100MW汽轮机真空低的原因分析及防治措施
时间：2020-12-13 08:04:33 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
(准能公司 发电厂，内蒙古 薛家湾 010300)
摘 要：神华集团准格尔能源有限公司发电厂2台N100－9 0/535型汽轮机，自投运以来凝汽器真空较长时间低于设计值运行，不仅影响着汽轮机的经 济性和安全性，夏季甚至还影响着带负荷，经分析研究，总结出了提高凝汽器真空的方法与 措施。
关键词：汽轮机；
真空低；
分析；
措施
中图分类号：TK26 文献标识码：A 文章编号：1007—6921(2009)16—0108—02
1 汽轮机真空 低的原因分析
1.1 循环冷却水量不足、水温升高
1.1.1 循环水量小于设计值。N(c)100－90/535型汽轮机设计在额定负荷时冷却水进水温度，t1＝20℃；
循环水 量，Dw＝15 420t/h；
循环水冷却倍率，m＝60；
设计循环水温升为△t＝8.51℃。配备2台 48SH－22A型循环泵，额定流量为10 000t/h，一般情况为单机单台循环泵运行，经测试每台 循环泵流量达设计值，即每台汽轮机在满负荷时循环冷却水量，Dw＝10 000t/h；
循环冷 却倍率，m′＝40；
循环冷却水温升实际在12℃～14℃。计算公式为：△t′＝(hc－hc′)/ m′ 式中：(hc－hc′)为每千克排汽在凝汽器中的凝结放热量，取值2 200kJ/kg，则△t′＝13.14℃。
根据苏联雪格里耶夫教授的经验公式计算传热端差：δt＝n/(31.5＋t1)×(dc＋7.5) 式中：系数n取6，t1＝20℃，dc为单位蒸汽负荷，设计为37.7 kg/m2，则δt＝5.2 7℃。
凝汽器排汽饱和温度为：tz′＝t1＋△t′＋δt，则tz′＝38.41℃，对应的排汽 压力为Pk＝0.007MPa。
通过以上计算说明,满负荷运行时因循环水量小于设计值，使排汽压力升高0.002 MPa，汽轮 机真空降低2％。根据《火电厂节能工程师培训教材》介绍的实验数值，真空每降低1％，影 响汽轮机热耗率增加0.86％，则真空降低2％影响热耗率增加1.72％，影响供电煤耗增加6.9 7g/kW·h(标准煤)。
1.1.2 凝汽器两侧通水量分配不均。运行中凝汽器两侧循环水温升不一样，有时差值达到4℃～8℃。温升大的一侧循环水量小， 分 析原因可能是水侧顶部有空气积聚，系统阻力较大所致。另外，由于凝汽器铜管结垢，被污 泥、杂物等堵塞，或因铜管泄漏被人为堵塞，使通流面积减小，循环水通水量下降，造成汽 轮机真空下降。
1.2 传热端差大
从N－6815－2型凝汽器热力计算说明书差得：其设计传热端差为4.04℃。经测试2台机组平 均传热端差为9℃左右，较设计值大5℃左右，根据公式tz＝t1＋△t＋δt，式中：循 环水入口温度t1取20℃，循[CM(22]环水温升△t取13.14℃，端差δt取9℃，则：tz ＝[CM)]43.14℃。对应的排汽压力，Pk′＝0.0085MPa。
由于端差的增大，排汽压力又升高0.0015 MPa，影响凝汽器真空下降1.5％，使汽轮机热耗 率增加1.29％，供电煤耗增加5.2g/kW·h(标准煤)。
造成端差大的主要原因是循环水中污泥、微生物和溶于水中的碳酸盐析出附在凝汽器铜管水 侧产生水垢，形成很大的热阻，使传过同样热量时传热端差增大，凝汽器排汽温度升高，真 空下降。
1.3 凝汽器汽侧积空气
凝汽器汽侧积空气，不仅使传热恶化也使空气分压力增大，排汽压力升高，真空下降；
由于 空气分压力增大，增大了氧在凝结水中的溶解度，使凝结水含氧量增大，加剧了对低压管道 和低压加热器的腐蚀；
由于空气分压力的升高使蒸汽的分压力下降，凝结水温度低于排汽压 力下对应的饱和温度，引起凝结水过冷却，使汽轮机的经济性降低，也使凝结水中溶氧增加 。造成凝汽器内积空气的原因有：
1.3.1 真空系统的严密性差。低压缸轴封供汽压力低，低压缸轴封间隙大，负压系统阀 门密封部位及法兰盘处泄漏，低压加热器、轴封冷却器、凝汽器水位计法兰连接部位及阀门 密封部位泄漏，使空气漏入凝汽器内，凝汽器内空气含量增大。
1.3.2.2台100MW机组采用闭式循环射水抽气器来维持真空，由于工作水不断被抽气管和 轴封冷却器来的残余蒸汽所加热，使工作水温不断升高，对应的饱和压力升高，这样当工作 水流经抽气器喷嘴后有可能产生汽化，使抽气器喷嘴后的压力升高，携带空气的能力下降， 致使汽轮机真空下降。
1.4 循环水温度高
运行中由于冷却塔工作不正常，如配水槽、配水管内积泥，致使配水不均，配水管断裂局部 水大量流下；
塔内填料塌落，冷却风走短路；
喷嘴堵塞，溅水碟脱落、使水喷淋不均；
中央 竖井放水门不严，防冻管阀门不严造成水走短路等，也可使水塔出水温度升高，真空恶化。
另外，由于环境温度高或空气湿度大使冷却塔循环水温降减少，凝汽器循环水进水温度升高 也可使真空恶化。
1.5 七段抽气管温度、压力高
高压缸前轴封二档漏气与后轴封一档漏气汇合在一起，通过一根公称通径为250mm的管道接 入七段抽气，机组运行中，由于高压轴封密封性差，漏气量大，进入七段抽气大量高温高压 蒸汽，致使七段抽气超温，通过测试，七段抽气温度达到270℃左右。七段抽气温度和压力 太高，致使低压缸排汽压力升高，使汽轮机真空下降。
2 改进方法与措施
在运行中，运行人员应掌握循环水入口温度t1，循环水温升△t，凝汽器端差δt，凝结 水过冷却度这几个数值的变化情况并进行分析。t1增大说明环境温度高或水塔工作不正常 ；
△t增大表明供水量不足；
δt增大说明传热面脏污和结垢，或者凝汽器中积累了空气该 值一般不易测取。△t和δt同时增大，表示凝汽器铜管中严重结垢，增加了水流阻力，既 减少了冷却水量又恶化了传热；
当δt和过冷却度同时增大，表明凝汽器内积累空气较多 ，则恶化了传热，使排汽中蒸汽分压力下降，产生了过冷却度。
2.1 保证循环水量
在冬季、初春季节，循环水入口水温度较低，单机单台循环泵运行，可以使凝汽器维持在经 济真空运行状态。随着循环水入口水温度升高，当水温度超过20℃时，汽轮机的真空下降， 其经济性和单台机组的出力都将受到影响，可采用通过循环水联络母管，2台机3台循环泵的 运行方式。实践证明夏季多启动1台循环泵，可使2台机真空分别增加2％左右。该运行方式 没有必要等到因真空低使机组带不满负荷时才执行，只要增加1台循环泵，使每台机组的平 均真空增加1％以上，就有经济效益。
2.2 减少系统阻力使两台凝汽器配水均匀
定期对循环水系统的滤网、篦子进行清理；
凝汽器铜管清洁无垢；
凝汽器水侧排空气门稍开 使积存的空气不断排出，减少系统阻力。
2.3 降低传热端差
保持凝汽器铜管清洁无污垢，运行中要保持循环水清 洁，无杂物、绿苔、浮游生物等；
严格控制循环水浓缩倍率和极限碳酸盐硬度不超标，控制 指标增大时应进行排污，杜绝为了节水而不进行排污；
保持胶球清洗装置正常运行，胶球质 量合格，并利用大小修机会对凝汽器铜管进行高压射流清洗或酸洗。
2.4 使真空系统严密性合格
在运行过程中进行机组真空系统检漏(利用氦质谱真空检漏仪进行检漏)，利用大小修机会进 行凝汽器灌水找漏、堵漏。确保凝结水泵压兰、系统内法兰、截门压兰严密，水封调整适当 。轴封供汽压力在0.025MPa～0.030MPa。
2.5 保证抽气器工作正常
保持射水 池水温正常，一般不应超过25℃。当水温升高时应进行换水。保证射水泵工作正常，两台泵 事故联动及低水压联动试验正常，水压在0.3 MPa以上。在定期设备检修中应检查射水抽气 器喷嘴冲蚀、结垢情况并处理。
2.6 确保汽轮机轴封间隙调整符合标准，减小轴封漏气量
保证高压轴封漏气量尽可能小，减小了漏气量，提高了蒸汽做功能力，减少损失，提高机组 效率。高压缸前轴封二档漏气和后轴封一档漏气减小，能够降低进入七段抽气的轴封漏气压 力和温度，既保证了机组真空，还可提高#1低加使用寿命。低压缸前后轴封调整得当，保证 空气不进入低压缸，提高汽轮机真空。或者通过轴封改造，减小轴封漏气。
3 结束语
引起汽轮机真空低的原因是个综合性的问题，它与运行维护和检修质量密切相关。提高汽 轮机的真空度关系着机组的安全、经济运行，而且对提高整个电厂的经济效益有着现实意义 。
［参考文献］
［1］ 甘肃省电力工业局，河南省电力工业局编汽轮机设备运行技术［S］.中国电 力出版社，1997.
［2］ 能源部节能司.火电厂节能工程师培训教材［Z］.能源部出版社，1992.
