抽凝機組凝汽器真空問題分析與處理

朱一鵬，祝相云，胡君友

（1.浙江浙能鎮海發電有限責任公司，浙江 寧波 315208；2.浙江浙能技術研究院有限公司，浙江 杭州 311121；3.浙江浙能電力股份有限公司，浙江 杭州 310007）

0 引 言

汽輪機凝汽器的真空，直接影響到發電廠的運行經濟性，特別是供熱機組，情況更為復雜。如何提高聯合循環機組汽輪機的凝汽器真空度受到了廣泛的關注。強永平、于新穎等[1,2]認為，蒸汽負荷過高、冷卻水流量不足以及凝汽器冷卻管清潔度低都會影響凝汽器的真空度。薛志敏等[3]通過定量分析凝汽器壓力升高時三區特征因子快速得出凝汽器壓力升高的原因。莫大科對常見的幾類凝汽器清洗技術進行對比分析[4]。劉習平則介紹了強化換熱系統（簡稱RCCS）工作原理以及在實際應用中的效果[5]。

本文以某燃氣-蒸汽聯合循環機組的汽輪機凝汽器為研究對象，通過對運行數據和檢測數據進行分析，推斷出該凝汽器真空度的影響因素，并采取針對性的措施解決了該機組的真空問題，同時也為同類型機組解決凝汽器真空低問題提供了有益的參考。

1 機組概況

某9F 級聯合循環機組配套哈汽廠生產的LNC/N115-9.88/539/1.9 型抽凝汽輪機，該汽輪機為高壓、單軸、雙抽、凝汽式、軸向排汽式機組，共15 級，在第3 級后和第9 級后分別設置有抽汽口向外提供高壓和低壓蒸汽。凝汽器布置在低壓缸后方下部，型號為N-3000-13，冷卻面積3000 m2，冷卻管為φ25×0.5 mm 和φ25×0.7 mm 鈦管、共4480 根。在凝汽器頂部布置有真空除氧器，通過加熱來去除化學補水中的溶解氧，提高凝水品質。循環冷卻水系統采用機力冷卻塔冷卻系統，每臺機組配備了3×33%容量的立式斜流循環水泵，選用10%次氯酸鈉溶液以及除垢劑對循環水進行殺菌、滅藻、除垢，凝汽器配置兩套膠球清洗系統，以保證凝汽器鈦管的清潔度。

2 設備運行狀況

2.1 汽輪機運行真空差

該汽輪機自2014 年5 月投產后一直存在真空低、真空嚴密性差的問題。表1 是設計工況與相近的實際運行工況數據。

表1 設計工況與實際運行工況參數

設計工況1 是標準工況下機組供熱量最大、凝汽器進汽量最小的設計工況，設計工況2 是標準工況下機組供熱量最小、凝汽器進汽量最大的設計工況，機組運行范圍不超出這兩個工況。運行工況1 是凝汽器進汽量接近最小工況，運行工況2 是凝汽器進汽量接近最大工況。從以上數據可以看出，在凝汽器進汽量接近于相應最大設計的運行工況下，汽輪機的排汽缸壓力要高于設計值3.57 kPa，端差高于設計值5.08 ℃。

2.2 凝汽器真空嚴密性差

機組投產以來凝汽器真空嚴密性試驗合格率偏低，多數情況達不到合格水平，有關人員還進行專門研究[6]，認為凝汽器面積小、熱負荷高是主要原因，但最終沒有解決問題。根據歷史數據，從2018 年至2021 年，該汽輪機共進行過9次真空嚴密性試驗，僅3 次試驗的結果符合真空嚴密性合格標準，而且這些真空嚴密性試驗多選擇在停機前、負荷較低（試驗時汽輪機負荷均在32MW 以下）、凝汽器進汽量較低的狀態下進行。

3 真空差原因分析

3.1 機組運行狀態偏離設計工況

該機組凝汽器換熱面積根據低壓缸最小進汽量60.41t/h 設計計算，而機組多數情況下運行在主蒸汽進汽流量310t/h、無高壓抽汽、低壓抽汽量160t/h 的工況，導致低壓缸排汽量大大超出設計值，嚴重偏離了設計工況。凝汽器的換熱面積不夠大，無法冷卻超量的低壓缸排汽，造成凝汽器真空的下降。

3.2 循環水系統水質差

該機組的循環水系統是采用機力冷卻塔冷卻，循環水系統無水處理設施，大量水汽蒸發后從水源補水，長期運行后循環水系統濃縮倍率較高，影響水質[7]。雖然經過殺菌、滅藻、除垢處理，但凝汽器鈦管內壁還是結垢嚴重，影響換熱效果。

3.3 真空系統存在漏點

真空嚴密性差的原因主要是真空系統存在漏點。通過多次真空系統氦氣查漏，發現許多漏點，如汽輪機排汽缸軸承及低壓軸封區域（5.6×10-5Pa·m3/s）、低壓缸真空防爆門（5.0×10-6Pa·m3/s）、凝汽器汽側人孔門（5.0×10-6Pa·m3/s）、本體疏水 擴容器人孔門（5.0×10-6Pa·m3/s）等處。

此外，通過系統檢查還發現除氧器抽汽冷凝器疏水至除氧器真空泵隔離閥的閥門狀態錯誤。

4 提高真空和真空嚴密性措施

4.1 凝汽器鈦管清洗

對凝汽器鈦管進行高壓沖洗[8]。高壓水流沖刷每根鈦管的整個內壁，將鈦管內表面多年的結垢徹底清理，大幅提升了鈦管的換熱效果。

4.2 增裝強化換熱裝置

增裝凝汽器強化換熱裝置（如圖1 所示）來提升凝汽器換熱效果。該裝置的工作原理是：在凝汽器每根換熱管進口部位安裝強化換熱裝置，該裝置在水流作用下不停地高速旋轉，可達到300 ～1800 r/min,強化管內流體的旋轉流動，使管內循環水流動由層流狀態變為紊流狀態（如圖2 所示），打破了管內溫度分層，從而增強換熱效果。通過使用304 材質、φ20*0.6mm 管道、雷諾數從3000 到45000 等多個狀態進行試驗，結果表明，使用強化換熱裝置換熱系數提高率達到了23.5%至44.5%[9]。同時，該裝置不停地旋轉也破壞了水垢的形成、起到防垢作用。

圖2 凝汽器管內水流狀態

4.3 真空系統查漏

多次組織專業人員對凝汽器進行氦氣查漏，并排查系統管閥狀態。查漏發現的漏點集中在汽輪機排汽缸軸承及低壓軸封區域、低壓缸真空防爆門、人孔門等處，對于那些可直接處理的漏點及時進行堵漏，對于只能通過檢修開缸處理的漏點結合開缸檢修處理。通過檢查發現了除氧器的抽汽冷凝器有一路疏水管路接至除氧器真空泵的進口閥后，該路管道閥門內漏或者未關閉將直接影響真空嚴密性，由于該路疏水已有分支接至凝汽器，故將該路管路物理隔絕。

4.4 高低壓軸封管道改造

汽輪機啟停機階段的軸封蒸汽由輔助蒸汽提供。當機組負荷足夠高時，由高壓軸封漏汽通過軸封母管向低壓軸封供汽。運行發現，軸封汽壓力調高時高壓側軸封容易漏汽，造成潤滑油系統進水；軸封汽壓力調低時，容易造成低壓側軸封漏入空氣[10]。針對這個情況，實施了高低壓軸封管路分離改造。通過改造，解決了潤滑油系統進水問題，也降低了低壓側軸封漏氣，但通過監測低壓軸封回汽溫度以及氦氣查漏發現，低壓軸封漏氣情況仍然存在。

4.5 汽缸密封面和低壓軸封間隙處理

4.5.1 汽缸密封面處理。

機組解體后，徹底清理低壓缸中分面、軸封密封面以及腔室內管道的法蘭面等，復裝時使用汽缸密封脂或新墊床并確保安裝規范、可靠。

4.5.2 調整低壓軸封間隙。

機組解體后發現低壓軸封的徑向間隙在0.45 ～0.55 mm，而設計值為0.30 ～0.45 mm，大于設計值0.10 mm 左右，按照設計標準重新調整該間隙。

5 處理效果

5.1 汽輪機凝汽器真空

收集具有對比意義的處理前、處理后運行數據，計算凝汽器壓力下的飽和溫度、端差，并用熱平衡方法計算量凝汽器熱負荷、循環水流量和凝汽器總體傳熱系數等參數，得出以下結論：處理后真空凝汽器真空提高1.4 ～2.1 kPa，端差下降約4.4 ℃，見圖3 至圖6。

圖3 排汽流量-凝汽器壓力（一機兩泵）

圖4 凝汽器壓力和排汽流量的關系（一機三泵）

圖5 端差和排汽流量的關系（一機兩泵）

圖6 端差和排汽流量的關系（一機三泵）

基于運行數據和凝汽器總體傳熱系數計算公式[11]計算得到了兩個工況下的總體傳熱系數。處理前一機兩泵工況總體傳熱系數在4556.6 ～8330 kJ/(m2· ℃)， 一機三泵總體傳熱系數在6470.4 ～11017.1 kJ/(m2·℃)；處理后一機兩泵工況總體傳熱系數在10044.5 ～10924.9 kJ/(m2·℃)，一機三泵總體傳熱系數在13338 ～15080.6kJ/(m2·℃)。結果表明，處理后一機兩泵工況總體傳熱系數相比改造前提高了85.04%，一機三泵工況相比改造前提高50.54%。

5.2 凝汽器真空嚴密性

處理結束后，在不同工況下進行了多次真空嚴密性試驗，選取了凝汽器進汽量分別為90 t/h到240 t/h 四個不同工況（汽機負荷從15 MW 到74 MW）進行凝汽器真空嚴密性試驗，真空下降速度在0.10 ～0.16 kPa/min 之間，全部合格。表2 是處理后4 次真空嚴密性試驗數據。

表2 檢修后汽輪機真空嚴密性試驗數據

6 結語

某燃機配套抽凝汽輪發電機組自投產后一直存在真空低、真空嚴密性差的問題，通過對汽輪機進行凝汽器鈦管高壓沖洗、增裝強化換熱裝置、真空系統查漏、高低壓軸封管路分離改造、汽缸密封面處理以及低壓軸封間隙調整等一系列措施，基本解決了該汽輪機的真空差及真空嚴密性不合格問題，凝汽器的總體傳熱系數提高50%～85%，改善了凝汽器真空，取得了較好的經濟效益。上述措施對于同類型機組解決凝汽器真空低和真空嚴密性差問題具有一定的借鑒和參考意義。