关于125MW汽轮机真空低的原因分析及防治措施

韩 冰

（吉林省电力建设总公司，吉林 长春 130000）

吉林热电厂技改一期工程在运行投产一年后,回访时发现汽轮机真空低,经现场调查后,进行了深入分析，并提出了改进方法和措施。

1 原因分析

1.1 循环冷却水量不足、水温升高

1.1.1 循环水量小于设计值

N125－90／535型汽轮机设计在额定负荷时冷却水进水温度，t1＝20 ℃；循环水量，Dw＝15420 t／h；循环冷却倍率，m＝60；设计循环水温升为△t＝8.51℃。配备2台48SH－22A型循环泵，额定流量为10000 t／h，一般情况为单机单台循环泵运行，经测试每台循环泵出力达设计值，即每台汽轮机在满负荷时循环冷却水量，Dw＝10000 t／h；循环冷却倍率，m′＝40；冷却水温升实际在12～14℃。计算式为：

△t′＝（ hc－hc′）／m′

式中：（hc－hc′）为每千克排汽在凝汽器中的凝结放热量取值2 200 kJ／kg，则：△t′＝13.14 ℃。

根据原苏联雪格里耶夫教授的经验公式计算传热端差：

δt＝n／（31.5＋t1）×（dc＋7.5）

式中：系数 n 取 6，t1＝20 ℃，dc 为单位蒸汽负荷，设计为 37.7 kg／m2，则：δt＝5.27 ℃。

凝汽器排汽饱和温度为： t′z＝ t1＋△t′＋ δt，则 t′z＝38.41 ℃，对应的排汽压力为Pk＝0.007 MPa。

通过以上计算说明，满负荷运行时因循环水量小于设计值，使排汽压力升高0.002 MPa，汽轮机真空降低约2%。根据《火电厂节能工程师培训教材》介绍的实验数值，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1.72%，影响供电煤耗增加 6.97 g／kW·h（标煤）。

1.1.2 凝汽器两侧通水量分配不均

运行中凝汽器两侧循环水温升不一样，有时差值达到4～8℃。温升大的一侧循环水量较小，分析原因可能是水侧顶部有空气聚集，系统阻力较大所致。另外，由于凝汽器铜管结垢，被污泥、杂物等堵塞，或因铜管泄露被人为堵塞，使流通面积减小，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N－6000－II型凝汽器热力计算说明书查得：其设计传热端差为4.04℃。经测试2台机组的平均传热端差为9℃左右，较设计值大5℃左右，根据公式tz＝t1＋△t＋δt，式中：循环水入口温度t1取20℃，循环水温升△t取13.14℃，端差δt取9℃，则：tz＝43.14℃。对应的排汽压力， Pk′＝0.0085 MPa。

由于端差的增大，排汽压力又升高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5.2 g／kW·h（标煤）。

造成端差大的主要原因是循环水中的污泥、微生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，凝汽器排汽温度升高，真空下降。

1.3 凝汽器汽侧积空气

造成凝汽器内积空气的原因有：

（1）真空系统的严密性差或低压缸轴封供汽压力低，使空气漏入凝汽器内，凝汽器内空气含量增大。设计凝汽器的真空严密性为266 Pa／min，实际大部分时间真空严密性都大于665 Pa／min。

（2）125MW机组采用闭式循环射水抽汽器来维持真空，由于工作水不断被抽器管和轴封冷却器来的残余蒸汽所加热，使工作水温不断升高，对应的饱和压力升高，这样当工作水流经抽汽器喷嘴后有可能产生汽化，使抽汽器喷嘴后的压力升高，携带空气的能力下降致使汽轮机真空下降。另外，由于抽气管道水平段中有时产生积水，使不凝性气体流通面积减小，凝汽器内的空气不能被充分抽走，造成空气积累。

1.4 循环水温度高

在运行中由于冷却塔工作不正常也可使水塔出水温度升高，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减少，凝汽器循环水进水温度升高也可使真空恶化。

2 改进方法与措施

在运行中，运行人员应掌握循环水入口温度t1，循环水温升△t凝汽器端差δt，凝结水过冷却度这几个数值的变化情况并进行分析。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；δt增大说明传热面脏污、结垢、凝汽铜管堵塞，或者凝汽器中积累了空气；凝结水过冷却度增大，说明凝汽器内积累了空气，该值一般不易测取。当△t和δt同时增大，表示凝汽器铜管中严重结垢、凝汽铜管堵塞，增加了水流阻力，既减少了冷却水量又恶化了传热；当δt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。这些数据应在同一运行条件下分析，该方法简单易行。

2.1 保证循环水量

在冬季、初春季节，循环水入口水温较低，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升高，当水温超过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，可采用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台机的真空分别增加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，使每台机的平均真空增加1%以上，就有经济效益。

2.2 减少系统阻力使两侧凝汽器配水均匀

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，减小系统阻力。发现两侧出水温差较大时应查明原因及时处理。

2.3 降低传热端差

保持凝汽器铜管清洁无垢，运行中要保持循环水清洁，无杂物、绿苔、浮游生物等。

严格控制循环水浓缩倍率和极限碳酸盐硬度不超标，控制指标增大时应进行排污，杜绝为了节水而不进行排污。利用停塔机会对水塔进行清淤排污，保持胶球清洗装置运行正常，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 真空系统严密性合格

利用大小修机会进行凝汽器灌水找漏、堵漏。凝结泵压兰、系统内法兰、截门压兰严密，水封调整适当。正常运行时在远离氢系统的负压部分可用蜡烛火焰法或烟气法查漏堵漏。轴封供气压力正常，保持压力在0.025～0.030 MPa。定期做真空严密性试验，保证真空每分钟下降不超过665 Pa，争取达到每分钟下降不超过266 Pa。如真空系统严密性试验不合格应安排查漏堵漏。

2.5 抽汽器工作正常

保持射水池水温正常，一般应不超过25℃。当水温升高时应进行换水。保证射水泵工作正常，2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汽器喷嘴冲蚀、结垢情况并处理。如发现抽气管中有积水可采用在低负荷时关、开空气门的办法将积水抽走。

3 结束语

引起汽轮机真空低的原因是个综合性的问题，它与运行维护和检修质量密切相关。提高汽轮机的真空度关系着机组的安全、经济运行，而且对提高整个电厂的经济效益有着现实意义。