張德彬

（遼寧大唐國際阜新煤制天然氣有限責任公司，遼寧 阜新 123000）

汽輪機凝汽器真空的影響因素分析及處理

張德彬

（遼寧大唐國際阜新煤制天然氣有限責任公司，遼寧 阜新 123000）

介紹了汽輪機運行時凝汽器的傳熱過程，分析了某廠2×300 MW 1號機組真空降低原因，提出了改善機組真空的主要措施，提高了真空系統(tǒng)正常運行效率，并改善汽輪機經(jīng)濟性和安全性，為存在類似問題的其它型號汽輪機提供借鑒。

汽輪機；凝汽器；真空

1 凝汽器傳熱分析

由于凝汽式汽輪機的排汽處于飽和狀態(tài)，凝汽器內(nèi)蒸汽的飽和壓力和飽和溫度相對應(yīng)，為使凝汽器內(nèi)獲得較高真空，就要使凝汽器內(nèi)蒸汽的飽和溫度盡量接近冷卻水溫度［1］。如果冷卻水量和冷卻面積有限，當蒸汽凝結(jié)放出的汽化潛熱通過管壁傳給冷卻水時必然存在傳熱溫差，為了在凝汽器內(nèi)形成較高真空，減少凝汽器的傳熱端差，凝汽器的冷卻水管一般采用傳熱系數(shù)較高的銅材制作，使進入凝汽器的排汽與冷卻水之間形成較好的傳熱效果。

凝汽器內(nèi)存在蒸汽在循環(huán)水管外壁進行凝結(jié)放熱、循環(huán)水管內(nèi)壁與外壁之間發(fā)生金屬導(dǎo)熱交換、循環(huán)水管內(nèi)部進行介質(zhì)的流動換熱3種換熱方式，并將它們的換熱系數(shù)分別設(shè)定為a1、a2、a3，其中：1／a1＋1／a2＋1／a3為3種換熱的熱阻之和［2］，根據(jù)理論計算得出1／a1＜1／a2＜1／a3，即依次增大。傳熱系數(shù)表明了傳熱過程的強烈程度，傳熱系數(shù)越大，傳熱過程越強，熱阻越小，即凝汽器內(nèi)的傳熱性越好，凝汽器的真空也相應(yīng)使過冷度增大，最終使汽阻增大。

凝汽器內(nèi)水平排列著很多根銅管，當上部銅管凝聚水珠下落時，大部分水珠落在下面銅管上，被冷卻水冷卻，因此，凝結(jié)水溫度低于凝汽器排汽壓力下的飽和溫度，他們的差值即為過冷度，凝汽式機組的過冷度一般在0.5～1℃范圍內(nèi)。循環(huán)水帶走的熱量越多，過冷度越大，溫差損失越大，需靠鍋爐燃燒更多的燃料來提供。而過冷度變大，會使凝結(jié)水系統(tǒng)中的含氧量增加，從而加快了管道和設(shè)備腐蝕［3］，同時，循環(huán)水帶走凝汽器排汽的汽化潛熱受到排擠并減少，造成凝汽器真空下降，使得凝汽器熱經(jīng)濟性下降。凝汽器內(nèi)汽阻也受到過冷度的影響，使抽汽口處壓力相對降低，排汽與漏入空氣的混合物就從凝汽器的喉部向抽汽口流動，流過管束時產(chǎn)生一定阻力，從喉部到抽汽口段的壓力降即為汽阻，汽阻一般為260～400 Pa，運行過程中要求汽阻要盡量小一些，因為當抽汽口壓力一定時，汽阻越大，汽輪機背壓越高，并且當汽阻增大時，過冷度也會隨之增大，從而影響汽輪機的真空［4］。

某廠1號機組汽輪機型號為N300－16.7／538／538，在相同負荷、外界溫度變化不大的情況下，1號機組真空較2號機組低2 kPa。在調(diào)節(jié)汽門不變的情況下，汽輪機負荷下降，發(fā)電效率降低，嚴重影響機組安全運行和經(jīng)濟效益。針對這種情況，對系統(tǒng)進行全面檢查分析。

2 真空度降低原因分析

a.檢查軸封系統(tǒng)是否漏氣

機組軸封壓力設(shè)計為0.02～0.06 MPa，實際運行中的軸封壓力為0.05 MPa。為確定軸封系統(tǒng)是否漏氣，將軸封壓力由0.05 MPa緩慢升至0.1 MPa，并將軸封調(diào)節(jié)閥的旁路閥門打開，雖然機組軸封放空處有蒸汽不斷溢出，但機組的真空度沒有改變。如果軸封的汽封塊有磨損，當調(diào)節(jié)軸封供汽時，真空度會發(fā)生變化，但軸封壓力由0.05 MPa緩慢升至0.1 MPa時機組的真空度并無變化，所以軸封系統(tǒng)運行正常。

b.凝汽系統(tǒng)工作不正常

凝汽器系統(tǒng)滿水是汽輪機日常真空度下降的一個主要原因。汽側(cè)空間水位升高后，淹沒了一部分冷凝管，減少了凝汽器的冷卻面積，此時汽輪機的排汽壓力升高。如凝汽器水位升高至抽汽口的高度，則凝汽器真空度下降［5］，根據(jù)凝結(jié)水淹沒抽汽口的程度，開始真空度降低緩慢，之后迅速加快，這時連接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而連接在抽空器上的真空表指示上升。如果不及時采取必要的措施，將有水從抽氣器的排氣管冒出?，F(xiàn)場檢查并重新校驗真空表，結(jié)果證明液位顯示正常。

現(xiàn)場2級射汽抽氣器的抽氣口離熱井液位的距離較長［6］，為分析該液位對系統(tǒng)的影響，將熱井的液位控制高度由70%調(diào)至60%，結(jié)果表明真空度沒有變化。因此可以確定凝汽系統(tǒng)的液位設(shè)置不會影響射汽抽氣器的正常使用。

c.循環(huán)冷卻水流量降低

正常情況下，如果沒有人為操作，機組的循環(huán)水不會中斷。檢查發(fā)現(xiàn)凝汽器的實際循環(huán)水質(zhì)量流量為660 t／h，遠小于設(shè)計值1 550 t／h。

一般凝汽器的循環(huán)水冷卻倍率為40～60，按照進汽的質(zhì)量流量31.5 t／h和實際循環(huán)水質(zhì)量流量660 t／h來計算，該機組的冷卻倍率為21，遠小于正常設(shè)計值。

凝汽器管程短路也是影響冷卻效果的重要因素［7］，經(jīng)過長時間使用，凝汽器管程隔板有可能在循環(huán)水的沖擊下發(fā)生變形或產(chǎn)生移位，導(dǎo)致循環(huán)水進水不經(jīng)過凝汽器的管束，而直接形成短路返回回水管線中?，F(xiàn)場測得進、回水壓力分別為0.4 MPa、0.3 MPa，與系統(tǒng)主管線中的循環(huán)水進、回水壓力一致，同時測得進、回水的溫差大于15℃，說明凝汽器沒有短路，指示循環(huán)水質(zhì)量流量與實際設(shè)計值偏差較大。

d.凝汽器冷卻面積垢

凝汽器冷卻面積垢是引起機組真空度下降的常見因素。由于循環(huán)水水質(zhì)差，其中的很多雜質(zhì)可引起凝汽器積垢，影響冷卻效果。檢查發(fā)現(xiàn)，導(dǎo)凝口排放的循環(huán)水比較渾濁，有時還有泥沙顆粒，說明經(jīng)過長時間運行后，凝汽器積垢嚴重，不僅使流體的阻力增大，而且降低了凝汽器的冷卻效果，導(dǎo)致中壓蒸汽做功后不能完全被冷卻，抽空器的負荷過大，凝汽系統(tǒng)達不到所要求的真空度。

e.抽氣器系統(tǒng)故障

機組選用的抽空器為啟動抽氣器并配有2級射汽抽氣器，根據(jù)設(shè)計，開機時先使用啟動抽氣器，2級射汽器1開1備，但是正常使用時由于真空度過低，當啟動抽氣器和2級射汽器全部投用時，系統(tǒng)的真空度仍然達不到正常使用要求［8］。為了確定抽空器的工作噴嘴是否堵塞，在降低負荷情況下進行檢查，發(fā)現(xiàn)噴嘴工作正常。但第1級射汽抽氣器的疏水回水管線沒有使用設(shè)計的U型管水封，而是通過直線管路連接到凝汽器上，顯然與設(shè)計不符。如果沒有U型管水封，抽氣器第1段排汽冷卻后空氣又會回到凝汽器，使第1級射汽抽氣器失去作用。

3 改進措施

a.按規(guī)程規(guī)定進行真空嚴密性試驗，加強凝汽器進、出口水溫、端差、真空、過冷度等運行參數(shù)的綜合分析，找出影響機組真空的主要原因。

b.對容易漏入空氣的設(shè)備系統(tǒng)，如低壓缸、給水1～3號加熱器、軸封系統(tǒng)高加的疏水擴容器、凝泵以及低壓加熱器的抽空氣管等與凝汽器連接的管道和疏水管，在檢修時要加強查漏與堵漏工作，特別是與凝汽器喉部連接的管道一旦出現(xiàn)裂縫或斷裂，將嚴重影響機組的正常運行，應(yīng)制定整改計劃徹底解決。

c.加強凝汽器膠球清洗系統(tǒng)的運行與檢修管理，提高清洗質(zhì)量。選擇的圓形橡膠球密度應(yīng)與循環(huán)水相近，其直徑較銅管內(nèi)徑大1～2 mm，并經(jīng)常檢查膠球的收球率與磨損情況，當膠球磨損嚴重時，及時更換新球。當回水管收球網(wǎng)前后循環(huán)水壓差增大時，立即進行膠球系統(tǒng)反沖洗，保證膠球正常工作。

d.凝汽器系統(tǒng)的射水抽氣器主要對工作水溫的變化進行監(jiān)視，連續(xù)或定期補充冷水，排出內(nèi)部高溫水，避免工作水溫度太高，降低抽氣效率。選擇出水口位置應(yīng)適當，當射水抽氣器出水口處于射水池水面下部時，如果出水口被淹沒太深，因射水管中比水池中的水溫度高、比重低，排水管外的壓力過大將抑制抽氣器工作水的排出，從而導(dǎo)致射水抽氣器的抽氣能力下降。

4 結(jié)束語

影響汽輪機真空下降的原因很多，與設(shè)備的檢修與運行維護有關(guān)，適當提高汽輪機真空有利于機組的經(jīng)濟、高效運行，對提高整個電廠的經(jīng)濟效益具有現(xiàn)實意義。

［1］ 周振起，時 巖，孫 良.空氣凝汽器水環(huán)式真空泵優(yōu)化運行研究［J］.熱力發(fā)電，2011，40（1）：58－61.

［2］ 朱信義.真空泵密封水和抽入氣體溫度對機組真空的影響［J］.熱力發(fā)電，2010，39（8）：93－95.

［3］ 陳志峰，肖 梁，權(quán)成剛.600 MW直接空冷機組空冷風機加裝空氣導(dǎo)流裝置改造［J］.內(nèi)蒙古電力技術(shù)，2015，33（1）：68－71，75.

［4］ 王 凱，焦曉峰，王志麗.直接空冷機組凝汽器管束表面溫差產(chǎn)生原因分析與處理［J］.內(nèi)蒙古電力技術(shù)，2014，32（6）：71－74.

［5］ 胡乃進.機組真空降低的原因分析及處理［J］.東北電力技術(shù)，2011，32（10）：27－28.

［6］ 吳貴忠.某電廠汽輪機凝汽器真空變化原因及對策［J］.東北電力技術(shù)，2011，32（6）：27－28.

［7］ 劉 剛，許 敏，鄧海濤.200 MW凝汽式汽輪機組真空低原因及治理［J］.東北電力技術(shù)，2010，31（11）：47－50.

［8］ 王九崇，趙東亮.俄制800 MW汽輪機組真空低原因分析［J］.東北電力技術(shù)，2008，29（12）：23－26.

Factor Analysis and Treatment on Influence Factor of Steam Turbine Condenser Vacuum

ZHANG De?bin
（Liaoning Fuxin Coal－natural Gas Datang International Co.，Ltd.，F(xiàn)uxin，Liaoning 123000，China）

Heat－transfer process of condenser in operating turbine are introduced in this paper，vacuum reduction reason of given 2× 300 MW NO.1 unit is analyzed and main measure are proposed，which can improve operation efficiency，economy and safety.This paper provides useful references for similar problems of turbine.

Turbine；Condenser；Vacuum

TK267

A

1004－7913（2016）04－0014－02

張德彬（1987—），男，學(xué)士，助理工程師，主要從事煤化工集控運行工作。

2015－12－20）