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1、内蒙古电力技术2008年第26卷第6期INNERMoNGOLIAELECTRICPOWER33200MW机组凝汽器真空度降低原因分析与治理CauseAnalysistoVacuumReduceof200MWCondenseranditsSolution武亭玉(丰镇发电厂,内蒙古丰镇012100)『摘要】分析造成丰镇发电厂l号、2号汽轮发电机组真空度低的原因,结合历年来2台机组真空系统存在的问题.提出加强运行维护与调整、对设备进行改造等解决方法和改善措施,改造后,2台机组的真空度得到了较大改善。『关键词1汽轮机;真空低;治理;检修[中图分类号1TK264.1+l;TK268[文献标识码
2、]Bf文章编号11008—6218(2008)06—0033—040引言凝结器丰镇发电厂l号、2号汽轮机组是由哈尔滨汽右侧面二_J轮机有限责任公司设计生产的N200—12.7/535/535、]超高压、单轴、三缸、三排汽、一次中间再热、冲动凝汽式机组,2台机组于1989年投产。投产以来2台水管低加疏水机组的真空严密性时好时坏,经常运行在低真空状态,凝结水溶氧升高,严重困扰着电厂的安全经济运水位计行。为分析查找凝汽器真空度低的原因,丰镇发电厂扩容器将其列为节能减排的重点课题。图1机组真空系统图1凝汽器真空度降低的原因分析与查找451.1渗漏原因分析402006—02—14,丰镇发电厂1
3、号机在运行中出现蓄35凝汽器真空度降低、排气温度升高、传热端差增大的现象,这些现象说明真空系统有漏空气的部位。l号4567机真空系统图见图1,凝汽器真空变化趋势图见图2时间,}l所示。图2凝汽器真空变化趋势图从趋势图可以看出:凝汽器左侧(1号排气)端差7.5cc,右侧(2号排气)端差5oC。分析认为凝汽用烛光法检查水位计无漏空气;开启4号低加疏水器左侧连接的真空系统存在漏空气部位,经核实当手动门、调节门,宏观检查凝汽器左侧(1号排气)端时及之前无系统操作。可能泄漏的部位有疏水扩容差,没有减小,排除2号、3号、4号低压加热器疏水器,水位计,2号、3号、4号低压加热器疏水管道。使管道漏空
4、气;将疏水扩容器压力提高至一0.03MPa。【收稿日期】2008—04-22【作者简介】武亭玉(1975一),男,内蒙古人,毕业于内蒙古工业大学,工程师,现从事企业运营工作。34内蒙古电力技术2008年第26卷第6期凝汽器两侧排气温度降低了2_4℃,凝汽器左侧(1要原因是循环水水质不良,在铜管内壁沉积了一层号排气)端差减小到5.2℃,说明疏水扩容器系统管软质的有机垢或结成硬质的无机垢.严重降低了铜道、阀门漏空气。恢复疏水扩容器压力,同样使用提管的传热能力,并减小了铜管的通流面积。高压力的方法对疏水管道进行排查,发现开大低压1.2.4凝汽器水位旁路预暖门、全开低旁门后疏水器旁路时,凝汽
5、器两凝汽器汽侧水位升高后.淹没了下边一部分铜侧排气温度降低2-4℃,凝结器左侧(1号排气)端差管,减小了凝汽器的冷却面积,使汽轮机排气压力升减小到5.2℃,说明低旁门后疏水管道也漏空气。高即真空度降低,如凝汽器水位升高到抽空气管口打开低旁门后疏水管道的保温材料,可以看到疏高度,则凝汽器真空开始下降。根据凝结水淹没抽气水管道靠近疏水扩容器处的焊口有1条宽约2mm、口的程度,开始时真空降低缓慢,之后便迅速加快,长约150mm的裂缝。检修补焊后,凝汽器两侧排气此时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降,而连接温度降低2.8c【=,凝汽器两侧传热端差减小到4.7℃。在抽气器上的真空表指示上升,如果
6、不及时采取必1.2循环水系统要的措施,水将由抽气器的排气管中冒出。凝汽器真空降低除了与漏人空气有关,还与循1.2.5凝汽器端差的影响环水流量、进水温度及传热效果等有关。端差是反映凝汽器热交换状况的指标.相同1.2.1循环水流量不足条件下,端差增大,说明凝汽器汽侧存较多空气,妨循环水量不足的主要特征是真空逐步下降、循碍传热管的热水交换,也说明凝汽器传热管内侧表环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足面脏污,造成热交换性能下降。一般情况下,因滤网的原因不同,因此其特点不同,可根据其特征分析判频繁故障,不能完全有效地清除和隔断进入循环水断故障所在,并加以解决,具体检查步骤如下:系统的污
7、物,从而影响凝汽器冷却效果。在滤网投入(1)若凝汽器中流体阻力增大,将引起循环水时,滞留于网上的污物被带到循环水泵人I2I,从而进进出口压差增大、循环水泵出口和凝汽器进口的循入冷却水系统,导致二次滤网及凝汽器铜管堵塞,真环水压增高、冷却塔淋水量减少,由此判定是凝汽器空度下降,影响机组出力,随着循环水质的逐步恶内管板堵塞。化,由此引起的危害也日益加重。(2)如凝汽器中流体阻力减小,相应循环水进1.3射水抽气器水压低出口压差减小,循环水泵出口和凝汽器出口循环水
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