
     3.1　组真空系统空气渗漏
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。
低压缸及轴封套结合面泄漏。特别是轴封套在大修时经常发现有冲蚀痕迹，需进行补焊处理。
排汽缸及凝汽器壁泄漏。＃5机组曾检查出排汽缸与轴承座夹层处有3个加工孔焊缝未焊满，而凝汽器靠近中压侧壁因热负荷较大，经常发现有裂缝。
疏水扩容器、高加抽空气管、凝泵、疏水泵等至凝汽器的空气管及疏水管，特别是接入凝汽器喉部的管道如发生裂缝将直接影响机组的真空。
运行时因防止轴封冒汽有可能使低压轴封汽压力过低，造成空气漏入。轴封进汽管与轴封套结合处因平时无法检查，在大修时要特别注意。此处的泄漏也会引起轴封汽压力低造成真空恶化。
以上一些泄漏点按正常的检查方式均能查到，而一些特殊地方检查及处理都比较困难。机组末级及次末级抽汽管与汽缸下部是靠法兰连接，产生的泄漏不易发现且较难彻底处理。次末级抽汽压力在高负荷时为微正压，此时泄漏点不会漏入空气，而在低负荷时变为微负压就会影响真空。机组如在低负荷时真空低，而负荷增加真空改善的现象就很有可能是这方面引起的。
高中压汽加热系统泄漏。汽加热系统只在机组启停时用，而正常运行中进汽关闭，回汽集箱保持微负压与凝汽器喉部联通。但因汽缸两侧的法兰加热汽柜裂缝会使空气漏入凝汽器，集汽箱不得不正压运行。
     3.2　循环水系统
由公式 可以知道，凝汽器真空除了漏入空气，还与循环水流量、进水温度及传热效果等有关。[3]
     3.2.1　冷却水进口温度 。
在其它条件相同， 冷却倍率不变时，  越低， 排汽温度 也越低。即凝汽器真空就越高。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。
     3.2..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<