關(guān)于125MW汽輪機真空低的原因分析及防治措施

韓 冰

（吉林省電力建設(shè)總公司，吉林 長春 130000）

吉林熱電廠技改一期工程在運行投產(chǎn)一年后,回訪時發(fā)現(xiàn)汽輪機真空低,經(jīng)現(xiàn)場調(diào)查后,進(jìn)行了深入分析，并提出了改進(jìn)方法和措施。

1 原因分析

1.1 循環(huán)冷卻水量不足、水溫升高

1.1.1 循環(huán)水量小于設(shè)計值

N125－90／535型汽輪機設(shè)計在額定負(fù)荷時冷卻水進(jìn)水溫度，t1＝20 ℃；循環(huán)水量，Dw＝15420 t／h；循環(huán)冷卻倍率，m＝60；設(shè)計循環(huán)水溫升為△t＝8.51℃。配備2臺48SH－22A型循環(huán)泵，額定流量為10000 t／h，一般情況為單機單臺循環(huán)泵運行，經(jīng)測試每臺循環(huán)泵出力達(dá)設(shè)計值，即每臺汽輪機在滿負(fù)荷時循環(huán)冷卻水量，Dw＝10000 t／h；循環(huán)冷卻倍率，m′＝40；冷卻水溫升實際在12～14℃。計算式為：

△t′＝（ hc－h(huán)c′）／m′

式中：（hc－h(huán)c′）為每千克排汽在凝汽器中的凝結(jié)放熱量取值2 200 kJ／kg，則：△t′＝13.14 ℃。

根據(jù)原蘇聯(lián)雪格里耶夫教授的經(jīng)驗公式計算傳熱端差：

δt＝n／（31.5＋t1）×（dc＋7.5）

式中：系數(shù) n 取 6，t1＝20 ℃，dc 為單位蒸汽負(fù)荷，設(shè)計為 37.7 kg／m2，則：δt＝5.27 ℃。

凝汽器排汽飽和溫度為： t′z＝ t1＋△t′＋ δt，則 t′z＝38.41 ℃，對應(yīng)的排汽壓力為Pk＝0.007 MPa。

通過以上計算說明，滿負(fù)荷運行時因循環(huán)水量小于設(shè)計值，使排汽壓力升高0.002 MPa，汽輪機真空降低約2%。根據(jù)《火電廠節(jié)能工程師培訓(xùn)教材》介紹的實驗數(shù)值，真空每降低1%，影響汽輪機熱耗率增加0.86%，則：真空降低2%影響熱耗率增加1.72%，影響供電煤耗增加 6.97 g／kW·h（標(biāo)煤）。

1.1.2 凝汽器兩側(cè)通水量分配不均

運行中凝汽器兩側(cè)循環(huán)水溫升不一樣，有時差值達(dá)到4～8℃。溫升大的一側(cè)循環(huán)水量較小，分析原因可能是水側(cè)頂部有空氣聚集，系統(tǒng)阻力較大所致。另外，由于凝汽器銅管結(jié)垢，被污泥、雜物等堵塞，或因銅管泄露被人為堵塞，使流通面積減小，循環(huán)水通水量下降，造成汽輪機真空下降。

1.2 傳熱端差大

從N－6000－II型凝汽器熱力計算說明書查得：其設(shè)計傳熱端差為4.04℃。經(jīng)測試2臺機組的平均傳熱端差為9℃左右，較設(shè)計值大5℃左右，根據(jù)公式tz＝t1＋△t＋δt，式中：循環(huán)水入口溫度t1取20℃，循環(huán)水溫升△t取13.14℃，端差δt取9℃，則：tz＝43.14℃。對應(yīng)的排汽壓力， Pk′＝0.0085 MPa。

由于端差的增大，排汽壓力又升高0.0015 MPa，影響凝汽器真空下降1.5%使汽輪機熱耗率增加1.29%供電煤耗增加5.2 g／kW·h（標(biāo)煤）。

造成端差大的主要原因是循環(huán)水中的污泥、微生物和溶于水中的碳酸鹽析出附在凝汽器銅管水側(cè)產(chǎn)生水垢，形成很大的熱阻，使傳過同樣熱量時傳熱端差增大，凝汽器排汽溫度升高，真空下降。

1.3 凝汽器汽側(cè)積空氣

造成凝汽器內(nèi)積空氣的原因有：

（1）真空系統(tǒng)的嚴(yán)密性差或低壓缸軸封供汽壓力低，使空氣漏入凝汽器內(nèi)，凝汽器內(nèi)空氣含量增大。設(shè)計凝汽器的真空嚴(yán)密性為266 Pa／min，實際大部分時間真空嚴(yán)密性都大于665 Pa／min。

（2）125MW機組采用閉式循環(huán)射水抽汽器來維持真空，由于工作水不斷被抽器管和軸封冷卻器來的殘余蒸汽所加熱，使工作水溫不斷升高，對應(yīng)的飽和壓力升高，這樣當(dāng)工作水流經(jīng)抽汽器噴嘴后有可能產(chǎn)生汽化，使抽汽器噴嘴后的壓力升高，攜帶空氣的能力下降致使汽輪機真空下降。另外，由于抽氣管道水平段中有時產(chǎn)生積水，使不凝性氣體流通面積減小，凝汽器內(nèi)的空氣不能被充分抽走，造成空氣積累。

1.4 循環(huán)水溫度高

在運行中由于冷卻塔工作不正常也可使水塔出水溫度升高，真空惡化。另外，由于環(huán)境溫度高或空氣濕度大使冷卻塔循環(huán)水溫降減少，凝汽器循環(huán)水進(jìn)水溫度升高也可使真空惡化。

2 改進(jìn)方法與措施

在運行中，運行人員應(yīng)掌握循環(huán)水入口溫度t1，循環(huán)水溫升△t凝汽器端差δt，凝結(jié)水過冷卻度這幾個數(shù)值的變化情況并進(jìn)行分析。t1增大說明環(huán)境溫度高或水塔工作不正常；△t增大表明供水量不足；δt增大說明傳熱面臟污、結(jié)垢、凝汽銅管堵塞，或者凝汽器中積累了空氣；凝結(jié)水過冷卻度增大，說明凝汽器內(nèi)積累了空氣，該值一般不易測取。當(dāng)△t和δt同時增大，表示凝汽器銅管中嚴(yán)重結(jié)垢、凝汽銅管堵塞，增加了水流阻力，既減少了冷卻水量又惡化了傳熱；當(dāng)δt和過冷卻度同時增大，表明凝汽器內(nèi)積累空氣較多，則惡化了傳熱，使排汽中蒸汽分壓力下降，產(chǎn)生了過冷卻度。這些數(shù)據(jù)應(yīng)在同一運行條件下分析，該方法簡單易行。

2.1 保證循環(huán)水量

在冬季、初春季節(jié)，循環(huán)水入口水溫較低，單機單臺循環(huán)泵運行，可以使凝汽器維持在經(jīng)濟真空運行狀態(tài)。隨著循環(huán)水入口水溫升高，當(dāng)水溫超過20℃時，汽輪機的真空下降，其經(jīng)濟性和單臺機組的出力都將受到影響，可采用通過循環(huán)水聯(lián)絡(luò)母管，2臺機3臺循環(huán)泵的運行方式。實踐證明夏季多啟動1臺循環(huán)泵，可使2臺機的真空分別增加2%左右。該運行方式?jīng)]有必要等到因真空低使機組帶不滿負(fù)荷時才執(zhí)行，只要增加1臺循環(huán)泵，使每臺機的平均真空增加1%以上，就有經(jīng)濟效益。

2.2 減少系統(tǒng)阻力使兩側(cè)凝汽器配水均勻

定期對循環(huán)水系統(tǒng)的濾網(wǎng)，篦子進(jìn)行清理；凝汽器銅管清潔無垢；凝汽器水側(cè)排空氣門稍開，使積存的空氣不斷排出，減小系統(tǒng)阻力。發(fā)現(xiàn)兩側(cè)出水溫差較大時應(yīng)查明原因及時處理。

2.3 降低傳熱端差

保持凝汽器銅管清潔無垢，運行中要保持循環(huán)水清潔，無雜物、綠苔、浮游生物等。

嚴(yán)格控制循環(huán)水濃縮倍率和極限碳酸鹽硬度不超標(biāo)，控制指標(biāo)增大時應(yīng)進(jìn)行排污，杜絕為了節(jié)水而不進(jìn)行排污。利用停塔機會對水塔進(jìn)行清淤排污，保持膠球清洗裝置運行正常，膠球質(zhì)量合格，并利用大小修機會對凝汽器銅管進(jìn)行高壓射流清洗或酸洗。

2.4 真空系統(tǒng)嚴(yán)密性合格

利用大小修機會進(jìn)行凝汽器灌水找漏、堵漏。凝結(jié)泵壓蘭、系統(tǒng)內(nèi)法蘭、截門壓蘭嚴(yán)密，水封調(diào)整適當(dāng)。正常運行時在遠(yuǎn)離氫系統(tǒng)的負(fù)壓部分可用蠟燭火焰法或煙氣法查漏堵漏。軸封供氣壓力正常，保持壓力在0.025～0.030 MPa。定期做真空嚴(yán)密性試驗，保證真空每分鐘下降不超過665 Pa，爭取達(dá)到每分鐘下降不超過266 Pa。如真空系統(tǒng)嚴(yán)密性試驗不合格應(yīng)安排查漏堵漏。

2.5 抽汽器工作正常

保持射水池水溫正常，一般應(yīng)不超過25℃。當(dāng)水溫升高時應(yīng)進(jìn)行換水。保證射水泵工作正常，2臺泵事故聯(lián)動及低水壓聯(lián)動試驗正常，水壓在0.3 MPa以上。在定期設(shè)備檢修中應(yīng)檢查射汽器噴嘴沖蝕、結(jié)垢情況并處理。如發(fā)現(xiàn)抽氣管中有積水可采用在低負(fù)荷時關(guān)、開空氣門的辦法將積水抽走。

3 結(jié)束語

引起汽輪機真空低的原因是個綜合性的問題，它與運行維護(hù)和檢修質(zhì)量密切相關(guān)。提高汽輪機的真空度關(guān)系著機組的安全、經(jīng)濟運行，而且對提高整個電廠的經(jīng)濟效益有著現(xiàn)實意義。