100mw汽轮机真空低的原因分析及防治措施

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1、100MW汽轮机真空低的原因分析及防治措施　　(准能公司发电厂，内蒙古薛家湾010300) 　　摘要：神华集团准格尔能源有限公司发电厂2台N100－90/535型汽轮机，自投运以来凝汽器真空较长时间低于设计值运行，不仅影响着汽轮机的经济性和安全性，夏季甚至还影响着带负荷，经分析研究，总结出了提高凝汽器真空的方法与措施。 关键词：汽轮机；真空低；分析；措施 　　中图分类号：TK26文献标识码：A文章编号：1007—6921(XX)16—0108—02 1汽轮机真空低的原因分析 1.1循环冷却水量不足、水温升高 　　1.1

2、.1循环水量小于设计值。N(c)100－90/535型汽轮机设计在额定负荷时冷却水进水温度，t1＝20℃；循环水量，Dw＝15420t/h；循环水冷却倍率，m＝60；设计循环水温升为△t＝8.51℃。配备2台48SH－22A型循环泵，额定流量为10000t/h，一般情况为单机单台循环泵运行，经测试每台循环泵流量达设计值，即每台汽轮机在满负荷时循环冷却水量，Dw＝10000t/h；循环冷却倍率，m′＝40；循环冷却水温升实际在12℃～14℃。计算公式为：△t′＝(hc－hc′)/m′式中：(hc－hc′)为每千克排汽在凝汽器中的凝结放热

3、量，取值2200kJ/kg，则△t′＝13.14℃。 　　根据苏联雪格里耶夫教授的经验公式计算传热端差：δt＝n/(31.5＋t1)×(dc＋7.5)式中：系数n取6，t1＝20℃，dc为单位蒸汽负荷，设计为37.7kg/m2，则δt＝5.27℃。 　　凝汽器排汽饱和温度为：tz′＝t1＋△t′＋δt，则tz′＝38.41℃，对应的排汽压力为Pk＝0.007MPa。 　　通过以上计算说明,满负荷运行时因循环水量小于设计值，使排汽压力升高0.002MPa，汽轮机真空降低2％。根据《火电厂节能工程师培训教材》介绍的实验数值，真空

4、每降低1％，影响汽轮机热耗率增加0.86％，则真空降低2％影响热耗率增加1.72％，影响供电煤耗增加6.97g/kW·h(标准煤)。 　　1.1.2凝汽器两侧通水量分配不均。运行中凝汽器两侧循环水温升不一样，有时差值达到4℃～8℃。温升大的一侧循环水量小，分析原因可能是水侧顶部有空气积聚，系统阻力较大所致。另外，由于凝汽器铜管结垢，被污泥、杂物等堵塞，或因铜管泄漏被人为堵塞，使通流面积减小，循环水通水量下降，造成汽轮机真空下降。 1.2传热端差大 　　从N－6815－2型凝汽器热力计算说明书差得：其设计传热端差为4.04℃。经

5、测试2台机组平均传热端差为9℃左右，较设计值大5℃左右，根据公式tz＝t1＋△t＋δt，式中：循环水入口温度t1取20℃，循[CM(22]环水温升△t取13.14℃，端差δt取9℃，则：tz＝[CM)]43.14℃。对应的排汽压力，Pk′＝0.0085MPa。 　　由于端差的增大，排汽压力又升高0.0015MPa，影响凝汽器真空下降1.5％，使汽轮机热耗率增加1.29％，供电煤耗增加5.2g/kW·h(标准煤)。 　　造成端差大的主要原因是循环水中污泥、微生物和溶于水中的碳酸盐析出附在凝汽器铜管水侧产生水垢，形成很大的热阻，使

6、传过同样热量时传热端差增大，凝汽器排汽温度升高，真空下降。 1.3凝汽器汽侧积空气 　　凝汽器汽侧积空气，不仅使传热恶化也使空气分压力增大，排汽压力升高，真空下降；由于空气分压力增大，增大了氧在凝结水中的溶解度，使凝结水含氧量增大，加剧了对低压管道和低压加热器的腐蚀；由于空气分压力的升高使蒸汽的分压力下降，凝结水温度低于排汽压力下对应的饱和温度，引起凝结水过冷却，使汽轮机的经济性降低，也使凝结水中溶氧增加。造成凝汽器内积空气的原因有： 　　1.3.1真空系统的严密性差。低压缸轴封供汽压力低，低压缸轴封间隙大，负压系统阀门密封部

7、位及法兰盘处泄漏，低压加热器、轴封冷却器、凝汽器水位计法兰连接部位及阀门密封部位泄漏，使空气漏入凝汽器内，凝汽器内空气含量增大。 　　1.3.2.2台100MW机组采用闭式循环射水抽气器来维持真空，由于工作水不断被抽气管和轴封冷却器来的残余蒸汽所加热，使工作水温不断升高，对应的饱和压力升高，这样当工作水流经抽气器喷嘴后有可能产生汽化，使抽气器喷嘴后的压力升高，携带空气的能力下降，致使汽轮机真空下降。 1.4循环水温度高 　　运行中由于冷却塔工作不正常，如配水槽、配水管内积泥，致使配水不均，配水管断裂局部水大量流下；塔内填料塌落

8、，冷却风走短路；喷嘴堵塞，溅水碟脱落、使水喷淋不均；中央竖井放水门不严，防冻管阀门不严造成水走短路等，也可使水塔出水温度升高，真空恶化。另外，由于环境温度高或空气湿度大使冷却塔循环水温降减少，凝汽器循环水进水温度升高也可