汽轮机真空低的原因.docx

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1、汽轮机真空低的原因(准能公司 发电厂，内蒙古 薛家湾 010300)摘 要：神华集团准格尔能源有限公司发电厂2台N1019 0/535型汽轮机，自投运以来凝汽器真空较长时间低于设计值运行，不仅影响着汽轮机的经 济性和平安性，夏季甚至还影响着带负荷，经分析探讨，总结出了提高凝汽器真空的方法与 措施。关键词：汽轮机；真空低；分析；措施中图分类号：TK26 文献标识码：A 文章编号：10176921(2022)160108021 汽轮机真空 低的缘由分析1.1 循环冷却水量不足、水温上升1.1.1 循环水量小于设计值。N(c)10190/535型汽轮机设计在额定负荷时冷却水进水温度，t120；循环水

2、 量，Dw15 420t/h；循环水冷却倍率，m60；设计循环水温升为t8.51。配备2台 48SH22A型循环泵，额定流量为10 000t/h，一般状况为单机单台循环泵运行，经测试每台 循环泵流量达设计值，即每台汽轮机在满负荷时循环冷却水量，Dw10 000t/h；循环冷 却倍率，m40；循环冷却水温升实际在1214。计算公式为：t(hchc)/m 式中：(hchc)为每千克排汽在凝汽器中的凝聚放热量，取值2 200kJ/kg，则t13.14。依据苏联雪格里耶夫教授的阅历公式计算传热端差：tn/(31.5t1)(dc7.5) 式中：系数n取6，t120，dc为单位蒸汽负荷，设计为37.7 k

3、g/m2，则t5.2 7。凝汽器排汽饱和温度为：tzt1tt，则tz38.41，对应的排汽 压力为Pk0.007MPa。通过以上计算说明,满负荷运行时因循环水量小于设计值，使排汽压力上升0.002 MPa，汽轮 机真空降低2。依据火电厂节能工程师培训教材介绍的试验数值，真空每降低1，影 响汽轮机热耗率增加0.86，则真空降低2影响热耗率增加1.73，影响供电煤耗增加6.9 7g/kWh(标准煤)。1.1.2 凝汽器两侧通水量安排不均。运行中凝汽器两侧循环水温升不一样，有时差值达到48。温升大的一侧循环水量小， 分 析缘由可能是水侧顶部有空气积聚，系统阻力较大所致。另外，由于凝汽器铜管结垢，被污

4、 泥、杂物等堵塞，或因铜管泄漏被人为堵塞，使通流面积减小，循环水通水量下降，造成汽 轮机真空下降。1.2 传热端差大从N68152型凝汽器热力计算说明书差得：其设计传热端差为4.04。经测试2台机组平 均传热端差为9左右，较设计值大5左右，依据公式tzt1tt，式中：循 环水入口温度t1取20，循CM(22环水温升t取13.14，端差t取9，则：tz CM)43.14。对应的排汽压力，Pk0.0085MPa。由于端差的增大，排汽压力又上升0.0015 MPa，影响凝汽器真空下降1.5，使汽轮机热耗 率增加1.29，供电煤耗增加5.2g/kWh(标准煤)。造成端差大的主要缘由是循环水中污泥、微生

5、物和溶于水中的碳酸盐析出附在凝汽器铜管水 侧产生水垢，形成很大的热阻，使传过同样热量时传热端差增大，凝汽器排汽温度上升，真 空下降。1.3 凝汽器汽侧积空气凝汽器汽侧积空气，不仅使传热恶化也使空气分压力增大，排汽压力上升，真空下降；由于 空气分压力增大，增大了氧在凝聚水中的溶解度，使凝聚水含氧量增大，加剧了对低压管道 和低压加热器的腐蚀；由于空气分压力的上升使蒸汽的分压力下降，凝聚水温度低于排汽压 力下对应的饱和温度，引起凝聚水过冷却，使汽轮机的经济性降低，也使凝聚水中溶氧增加 。造成凝汽器内积空气的缘由有：1.3.1 真空系统的严密性差。低压缸轴封供汽压力低，低压缸轴封间隙大，负压系统阀 门

6、密封部位及法兰盘处泄漏，低压加热器、轴封冷却器、凝汽器水位计法兰连接部位及阀门 密封部位泄漏，使空气漏入凝汽器内，凝汽器内空气含量增大。1.3.2.2台101MW机组采纳闭式循环射水抽气器来维持真空，由于工作水不断被抽气管和 轴封冷却器来的残余蒸汽所加热，使工作水温不断上升，对应的饱和压力上升，这样当工作 水流经抽气器喷嘴后有可能产生汽化，使抽气器喷嘴后的压力上升，携带空气的实力下降， 致使汽轮机真空下降。1.4 循环水温度高运行中由于冷却塔工作不正常，如配水槽、配水管内积泥，致使配水不均，配水管断裂局部 水大量流下；塔内填料塌落，冷却风走短路；喷嘴堵塞，溅水碟脱落、使水喷淋不均；中心 竖井放

7、水门不严，防冻管阀门不严造成水走短路等，也可使水塔出水温度上升，真空恶化。 另外，由于环境温度高或空气湿度大使冷却塔循环水温降削减，凝汽器循环水进水温度上升 也可使真空恶化。1.5 七段抽气管温度、压力高 高压缸前轴封二档漏气与后轴封一档漏气汇合在一起，通过一根公称通径为250mm的管道接 入七段抽气，机组运行中，由于高压轴封密封性差，漏气量大，进入七段抽气大量高温高压 蒸汽，致使七段抽气超温，通过测试，七段抽气温度达到270左右。七段抽气温度和压力 太高，致使低压缸排汽压力上升，使汽轮机真空下降。2 改进方法与措施在运行中，运行人员应驾驭循环水入口温度t1，循环水温升t，凝汽器端差t，凝聚

8、水过冷却度这几个数值的改变状况并进行分析。t1增大说明环境温度高或水塔工作不正常 ；t增大表明供水量不足；t增大说明传热面脏污和结垢，或者凝汽器中积累了空气该 值一般不易测取。t和t同时增大，表示凝汽器铜管中严峻结垢，增加了水流阻力，既 削减了冷却水量又恶化了传热；当t和过冷却度同时增大，表明凝汽器内积累空气较多 ，则恶化了传热，使排汽中蒸汽分压力下降，产生了过冷却度。2.1 保证循环水量在冬季、初春季节，循环水入口水温度较低，单机单台循环泵运行，可以使凝汽器维持在经 济真空运行状态。随着循环水入口水温度上升，当水温度超过20时，汽轮机的真空下降， 其经济性和单台机组的出力都将受到影响，可采纳

9、通过循环水联络母管，2台机3台循环泵的 运行方式。实践证明夏季多启动1台循环泵，可使2台机真空分别增加2左右。该运行方式 没有必要等到因真空低使机组带不满负荷时才执行，只要增加1台循环泵，使每台机组的平 均真空增加1以上，就有经济效益。2.2 削减系统阻力使两台凝汽器配水匀称定期对循环水系统的滤网、篦子进行清理；凝汽器铜管清洁无垢；凝汽器水侧排空气门稍开 使积存的空气不断排出，削减系统阻力。2.3 降低传热端差保持凝汽器铜管清洁无污垢，运行中要保持循环水清 洁，无杂物、绿苔、浮游生物等；严格限制循环水浓缩倍率和极限碳酸盐硬度不超标，限制 指标增大时应进行排污，杜绝为了节水而不进行排污；保持胶球

10、清洗装置正常运行，胶球质 量合格，并利用大小修机会对凝汽器铜管进行高压射流清洗或酸洗。2.4 使真空系统严密性合格在运行过程中进行机组真空系统检漏(利用氦质谱真空检漏仪进行检漏)，利用大小修机会进 行凝汽器灌水找漏、堵漏。确保凝聚水泵压兰、系统内法兰、截门压兰严密，水封调整适当 。轴封供汽压力在0.025MPa0.030MPa。2.5 保证抽气器工作正常保持射水 池水温正常，一般不应超过25。当水温上升时应进行换水。保证射水泵工作正常，两台泵 事故联动及低水压联动试验正常，水压在0.3 MPa以上。在定期设备检修中应检查射水抽气 器喷嘴冲蚀、结垢状况并处理。2.6 确保汽轮机轴封间隙调整符合标

11、准，减小轴封漏气量保证高压轴封漏气量尽可能小，减小了漏气量，提高了蒸汽做功实力，削减损失，提高机组 效率。高压缸前轴封二档漏气和后轴封一档漏气减小，能够降低进入七段抽气的轴封漏气压 力和温度，既保证了机组真空，还可提高#1低加运用寿命。低压缸前后轴封调整得当，保证 空气不进入低压缸，提高汽轮机真空。或者通过轴封改造，减小轴封漏气。3 结束语引起汽轮机真空低的缘由是个综合性的问题，它与运行维护和检修质量亲密相关。提高汽 轮机的真空度关系着机组的平安、经济运行，而且对提高整个电厂的经济效益有着现实意义 。参考文献1 甘肃省电力工业局，河南省电力工业局编汽轮机设备运行技术S.中国电 力出版社，19101.2 能源部节能司.火电厂节能工程师培训教材Z.能源部出版社，11012. 第8页 共8页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页第 8 页 共 8 页