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1、全国火电100-200MW级机组技术协作会2008年年会论文集 汽轮机210MW汽轮机真空低原因分析处理王永忠（山西漳泽发电分公司长治046021)摘要：汽轮机凝汽器的真空是汽轮发电机组保持安全、经济运行机制的一个重要指标，结合实际，分析造成凝汽器真空低的原因，从凝汽器铜管、射水抽汽器、胶球系统、空气系统、轴封系统等相关设备系统，分别对凝汽器冷却水温升、凝汽器传热端差、抽气器运行工况、胶球系统的正常投运等方面进行分析，并从检修和运行两方面提出了一些针对性的措施。在实际工作中取得了良好的效果，提高了机组的热经济性和安全性。关键词：汽轮机；真空低；分析；处理1概述在汽轮机凝汽器中，蒸汽和凝结水是两
2、相共存的，蒸汽压力是凝结水温度所对应的饱和压力。只要冷却水温不高，在正常条件下，蒸汽凝结温度也不高，一般为30多度。30左右的蒸汽凝结温度所对应的饱和压力约为4-5kPa,大大低于大气压力，形成高度真空。此时，处于负压的凝汽设备及管道接口并非绝对严密，外界空气会漏入。为了避免这些在常温条件下不凝结的空气，在凝汽器中逐渐积累造成凝汽器中的压力升高，一般采用抽气器不断地将空气从凝汽器中抽出以维持凝汽器内真空。可见，凝汽设备作用有两个：在汽轮机排气口建立并维持一定的真空；回收洁净的凝结水作为锅炉给水的一部分。凝汽器的真空是汽轮发电机组保持安全、经济运行机制的一个重要指标，如何根据季节气候及设备的状况
3、来最大限度地保证凝汽器在最佳真空（最有利真空）下工作，是我们在日常运行和维护工作中经常遇到的问题。凝汽器的真空降低那将对机组的安全、经济运行形成严重危害。 主要危害有以下几点：1) 汽轮机真空下降将使排汽压力升高，可用焓降减少，不经济，同时使机组出力降低。2）真空下降使排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动。3）真空下降使排汽温度过高时可能引起凝汽器铜管松弛，造成漏空，破坏真空严密性。4）可能使纯冲动式汽轮机轴向推力增加，威胁机组的安全。5）真空下降使排汽容积流量减小，对末几级叶片工作不利，末级要产生脱流和旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。造
4、成凝汽器真空下降的原因很多，为便于分析原因，现将有关凝汽设备技术规范概述如下：凝汽器：凝汽器为表面式凝汽器，其技术规范：型号：200-KUC5B冷却面积：65902 平方米铜管数量：83802 冷却水量：27500 t/h汽侧绝对压力：0.0053MPa 汽侧流程：1个汽侧流量：420立方米/小时 水侧最大工作压力：0.25 MPa水侧流程：2个 水侧流量：27500立方米/小时水侧水阻：3.7米水柱 管子材料：铜镍合金管子长度：9000毫米 管子直径：26 /28毫米装置铜管重量：113.9吨 凝器汽组重量：287.6吨凝汽器冷却水充满时重量：132吨射水抽气器：型号：WX1000 工作水压
5、力：0.3Mpa 一个抽汽器用水量：1000立方米/小时。胶球系统：两凝汽器各用一套胶球系统，用直径比铜管稍大的软胶球来完成清洗铜管内壁任务。2原因分析对于我们来说，运行中凝汽器真空的下降，可分为急剧下降和缓慢下降两种情况。急剧下降的原因绝大多数是抽气器、射水泵、循环泵工作失常或真空严密性遭到破坏等原因造成的，这几种原因比较容易发现。而真空以较小数值逐渐下降时，我们要找出其原因较困难，在这种情况下，必须分析凝汽器的相关指标。因此凝汽器设备运行好坏的主要指标是凝汽器喉部的排汽压力（即真空）。由于这一压力值可以用与该压力相应的饱和温度来表示，而凝汽器排汽压力下对应的饱和温度与冷却水温升及传热端差有
6、直接的关系。2.1冷却水温升冷却水进口温度取决于地区的气温和供水方式，与凝汽器运行情况无关。在其它条件不变的情况下，冷却水进口温度越低，真空越高，因此冬季比夏季温度低，真空也较好。温升大小与循环倍率和凝汽器蒸汽热负荷有关。也就是说：温升在热功当量负荷不变的情况下，循环倍率越高，温升越小，真空越高；反之，真空越低。另一种情况在循环倍率不变的情况下，热负荷减小而真空升高，随热负荷增加而降低。在实际运行中，我们常把凝汽器热负荷视为不变，只与循环倍率或通入凝汽器冷却水量有关，一般认为温升超过规定值（8-12），则说明凝汽器冷却水量不足。经实际观察得出温升值与规定值上限相符，对此我们认为温升达到高限是因
7、为凝汽器循环水进口二次滤网堵塞或凝汽器管板脏污致使冷却水进出水温差增大，排汽温度升高，凝汽器真空下降。所以运行中应密切监视循环水进口二次滤网前后压差和进水压力，当压差和进水压力异常增大时应判断为二次滤网堵塞或管板脏污。应在机组低峰时切单边凝汽器进行清理。以保证凝汽器能在最佳效率下运行。另一种情况是杂物直接堵在铜管管口。再就是凝汽器铜管因漏而少量打堵，直接影响了凝汽器的冷却面积，而间接地造成冷却水温升增大，排汽温度升高，凝汽器真空下降。2.2传热端差传热端差是反映凝汽器热交换情况好坏的重要指标，在相同运行条件下，端差增大，说明凝汽器内积聚了较多的空气，也就是凝汽器漏入空气量超过了抽气器在工作段内
8、混合气体的总压力，使排汽压力升高。同时这些不凝结气体积聚在铜管表面，增大热阻，致使端差增大。另一种情况是铜管表面脏污或结垢使铜管传热恶化，因为水垢和沉淀物的导热系数要比铜管的导热系数小得多，据科学测定，沉淀物或水垢厚度仅为铜管的1/10时，热阻将增大510倍。在相同情况下，由于传热恶化将使传热端差增大。此外，铜管沉淀物或水垢通常会使铜管截面积减少，冷却水量相应减少，在冷却水进口温度不变的情况下，排汽压力下对应的饱和温度将随之升高，也就是凝汽器真空降低。由此可见，真空严密性、铜管表面光滑程度是影响传热端差的主要原因，绝不能等闲视之。2.3抽气器运行工况不良，效率低，同样使传热端差增高。这是因为，
9、在工作压力和抽气抽吸的空气量一定时，射水温度发生变化时，抽气器的抽吸能力将有变化，也就是随着射水温度的不断提高，抽气器的抽吸能力随之降低，凝汽器的真空下降，端差增大，排汽温度升高，这又是因为在抽吸同样空气的情况下，射水温度升高，抽气器混合室压力升高，可以这样说，在抽气中高速水流形成相同负压情况下，水温升高后会使更多的水发生汽化，由于汽的比容比水要大的多，故使混合室压力急剧升高，抽气器抽吸能力下降，凝汽器真空必然下降。因此必须严密监视抽气器水温，定期或连续地向系统补充低温水，同时排出高温水，防止射水温度升高，保持抽气器在经济工况下工作。2.4汽轮机正常运行中，胶球系统的正常投运是保证凝汽器铜管内
10、表面清洁，保证凝汽器的传热效果及维持凝汽器能在最有利真空下工作的重要环节及保证。日常维护中要首先保证胶球系统的投运小时，定期检查收球率及胶球的磨损情况，如胶球磨损应及时收回并投放新球。我厂选用的是比铜管直径大的软胶球来清洁铜管内壁的。在保证胶球系统投运正常的情况下，保证收球率是重要的一个环节。如发现收球率下降应及时查找原因并消除。造成胶球系统收球率下降的原因大致有以下方面： 1）活动式收球网与管壁不密合，引起“跑球”。固定式收球网下端弯头堵球，收球网脏污堵球。 2）循环水压力低，水量小，胶球穿越铜管能量不足，堵在管口。 3）凝汽器进口水室存在涡流，死角，胶球聚集在水室中。 4）管板检修后涂保护
11、层，使管口缩小，引起堵球。 5）新球较硬或过大，不易通过铜管。胶球比重太小，停留在凝汽器水室及管道顶部，影响回收。胶球吸水后的比重应接近于冷却水的比重。据上述理论，真空低的主要原因是端差大以及射水温度高还有循环冷却水进水温度高。所以传热端差大的原因可归纳为： 1）球系统投运不正常，使铜管沉淀物存在，影响传热效果。 2）凝汽器真空严密性较差。 3）夏天来临，水温升高至29；射水温度升高比设计值高，影响抽气器的抽吸能力，使端差增大，真空下降。 总之，汽轮机凝汽器真空缓慢下降的原因较多，针对我厂实际并结合理论方针，真空下降的原因归纳如下： 1）端差增大，不能达到68，最高9的规定值。 凝汽器铜管内表
12、面有污垢沉淀物，胶球系统投运不正常或收球率偏低，影响凝汽器铜管的内表面清洁。射水温度比设计值高5-10，影响抽气器抽吸能力。真空严密性差，漏入凝汽器内空气，影响传热，真空下降。 2）温升影响： 特别是夏天来临，水质较脏，水中浮游生物较多，小鱼、小贝壳等使凝汽器循环水二次滤网堵塞或凝汽器管板脏污。凝汽器铜管因漏被堵塞的根数越来越多，减小了凝汽器的总的冷却面积。 汽轮机凝汽器真空降的主要原因是端差增大和温升影响。3凝汽器真空低应采取的对策：3.1检修方面1）检修时对凝汽器铜管逐根进行机械清洗或高压水枪清洗，必要时更换部分堵塞管。2）更换查漏堵掉的铜管。提高凝器汽铜管的有效利用率，保证凝汽器的有效冷
13、却面积。3）借停机机会检查凝汽器收球网，胶球系统检查以及凝汽器各水室检查清理。使凝汽器胶球系统经常保持在良好的状态下运行，保证胶球系统中胶球的循环次数，提高胶球的利用率。4）射水池应直接接一路水源，保持射水池温度低温进行。5）利用机组检修时，对负压系统即低缸轴封洼窝以下的管路系统进行注水查漏，包括凝器汽候补焊口，发现漏点及时消除。6）汽轮机本体汽封、轴封间隙必须控制在规程规定的数值内。3.2运行方面1）循环泵运行方式按夏季运行方式调节，保证凝汽器冷却水流量。2）射水池水温要保持低温，并连续不断地补充新的低温水。3）对堵塞的循环水二次滤网要利用机组低峰时切凝汽器半边清理。4）保证胶球系统正常投运
14、，定期检查胶球收球数量，保证胶球系统的收球率合格。5）定期检查胶球磨损情况，海绵球直径减小时，应及时更换新球。6）对真空表计、凝汽器排汽温度表进行校验，确保指示准确可靠，凝结水质的监视。7）严密监视滤网前后压差增大时，必须进行反冲洗以保证胶球的正常循环和畅通的循环水。4对策实施：检修方面从分别利用平时维护和大小修机会作好如下工作：1）对凝汽器铜管进行机械清洗或高压水枪清洗，检查清理铜管污垢，清扫水室污垢、锈垢，水室内壁涂防腐漆。凝汽器铜管损坏百分之五以上，影响凝汽器正常工作时，更换部分堵塞铜管。2）检查清理凝汽器收球网，胶球系统管路及阀门。检查和清理收球网栅格，如栅格有开焊或断裂的应用不锈钢焊
15、条补焊好，栅格开关应灵活，不应有卡阻现象，关闭时不跑球。管道、阀门不应有堵球现象。装球室网壁上的眼孔不应有堵，开关自如。3）射水池清理，保持射水池内无杂物。4）主抽及扩散管清理削漏。清洗喷嘴及收缩管、扩散管，并除垢，发现有气蚀现象，用不锈钢焊条堆焊，严重时更换备品。5）真空系统进行注水查漏，发现漏点及时消除。包括凝汽器候补焊口、管道、阀门及低压缸下缸连接法兰等。6）汽轮机轴封间隙检查调整。测量调整汽缸轴封间隙在要求范围之内，必要时揭缸处理。运行方面进行如下操作：1）保证胶球系统正常投运。定期检查胶球磨损情况，保证收球率。2）按夏季调节凝汽器冷却水流量，稳定凝汽器端差在要求范围内。3）射水池水温
16、要保持低温，并不断地补充低温水。4）定期检查真空系统，发现问题及时处理调整。防止空气漏入凝汽器中，使凝汽器的汽侧充满了蒸汽和空气的混合气体，影响凝汽器的真空严密性。5）凝结水质监视，为防止热力设备结垢和腐蚀，必须经常通过化学分析对凝结水水质进行监督。6）运行中过冷度大时，除应保持凝汽器水位在正常范围内之外，利用凝结水的特性，采用低水位运行方式，这样可避免水位过高的现象。在运行中要保持真空系统的严密性，并要维护好抽气设备。这样既能维持凝汽器的高度真空，也防止了凝结水的过冷。7）凝汽器二次滤网改自动反冲洗滤网。进行定期排污，增加了排污次数，减少二次滤网堵塞率。5结论近年来，我厂4台210 MW汽轮发电机组通过以上措施的实施，有效提高了汽轮机凝汽器的真空度，保证了汽轮机的真空严密性，增加了机组的出力，提高了机组的热经济性，确保汽轮机组安全稳定地运行，对提高汽轮发电机组的经济性和安全性有着及其重要的意义。参考文献：1 汽轮机设备及系统 中国电力出版社出版 吴季兰编 2000.092 汽轮机设备检修（高级工） 中国电力出版社出版 山西省电力工业局 1997.043 汽轮机检修工艺规程（210 MW机组） 漳泽发电厂 1997.124 汽轮机运行规程（K2151301型） 漳泽发电厂 2004.03320
19210MW汽轮机真空低原因分析处理(王)
