600MW超临界机组真空系统的检漏及处理对策

汪杰斌，林建军，章遐林，张建锋，侯世保，闵 建，王 雷

（国投宣城发电有限责任公司，宣城242052）

1 机组概况

某发电公司1号机组汽轮机为600MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，型号为 CLN600－24．2／566／566。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为3 000r／min，设有高、低压两个凝汽器，型式为双壳体、双背压、双进双出、双流程、横向布置结构，额定排汽压力4．4kPa／5．4kPa，平均4．9kPa，铭牌工况满发时凝汽器平均背压为11．8kPa。汽轮机真空是决定汽轮机经济运行的主要指标，而真空系统严密性是影响汽轮机真空的主要因素之一。汽轮机正常运行时，一旦真空系统有泄漏，泄漏的空气量大于抽气器的抽出量，凝汽器真空将会受到影响，造成汽轮机低压缸排汽压力升高。低压缸蒸汽焓降减少，在同样蒸汽流量下汽轮机做功减少，热耗增加，机组煤耗升高。因此提高真空系统严密性已成为火电厂节能降耗的有效途径。

该发电公司1号机组自2011年11月小修后，机组真空系统严密性试验一直很差，真空严密试验结果均维持在Δp＝480Pa／min左右，造成因煤质差使机组带负荷带不上去。真空泵工作正常，循环水系统运行正常，汽轮机轴封系统调整也无效。对相关负压系统进行人工查漏效果不明显，经研究决定采用氦质谱检漏仪对1号机组进行全面查漏和处理。

2 氦质谱检测技术

真空系统灌水找漏必须在机组停运后、汽轮机缸温降下来才能进行。氦质谱检漏技术是一种应用于国内外的真空容器检漏先进技术，与电厂普遍采用的灌水找漏法优势明显。该技术主要特点是：氦气对系统设备无腐蚀，不溶解于水和蒸汽，对大气无污染；仪器接收灵敏度高，漏点判断准确，对真空系统细小的漏点也能检测到，可不停机检测，且容易掌握，成本费用低。氦气是一种无毒、无味、对大气无污染、性质稳定的惰性气体。在特定温度下，氦分子比除氢外的任何其他气体都具有更高的粒子速度，因此氦比大多数其他探索气体都能更快地穿过漏孔。利用氦气作为汽轮机真空系统检漏示踪气体，用喷射器逐一对真空系统设备每个部位释放氦气，如果该部位存在漏点，氦气将被吸入，最终从抽气器排出，通过氦气检测仪在抽气器出口检测示踪气体，从而可判断真空系统的泄漏点位置和泄漏空气量相对大小。近几年此项新技术已在火电厂中推广应用［1］。

3 汽轮机真空系统严密性的检测范围

在机组运行中检查真空系统严密性的仪器是氦气检漏仪。该仪器可以检测真空系统中焊缝、管接头、法兰和阀门接合处及轴封等的泄漏。使用时，将氦气接近真空系统中可能泄漏的地方，经真空泵后取样，由检漏仪指示出试样中含有的氦气度，并发出报警声响，从而分析确定泄漏的位置和泄漏的严重程度。检漏前，首先要进行真空严密性试验或采取分系统隔离真空严密性试验对比，初步判断真空泄漏可能发生的设备和系统管道的位置，并根据分析结果、超标程度制定试验检测方案。分系统、逐个部件地检查，一般情况下主要检测如下范围：

（1）凝汽器及相连的负压系统。凝汽器在真空系统中占主要部分，与汽侧相联的设备管道有二级旁路、三级减温器、疏水扩容器、低加疏水、轴加疏水、空气管道、真空破坏门、水位计等。与负压系统有关的设备缺陷，如凝汽器底部热井焊缝、三级减温器焊缝和突变区应力集中部位裂纹，疏水扩容器长期冲刷、腐蚀造成泄漏，与负压系统有关的阀门、管道、联箱等老化，频繁操作造成阀门格兰、法兰密封不严而影响真空严密性的情况也较为多见；汽轮机组的一些微正压部位，如中低压连通管法兰由于刚度差，易变形造成法兰泄漏，当低负荷时此处呈负压而漏入空气的情况也时有发生。

（2）汽轮机低压缸及轴封。机组在正常运行时，低压排汽、末级抽汽管道和加热器部分处于负压，机组在80%额定负荷以下运行时，次末级抽汽管道和加热器部分也出现负压（负压区扩大），大、小机低压缸防爆膜、低压缸汽封以及接合面等常常是漏入空气的重点部位。

（3）凝结水泵及入口。凝结水泵入口负压部分；凝结水泵盘根损坏或密封水不投入（密封水压过低等）都会造成真空系统泄漏，凝结水溶氧质量分数超标。

（4）其他负压部分。低压缸防爆门结合面法兰，由于纸垫面积较大，且位置高，灌水找漏时水位达不到，一般不进行检修，当法兰不平整或纸垫裂纹时，空气会经防爆门进入真空系统。蒸汽联箱通过联箱疏水与疏水扩容器相联，当安全门阀芯密封面损坏或安全门起座后回座不到位时，空气会经安全门进入真空系统。机组长期运行中，真空压力表头松动、排汽缸温度计套管磨穿、电接点水位计接点松动等原因，亦造成真空系统泄漏。

4 处理对策

图1为真空泵及排气管布置，图2为检漏设备布置。

图1 真空泵及排气管布置图

图2 检漏设备

4．1 现场真空系统检漏

4．1．1 查漏方法

机组正常运行时采用SFJ－261型氦质谱检漏仪对该公司1号机组负压系统全面检漏。空气泄漏点的查寻主要技术指标：最小可检泄漏率5×10－12Pa·m3／s，泄漏率显示范围1×10－3～1×10－12Pa·m3／s，启动时间≤3min ，响应时间＜1s，检漏口最高压力1kPa，极限真空度5×10－4Pa。

检漏方法如下：采用负压采样法，即将取样吸枪安放在真空泵出口处的排气管上方，对负压系统的可疑泄漏处喷放氦气，在取样器连接的检漏仪上显示泄漏率的大小，将直接反映负压系统中该点的泄漏程度。依据部颁电厂热力试验规程，其检漏标准为：泄漏率≥1×10－6Pa·m3／s为大漏点；2．0×10－7Pa·m3／s≤泄漏率＜1×10－6Pa·m3／s为中漏点；泄漏率＜2．0×10－7Pa·m3／s为小漏点［2］。

4．1．2 现场检漏数据

现场检漏数据见表1。

表1 真空系统检漏数据表

4．1．3 各点泄漏程度及治理重点

经分析，各点泄漏程度见表2。

表2 各泄漏点泄漏程度

经过分析得出：真空严密性差的治理重点为主汽轮机及给水泵汽轮机低压缸防爆膜和中低压缸汽侧连通管。

4．2 对漏点的处理

对于以上大、中漏点，以主汽轮机及给水泵汽轮机低压缸防爆膜和中低缸汽侧连通管为重点，用专业密封胶予以封堵；对于小漏点用黄油予以涂抹。

4．3 存在问题及措施

机组负荷升降和机组启、停机冷热交换会引起密封胶软化、开裂等，应定期做真空严密性试验，确定泄漏量，可以两周做一次，根据实际情况重新用检漏仪查漏后予以再次封堵，确保机组真空系统严密性结果达国家标准（＜130Pa／min）。

5 真空系统治理前后数据对比

5．1 真空严密性试验对比分析

图3为真空系统治理前后真空严密性试验数据（真空度的变化）。

图3 真空严密性试验数据对比

从图3可以得出：采用氦质谱检漏仪找出真空系统漏点，并进行治理后真空系统严密性有巨大差别，治理前为Δp＝480Pa／min，治理后为Δp＝110Pa／min，达到国家优秀标准（＜130Pa／min）。

5．2 真空度及排汽温度对比分析

表3为真空系统治理前后真空度及排汽温度对比。

采用真空度或采用排汽温度对应的排汽压力进行对比可知：本次对真空系统漏点的治理后真空度上升1kPa左右。

6 效益分析

600MW超临界机组真空度对发电煤耗的影响试验数据表明：当真空度每升高1kPa，煤耗约降低2．045g／（kW·h）［3］。按发电煤耗降低约2g／（kW·h），该 公 司 2011 年 度 发 电 量 37 亿kW·h，标煤价 1 000 元／t，全年可节 约标煤（3 700 000 000×2）÷1 000 000＝7400t，折价7 400×1 000×10－4＝740万元。

另外冬季12月和1月，循环水温度较低，原采取单台循环水泵高速运行，经过真空治理后可以单台循环水泵低速运行。循环水泵高速运行电流为414．4A，低速运行电流为329．2A，电功率节省

式中：ΔP为循环水泵运行方式改变后节省的电功率，kW；U 为厂用电母线电压，kV；I高速为循环水泵高速运行电流，A；I低速为循环水泵低速运行电流，A；cosφ1为循环水泵电机高速功率因数；cosφ2为循环水泵电机低速功率因数。

两个月共节省电量：992．062×24×62＝1 476 188．26kW·h，按电价0．40元／（kW·h）计算，折合人民币约1 476 188．26×0．4＝59万元。

1号机组经过这次真空治理后，总计节约资金：740＋59＝799万元，取得显著的经济效益。

7 结语

通过利用氦质谱检漏仪对机组正常运行中真空系统进行检漏工作，使该公司600MW机组的真空严密性由不合格状态达到优秀水平，降低了发电煤耗和发电成本。充分利用现代科技手段查找机组运行中真空系统出现的问题，并采取解决措施，保证机组在最佳真空度下运行，并减少了厂用电，对于火电厂节能减排工作具有非常重要的意义。

［1］张皓纯．氦质谱检漏技术在火电厂中的应用［J］．能源技术，2004，25（6）：257－258，260．

［2］王滨．某电厂＃3机组真空系统的检漏及处理措施［J］．华电技术，2011，33（4）：35－36，76．

［3］中国电力投资集团公司．600MW火电机组节能对标指导手册［M］．1版．北京：中国电力出版社，2008．