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摘要：分析凝汽器真空形成原理及影响机组真空的主要因素，结合上海吴泾发电有限责任公司六期两台国产引进型300MW机组历年来真空系统存在的问题，对真空系统的漏点分布规律和消除方法进行了讨论，对改善该型机组的真空严密性提出一些措施。

1、概述

随着电力市场的开放，竞价上网机制的逐步有效运作，提高机组运行经济性，降低发电成本是电厂的必须要解决的重要问题。汽轮机真空是决定汽轮机经济运行的主要指标，而真空系统严密性是影响汽轮机真空的重要原因之一。300MW及以上的大型机组由于真空系统庞大而复杂，影响真空的环节多，提高机组真空严密性一直是各电厂比较关注的问题。

根据GB5578—85《固定式汽轮机技术条件》和DL/932—2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》中提出了真空严密性标准规定：对于100MW 及以上机组在停用真空泵或者关闭真空泵入口门的情况下真空下降速度不大于0.297kPa/min。

上海吴泾发电有限责任公司六期(以下简称吴电六期)两台300MW机组是八十年代初引进美国西屋汽轮机制造技术由上海汽轮机厂生产制造的引进300MW机组，自投产以来机组的真空出现过不少问题，特别在夏季真空成为机组稳发、满发的最大制约因素，也造成日常维护工作量增大。为此先后做了一些改进工作，使机组真空有了较大的改善，对真空度的分析和处理积累了一定的经验。

2、理论依据

汽轮机组的真空系统是由抽真空系统和密封蒸汽系统两部分组成，其作用就是用来建立汽轮机组的低背压，也就是用来建立凝汽器的高真空，使蒸汽能够最大限度的把热焓转变为汽轮机的动能。凝汽器内的真空实际上是凝汽器内汽液共存状态下的饱和压力。凝汽器内的压力由排汽的冷凝温度确定，此温度由热平衡和换热器的端差决定。计算凝汽器真空即确定凝汽器的压力，可按下述公式计算[1]：

式中，Pe为凝汽器压力，Pa;

ts为凝汽器饱和蒸汽温度，℃ ;

tw1为循环冷却水入口温度，℃ ;

tw2为循环冷却水出口温度，℃ ;

t为循环冷却水温升，℃ ;

t为凝汽器传热端差，℃ ;

hc、he为凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，kJ/kg;

Dc 、Dw 为进入凝汽器的蒸汽量和冷却水流量，t/h;

Cp为水的定压比热，kJ/(kg&mddot;℃)。

循环冷却水由入口温度tw1逐渐吸热上升到出口处温度tw2，循环冷却水温升：t = tw2 - tw1 。蒸汽凝结温度t s与tw2的差为传热端差， 以t 表示：t = t s - tw2 ，则主凝结区的蒸汽温度为： t s = tw1 +t +t 。凝汽器中蒸汽压力为t s所对应的饱和压力。由于凝汽器中还存在不凝结气体，所以凝汽器总压力实际上是凝汽器中蒸汽分压和不凝结气体分压之和，抽气器的作用就是抽出不凝结气体降低不凝结气体的分压，同时减小换热端差。真空的低限是蒸汽冷凝时的饱和压力。由上述公式可知凝汽器真空的高低取决于其排汽温度，而排汽温度与循环冷却水入口水温、循环冷却水温升以及传热端差有关。

3、影响凝汽器真空的原因分析

3.1、真空系统空气渗漏

空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。空气一般通过两个渠道漏入凝汽器：一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，约占从凝汽器抽出空气总量的2%—5%。因此，空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处漏入。漏气量主要取决凝汽器及其真空系统设备的结构、制造工艺、安装质量和运行情况。真空系统的漏气量难于精确计算，只能利用经验公式估算[2]

(kg/h)

k1是系数，按真空系统严密性分为优、良和及格，相应系数为1.0、2.0、3.0，但一般为使抽汽器有一定的容量储备，一般取5.0。因此采用两个排汽口的300MW机组，计算抽空气量为= 35.5kg/h。对于配备水环式真空泵的机组，真空泵抽汽量为51.03kg/h。在标准条件下其极限真空可达到3.3kPa。在机组真空严密的情况下真空泵抽汽量是大于计算的最大漏气量的。

凝汽器正常运行的真空值和抽汽设备能力相关，当凝汽器漏人空气量在抽汽设备的抽吸范围内时，则漏入的空气量对机组真空的影响不大，当漏入的空气量超过了抽汽设备的抽吸能力时，则机组真空将会下降，对于漏入真空量是否引起机组真空下降则可通过启动备用真空泵的方法进行判断。启动备用真空泵后，真空上升幅度越大，则真空严密性越差。当机组真空严密性差时，为保证机组经济性，许多电厂被迫采用两台真空泵运行。

3.2、循环水系统

3.2.1、循环冷却水进口温度的影响

在其它条件相同， 冷却倍率不变时，冷却水进口温度越低，排汽温度也越低，即凝汽器真空就越高。吴电六期循环水为开式系统，取水口在黄浦江上游，排水口在下游。由于两者距离较近，黄浦江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温(实测月平均进水温度比黄浦江水的自然水温度高出1—2℃)，恶化了凝汽器的运行条件。

3.2.2、冷却水量的影响

当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷却水量，冷却水温升必然减小。冷却水温升的大小反映冷却水量是否足够。当其温差大于8℃～12℃时，应增加冷却水量。

3.2.3、虹吸的影响

凝汽器循环水流量大、扬程低，主要依靠虹吸作用使其水室充满水。正常稳态运行时，凝汽器水室顶部及上部出水管呈现负压状态。若溶解于水中的空气游离析出，或其上部因负压而接近汽化压力形成汽穴，这些气(汽)体在凝汽器上部聚集，破坏虹吸作用，吸水高度瞬间上升，使循环玲却水流量显著减少，冷却水出口温度上升，从而使凝汽器里的传热效果变差，凝汽器真空度下降。

3.3、凝汽器管束的清洁度

端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽侧存了较多空气，妨碍了传热管的热水交换，更主要说明凝汽器传热管内侧表面脏污，造成热交换性能差。由于黄浦江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，目前所使用进水旋转滤网由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二次滤网及凝汽器管束堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益恶化，由此引起的危害也日益加重。

4、改善机组真空的措施

4.1、消除真空系统空气泄漏

4.1.1、凝汽器真空漏空气检查方法

目前采用的真空系统查漏的方法有灌水查漏、火烛法、卤素查漏法、超声波法、氦质谱查漏仪，这几种方法由于其查漏的机理不同，其最小可检漏率是不一致的。检测方式也是不一致的，表1[3]对几种查漏方式的技术指标进行了对比，可以看出机组运行中采用氦质谱查漏仪查漏其灵敏度高，反应时间快，对环境没有影响，移动方便，是目前最理想的查漏工具。

表1 几种方法技术指标

吴电六期两台300Mw机组真空检漏采用氦质谱检漏仪结合灌水查漏法。机组检修停机前采用氦质谱检漏仪对整个真空系统进行全方面检测，特别是对运转层以上的承受负压部位重点检测，在机组检修时对检出的漏空气点或部位进行处理;机组检修后、起动之前实行高位灌水查漏。凝汽器灌水水位要灌到汽封洼窝以下，并接好临时软管水位计专门监视水位，在不影响机组启动计划的前提下，尽可能的保持较长时间，重复检查运转层以下真空系统的法兰、结合面、焊缝等处容易发生泄漏空气的部位。对发现的泄漏部位通过更换密封垫、拧紧法兰螺栓、调整泵轴封、填压密封胶等手段进行处理。

4.1.2、主要漏点的堵漏方法

(1)轴封漏空气。从以往查漏的结果来看，低压缸轴封漏是十分常见的，现在大型汽轮机组均采用轴封自平衡密封系统，即在机组启动和低负荷(40%额定负荷以下)利用3路备用汽源(分别来自冷再、辅助蒸汽和主蒸汽)之一向轴封母管供汽，70%额定负荷以上实现高中压缸自密封，其泄汽可供低压轴封用汽，从而实现轴封系统的完全自密封。但是，就是在40%～70%额定负荷区间内，由于设计和安装的原因，轴封母管压力一般只能维持23～35KPa，不足以实现低压缸密封用汽。小机轴封也是经常出现的漏点，其主要原因是轴封压力低，因轴封压力太高时易出现小机油中带水的现象，而有时小机高压轴封也存在漏空气的现象，主要原因是高压轴封外二挡漏汽接至与小机低压轴封，因此当轴封压力低时，则外一挡漏汽通过外二挡进入低压轴封带入了凝汽器内。对于这种类型的泄漏适当提高轴封压力就可以消除。

(2)负压系统的法兰结合面漏。负压系统法兰结合面较多，较易出现泄漏，有部位由于位置较高，难于发现，如小机排汽法兰是在高空中，需要搭脚手架才能查漏。机组末级及次末级抽汽管与汽缸下部是靠法兰连接，产生的泄漏不易发现且较难彻底处理。次末级抽汽压力在高负荷时为微正压，此时泄漏点不会漏入空气，而在低负荷时变为微负压就会影响真空。机组如果在低负荷时真空低，而负荷增加真空得到改善的现象就很有可能是这方面引起的。对于这种类型的泄漏，主要还是要利用大、小修进行查找，然后打堵或补焊，视情况也可采取涂密封胶进行堵漏。

(3)主机和小机的防爆门漏空气。防爆门漏空气是经常出现的漏点，由于位置高，这些漏点用灌水查漏或超声波方法是无法判断的，因此在采用氦质谱查漏之前，这些微漏点是难以查出的，其漏点产生的机理往往是机组停机后，破坏真空太早，或机组启动时轴封送汽的方法不当，造成凝汽器内产生正压使防爆门顶破，若防爆门破坏较严重时会立即发现蒸汽漏出，当防爆门轻防泄时，一抽真空就难以发现。这类漏点消除比较容易，只需检修时对防爆门的密封垫进行更换。

(4)负压系统的焊口泄漏。负压系统的焊口漏主要集中在疏水扩容器上焊口，因为疏水扩大容器温度变化比较大，产生的热应力比较大。如吴电六期#12机组通过氦质谱查漏发现本体扩容集管可能有漏气点，停机后通过凝汽器灌水查漏，结果发现凝汽器本体扩容器有一焊口长60mm的焊口漏空气，经消除后，#12机真空严密性试验合格。机组大修后应采用灌水查漏，其灌水高度应以能淹注凝汽器喉部膨胀节为宜。

(5)凝汽器汽侧人孔门漏。300MW机组凝汽器汽侧有3个人孔门，原设计的是翻板式人孔门，只有一个紧固螺栓，紧力小，由于采用的是橡胶垫，其耐高温性能差，特别是本体疏水扩容器人孔门。当热态启动时，大量的疏水排入本体琉水扩容器，造成疏水扩容器的温度高，橡胶垫老化密封不严漏空气。对于负压系统存在的人孔门漏，消除方法是对人孔门进行改造，将翻板式人孔门改为法兰孔，l6个螺栓均布确保紧力，同时将橡胶垫改为高压石棉垫。对于凝汽器上的人孔门由于原来的密封面是用凝汽器的壳体做密封面，易出现变形，因此在凝汽器壳板上要焊接4570mm、内径570厚的平法兰，并让法兰面高出壳板lOmm，并在法兰上增加密封线才能保证密封严密。

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(6)真空泵盘根漏空气。真空泵盘根漏空气，也是通过其它查漏方法无法查出来的，有时却非常严重，它将直接影响真空泵的抽吸能力，一般情况下，漏点主要是表现在真空泵的盘根和端部结合面，其消除也较容易。

(7)负压系统取样仪表管漏。用氦质谱查漏过程中，最难查的往往是一些负压系统细小的仪表管，有些仪表管要搭脚手架才能查到。

4.2、消除循环水系统的影响

循环水进口温度取决于当地的气候条件和水文地理条件，其对真空性的属于不可抗拒的因素，主要还是考虑提高循环水流量和保证虹吸建立。

4.2.1、提高循环水流量

影响循环水流量的原因主要有：水源水位的影响，叶轮型线、泵组效率的影响，循泵运行方式的影响。如果水源水位落差比较大，循环水泵的工作扬程范围宽，流量变化大，水泵有可能经常工作在低效率区。

凝汽器循环冷却水量的控制主要调节其出口蝶阀的开度，试验表明[3]，出口蝶阀开60%与开100% ，流量相差不大。实际运行中，特别在枯水季节，出口蝶阀小于60% ，使进人凝汽器的冷却水流量偏小。由于冷却水温的变化范围较大，凝汽器冷却水量的变化范围也较宽，用调节凝汽器循环冷却水出口蝶阎开度的方法很不经济。建议循环水流量的控制采用调节叶轮角度为主，调节凝汽器循环冷却水出口蝶阀开度为辅。

4.2.2、改善虹吸状况

通过以下手段可保证虹吸不被破坏:一、如果凝汽器循环水出口虹吸井排水堰顶水位高程与凝汽器水室最高点高程的差值接近虹吸的极值，会使虹吸容易被破坏。将虹吸井排水堰抬高l到1.5m，利于虹吸的建立。且可适当提高凝汽器水室的压力，防止因压力低产生汽化现象;二、在凝汽器水室顶部加装负压表，出口管道顶部加装水位计，监视虹吸是否被破坏。当水室顶部压力升高或水位下降，表明虹吸被破坏。通过关闭出口蝶阀，排放水室空气或启动水室真空泵排放水室空气来建立虹吸。实际运行中，通过关小凝汽器循环水出口蝶阀的办法保证虹吸的建立。

4.3、提高凝汽器管束的清洁度

江水进人循环水泵之前，经过旋转滤网处理杂物，对拦下来的垃圾及时打捞，循环水进人凝汽器之前加装二次滤网，并定期采用高压水枪、钢刷等进行清理。加装凝汽器胶球清洗装置，保持在线运行，及时将凝汽器传热管内的污脏清除，必要时采用加氯法或干燥法清除生物类脏物。

4.4、减小系统内漏，

尽可能最大限度地减小系统内漏，特别是疏水系统(主要是各疏水门如高加事故疏水门、低加事故疏水门、各段抽汽疏水门)的内漏，减小凝汽器的热负荷。

5、结束语

在运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。另外，真空下降使汽轮机排汽缸温度升高，引起汽机轴承中心偏移，严重时还引起汽轮机组振动。要保证机组出力不变，真空降低时就要相应增加蒸汽流量，这样导致了轴向推力增大，使推力轴承过负荷，影响机组安全运行。同时，机组真空严密性差必将导致凝结水含氧量超标，会对凝结水管路和设备造成腐蚀。经试验分析[3]国产引进型300MW机组真空每降低1kPa，机组热耗将上升53.699kJ/kW.h，机组热耗上升0.67%，机组供电煤耗上升2.0116g/kW.h。

由此可见机组真空严密性对机组的安全性、经济性的影响是比较大的。希望通过以上分析，总结出一些改善机组真空的措施主能对同类型机组解决类似问题具有一定的借鉴意义。

参考文献

[1] 张卓澄.大型电站凝汽器[M].北京：机械工业出版社，1993.

[2] 齐复东等.电站凝汽器设备和冷却系统[M].北京：水利电力出版社，1993.

[3] 史剑戟.凝汽器真空严密性的几个问题[c].大功率汽轮机组辅机学术年会论文集，1999.

[4] 翦天聪.汽轮机原理.水利电力出版社，1989年.

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