330MW機組真空低原因分析及治理

盧廣宇

（桂冠合山發電有限公司，廣西 合山 546500）

隨著我國電力行業的高速發展，300MW級亞臨界火電機組已成為電網中的主力機型，且主要參與了電網調峰任務。目前，國產300MW級機組實際運行中普遍存在真空與設計值相差過大的問題。例如，桂冠合山發電有限公司2×330MW機組凝汽器真空設計值為-94.6KPa；實際額定工況下，夏季真空低至-90.8KPa，冬季最高約-93KPa，全年平均值約為-92.3KPa，與設計值相差2.3KPa。真空過低，則排汽缸溫度升高，使汽缸中心線變化而引起機組振動，嚴重時甚至會使保護動作，造成機組非正常停機；此外，還會導致凝汽器銅管脹口松弛而發生泄漏，使凝結水品質惡化，嚴重影響機組運行的經濟性。本文對造成330MW機組真空低的主要原因進行了分析，并提出解決對策，以實現機組安全、經濟運行。

1 原因分析

1.1 低壓缸排汽量影響

額定工況下，桂冠合山發電有限公司2臺330 MW機組主再熱汽溫設計值為540℃，主汽流量設計值為928t/h，冷卻水流量設計值為34265t/h，排汽溫度設計值為34.25℃。根據廠家提供的機組第1段到第7段抽汽流量數據(如表1所示)，可計算出低壓缸排氣量設計值為628t/h(低壓缸排汽量設計值為主汽流量減去第1段到第7段抽汽總量)。

表1 廠家提供的機組各段抽汽參數值

廣西電力中試院于夏季和冬季分別對機組進行了測試。根據試驗數據可知，夏季滿負荷工況下，主汽流量為985t/h，低壓缸排汽量為658t/h，高于設計值30t/h；冬季滿負荷工況下，主汽流量為964 t/h，低壓缸排汽量為643t/h，高于設計值15t/h。機組低壓缸排汽量比設計值平均增加了22t/h，遠大于各閥門內漏的總和，因而，低壓缸排汽量增加對真空的影響也較閥門內漏大得多。

設計工況下，根據熱平衡方程，低壓缸排汽側放出的熱量(與排氣量成正比)要等于循環水側帶走的熱量(與循環水量成正比)。實際滿負荷工況下，低壓缸排汽量平均增加了22t/h，而循環水量沒有同步增加，則增加的排汽量所帶來的熱量不能被循環水帶走，因而使凝結器熱負荷增加(凝結器的換熱面積、熱負荷是設定的)，進一步造成排汽溫度升高，真空降低。只有通過增加循環水量，讓增加的循環水帶走所增加的排汽熱量，才能降低排汽溫度，提高真空。

1.2 主再熱汽溫影響

實際滿負荷運行時，機組主再熱汽溫長期達不到設計值，平均值約為530℃，最低達到520℃以下；低負荷運行時，主再熱汽溫在520℃～525℃，也低于設計值。由于主再熱汽溫偏低，要維持機組負荷不變，必須要增加汽輪機進汽量，相應的鍋爐主汽流量也要隨之增加。主汽流量增加后，要達到做功能力(汽溫處于設計過熱狀態)，必然要先使爐膛投煤量增加，才能使蒸汽吸熱量增加，結果使在同一負荷下煤耗增加。

由于主再熱汽溫偏低，滿負荷工況下，主汽流量平均值達到985t/h以上，最高接近1000t/h，較設計值(928t/h)高55t/h～70t/h。可見，主再熱汽溫偏低是造成主汽流量增加的一個主要原因。

主汽流量增加，則相應排汽量增加，導致凝結器熱負荷過高而使真空降低(循環水量不變)。

1.3 排汽溫度影響

排汽溫度與凝結器真空 (排汽壓力)是一一對應的關系，即排汽溫度高則真空變低。經測算，凝汽器真空每降低1KPa，機組熱耗增加約0.8%，供電煤耗增加約2g/KW.h。可見，排汽溫度升高(真空過低)，將導致機組出力不足，廠用電率上升，供電煤耗增加，電廠運行經濟性下降。

排汽溫度等于冷卻水溫、冷卻水溫升和凝結器端差之和。機組冷卻水進水溫設計值為21℃，冷卻水溫升設計值為9.45℃，凝結器端差設計值為3.8℃，則排汽溫度設計值為34.25℃，對應真空為-94.6 KPa。夏季額定工況下，循環水溫取平均值26℃，假定循環水量充足，冷卻水溫升取設計值9.45℃，凝結器端差取最低值5℃，則排汽溫度為40.45℃，對應真空為-92.5KPa，即夏季真空最高約-92.5 KPa。實際工況下，冷卻水溫升及凝結器端差均達不到設計值，冷卻水溫升約為12℃，凝結器端差最低為5.5℃，因此排汽溫度至少達42.5℃，對應真空約為-91.5KPa。冬季實際工況下，循環水溫取平均值18.5℃，冷卻水溫升為11.8℃，凝結器端差為8.3℃，則排汽溫度為38.6℃，對應真空約為-93.2KPa。因此，全年真空平均值約為-92.3KPa，與設計值-94.6KPa相差約2.3

KPa。冬季凝結器端差與冷卻水溫升均高于夏季的主要原因是，冬季河水水位低，明渠供水量相對少，凝結器冷卻水量也相對小，凝結器熱負荷高，因而排汽溫度高。而凝結器端差大，一方面因為凝結器換熱熱阻大，傳熱效果差，這可能是凝結器銅管汽、水側結垢臟污或汽側積存空氣造成的；另一方面因為循環水量不足，使凝結器熱負荷過高，導致排汽溫度過高，而使端差增大。可見，循環水量不足對真空的影響也很大。

通過以上分析可知，造成排汽溫度過高的主要原因是，冷卻水進水溫度高、低汽溫運行排汽量增加及循環水量不足，使循環水溫升及端差增大，導致凝結器熱負荷過高而使真空降低。

1.4 真空系統嚴密性及閥門內漏影響

實際運行中，對機組進行真空嚴密性試驗，其真空下降速率小于0.25KPa/min；汽輪機軸封壓力正常，自密封效果良好；真空泵出力良好，完全滿足將真空系統閥門漏入凝結器的空氣抽出，維持凝結器真空的要求。可以說，真空嚴密性已達到良好水平。因此，可排除是由軸封及真空系統閥門漏入空氣而造成真空低的情況。但是，檢查發現，機組真空系統閥門、低旁及各高低壓疏水門仍然存在不同程度的內漏，特別是低旁閥后溫度經常高于120℃，遠高于正常值(50℃)，說明低旁閥存在蒸汽內漏，使凝結器熱負荷增加，進而使凝汽器真空受到影響而降低。

1.5 其他影響真空的因素

實際運行中，影響真空的因素還有很多，在此也將其列出，以供今后機組檢修、改造時參考。

(1) 低加汽側無水。工況發生變化時未及時調整低加水位，使低加無水運行，抽汽未能進行熱交換就直排入凝結器，從而使凝結器熱負荷增加，真空下降。

(2) 各高低壓疏水門、危急事故疏水門以及低旁存在不同程度內漏，使凝結器熱負荷增加，真空下降。

(3) 真空系統閥門誤開、修后未關或關不嚴，導致真空下降。

(4) 凝汽器銅管汽、水側結垢臟污，使凝汽器換熱效果差，端差增大，導致排汽溫度升高，真空下降。

(5) 軸封壓力不正常，軸封壓力調節閥故障；軸封供汽系統上的閥門開度不足。

(6) 真空泵出力不足，氣水分離器水位過高或過低，入口濾網堵塞。

(7) 凝結器上部及汽側積存空氣，或者熱井水位過高，使端差增大，排汽溫度升高，真空下降。

(8) 高、低壓疏擴、危急疏擴熱負荷過大，疏水溫度高，直排入凝結器后使凝結器熱負荷增加，真空下降。

(9) 負壓側密封水門(如凝結泵疏水泵)壓力不足或中斷，使空氣漏入凝汽器，導致真空下降。

(10) 循環水水壓低，循環水量不足，入口濾網堵塞，使凝結器熱負荷過高，真空下降。

2 解決思路及對策

通過以上的分析可知，只有設法提高主再熱汽溫，增加冷卻水量，從而降低凝結器熱負荷，降低排汽壓力，才能提高真空。

2.1 提高主再熱汽溫

(1) 由于再熱器原設計受熱面積偏小，2007年8月對機組再熱器進行了改造，增加了1100m2的懸吊式低溫再熱器受熱面,使主再熱汽溫提高至535℃～540℃。改造后，隨著運行時間的增長，再加上吹灰力度不夠等原因，導致尾部低溫再熱器受熱面積灰嚴重，使蒸汽吸熱不足，從而導致主再熱汽溫偏低。因此，建議對再熱器受熱面進行修復改善，同時加強吹灰力度，增強其傳熱效果。必要時可再增加受熱面面積，從而達到提高主再熱汽溫的目的。

(2) 盡量燃燒設計煤種，根據設計煤種(貴州無煙煤和本地煤)的熱值及揮發份變化以合理比例摻配煤量；同時，選擇合理的配風方式，采用最佳氧量優化燃燒調整，以提高并穩定汽溫，使汽溫不因煤種及摻配比例變化而大幅波動，最終使主再熱汽溫穩定并達到或接近設計值。

2.2 增加冷卻水量

目前循環水供水方式為明渠供水。由于明渠供水受季節性水位落差影響較大，當水位較低時，凝結器進水壓力相對較小(小于0.05MPa)，會造成循環水量不足而使真空過低。因此，建議將循環水供水方式改為壓力管道供水。壓力管道供水的壓力較高且穩定，可以保證冷卻水量充足，從而減小循環水溫升，減小凝結器傳熱端差，使循環水溫升降至10℃以下，端差降至5℃以下，最終降低凝結器熱負荷而提高真空。

2.3 消除閥門內漏

加強對真空系統閥門查漏、堵漏處理，特別是與真空系統相連接的高低壓疏水門、低旁及儀表接頭等，以消除各種閥門漏氣或內漏。

3 實際應用

通過以上對實際運行中影響2臺330MW機組真空的主要原因進行的分析可知，提高真空最有效的手段就是使主再熱汽溫達到或接近設計值，減少主汽流量，以及將明渠供水改為壓力管道供水,以供給凝結器充足的冷卻水量，降低凝結器熱負荷，從而降低排汽壓力、提高真空。

電廠在2號機組小修中對再熱器、過熱器及水冷壁進行了改造，更換了不合格的管子，對受熱面進行了清灰除焦；在運行中還對爐膛、再熱器受熱面加強了吹灰力度，從而增強了受熱面的傳熱效果；同時，還對與真空系統相連的高低壓疏水門、低旁及儀表接頭等進行了排查堵漏處理。

此外，電廠決定不再燃燒對汽溫造成影響最大的越南煤、印尼煤等外來煤種，而是將設計煤種(貴州煤與本地煤)按合理比例摻配燃燒。由于工程量大及資金短缺，電廠暫緩對循環水供水系統的改造。

目前，從小修改造后2號機組近2個月來的運行數據看，主再熱汽溫穩定并達到或接近設計值(535℃～540℃)。廣西電力中試院于2009-08-26對2號機組小修改造后的運行進行了試驗。試驗數據表明，在滿負荷工況下，2號機組凝結器真空達到-92KPa，比小修前(-91.2KPa)提高了0.8KPa。真空嚴密性試驗中真空下降速率由0.25KPa/min降至0.165KPa/min，軸封壓力由25KPa降至8 KPa，主汽流量由985t/h降至965t/h，對應供電煤耗由約350g/KW.h降至338g/KW.h，取得了良好的效果。預計循環水供水方式由明渠供水改為壓力供水后，全年真空平均值將提高1KPa，達到-93.3KPa左右。根據真空每提高1KPa、供電煤耗降低約2g/ KW.h計算，2009年電廠上網電量25億KW.h，則年均節約標煤5000t；按發電標煤單價每噸910.88元計算，年節約成本約455萬元。可以說，上述解決思路及對策是正確和有成效的，對解決300MW級火電機組真空低問題具有一定的借鑒意義。

1 河南省電力公司.火電工程調試技術手冊.汽輪機卷[M].北京:中國電力出版社,2005.