凝汽式汽轮机组真空低原因分析及严密性治理对策

1凝汽式汽轮机组真空低原因分析及严密性治理对策摘要凝汽式汽轮发电机组真空及真空严密性是关系到节能降耗的重要指标。目前，国内火力发电厂凝汽器及真空系统普遍存在真空低、严密性差等问题，严重影响了机组的经济运行，使机组出力不足，厂用电率上升，供电煤耗增加。本文记述了一台真空低、严密性不合格机组的治理过程，总结其中的成功经验，分析目前影响凝汽式机组真空与严密性的普遍原因及治理措施，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行，为在此方面搞好节能降耗工作提供了参考。关键词汽轮机组真空低分析治理节能降耗经济运行前言：国产200MW在役机组普遍存在凝汽器真空低和真空严密性差等问题，约半数以上凝汽器的真空低于设计值1--3kpa，而凝汽器真空每降低1kpa，机组热耗增加0.8%，供电煤耗增加3.15g/（kw.h），严重影响了机组的经济运行，使机组出力不足，厂用电率上升，供电煤耗增加，因此，200MW等级机组真空低问题是电力行业关注的焦点之一，分析凝汽器真空低的原因，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行，是设计、制造和运行等部门共同的研究课题。某厂#8机组为N200-130/535/535型一次中间再热、三缸两排汽凝汽式汽轮机组，近两年运行真空严密性一直维持在1.2kpa/min左右，造成真空下降，凝结水溶氧升高，严重困扰着我公司的经济指标和安全运行。在实际运行中，机组真空严密性差的问题解决起来比较困难，影响真空严密性的因素比较多，涉及到设计、安装、检修及运行管理等诸多方面。为彻底解决机组真空严密性差问题，我们组织人员深入现场进行设备检查，并利用机组检修期间进行凝汽器高位上水查漏、超声波检漏技术及氦质谱查漏技术，对机组真空严密性进行研究治理，将提高机组真空度作为改善机组运行状况、降低机组标准煤耗的一项重要举措。一、影响真空下降过快的因素凝汽器在运行中，汽侧总是蒸汽和空气的混合物，因此，汽侧压力可根据混合气体的道尔顿定律给出，即：Pc=Ps+PaPc凝汽器内汽侧总压力Ps凝汽器内汽侧蒸汽分压力Pa凝汽器内汽侧空气分压力(1)影响Pa增加的因素：使得Pa增加主要是由真空系统泄漏引起的，可能发生在下面几个方面：凝汽器本体的泄漏，低压轴封的泄漏，真空系统管阀泄漏，低压缸结合面及轴封泄漏，扩容器及相关系统泄漏，低加系统及管道泄漏，轴封加热器水封及凝结水泵轴封泄漏，新蒸汽带入的空气等。(2)影响Ps增加的因素：换热管束结垢，冷却水温升高，端差升高，凝汽器热负荷过高，换热管束的布置等。根据以上理论，我们把工作重点放在提高真空系统的内漏和降低凝汽器热负荷。二、提高真空度、降低真空泄漏速度采取的措施(1)采用氦质谱检漏仪查漏，该设备和技术是世界上最先进的真空检漏设备，将检漏仪接在真空泵入口处，在怀疑部位喷氦气，可定量地检出泄漏部分及大小。通过查漏，发现了1、2号凝汽器之间膨胀节：机组北侧凝汽器膨胀节下端缝左边（两条）漏量6.310-6Pa·m3/s，右边（两条）漏量5.9×10-6；机组北侧凝汽器膨胀节上端焊缝左边（三条）漏量8.0×10-6Pa·m3/s，右边（三条）漏量8.1×10-6Pa·m3/s，机组南侧凝汽器膨胀节下端焊2缝左边（三条漏量）7.4×10-6Pa·m3/s，右边（三条）漏量6.8×10-6Pa·m3/s，机组南侧膨胀节上端焊缝左边（三条）漏量8.0×10-6Pa·m3/s，右边（三条）漏量8.1×10-6Pa·m3/s，凝汽器喉部膨胀节焊缝靠真空泵侧漏量8.0×10-6Pa·m3/s，靠发电机侧夹层焊缝漏量8.5×10-6Pa·m3/s，靠高压缸侧夹层焊缝漏量7.5×10-6Pa·m3/s。对检查发现的问题进行逐一治理。(2)利用机组停机或检修机会对凝汽器高位上水查漏，共检查发现15处泄漏点：1、＃1凝汽器水位计下考克斯门活结漏泄；＃1低加汽侧放水门内漏；十五级疏水门后弯管处漏泄；轴封一次漏气逆止门门盖法兰漏泄；＃4低加水压逆止门盘根漏泄；＃3低加进汽截门盘根泄漏；轴封漏汽加热器空气门法兰漏；真空泵轴端盘根泄漏；＃1、＃2凝汽器之间膨胀节上方人孔门密封面漏泄；7段抽汽法兰漏泄；＃1凝结水泵入口门盘根漏泄；8段抽汽法兰漏泄；高压后轴封回汽管路有一焊口漏泄；中压后轴封回汽管路有一焊口漏泄；轴封二漏回汽至凝汽器截门门盖及盘根漏泄；#2低加水位计考克门上活结泄漏。对上述发现的缺陷进行处理。(3)凝结水泵漏空气治理该机组凝结水泵轴封密封型式为填料密封，设备运行过程中填料密封经常发生泄漏，影响凝结水质，致使凝结水含氧量超标，加大了除氧器除氧负荷，在高负荷工况下容易造成锅炉给水含氧量超标，威胁到机组安全运行；另外设备运行中填料经常被磨损甚至烧毁，影响机组的真空，降低机组运行经济性；为此在2004年我们对两台凝结水泵轴封进行改造，将原盘根密封改进为机械密封。图1机械密封示意图图1为双密封式机械密封结构，分为外侧机械密封和内侧机械密封。外侧机械密封确保凝结泵在启动的时候由于负压运行机械密封处无冷却水造成动静环的干磨，损坏机械密封。而此图所示机械密封，在泵组启动前外侧机械密封已经通入冷却水，避免了机械密封动静环的干磨现象。外侧机械密封还可以防止空气进入泵体内，避免了凝结水溶氧高的现象，起到了密封凝结水的作用，形成了密封双保险。通过对凝结水泵轴封的改进，彻底解决了凝结泵轴封泄漏的可能，即使凝结水泵处于备用时，空气也不能进入泵体，不影响机组的真空度。(4)汽轮机低压缸轴端汽封泄漏治理该机组低压缸轴端汽封为普通梳齿式汽封，其原理是通过汽封齿尖与轴凸肩之间的节流，形成膨胀空间来降低蒸汽的压力，从而达到减少漏量的目的。试验证明，迷宫式密封会因密封腔内的汽流激振使轴振增加，破坏轴承的稳定性，不利于机组运行。在机组检修中为保证机组安全稳定运行，往往将汽封间隙调至最大标准值，甚至超过标准值。汽封间隙大直接导致外部空气漏入低压缸内降低机组的真空。为进一步提高机组运行真空，2004年我公司对低压缸轴端汽封进行改造，改为蜂窝式汽封。新型汽封当蒸汽漏入蜂窝带时，在蜂窝腔内会产生蒸气涡流和屏障，从而产生很大的阻尼，使蒸汽泄漏量大大减少，与普通梳齿汽封相比蜂窝汽封的漏泄量减少30%左右。3低压缸轴端部汽封改造后，机组实际运行证明，取得了良好的效果。轴封密封性很好，用氦质谱检漏仪检查无空气从低压缸轴封进入机组真空系统。(5)该机组低压缸为单层低压缸，通过多年的运行，缸体产生一定量的变形，在前后轴封、低压缸的法兰连接处及中部拐角处经常发生结合面冲蚀泄漏现象，从而增加了结合面的泄漏量，降低了机组的真空严密性，影响了设备的稳定经济运行。2007年我公司利用机组大修机会对低压缸结合面铣密封槽并加装密封胶条，以达到很好的密封效果，有效地解决结合面的泄漏问题。(6)低压缸八段抽汽抽汽口法兰泄漏处理八段抽汽口法兰位于低压缸汽缸底部位置狭小，法兰安装及检修困难，法兰螺栓紧固力不足，且机组运行周期长法兰垫片老化，在启停机过程中因温度变化该部位极易发生泄漏。处理对策将该抽汽口法兰由法兰连接改为直管段连接。(7)降低扩容器热负荷：由于部分疏水门泄漏及设计不合理，造成高、低压扩容器热负荷增大，疏水温度升高，真空降低，真空泄漏率升高。改造方案：主蒸汽电动门前左右路疏水与一级旁路电动门前疏水及主汽供夹层加热疏水合并，取消原各路疏水支管手动门，合并后总管安装手动门和电动门，接入扩容器；再热左右侧疏水与再热联络管疏水合并，合并后的管路安装手动门和电动门，取消原各路支管手动门。通过对冗余管路及阀门的改造，减少机组正常运行中系统的内漏，提高机组的经济性及真空。吹蚀部位铣密封槽4高压缸主蒸汽来主蒸汽来至夹层加热至高中压缸轴封一级旁路SKSKSK低水高压缸主蒸汽来主蒸汽来至夹层加热一级旁路SK改进前改进后主汽管路疏水改造改进后再热蒸汽来再热蒸汽来中压缸SK改进前再热蒸汽来再热蒸汽来中压缸低水SK低水SK至再热排大气SK至再热排大气再热器管路疏水改造(8)提高胶球投运率，保证铜管的换热效果。200MW机组凝汽器清洁度差，传热端差大，是影响真空、乃至机组热经济性的关键所在。由于我公司所用循环水为水库水，雨季含杂质、泥砂较多，换热管容易结垢及堵塞杂物，原有胶球系统一直不能正常投运行，严重影响凝汽器差，最高达16℃，我们采用增大胶球泵流量，合理布置管路、更换收球网等方法使胶球投入率达100%，收球率达98%以上。有效地降低了凝汽器的端差，冬季平均在4.5℃左右，真空度有显著提高。经过攻关和综合治理，运行监测结果表明，#8机组汽轮机真空严密性及真空度有明显好转，严密性由1.2kpa/min达到0.16kpa/min（标准0.27kpa/min），真空度维持在96%。机组运行安全性、经济型、可靠性大为提高。参考文献[1]陈峰，刘晋普，任文红。影响凝汽器真空的原因分析山西建筑2004[2]李建刚，闫振华.凝汽器真空下降的原因分析与处理河南电力2006