600 MW超臨界機組凝汽器真空度低的原因分析及治理

王敏，王杰

(1．天津藍巢電力檢修有限公司薩希瓦爾運維項目部，巴基斯坦 薩希瓦爾 999010;

2．湖北華電江陵發電有限公司，湖北 荊州 434100)

0 引言

機組真空度是電廠經濟運行的主要指標，是運行中監測的重要參數，實踐證明，機組真空度每降1 kPa，機組發電煤耗增加 0．13%左右［1］。目前，國內對水冷機組真空嚴密性的研究已十分成熟，但實際運行中，只有極少數火電廠真空嚴密性試驗結果能達到優秀值。本文主要論述干熱氣候條件下某新投產機組真空系統的相關缺陷及排查過程，希望可為相似問題的處理提供借鑒。

某電廠一期工程為2×660 MW超臨界燃煤機組，汽輪發電機組采用上海汽輪機廠生產的N660－24．2/566/566型660 MW型超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽雙背壓凝汽式汽輪機［2］。2017年6月，#2機組投產后發現凝汽器背壓比#1機組高1 kPa。真空嚴密性試驗結果顯示:低壓側平均泄漏率為255 Pa/min，高壓側平均泄漏率為306 Pa/min，未達到機組優良標準。該電廠利用168 h商業試運行后的小修機會，結合現場實際情況進行了一系列的真空嚴密性檢查、治理工作后，真空泄漏率達到優良標準，提高了機組運行的經濟性［3］。

本文探討該新建機組投產以來真空系統采取的一系列檢查、治理、防范措施，并對660 MW汽輪機組真空系統泄漏存在的共性問題進行分析。

1 系統概況

該電廠汽輪機抽汽系統共有8級抽汽，分別給3臺高壓加熱器、1臺除氧器、4臺低壓加熱器和2臺給水泵汽輪機提供用汽。鍋爐出口的主蒸汽及再熱蒸汽進入汽輪機做功后除部分抽汽外，汽輪機乏汽全部進入凝汽器內凝結成水。凝結水經熱水井收集后，由2臺100%容量的凝結水泵升壓，再依次經過軸封加熱器、疏水冷卻器、低壓加熱器進入除氧器加熱并除氧，再由給水泵組進行升壓，逐級通過高壓加熱器，然后進入蒸汽冷卻器后送至鍋爐。

該廠凝汽器循環水系統采用冷卻塔二次循環方式，用水取自運河，地下水源作為補充和備用，每臺機組配置2臺循環水泵。

凝汽器真空系統配置3臺真空泵，互相串、并聯布置，運行方式為擴大單元制。其中2臺真空泵各對應1臺凝汽器，另一臺真空泵公共備用。機組啟動時，3臺真空泵可同時運行。機組正常運行時，2臺運行，1臺備用。真空系統相關參數見表1。

2 凝汽器真空度低的原因排查及治理措施

2．1 管路泄漏

啟機過程中，凝汽器抽真空時，啟動A真空泵，凝汽器真空度為－14．0 kPa。就地檢查汽水分離器水位及補水電磁閥工作正常，運行10 min后真空度未改善。停A真空泵，啟動B真空泵，情況與A真空泵單泵運行時相同。將B真空泵汽水分離器放水后重新注水，啟動后真空度仍然沒有明顯變化。檢查系統運行情況，發現A，B小汽輪機排汽裝置至凝汽器疏水手動閥法蘭處泄漏嚴重，導致凝汽器真空無法建立。處理后重新啟動真空泵抽真空，凝汽器真空度上升至－76．0 kPa后穩定。現場繼續檢查真空系統，發現#2低壓缸人孔門處有泄漏，對泄漏點進行處理后，真空度上升至－86．0 kPa。

2．2 凝結水溫高

機組啟動過程中，在鍋爐點火后汽輪機沖轉前，需要打開高、低壓旁路，使再熱器有蒸汽通過，避免再熱器干燒，同時回收工質并進行暖管，加快機組啟動速度［4］。此時，凝結水溫逐漸上升至55℃，真空度下降至－85．0 kPa。通過提高循環水泵出口壓力，使循環水流速加快，凝結水溫降至46℃，真空度上升至－91．0 kPa。因排汽溫度高，熱量不能及時被帶走，從而使凝結水溫度上升，所以在機組啟動前，必須保證循環水系統正常，才能維持凝汽器一定的真空度。

2．3 凝汽器水位高

啟動過程中，啟動A，B真空泵，凝汽器真空度未達到設計值，檢查確認真空泵入口手動門全開，汽水分離器系統正常。停真空泵后，發現凝汽器水位達到1500 mm，水位過高，造成真空泵啟動后無法正常工作。隨后將凝汽器水位降至800mm左右，重新啟動真空泵，正常建立真空。運行過程中，應密切關注凝汽器水位，使其維持在正常水位，以免水位過高影響系統真空度，進而影響機組安全運行。

表1 真空系統參數Tab．1 Vacuum system parameters

2．4 真空泵冷卻器工作水溫過高

夏季機組運行時，受高氣溫以及高海拔的影響，若真空泵工作水溫度過高，則易發生汽化［5］，導致泵體內部的真空度下降，減少真空泵抽氣量，影響真空泵運行性能，造成機組真空度下降。為降低工作水溫，進口水溫一般控制在15℃以下，并增加冷卻水流量，及時清理換熱器，防止換熱器結垢而影響真空泵的出力。

對于有條件的現場，可將空調冷凍水接至真空泵板式冷卻器，可以在夏季有效提高真空泵組的抽氣效率。

2．5 小機軸封供汽壓力過低

采用氦質譜檢漏儀檢查小機軸封系統，發現低壓軸封處有泄漏現象，將小機軸封供汽壓力由34 kPa調整至37 kPa后，小機軸封處泄漏消失，凝汽器真空度上升0．3 kPa。

2．6 真空泵排氣受阻

該機組投產前，按照調試安排進行真空泵系統調試。啟動A，B，C 3臺真空泵，運行電流均為155 A左右，超過正常運行值142 A，泵工作腔室水溫正常，大量氣體從分離器空氣流量計頂部排出，并且伴有嘯叫聲。檢查汽輪機房頂分離器總排放管，發現排氣量較少且溫度較高。泵體上部至泵兩端密封冷卻水管和泵工作腔室溫度隨運行時間延長有升高現象，盤根處未見滴水。拆除分離器排氣碟閥，分離器有大量氣體排出，泵體上部至泵兩端密封冷卻水管和泵工作腔室溫度下降，說明分離器內部壓力較高。

檢修系統現場布置是將3臺分離器出口空氣管道匯總到一根主空氣管線排至汽輪機房頂部，由于主空氣管線存在水平段，且水平段沒有坡度，使排氣中攜帶的水蒸氣凝結成水后聚集，不能及時返回分離器。真空泵排氣受阻不利于分離器內部氣體及時排出，造成分離器內部壓力升高，進而導致真空泵效率降低。

發現上述問題后，將抽真空系統分離器排空管匯總后引至汽輪機廠房管道，水平段相距5 m處加裝2個疏水點，經過水封后及時自動排出疏水，有效避免真空泵排氣受阻。系統改進后抽真空系統運行正常，夏季工況下運行參數達到設計值。

3 結束語

電廠實際運行中，影響機組真空度的因素有很多，如凝汽器熱負荷、真空系統漏入空氣、循環水流量及溫度、真空泵出力等。一般來說，機組負荷越高，相應低壓缸的排汽量就越大，凝汽器熱負荷越高，凝汽器真空度也會跟著下降。如果真空度下降到一定的數值，就需要限制機組出力，降低機組負荷，借以維持凝汽器的真空度。低壓缸的軸封漏空氣也是影響真空度的一大原因:軸封供汽壓力過低會導致真空度下降，影響機組經濟性;軸封供汽壓力過高又會使漏汽進入軸承箱，導致潤滑油中進水，影響機組安全。

機組實際運行過程中，一般會有多個泄漏點共同影響凝汽器真空度;同時，真空系統管道較多，連接系統復雜，泄漏點不易發現。為提高機組效率，需在機組安裝、檢修、調試、運行、維護過程中嚴把質量關，對共性問題加強學習和技術交流，不斷累積經驗，以提高機組運行的安全性、可靠性和經濟性。