国产200MW汽轮机组真空低故障诊断及治理

付 强,杜利军

（抚顺发电有限责任公司,辽宁 抚顺 113008）

1 机组概况

抚顺发电有限责任公司现有2台一次中间再热、单轴、三抽冷凝式200 MW汽轮机,机组采用闭式循环水系统。在同样运行条件下,1号汽轮机真空比2号机低3～4 kPa,真空降低不仅使机组功率下降及热经济性降低（真空度变化1%,煤耗率变化1.6～1.8 g/kWh）,还会使汽轮机反动度增加,引起轴向推力变化,影响机组安全。针对1号机组真空低的原因,从多方面进行了调查、试验、分析,对试验结果逐一剖析,查到了真空低的原因,并提出了综合治理的建议。

2 测量及仪器仪表

压力采用0.2级压力变送器测量,温度采用专用E型热电偶测量,所有安装的热电偶和变送器的信号全部接至分散式数据采集器,其他参数利用现场指示值。

3 试验分析

3.1 空气冷却区

由凝汽器空气冷却区抽出来的蒸汽及空气混合物温度高低是衡量空气冷却区质量的重要指标。如果混合物温度高,说明空气冷却区工作不正常（水管脏、结垢或汽侧挡板不严）,会加大抽气器的负担,漏入真空系统的空气不能及时抽出,影响传热,增大端差。

通过理论计算蒸汽及空气混合物温度约35℃,而实测空气管表面温度为40℃,内部温度会更高。诊断结果表明：蒸汽及空气混合物温度偏高,空气区工作不正常,对真空有较大影响。

3.2 凝汽器热负荷

凝汽器热负荷的大小对机组真空也有一定影响,在相同的循环水量及入口水温下,凝汽器热负荷增大,使得机组真空降低。机组疏水扩容器的汽测接至凝汽器喉部,水侧接至凝汽器热水井。测量本体疏水扩容器表面温度达348.4℃,检查机组疏水门发现多处疏放水门不严,主要的内漏阀门见表1。高品能的蒸汽不做功而进入疏水扩容器,不但使机组经济性降低,同时增大凝汽器热负荷。当冷却水水量满足不了该热负荷的需求时,必然使机组真空降低。诊断结果表明：凝汽器热负荷增大,对机组真空有较大影响。

表1 疏放水阀门内漏清单℃

3.3 射水抽气器工作水温

射水抽气器工作水温应尽量接近20℃,因为水温过高,对应该温度的水汽化压力也增大,从而限制了真空的提高。测量射水抽气器工作水温为37.8℃,偏离工作水温17.8℃,使射水抽气器效率大大降低,影响机组真空。诊断结果表明：射水抽气器工作水温偏高,对机组真空有很大影响。

3.4 循环水泵运行方式

循环水泵“一大一小”运行方式,在机组负荷152 MW时,真空为90.0 kPa。改为“两台大泵”运行方式,在机组负荷150 MW时,真空为90.8 kPa,提高0.8 kPa。诊断结果表明：循环水泵“一大一小”运行方式不合理,满足不了凝汽器冷却要求,应采用“两台大泵”的运行方式。

3.5 机组真空严密性

真空系统严密性好坏,对机组真空影响很大。大量空气从负压系统漏入,影响凝汽器内的换热条件,使真空降低。真空严密性试验,当1台射水泵运行、1台停止时,关闭运行射水泵的空气电动门并校严,机组真空下降速度为1.6 kPa/min。诊断结果表明：机组真空严密性为1.6 kPa/min超过部颁合格标准,使机组真空降低。

3.6 射水泵运行方式

分别采用1台与2台射水泵运行方式,真空变化不大,因此采用1台射水泵运行方式。

3.7 凝汽器端差、温升（见表2）

a.冷却水温升。冷却水温升与循环水量的关系,当排入凝汽器的蒸汽量一定时,若凝汽器中冷却水温升较高,则说明冷却水水量不足,从而引起真空降低。冷却水温升与热负荷的关系,当冷却水水量一定时,进入凝汽器的热负荷增加,冷却水水量满足不了该热负荷的需求时,冷却水的温升升高。从表2可知,冷却水温升为11.0℃,比正常时高3.0℃左右（正常时温升为8～10℃）。诊断结果表明：该机组一大一小循环水泵运行时,循环水量不足,影响机组真空约0.8 kPa。

表2 凝汽器端差、温升

b.凝汽器端差。凝汽器端差增大,会使排汽温度升高,真空降低。端差与冷却水温度、凝汽器单位冷却面积的蒸汽负荷、铜管表面的清洁度及凝汽器内积聚的空气量等因素有关。对汽侧,当凝汽器内积聚空气量时,由于空气附着在铜管表面形成空气膜,传热系数降低而使端差增大;对水侧,凝汽器铜管表面结垢或脏污均会使传热系数降低而使端差增大。从表2可知,凝汽器端差为11.5℃（正常时端差为4～6℃）,端差比正常时高5.5℃。诊断结果表明：凝汽器端差不正常,影响机组真空约1.6 kPa。

3.8 轴封供汽压力调整

轴封供汽压力大小,对机组真空有一定的影响。当机组低压侧的轴封间隙偏大,而轴封的供汽压力较低时。大量空气会从轴端漏入凝汽器,使真空降低。试验时逐渐提高轴封供汽压力,提高到低压侧的冒汽封刚刚冒汽为止,机组真空没有变化。诊断结果表明;现运行的轴封供汽压力大小是合适的,对机组真空没有影响。

3.9 轴加负压调整

轴加负压大小对机组真空有一定的影响。轴加负压过大,漏入凝汽器的空气增多,机组真空降低。试验时调整轴加负压稍稍增大,真空降低,另外轴封回汽至1号低加进汽管的阀门、管道切除或加堵板,消除误操作对真空下降的隐患。诊断结果表明：轴加微正压运行是比较合适的,对真空没有影响。

3.10 真空测量

真空测量装置布置不合理。1、2号凝汽器真空变送器位置低于取压点,不符合测量要求,真空测量管内易积水,使DCS内真空显示值较正常值低约1.3 kPa。

锅炉辅助控制盘真空表精度低,不宜作为考核指标。

3.11 射水池排气散热孔

射水池排气散热孔面积偏小,影响射水池水中的热量排除,影响射水泵工作效率。参照2号机组解决,必要时增加散热口。

3.12 排污回收水

排污回收水引进冷却水塔池,管口距离循环水泵入口处不足3m,温度较塔池水温高约4℃。进入塔池的排污回收水温度高,管道布置不合理,使循环泵入口水温升高,影响机组真空。

3.13 冷却水塔

水塔配水槽及附近堆积杂物,影响水塔通风冷却面积,使冷却水塔效率降低。

4 初步调整结果

对循环水泵运行方式及射水池水温的调整,使机组真空提高2 kPa,调整试验结果见表3。

5 问题及解决措施

1号机组真空低有多方面原因,针对查找到的原因,提出了解决措施,通过综合治理机组真空有提高的空间。

a.至本体疏水扩容器的阀门内漏（测筒体外皮温度约348.4℃,即疏水扩容器热负荷过大）。现阶段关严各阀门（包括一、二次阀门）,停机时对各内漏阀门进行研门处理或更换,整定电动阀门极限。

b.1号凝汽器空气管温度过高（管壁外皮温度40.0℃）。检查1号凝汽器空气冷却区抽空气管是否工作正常。

c.射水池工作水温度高（测试水温达37.8℃）。对射水池采取连续或间断换水降温措施,保持射水池工作水温不超过26.0℃,温度由37.8℃降至24.7℃,相应凝汽器真空提高约1 kPa,当射水池换水满足不了要求时,加装风扇强制冷却。

d.循环水泵运行方式不合理。目前,循环水泵“一大一小”运行方式满足不了凝汽器冷却要求,应采用“两台大泵”运行方式,凝汽器真空提高约1 kPa。

e.凝汽器端差大、循环水温升高、冷却水质差。对凝汽器换热管清洁治理,采用高压射流清洗或高压水冲洗,胶球清洗系统治理,保证其投入率和收球率。

f.真空严密性不合格。机组停运后,进行凝汽器高位上水找漏。

g.进入塔池的排污回收水温高,管道布置不合理,使循环泵入口水温升高。排污回收水温较塔池水温高约4℃,管口距离循环水泵入口处不足3 m,应将排污回收水引入水塔配水槽或引入塔池时远离循环水泵入口处。

h.控制室内的凝汽器真空测量装置布置不合理。1、2号凝汽器真空变送器位置低于取压点,不符合测量要求,真空测量管内易积水,使DCS内真空显示值较正常值低约1.3 kPa。锅炉辅助控制盘真空表精度低,不宜作为考核指标。

i.射水池排气散热孔偏小,不利于散热。参照2号射水池进行改进治理,加大射水池排气散热孔面积。

j.水塔配水槽及附近堆积杂物影响水塔通风冷却面积。清除水塔上的堆积杂物,检查水塔运行情况。

k.简化热力系统。轴封回汽至1号低加进汽管的阀门、管道切除或加堵板,消除误操作对真空下降的隐患。

[1] 郑体宽.热力发电厂[M].北京：水利电力出版社,1991.

[2] 林万超.火电厂热系统定量分析[M].西安：西安交通大学出版社,1985.

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