低背压凝汽器真空突降原因分析

曹兰敏，曹银觥

(1.中电投河南电力有限公司开封发电分公司，河南 开封 475002；2.国电民权发电有限公司，河南 商丘 476800)

0 引言

真空的好坏对机组的运行经济性有很大的影响，真空严重变差时甚至会造成机组无法承担额定负荷。在运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和功率降低。对于引进型600 MW 机组，当真空低于设计值4.9 kPa后，凝汽器真空每降低1 kPa，汽轮机热耗约增加1.5 %～2.5 %，汽轮机功率约降低1 %。若日平均负荷按照70 %额定负荷计算，影响发电量4 200 kW。

另外，真空下降会使汽轮机排汽缸温度升高，引起低压缸各个轴承中心偏移，严重时还引起轴系振动。为了保证机组出力不变，真空降低时需要增加蒸汽流量，这会造成轴向推力增大，导致推力轴承过负荷，影响机组的安全。因此，当真空系统出现异常时，必须采取必要措施遏制真空突降，确保机组安全运行。

影响凝汽器真空的因素很多，真空的好坏与凝汽器的清洁程度、冷却塔冷却效果、机组真空系统严密性、循环水泵性能及运行方式、抽空气管道布置、真空泵性能、真空泵冷却水温、轴封系统等因素相关，其中任一环节出现问题均可能造成机组真空变差，进而影响机组运行的经济性。

1 机组简介

某公司1 号汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的N600-24.2/566/566 型、超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，配备N-36000-5 型凝汽器。该凝汽器为双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器，有2 个斜喉部、2 个壳体(包括热井、水室、回热管系)。汽轮机排汽缸与凝汽器采用不锈钢波形膨胀节连接。

该机组真空系统配备有3 台真空泵。2010年机组A 修时，将2 台凝汽器真空系统完全隔离，每台凝汽器至3 台真空泵进口处分别安装有支管，每根支管上加装手动门，即每台真空泵可以分别对应2 台凝汽器，切换操作方便。凝汽器抽空气系统如图1 所示。

图1 凝汽器抽空气系统

汽轮机轴封系统采用自密封汽封系统，即机组正常带负荷时，高、中压缸轴端汽封漏汽经喷水减温后作为低压轴端汽封的供汽。回汽系统设置有1 台JQ-150 型汽封加热器和2 台轴加风机，用于抽出最后一段轴封腔室的漏汽，并维持该腔室微负压运行。根据汽轮机厂家的规定，轴加风机启动后，汽封回汽腔室维持负压，压力调整至95～99 kPa(绝对压力)，即微负压-1～-5 kPa。

2 B 低背压凝汽器真空突降

2014-06-20 T21:49，在无任何操作情况下，B 低背压凝汽器真空在3 min 内从92.5 kPa 突降至90.1 kPa，然后维持在90.1 kPa；汽轮机排汽温度从40 ℃上升至45 ℃，超过了A 高背压低压缸排汽温度。B 低背压凝汽器真空突降后压力保持稳定期间，A 高背压凝汽器真空、排汽温度无明显变化。

检查轴封压力无明显变化，B 低背压侧真空泵电流从189 A 上升至205 A。这是由于真空系统泄漏导致该侧真空泵抽空气量增加，从而使真空泵电流增加。

真空突降前后，轴加风机电流从18.6～19 A降至17.7～18.2 A。而凝结水溶解氧无明显变化，可排除凝汽器水空间以下部分对真空的影响。

3 原因分析

3.1 初步分析及实验

低背压凝汽器真空在3 min 内突降2.4 kPa，平均突降量为800 Pa/min。从泄漏量来看，真空系统漏点较大。

根据前2 个月真空严密性试验情况，初步怀疑是由B 低压缸后轴封漏汽量增大、1B 小机排汽缸后轴封漏汽量增大造成的。采取措施先将轴封供汽压力从40 ～50 kPa 提高至60 ～70 kPa，轴加风机进口门节流2/3，1B 小机后轴封回汽节流2/3，观察B 凝汽器真空略有回升。启动第3 台真空泵，即保持B 低背压侧2 台真空泵运行，该侧凝汽器真空回到正常水平，2 个排汽缸温差回归正常。恢复真空泵运行方式，停运B 侧1 台真空泵，轴封压力仍然维持60 ～70 kPa，观察试验情况，其试验数据如表1 所示。

从表1 可以看出：提高轴封压力后，B 低背压凝汽器真空较之前下降约1 kPa，排汽温度升高约2 ℃，较真空突降时已经明显提高，但漏点仍然存在，问题仍没有得到彻底解决。

表1 真空泵停运前后数据对比

3.2 系统全面排查

1 号机B 低背压凝汽器真空突降时，正好2 号机处于启动恢复阶段，为排除是走错位置误操作阀门造成真空突降的可能性，对系统进行了全面排查。

(1)小机轴封进汽门误关会造成真空突降且稳定。手动试验B 小机轴封进汽手动门，阀门全开，且排除门头脱落现象。

(2)真空泵进口门前放水门误开会造成真空突降。全面复紧3 台真空泵进口门前放水手动门，使其关闭严密，解开放水门后法兰，未发现吸气现象。

(3)凝结水再循环门与B 凝汽器相连，再循环门后放水门若误开，会直接向凝汽器内漏空气。就地检查并复紧再循环管道2 道放水门，未发现吸气现象。

(4)B 凝汽器真空破坏门检查水封正常，门前法兰、盘根无吸气现象。

(5)检查除氧器溢流门关闭情况，查10 天内记录没有发现除氧器溢流电动门开启过，排除了除氧器向凝汽器内漏氧气的可能。

3.3 氦质检漏仪现场检查

用氦质检漏仪对系统进行查漏，查漏范围包括：B 低压缸4 个安全门、中低压连通管处低压缸大法兰、B 低压缸外缸人孔门、B 低压缸前后轴封、B 小机低压缸排汽缸、B 小机排汽缸大法兰、大小机排汽缸温度开关、真空变送器以及取样管、B 凝汽器喉部膨胀节、B 小机排汽管(排汽蝶阀、安全门、人孔门)、7B/8B 低压加热器(汽侧连接管道、水位计、连续排气装置、启动排气装置)、三级减温减压器(减温水管道、管道放水装置、人孔)、B侧本体疏水扩容器(连接疏水管、高低加放水管、热工表计、与凝汽器连接的汽水侧管道)。全部排查后未发现明显漏气点。这说明B 低背压凝汽器真空系统没有明显外漏和内漏。

3.4 轴封系统试验

提高轴封供汽压力后，B 低背压凝汽器真空有所好转，在保持一台真空泵运行的情况下，真空较正常状态约下降了1 kPa。由此可见，轴封系统对真空影响最大。于是停运轴加风机，保持轴封系统正压运行，停运一台真空泵，观察真空变化情况。

为避免轴加风机频繁启停，试验时先关闭了轴加风机进口门。进口门全关后，轴加风机电流下降至12 A，轴封回汽母管负压从-7 kPa 上升至+1.5 kPa，B 凝汽器真空突然回升，排汽温度快速下降，如表2 所示。

表2 关闭轴加风机进口门真空对比

轴加风机进口门关闭后，B 凝汽器真空恢复到正常值。开启轴加风机1/5，轴封回汽压力由1.5 kPa 下降至-3.0 kPa，B 凝汽器真空又开始下降，期间轴封供汽压力保持不变，如表3 所示。

表3 轴封回汽压力维持-3.0 kPa 时真空变化

3.5 最终原因分析

轴封回汽母管变为正压后，B 低背压凝汽器真空恢复正常， 表明漏入凝汽器的空气是通过低压缸轴封回汽进入的。高、中、低压缸以及小机汽缸轴端最外腔室与轴封回汽相连，为微负压运行，该回汽腔室抽的是汽气混合物，而凝汽器汽侧又是高度真空，当B 低压缸前后轴封的回汽管(在凝汽器内)出现断裂后，促使从其他回汽腔室抽出的汽气混合物沿着断裂的回汽管被抽至B 凝汽器内，使该侧漏入空气量增加，造成真空下降、真空泵电流升高。

因此，B 低背压凝汽器真空突降的根本原因为：B 低压缸轴封回汽管在凝汽器内部分管段出现断裂，造成空气从轴封回汽母管串入凝汽器内。

4 采取措施

(1)为了防止油中进水以及高中压封、阀门漏汽污染环境，应适当节流开启轴加风机进口门，保持轴封回汽母管压力不低于-3 kPa，减少各个轴封端抽汽量。

(2)适当提高轴封供汽压力，保持轴封供汽母管压力在60～70 kPa。

(3)B 低背压凝汽器侧保持2 台真空泵运行。

(4)加强油质检查，防止油中进水。

(5)利用机组停机机会，安排工作人员进入凝汽器内，检查B 低压缸轴封回汽管道破损情况，进行堵漏。

1 马岩昕．300 MW 机组运行中真空低的原因分析及采取的措施[J]．电力安全技术，2012(6).