汽轮发电机组真空度低原因分析

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1、2009年第4期上海电力汽轮发电机组真空度低的原因分析陈序(上海电力股份有限公司杨树浦发电厂，上海200090)摘要：凝汽器真空度下降，会致使热耗、汽耗增大，影响机组经济性。文章针对杨树浦发电厂1号汽轮发电机组真空度下降问题，查找循环水、凝汽器水位、真空系统严密性、凝汽器热负荷过大等原因，通过中修进行补漏、更换损坏设备等工作，使凝汽器的真空有所改善。关键词：汽轮发电机组；真空度；凝汽器；原因分析中图分类号：TK264．1文献标识码：B数据(月平均值)如表1所示。l机组设备概况表11号机组真空度杨树浦

2、发电厂1号汽轮发电机组装机容量为时间真空度／kPa125MW，汽轮机为ENHK90／5．0—7单缸单排汽，2008年3月——96．5092009年3月一96．387喷嘴调节，一级供热抽凝式。机组真空系统的主2008年4月一95．4l3要设备为2BE1350-0型水环式真空泵和N一5300—2009年4月一95．0731型凝汽器。冷却水取自黄浦江，由SEZ1400一由表1可看出，近2年3、4月份的监测数据l170型循环泵进行升压。真空泵设计为1台运表明：1号机组真空度呈下降趋势。行1台备用，循环水泵设

3、计为冬天“2机2泵”、夏据文献[1]指出，机组真空度每下降1kPa，天“2机3泵”。1号机组蒸汽系统如图1所示。煤耗率将增大3．5g／(kW·h)。据统计，1号机安全膜组真空度每下降1kPa，煤耗率增大lg／(kW·h)，对经济效益有着直接的影响。同时，在汽轮机组运行中，倘若凝汽器真空度下降，会影响机组经济性。主要表现在以下几方面：(1)会使可用焓降减小，机组出力降低，热耗和汽耗增大。(2)排汽温度升高，使排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化。(3)机组轴系产生振动，影响安全运行。(4)若保

4、持负荷不变，会导致轴向推力增大及叶片过负荷。(5)真空恶化时，还会使空气分压力增大，凝结水中的含氧量增加，导致设备的腐蚀速度加快。因此，紧密监测机组的真空度十分重要，特别是夏天高温季节，真空度低问题会严重制约机组的安全、满发，解决真空度低问题已经刻不容缓。图11号机组蒸汽系统示意图3查找真空度低的主要原因2机组真空度下降的主要问题及其危害3．1循环水1号机组的背压设计值为4．9Pa，真空监测(1)校对循环倍率是否满足设计要求。通过——333——上海电力2009年第4期查找循环水量是否减少，进水压力是

5、否降低等现去主机凝汽器象，寻找真空度低原因。该厂循环水流量实际值为15922t／h，汽轮机排汽量约为400t／h，经计算循环倍率为39．805，基本能满足循环倍率在4O～60的要求。此外，循环水泵扬程为17m，循环水压为0．1MPa，均能满足要求。(2)查找凝汽器管板处是否堵塞，凝汽器铜管是否存在被堵塞及管内结垢等现象。该厂装有小球清洗装置，平时派专人定时清洗，但小球回收率不高，可能存在收球网漏或凝汽器铜管发生部分堵塞的情况。为此，在中修时对小球清洗系统作了改造。目前小球清洗、收球等运行情况良好，但

6、真空度低的问题仍未有效解决。图2小汽轮机蒸汽系统不意图3．2凝汽器水位密封结构良好、长期运行后摩损轻微的汽封，更换日常，运行人员都非常重视对凝汽器水位过原有的梳齿式汽封块，用以提高密封效果。高、凝汽器铜管泄漏、补水门开得过大、再循环门3)对供汽压力不能协调匹配，在运行中出现凋整不当、低加管泄漏的巡检，一旦发现问题及时顾此失彼的高、低压轴封，可采用在轴封套上半部进行消缺。增加轴封进、出汽管，以提高轴封套上半部轴封压3．3抽吸真空力，进而提高轴封密封效果，防止漏真空。(1)查找真空泵是否有缺陷，冷却水量

7、是否不4)将小机排气口平面有槽法兰更换成密封高足。真空泵热交换器设计值与测量值参见表2，的法兰，用以提高真空度，目前已更换。该数据说明真空泵运行正常、冷却水充足，因此排除该方面原因。(3)查找真空系统有否泄漏。经检查，发现在表2真空泵热交换器设计值与测量值疏水集箱与凝汽器的连接管处有焊口裂纹，这是因为高温高压的疏水不但会加重凝汽器的热负项目设计值测量值荷，而且会增大扩容器各疏水管之间的压差和温冷却水压／MPa

8、／℃<22．5之间的连接焊口出现裂纹而漏空气。针对上述问(2)查找汽封供汽有否泄漏。小汽轮机(俗称题，采用对疏水压力温度相差较大的接口加装波小机)没有设置抽吸真空系统，它与大汽轮机联合纹膨胀节来解决焊口裂纹问题。同时，对疏水扩使用，故小汽轮机真空系统一旦发生问题，将会直容器的人孔门，由两支点夹紧式改造成法兰式连接影响大汽轮机真空，参见图2。接，并做好定期灌水查漏工作，用以消除扩容器泄机组运行时，主机轴封通过高低压差进行自漏点。密封和自动跟踪，而小机的轴封送汽则由于前后