100 MW供熱凝汽式機組真空低的診斷分析與治理措施

劉子烈，楊志行，王守志，姜自君

(1.黑龍江省電力科學研究院，黑龍江哈爾濱150030;2.華電能源哈爾濱熱電有限責任公司，黑龍江哈爾濱150046)

0 引言

真空是汽輪機安全、穩(wěn)定、經濟運行的重要指標。凝汽器真空下降使低壓缸排汽溫度升高，溫度升高帶來的膨脹變形，將導致機組軸承振動、軸向位移和脹差變化，嚴重時將威脅機組的安全運行。大容量汽輪發(fā)電機組性能試驗數(shù)據(jù)顯示，真空每降低1 kPa，將增大機組熱耗率1%左右，機組的發(fā)電煤耗相對應將升高約3 g/(kW·h)，熱經濟性影響巨大。真空除了與凝汽器、真空泵或抽氣器等真空系統(tǒng)設備有關外，還與軸封系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)、凝結水系統(tǒng)、疏放水系統(tǒng)等有密切關系，涉及范圍廣，關聯(lián)設備多，影響因素復雜。

某電廠1臺100 MW供熱抽汽凝汽式機組配置了2臺真空泵(設計為1臺運行、另1臺備用)，采用閉式循環(huán)冷卻系統(tǒng)。自2004年投產以來，2臺真空泵長期并列運行，仍存真空偏低問題，雖經多次查漏及綜合治理有所改善，但與設計值仍有較大差距，嚴重威脅機組安全經濟運行。因此，在機組大修前，對該機組進行了相關系統(tǒng)運行調整試驗、系統(tǒng)查漏，對其發(fā)現(xiàn)的問題進行了分析診斷，并提出了治理建議和應對措施。

1 分析診斷

1.1 真空系統(tǒng)運行分析

a.全年該機組凝汽器兩側端差都在比較大的區(qū)間運行，通常為10 K，最大達到26.8 K，凝汽器換熱惡化。

b.全年該機組凝汽器兩側端差有一定差異，即B側端差較A側端差偏大5～7 K，A側的換熱明顯好于B側。

c.每個采暖供熱周期隨著運行時間的加長，凝汽器端差逐漸增大，換熱惡化趨勢明顯。

d.機組檢修記錄顯示，有汽輪機低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭因負荷變化引起交變應力變形導致的開裂，這種情況前幾年多次發(fā)生過。

1.2 真空泵調整試驗

在機組滿負荷運行中，由于必須保持2臺真空泵連續(xù)運行方能確保安全穩(wěn)定的系統(tǒng)真空，調整試驗沒有采用停真空泵方式。

試驗邊界條件如下:

負荷為99.9 MW;主汽參數(shù)為8.66 MPa，535.1℃，660.2 t/h;真空為91.70 kPa;抽汽參數(shù)為1.10 MPa，310.9 t/h;軸封壓力為0.045 MPa;排汽溫度為40.8℃，41.7℃;循環(huán)水系統(tǒng)2臺循環(huán)水泵低速狀態(tài)與2號機組循環(huán)水并聯(lián)運行。

真空泵調整試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 真空泵試驗數(shù)據(jù)

工況1和工況2數(shù)據(jù)顯示，在熱力系統(tǒng)及參數(shù)未發(fā)生改變的情況下，對于同一真空系統(tǒng)，2臺真空泵的抽吸能力并不相同，若2臺真空泵系統(tǒng)閥門沒有異常，則1號真空泵的抽吸能力要優(yōu)于2號真空泵。

工況3數(shù)據(jù)顯示，雖未能按照真空嚴密性試驗標準要求進行試驗，但該機組的真空嚴密性指標應該很差，僅僅關閉了真空泵入口門不到2 min，其真空下降速率達到2 433 Pa/min，真空系統(tǒng)必然存在較大泄漏，這與以前曾多次進行出現(xiàn)且處理的“汽輪機低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭因負荷變化引起的交變應力變形導致開裂”現(xiàn)象吻合。

1.3 軸封壓力調整試驗

正常軸封供汽壓力基本維持在0.045～0.050 MPa。在滿負荷期間、各輔助系統(tǒng)參數(shù)相對穩(wěn)定的前提下，把軸封供汽壓力從 0.045 MPa提高到0.055 MPa后穩(wěn)定運行30 min，汽輪機真空沒有變化。基于以上現(xiàn)象，認為目前軸封供汽壓力滿足系統(tǒng)要求。

1.4 循環(huán)水泵運行調整試驗

通過改變循環(huán)水泵的運行方式改變循環(huán)水量，試驗期間真空無明顯變化，可以排除循環(huán)水量對機組真空的影響。從循環(huán)水泵效率測試試驗數(shù)據(jù)來看，高速時流量為8 160.72 t/h，低速時流量為4 449.48 t/h，出力與銘牌略有差距，冷卻流量從冷卻效果來看滿足機組需要。

1.5 軸封加熱器水封調整試驗

機組穩(wěn)定運行時，該軸封加熱器水位計無水，水封放氣管打開后無水且吸氣(負壓)。通過對軸封加熱器水封注水，在水封放氣管可排水(正壓)時，機組真空由89.73 kPa上升到90.16 kPa，真空上升0.43 kPa。

1.6 低壓加熱器運行狀態(tài)

各低壓加熱器在低水位運行，甚至于無水位運行。

1.7 真空系統(tǒng)漏泄檢測

采用氦質譜檢漏儀對真空系統(tǒng)重點位置進行查漏，測點包括負壓系統(tǒng)大多數(shù)閥門、法蘭、盤根及焊口，仍有部分位置難以深入而無法檢測。重點查漏共測試175點，多數(shù)部位無明顯泄漏，其中特大漏點1處，確認為低壓缸下缸的六、七段抽汽與下汽缸接合法蘭及焊口，此處曾多次泄漏并處理過。較大漏點有3個:2號真空泵空氣管接頭(3處)、2號真空泵入口手動截門(門蓋)、2號真空泵吸入口側法蘭(濾網兩端);微漏3點。

1.8 循環(huán)水冷卻水塔運行狀況

對水塔檢查時發(fā)現(xiàn)，填料和除水器表面泥垢較多，淋水裝置噴淋效果較差，存在堵塞現(xiàn)象;部分區(qū)域有落水現(xiàn)象，存在填料等冷卻材料破損。此外，在冬季運行時，水塔結冰面積較大，進氣區(qū)有1/3面積被已經結成的冰幕覆蓋，阻礙了空氣進入影響換熱;中心區(qū)域的結冰情況也較為嚴重;已結成冰幕區(qū)域有填料破損，化凍后填料破損的碎片會堵塞凝汽器銅管。

1.9 其它系統(tǒng)運行狀況

疏水擴容器仍存在部分疏水管路內漏。改變凝汽器水位為450 mm、500 mm、600 mm，穩(wěn)定運行后，真空無明顯變化。

2 治理建議

2.1 真空系統(tǒng)

a.汽輪機低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭因交變應力導致開裂，嚴重影響真空。經與制造廠協(xié)商后，確定增設抽汽管道補償器或膨脹節(jié)，以消除應力，避免此種較大的真空系統(tǒng)泄漏再次發(fā)生。

b.大修應檢查清理真空泵入口蝶閥、濾網及冷卻器。此外，還應對真空泵解體檢查并修復，其出力的差異性應與內部部件受損有關。

c.氦質譜檢漏有一定的局限性，一些位置無法深入接近。因此，大修時還應徹底對凝汽器及相關部位進行泡水檢查，重點在凝汽器喉部及有關焊口等，泡水時間不少于48 h。

2.2 循環(huán)水系統(tǒng)

a.大修期間，除對兩側的凝汽器循環(huán)水各閥門重新檢查定位外，還應對循環(huán)水泵進行檢查，包括泵體及葉輪，修復磨損、改善泄漏，提高泵組效率。

b.運行過程中，應及時定期排放循環(huán)水管路空氣，避免空氣集聚而影響換熱、降低機組真空。

c.兩側凝汽器端差較大，除了真空系統(tǒng)的一些泄漏產生的主要影響外，還有銅管清潔度對換熱的影響。應參照相關標準加強膠球清洗裝置的管理和維護，其適當投入率和收球率都會有效改善銅管的結垢及污染，提高換熱效率，降低凝汽器端差。當管側結垢嚴重時，高壓水沖洗或酸洗有助于改善清潔度。全面檢查時，還應掌握凝汽器堵管情況。

2.3 軸封加熱器水封

a.由于軸封加熱器水位控制不力(無水位運行)，軸封加熱器水封也成為影響真空的1個主要環(huán)節(jié)，應及時加強軸加水位的控制和調整。

b.此外，軸封加熱器水封沒有布置水封底部放水點。由于該供熱機組每年有幾個月的停修期，水封內長時期存水將引起銹蝕，可能導致多級水封的內漏、堵塞以至于改變水封流程，影響水封正常工作。大修期間應檢查軸封加熱器的多級水封，并考慮增加水封的底部放水點。

2.4 低壓加熱器

低壓加熱器的低水位甚至無水位運行將加大凝汽器的熱負荷，不利于真空。運行中應加強低加的水位控制和調整，水位計應確保計量準確、可靠運行。

2.5 水塔

a.填料和除水器表面泥垢較多，淋水裝置噴淋效果較差，存在堵塞現(xiàn)象。水塔周邊應考慮增加圍網，避免雜物進入塔池、堵塞凝汽器影響換熱。

b.部分區(qū)域有落水現(xiàn)象，應存在填料等冷卻材料破損，應及時進行材料修補、更換，以提高水塔冷卻性能，改善機組整體的運行經濟性。應控制水塔水溫，避免水溫過低引起的水塔冰凍現(xiàn)象。

c.應避免化凍后填料破損碎片堵塞凝汽器銅管問題出現(xiàn)。

d.重視循環(huán)水中有機生物的殺滅問題，避免有機生物污染凝汽器，降低清潔度，惡化換熱而影響真空。

e.開展水塔各項指標監(jiān)督，有助于水塔冷卻性能評價分析。

2.6 疏水擴容器

疏水擴容器仍有部分疏水管路內漏，增加了凝汽器熱負荷，影響真空。增加疏水擴容器溫度測點，便于檢查疏水閥門內漏，及時開展漏泄的治理。

3 大修及綜合治理效果

a.在大修期間，進一步核查了低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭的開裂，并采取增設抽汽管道上補償器，徹底解決了此種泄漏，真空嚴密性指標可達到200 Pa/min。

b.對真空泵解體檢查發(fā)現(xiàn)，入口濾網被雜質堵塞;葉輪沖蝕嚴重，這與泵體內工作液溫度較高造成的汽蝕有直接關系。葉輪經過修復，并疏通吸入口的冷卻水管、將真空泵工作液換熱器的冷卻水源改為溫度較低的工業(yè)水后，真空泵運行電流明顯下降。

c.對凝汽器管側檢查發(fā)現(xiàn)垢質較硬，并堵塞有大量的破損水塔填料碎片，膠球系統(tǒng)收球率低也源于此，多種原因導致凝汽器換熱惡性循環(huán)。增設二次濾網、高壓沖洗等改善了膠球清洗裝置的投入率和收球率，避免了管側的堵塞，提高了通流面積和管側的清潔度，大大降低了凝汽器端差。

d.在大修期間，對凝汽器及負壓系統(tǒng)泡水查漏、氦質譜查漏。綜合治理后，在1臺真空泵運行、1臺真空泵備用狀態(tài)下，滿負荷機組真空可達到93 kPa，冬季供熱期可以達到96 kPa以上，確保了機組發(fā)電供熱的安全運行，經濟性大幅度提高，降低了熱耗率和廠用電率，節(jié)能降耗效果顯著。

［1］ DL/T904-2004火力發(fā)電廠技術經濟指標計算方法［S］.