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1、第36卷第9期华电技术Vo1.36No.92014年9月HuadianTechnologySep.2014凝汽器真空度下降原因分析及处理曹叶(广东粤电集团靖海发电有限公司,广东靖海515223)摘要:针对广东粤电集团惠来电厂1机组凝汽器真空度下降的现象,通过检查及分析,确认真空泵工作液温度、给水泵机械密封水回水调整门开度、主机轴承箱底部排油管穿凝汽器孔洞泄漏等因素对真空度的影响,采取相应处理措施后,凝汽器真空度恢复正常,提高了机组运行的安全性及经济性。关键词:凝汽器;真空度;真空泵工作液;给水泵密封水回水;轴承箱排油管中图分类号:TK264.11文献标志码:B
2、文章编号:1674—1951(2014)09—0049—02由一95.6kPa降至一94.3kPa,比同型号2机组相1设备概况同情况下低2.0kPa。05—09—26,汽机专业技术广东粤电集团惠来电厂1机组为东方汽轮机人员对相关系统设备进行了检查。厂引进Et立技术生产制造的超临界压力、一次中间(1)05—13,检查发现8A低加危急疏水调门再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机,门盖有泄漏点,封堵紧固门盖后机组的真空度型号为N600—24.2/566/566,最大连续出力为由一94.86kPa升至一95.92kPa。634.18MW,额定出力为600MW
3、。凝汽器系双壳(2)05—14,检查发现低压侧凝汽器循环水出体、单流程、双背压表面式凝汽器,由2个斜喉部,2水端外壳温度较平常高20~30cC,且内部气流声较个壳体(包括热井、水室及回热管系),循环水连通大;五段抽汽压力自5月8H起逐渐下降,且5低管,汽轮机排汽缸与凝汽器连接所采用的不锈钢波加温升亦逐渐减少。综合各现象初步分析为五段抽形膨胀节,底部的滑动、固定支座等组成全焊接结汽在凝汽器内引出管的连接膨胀节爆破或泄漏,需构。凝汽器喉部上布置有组合式低压加热器(以下停机检查处理。简称低加)、给水泵汽轮机的排汽接管、汽轮机旁路(3)05—21—26,采用氦气查漏发
4、现2个主要系统的三级减温减压器等。汽轮机的五、六、七、八泄漏点:主机6轴承箱底部排油孔洞,A凝汽器喉段抽汽管道以及轴封回汽、送汽管道单独从喉部顶部膨胀节。部引入,五、六段抽汽管分别通过喉部壳壁引出,七、3处理过程和原因分析八段抽汽管接入布置在喉部内的组合式低加。3.1真空泵工作液温度的影响2真空度异常情况2011—04—08,运行人员检查发现1机组A,B2011—04—06,1机组C级检修后启动并网带真空泵的工作水温度偏高,当时真空泵冷却器冷却负荷,发现凝汽器真空度在一92.4~一93.6kPa范围水(循环水)入水温度为19℃,而真空泵工作液(除内波动,较同型
5、号2机组相比偏低。04—08,检修维盐水)温度明显偏高,达38~40℃。分析认为真空护人员对3台真空泵冷却器进行清理后,凝汽器真空泵冷却器可能脏污或堵塞,热交换能力下降,使真空度由一93.6kPa上升至一94.8kPa,但真空度不稳定,泵工作液温度偏高。对真空泵进行清理后,真空度机组降至较低负荷运行时真空度又下降。04—14,运明显提高,由一93.6kPa升至一95.8kPa。行人员将A,B汽动给水泵密封水回水至凝汽器手动由于水环式真空泵是以水为工质进行工作的,门适当关小后,真空度由原来的一94.3kPa快速上升所以泵体内水的温度决定了各小室内空间在旋转过至一
6、95.5kPa,最终稳定在一96.8kPa。程中所能达到的真空度。也就是说,最高真空度是2011—05—08T08:00—12:00,在机组工况由水的汽化压力所决定的,而水的汽化压力就是真没有变化且无运行操作的情况下,凝汽器真空度空泵工作水温下的饱和蒸汽压力。例如:100℃水的饱和蒸汽压力为0.1MPa,如果采用100℃的水作收稿日期:2014—05—13为水环真空泵的工作液,从理论上来说是无法抽真·50·华电擞第36卷空的。有试验证明,当水环真空泵工作液温度在25度较大,回水管道内流量小,空气容易进入回水管cc以上时,真空泵的抽吸空气能力就开始减弱,35道,
7、造成水封破坏,影响真空度。℃以上时将大大减弱,达到其饱和温度时,工作液将3.3低加危急疏水管道泄漏的影响会饱和汽化,并最终丧失工作能力。因此,作为工质该机组低加危急疏水是通过疏水扩容器排向凝的水应当及时予以冷却,使其尽可能保持较低的汽器热井的,低加危急疏水管道在危急疏水调门后温度。是处于负压状态的。故当8A低加危急疏水调门3.2给水泵机械密封水回水调整门开度的影响门盖密封不严时,会有空气漏入凝汽器,导致凝汽器2011—04—10,1机组降负荷后,凝汽器真空真空度下降。度又降至一93.6kPa,怀疑真正的泄漏点还没有被3.4凝汽器内五段抽汽引出管连接膨胀节爆破或
8、发现。1机组负荷变化对真空度的影响表现
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