660 MW超超临界汽轮机真空系统异常情况分析

范文旺，李延伟，陈二强，蒋凌峰

(1.河南恩湃高科集团有限公司，河南 郑州 450000；2.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南 郑州 450000)

1 概述

某电厂1号汽轮发电机组采用上海汽轮机厂生产的N660-25/600/600型超超临界、中间再热、四缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。2013-12-16，1号机组真空严密性出现故障：低背压凝汽器真空下降速度600 Pa/min，高背压凝汽器真空下降速度380 Pa/min，且同时存在8号低加无温升问题，严重影响了机组的安全经济运行。

2 系统简介

该电厂发电机组设有8级抽汽系统，分别为3台高压加热器、1台除氧器、4台低压加热器和给水泵汽轮机提供用汽。锅炉产生的主蒸汽及再热蒸汽进入汽轮机做功后，除部分抽汽外，乏汽全部进入凝汽器内凝结，经热井收集且由凝结水泵升压后，再进入轴封加热器、疏水冷却器(表面式)、8，7，6，5号低加依次回热，然后进入除氧器加热、脱氧，最后由给水泵升压并通过3，2，1号高加回热后送至锅炉。凝结水系统设有2台100 %容量的凝结水泵，并装有一拖二的变频器。

凝汽器循环冷却水系统采用带冷却塔的单元制循环冷却水系统，每台机组配置2台循环水泵。

1，2，3号高压加热器及5，6号低压加热器均设有内置式疏水冷却器，以降低疏水温度，其疏水采用逐级自流方式。7，8号低加分别置于凝汽器A，B壳体喉部，其疏水未采用逐级自流方式。7号低加疏水经过高度为1.5 m的U型弯管道后，与8号低加疏水汇合，经外置疏水冷却器冷却后再经过高度为13 m的单级水封直接排入凝汽器。整个7，8号低加疏水系统没有可调整阀门与危急疏水口。由于7，8段抽汽口的压力较低且压差小，其疏水与主凝结水的温差较小，未设置疏水冷却段。

凝汽器真空系统设3台真空泵，采用并联布置，高、低压凝汽器内分别接出2根抽真空管路，汇合成1根母管后进入真空泵组，系统较为简单。

3 问题查找与分析

针对1号机组真空严密性较差的情况，利用氦质谱仪对低背压凝汽器容易漏空气的部位进行初步排查，未发现漏点。因此，重新进行了真空系统严密性试验。

3.1 真空严密性试验

2013-12-21T10:39，机组负荷523 MW，其他参数稳定，按以下方式进行了凝汽器真空严密性试验：

(1)真空泵不停，关闭高背压凝汽器抽空气门，其真空严密性为0.288 kPa/min，低背压凝汽器真空升高1.4 kPa后逐步下降，最终高/低背压分别为88.4 kPa/93.59 kPa，2台凝汽器真空相差5.19 kPa；

(2)真空泵不停，关闭低背压凝汽器抽空气门，其真空严密性为0.068 kPa/min，高背压凝汽器真空不升反降，最终高/低背压分别为91.64 kPa/91.86 kPa，2台凝汽器真空基本一致；

(3)停止真空泵，关闭入口气动门，高、低背压凝汽器4个抽空气门全关，高背压凝汽器真空严密性为0.509 kPa/min，低背压凝汽器真空严密性为0.053 kPa/min，则2台凝汽器平均真空严密性为0.281 kPa/min；

(4)停止真空泵，关闭入口气动门，高背压凝汽器真空严密性为0.398 kPa/min，低背压凝汽器真空严密性为0.432 kPa/min，则2台凝汽器平均真空严密性为0.415 kPa/min；

(5)停止真空泵，关闭入口电、气动门，高背压凝汽器真空严密性为0.128 kPa/min，低背压凝汽器真空严密性为0.388 kPa/min，则2台凝汽器平均真空严密性为0.258 kPa/min。

真空严密性试验的具体结果如表1所示。

根据上述综合判断，高背压凝汽器和抽真空系统存在漏点，同时低背压凝汽器抽空气系统存在气塞现象。

3.2 循环水流向改变对凝汽器的影响

凝汽器为双壳体、单流程、双背压、表面式凝汽器。循环水自汽机侧凝汽器进入，经循环水联通管水平转向后从电机侧凝汽器流出。蒸汽由汽轮机排汽口进入高/低背压凝汽器(凝汽器循环水进入侧为低压背侧，即低压侧；出水侧凝汽器为高背压侧，即高压侧)，均匀分布到凝汽器冷却水管上，经过中央汽道和旁侧汽道进入主管束区，与冷却水进行热交换后凝结，部分蒸汽进入热井，对凝结水进行回热和真空除氧。低压侧壳体凝结水经低压侧壳体部分蒸汽回热后，由分隔板收集，通过凝结水回热管系引入高压侧凝汽器B热井中2个水平放置的再热分流盘，再与高压侧壳体中凝结水汇合后，从再热分流盘上小孔流下，被高压侧壳体中部分蒸汽回热至相应的压力下的饱和温度，以减小凝结水的过冷度。被回热的凝结水通过回通管汇集于凝汽器A热井内，再由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。高压侧壳体与低压侧壳体剩余的汽-气混合物及不凝结气体，通过管束中央的空气冷却区再次冷却后，经管束上部的抽气口由真空泵抽出。

凝汽器高、低压侧热井由凝结水连通管，回热主管从中穿过，高压侧设有2个再热分流盘，扩大汽、水的接触面积，使回热和真空除氧更充分，以提高机组安全、经济性。分隔板、再热分流盘距热井底面高度分别为1.542 m和1.35 m，其高度差确保低压侧凝汽器分隔板收集的凝结水可顺利通过回热管系进入高压侧凝汽器。

表1 真空严密性试验结果

由于现场循环水管道布置的原因，循环水自电机侧凝汽器流入，经凝汽器后水室联通管水平转向后，从汽机侧凝汽器流出，从而使汽机侧凝汽器成为高背压凝汽器，7，8号低加与高、低背压凝汽器不再一一对应，其他设备系统布置及走向不变。

查找凝汽器特性曲线发现，在20 ℃冷却水温、100 %的冷却水流量和热负荷下，高/低背压凝汽器压力分别为5.55 kPa/4.3 kPa(对应饱和水温度为34.5℃/30.6℃)，压差ΔP=5.55 kPa-4.3 kPa=1.25 kPa=125 mm水柱。

在原设计情况下，低背压凝汽器内凝结水从分隔板到高背压内凝汽器回热分流盘的压差为：

ΔH-ΔP=192-125=67 mm水柱。

式中：ΔH—分隔板与回热分流盘高度差；ΔP—高/低背压凝汽器内压力差。

循环水流向改变后，高背压凝汽器内凝结水从分隔板到低背压凝汽器内回热分流盘的压差为：

ΔH-ΔP=192+125=317 mm水柱。

显然，在原设计情况下，低背压凝汽器壳体凝结水克服管系阻力后，能平稳回流至高背压凝汽器壳体内的回热分流盘上。循环水流向改变后，高背压凝汽器壳体内的凝结水以较大的压差进入低背压凝汽器壳体内，被凝汽器乏汽冷却，使凝结水过冷度增大，水流分布不平稳，对凝汽器热井形成冲击。

3.3 循环水流向改变对机组的影响

(1)循环水流向改变后，凝汽器的回热系统失去作用，使高温凝结水进一步冷却，机组经济性降低，凝结水含氧量增大。资料显示：机组正常运行时，凝结水过冷度增加1 ℃，热耗增加0.014 %。

(2)由于现场循环水管道布置问题，造成8号低加所处的凝汽器背压较高，不利于8号低加的抽汽，反而促进7号低加抽汽顺畅，造成7段抽汽对8段抽汽排挤，导致排入凝汽器的冷源损失增加，机组效率降低。同时，由于流经汽轮机末几级叶片的蒸汽流量增大且湿度增加，造成末几级叶片侵蚀、过负荷，甚至引起机组振动，危及机组的安全。

3.4 8号低加出水温度低问题分析

根据热力计算特性，THA工况(即额定出力工况)下低加及疏水冷却器运行参数如表2所示。

DCS显示在负荷513 MW、真空94.6 kPa情况下，7，8号低加温升分别为25 ℃和1.4 ℃，7号低加温升偏高，8号低加几乎没有温升。由于8号低加不抽汽，需增大7号低加抽汽量加以弥补。

3.5 氦质谱仪检漏试验

本试验使用德国生产的PhoeniXL 300型氦质谱检漏仪，对真空状态下的设备和系统(阀门、法兰、焊缝等)进行逐一检查，确定了漏点的具体位置及漏率大小。本次检测发现的主要漏点如3表所示。

实验结果表明：8号低加疏水管道与其筒体结合部位漏率较大，检修人员打开保温层发现8号低加疏水管道根部裂纹已达管径的1/3。8号低加疏水管道与低加筒体结合部位焊缝开裂，是造成机组真空严密性变差的主要原因。

电厂检修人员对8号低加疏水管道漏点进行简单处理后，通过机组严密性试验，发现A凝汽器壳体真空严密性为0.15 kPa/min、B凝汽器壳体真空严密性为0.266 kPa/min，达到合格标准；同时8号低加温升16 ℃，达到设计要求。

4 原因分析

(1)7号低加疏水没经冷却后冲破U型弯管水封与8号低加疏水混合、汽化，形成两相流动，对8号低加及其疏水管道产生冲击，造成振动，以致疏水管道焊口产生裂纹。

表2 THA工况下低加及疏水冷却器运行参数表

(2)8号低加疏水接管裂纹超过其管径的1/3，空气大量漏入，低加内部未凝结气体的压力升高，8段抽汽管道压降减小。8号低加抽气量大幅减少，甚至不抽汽，这是8号低加未温升的主要原因。

(3)抽空气系统存在问题。3台并联的真空泵通过1根母管同时对2个凝汽器壳体抽空气，而未对高背压凝汽器进行限制(如加节流孔或节流抽空气门)，低背压凝汽器端差明显比高背压高，且2台凝汽器壳体压力差小于设计的1.2 kPa，低背压凝汽器抽空气不畅，存在气塞。

表3 漏点部位及漏率情况

5 结论及优化建议

本次机组真空系统异常主要是由7，8号低加的异常运行造成的，结合本机组的特点，需要进一步做优化处理。

(1)加强加热器的运行管理与维护，严密监视加热器水位、温升及端差，分析加热器运行情况，及时采取纠正措施。

(2)进一步优化处理7，8号低加疏水系统，重新校核7号低加U型水封高度，保证低加水位在正常范围内。杜绝低水位或无水位运行，避免加热器疏水管道内形成汽、液两相流动，引起管道振动和对下一级加热器的冲击。注意疏水系统单级水封筒的运行情况，保证水封良好，管道无冲击。

(3)循环水系统需按原设计走向布置，确保凝汽器的凝结水回热系统发挥应有的回热、除氧作用，提高机组的安全、经济性。

(4)保证真空泵的严密性，保证泵轴端密封良好，减少真空泵的泄漏。检查泵入口气动门、逆止门是否关闭严密，减少真空泵的损耗。

(5)真空泵布置可改为分列、并联双回路，每台真空泵对应1个凝汽器壳体，第3台真空泵作为另2台真空泵的备用泵与另2台泵互为联通，由2个联络门控制。正常运行时，2台真空泵分别对凝汽器A，B壳体抽真空，另1台泵备用；当其中1台泵故障时，联启备用泵，同时联开联络门。

1 肖增弘，盛 伟．汽轮机设备及系统[M]．北京：中国电力出版社，2008.

2 叶 涛．热力发电厂[M]．北京：中国电力出版社，2012.

3 DL/T932—2005凝汽器与真空系统运行维护导则[S]．

4 岳建华．电力节能检测试验[M]．北京：中国电力出版社，2007．

5 李 青，公维平．火力发电厂节能和指标管理技术(第2版)[M]．北京：中国电力出版社，2009.