关于虎山电厂660MW机组真空问题的现代研究

关于虎山电厂660MW机组真空问题的现代研究

摘要 大唐淮北电厂虎山1号汽轮机自某次停机后，凝汽器真空度经常偏低，严重影响了机组的安全经济运行。本文分析造成机组真空度低的主要原因，并提出改造真空系统、提高循环水质、投运胶球清洗裝置、轴封查漏等改进措施。目的是通过一定改进措施从而提高凝汽器的真空度，降低机组的热耗率，产生一定的经济效益。

关键词 凝汽器；轴封；节能调整

前言

凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成部分，其工况的好坏，直接影响整个机组的安全性和经济性。有资料显示，凝汽器每漏入50kg/h的空气，凝汽器真空下降lkPa，机组的热耗增加约6%～8%。在实际中，凝结器真空降低还存在许多缓慢的危害。如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必须保持机组在设计真空值附近运行。

1 机组目前凝汽器真空系统现状

我厂汽轮机为上海电气集团有限公司制造的一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机，型号N660-24.2/566/566。机组分高压侧和低压侧两个凝汽器。

目前#1机两台循环水泵运行，三台真空泵运行，轴封供气压力维持在70KPa左右，在负荷400MW，循环水温20.6℃，凝汽器高压侧真空-94.8kpa，低压侧真空-93.0kpa。按照设计正常情况下，低压侧真空应高于高压侧真空，但是实际情况却是相反情况，说明低压侧真空不正常，所以机组的真空的提高改进应集中在低压侧。

2 目前正常运行中凝汽器真空的影响因素

2.1 循环水质

目前我厂机组的循环水源为城市中水，水质较差，容易发生凝汽器结垢。

当凝汽器发生结垢时，表现为循环水进出水压差明显增大、凝汽器排汽温度升高、真空下降，在机组运行过程中，我厂采用投运两台胶球清洗装置来实现对凝汽器铜管的清洗作用。如果胶球清洗装置不能正常投运，将会造成凝汽器铜管结垢，影响凝汽器的热交换效果，使其端差增大，排汽温度升高，真空下降。据计算，凝汽器端差每增加1度，汽耗增加0.25%-190，煤耗上升大约19/Kwh。因此，凝汽器胶球装置投运是否正常，将严重影响机组真空。为保证胶球装置投运正常，投运时应严格按照操作步骤和规定进行操作，以防操作错误，影响装置

正常运行。

2.2 凝汽器真空系统不严密漏入空气

凝汽器真空系统不严密漏入空气是造成真空下降的常见原因。主要表现为凝汽器端差增大过冷度增大真空下降不明显，比较缓慢，并且当真空下降到一定值时可以保持稳定。

虎山#1机组针对真空问题曾对小机轴封这一因素进行试验，试验结果见下表1：

从上表可以看出，B小机在轴封中断前后，真空并没有发生明显变化，且B小机的排汽和低压侧凝汽器相连，真空值远远小于设计值，由此说明B小机的轴封可能存在问题，应对B小机轴封进行深入检查。

2.3 环境温度对真空的影响

循环水温的变化对机组真空有很大的影响。水温每升高1度，可使凝汽器真空下降约0.2～0.4kpa。电厂的循环水温受季节变化的影响最大，夏天炎热，循环水温高，凝汽器冷却效果下降，机组真空低；冬天气温低，循环水温低，凝汽器冷却效果好，机组真空高。

2.4 其他原因

影响真空的因素有很多，以上因素为目前机组运行中的主要因素，其他因素还包括：①真空泵性能及运行台数；②真空泵工作水温；③热源进入凝汽器；④循环水量；⑤凝汽器水位等[1]。

3 提高机组真空的措施研究

通过研究分析，主要影响真空的原因为循环水质差和低压侧负压部分存在泄露。针对目前机组情况，我们可以通过以下几点提高运行过程中凝汽器内传热系数，从而改善凝器真空。

3.1 循环水部分的提高措施

（1）加强循环水质的管理

化学运行人员在运行中加强循环水的监督，并在循环水中适时加阻垢剂，防止铜管结垢，我们还应该定期根据循环水的耗氧量加死藻剂，进行杀菌死藻。运行中定期对前池滤网进行清洗。通过调高循环水质来提高凝汽器内的换热系数，从而有效提高真空。

（2）加强凝器铜管除垢

目前机组运行一段时间后，凝汽器冷却水中的一部分杂物与泥浆逐渐沉淀下来，附着在铜管内壁而增大冷却水阻力，且影响凝汽器热交换，冷却水中微生物的繁衍还会加速这一过程。由于循环水的微生物繁殖较快，极易在铜管内形成黏性体，从而降低铜管的换热系数降低机组的真空。针对此种情况可以根据机组循环水的水质情况定期在循环水中加入杀菌剂从而阻止微生物的蔓延。

运行中真空不正常时，我们经常可以采用反冲洗法、热烘干法和高压冲洗法等方法来祛除铜管内附着污泥等杂物，保证凝汽器内良好换热环境。并可以利用停机机会对凝器循环水管道进行酸洗等。

（3）合理选择循泵运行台数

虎山#1机组配两臺循环水泵，其中一台采用单速电动机（定速：16极），一台采用双速电动机（双速：16/18极）。在冬季按一台循环水泵运行，夏季按两台循环水泵运行考虑，只有在冬季低负荷工况的条件下，可以按一台配制双速电动机的循环水泵由高速切至低速运行。

具体运行方式需要运行管理人员结合机组负荷变化，环境气象条件及循环水泵特性合理确定，以实现机组在最佳真空水平下运行。

（4）定期投运胶球清洗装置

凝汽两侧各设有一套装置，为保证胶球对凝汽器清洗均匀良好，应定期切换凝汽器胶球装置，运行定期按要求回收胶球并统计胶球回收率。如发现胶球回收率不正常的降低，应分析原因，采取措施，保证胶球系统长期正常稳定运行。

3.2 负压部分不严密的提高措施

（1）合理选择轴封供汽压力

通过真空严密性实验发现，我厂虎山#1机组低压侧负压部分存在明显的泄露情况，所以运行中可以适当提高轴封供气压力，从而减少负压部分空气的流入。在机组负荷540MW，将轴封供气压力40Kpa逐渐提高轴封压力至70KPa，低压凝器真空由-92.3KPa上升-93.7KPa。高压凝器真空-94.1KPa基本保持稳定。后再提高轴封供汽压力后真空变化不明显，说明轴封压力设定70Kpa能够获得较理想的真空水平。（2）保持负压部分参数正常

运行人员在运行中应保持负压部分各級参数在规定范围内，防止因操作不当，造成负压部分漏空气，主要有以下几个方面：①保证凝汽器水位、凝补水箱水位、轴加水位及真空泵分离器水位正常；②保持凝泵密封水压真空破坏阀密封水正常；③防止轴封中断；④凝泵、真空泵启停切换操作正确等。

另外，运行人员应积极配合检修查找和消除漏点，要针对具体的漏气设备或

地点，采用正确的方法进行处理，提高机组真空严密性，增大凝汽器内换热系数。

3.3 尽量减少热源进入凝汽器

针对目前机组正常运行中进入凝汽器的主要热源，我们在运行调整中可以从以下几个方面来减少进入凝汽器的热源量：①在保证轴封供汽压力正常的情况下，尽量关小轴封溢流调节门，从而减少轴封溢流蒸汽进入凝器的蒸汽量；②正常情况下，高低加水位调节不允许开危急疏水调节门；③加强疏水设备的缺陷消除，如高低压旁路内漏，本体疏水各阀门的不严密；④发现高低压疏水扩容器有温度升高现象，应该及时开疏水扩容器减温水降低温度等。

3.4 降低真空泵的工作水温

真空泵的抽吸能力主要取决于真空泵内的工作水温度，目前我厂的循环水质差，换热器的进出口门全开后，真空泵的工作水温仍然较高。针对这种情况，我们可以通过3个方面来降低真空泵的工作水温：①加设一路凝补水箱至真空泵补水，从而通过向分离器内补充温度较低的软化水来降低工作水温度；②利用检修机会，对真空泵热交换器进行清洗，提高热交换器的换热效率；③提高冷却器的冷却水进水压力。

3.5 加强运行管理

在平时工作中，运行人员应加强对机组运行时的各参数进行监测和分析，对于发现的问题要及时进行调整，以保证运行的稳定性，同时要定期对设备进行检修和维护工作，保证设备处于正常的运行状态[2]。

4 结束语

目前虎山#1机组低压侧真空远远偏离设计值，给机组的经济性和安全性都带来了一定影响，在机组扩大性小修期间，应该对机组真空系统进行全面检查并加以改进。目前已经发现B小机轴封母管断裂可能是造成机组真空低的主要原因，说明影响机组凝汽器真空下降的原因復杂多样，但只要我们在运行中注意积累经验，认真分析，有针对性地进行排查，就能保证机组在最佳真空状态下运行，保证机组安全稳定、经济节能运行。

参考文献

[1] 周攀新.我省火电厂汽轮机真空度的现状与分析[J].湖南电力技术，1992，（5）：20-24.

[2] 沈士一.汽轮机原理[M].北京：中国电力出版社，1992：97.