珠江发电厂300-MW汽轮机组真空低原因分析.doc

珠江发电厂300 MW汽轮机组真空低
原因分析

摘要： 针对珠江发电厂300 MW机组投产后凝汽器真空低的问题，从凝汽器真空形成原理出发，对真空系统的设计和热力过程进行分析，找到影响机组真空低的原因并采取相应对策加以解决，取得明显实效。
关键词： 汽轮机组 凝汽器 真空 热力特性
珠江发电厂总装机容量为4×300 MW，汽轮机型式为N300－16.7/537/537中间再热单轴双缸双排汽凝汽式。机组真空系统的主要设备有2BE1353－OEY4型水环式真空泵和N－15320的凝汽器。冷却水取自于珠江入海口，由1600HLB－16型斜流循环泵进行升压。真空泵设计为1台运行1台备用，循环水泵设计为冬天“2机3泵”、夏天“1机2泵”运行。2000年6月之前，夏季真空泵都为“1机2泵”运行，循环泵全年都为“1机2泵”供水而且凝汽器真空还比较低。本文主要针对珠江电厂所存在的真空低问题进行原因分析探讨并寻找解决办法。
1　真空系统存在的问题及其危害
　 珠江发电厂4台机组投产后真空严密性试验和真空分别如表1、表2所示。从表中的数据可以看出:各台机组的真空严密性在1999年以前根本达不到DL/T609—1996的规定［1］，而且真空远低于设计要求。真空低将直接影响机组经济性和安全性，据计算，300 MW机组真空每下降1 kPa，煤耗率增大2 g/kWh, 出力下降2.2 MW以上。同时，真空下降速度严重时可能使汽轮机转子发生振动和末级叶片喘振等异常 ，甚至造成汽轮机事故。

2　真空低的原因探讨及其对策
　 珠江发电厂机组真空的试验和运行结果不理想，已达到非解决不可的地步。影响真空值大小有两方面：凝汽器湿饱和蒸汽的压力Ps（Ps与运行中凝汽器的热力特性有关）；凝汽器中不凝结气体的份量Pa（Pa与真空系统的空气泄漏量和真空泵的运行出力有关）。根据道尔顿定律，混合物的总压力为构成混合物诸气体的分压力之和，则凝汽器压力Pc为：
　　                                       Pc＝Ps+Pa .（1）
2．1　凝汽器热力特性［2～4］对真空的影响及其对策　　
   凝汽器中的蒸汽处于饱和状态，依饱和蒸汽的性质有:Ps与其饱和温度ts所对应，且ts越小,Ps越小 。而
　                               　ts＝tw1＋Δt＋δt．（2）　
　（2）式中Δt，tw1和δt分别为冷却水的温升、入口温度和凝汽器的端差。
　 根据凝汽器的热平衡方程（在低温范围内，水的焓在数值上约等于水温的4．187倍），有
　　             Dc（hc－h′c）＝4．187Dw（tw2－twl）．（3）
式中　Dc———蒸汽量，kg/h；
      hc———蒸汽质量焓，kJ/kg；
      h′c———凝结水质量焓，kJ/kg；
      Dw———冷却水量，kg/h；
      tw2———冷却水出口温度，℃。
因此有

  （hc－h′c）是1 kg蒸汽凝结的放热量。由于凝汽式汽轮机的排汽压力Ps在设计时已经设定，而且在实际运行中基本在其变化范围内，因此（hc－h′c）的变化可以近似认为是常量，故有冷却水的温升Δt与蒸汽量Dc成正比而与冷却水量Dw成反比。
　 凝汽器的传热端差δt是作为评价凝汽器运行优劣的主要技术指标，它表示为：

式中　K———传热系数，kJ／（m2·h·K）；
      Ac———换热面积，m2。
　 从（4）式可知：凝汽器运行中端差δt与蒸汽量Dc成正比，与冷却水量Dw成反比，与换热面积Ac和传热系数K有关。
　 综上所述，凝汽器的真空随蒸汽量Dc增大而降低，随冷却水量Dw和换热面积Ac以及传热系数K的增大而升高。
2．1．1　凝汽器换热面积和传热系数的影响　
 　从珠江发电厂凝汽器的换热面积的数值来看，与同类型机组比较都相对偏小（见表3），但加大凝汽器换热面积比较困难。因此，为了提高凝汽器传热效果，减小端差，必须提高换热面的清洁度。1999年初以来，分别对各台机组的胶球清洗系统进行改造和检修，使之能正常投运并保证收球率在95%以上，同时要求定期投运。

2．1．2　凝汽器热负荷的影响
　 减小凝汽器的热负荷，可以提高真空。热负荷中除汽轮机排汽和加热器的正常疏水外，还有高温高压蒸汽的疏水泄漏进入凝汽器。具体有：缸体、主（再热）蒸汽管道疏水；高、低压加热器危急疏水和辅调疏水；轴封及辅汽调节站的疏水。以上系统由于阀门不严或疏水节流孔板不合理造成了高温高压蒸汽泄漏。
　 为了提高机组的真空，对以上疏水泄漏采取如下的对策：
　 a）1998年3号机组大修以来分别对2～4号机组的疏水系统进行改造，使高温高压蒸汽的疏水合并减少泄漏概率。对缸体、主（再热）蒸汽等高温高压管道的疏水电动门前加装高一等级的手动门做为电动门的备用。
　 b）利用红外线测温仪定期测量阀门前后管壁温度，确认存在内漏的阀门，并进行检修处理。对高压加热器危急疏水和低压加热器辅调疏水阀门前、后电动门行程进行精确调整，同时将高、低压加热器的水位由原来的基地仪控制改进为机炉协调控制（WDPF）提高疏水监控水平。
　 c）轴封及辅汽调节站由原来节流孔板疏水改造为DFS－25/500－8型倒置浮杯式自动疏水器。
　 d）每月定期对运行机组的疏水阀门内漏进行检查建立档案，对泄漏阀门限期检修并对责任部门实行考核。
2．1．3　凝汽器冷却水的影响
　 珠江发电厂每台机组配备两台循环水泵，单泵运行设计额定流量为19 656 m3/h，冷却水主要供凝汽器冷却外，还供闭式水系统的冷却1 800 m3/h，润滑油、密封油、氢冷器以及定冷水的冷却1 195 m3/h，冲灰水500 m3/h，共约3 495 m3/h。泵的性能和实际试验结果（表4）表明：两泵并联运行时的流量比两泵单独运行的流量和要小。从表4中可以算出凝汽器的实际冷却水量要比设计量36 000 m3/h小得多，只占90%。此外，从机组投产后运行中冷却水温升（见表5）分析，在额定负荷时，冷却水年平均进出口温升严重超过设计值（9℃），4号机最大温升高达18℃，而其它3台机也在11～13℃范围。

   可见，珠江发电厂凝汽器长期在循环水量不足的情况下运行，是导致真空低的一个因素。
　 根据冷却水所存在的问题，分别对冷却水系统采取了如下整治措施：
　 a）对循环泵叶轮进行改造。分别将叶轮由可调式改造为长沙工业泵厂的整体式和沈阳水泵厂的围带式，使最大流量单泵达24 108 m3/h，两泵并联达42 534 m3/h；还计划将叶轮改为＋3°整体式叶轮 。
　 b）对冷却水管道进行查漏消除漏点并做好循环水的合理分配。
　 c）做好一、二次滤网和胶球清洗系统的状态检修和定期运行，以净化水质。
2．2　真空系统泄漏的影响
2．2．1　凝汽器中不凝结气体的份量将直接影响真空的高低，而真空系统的严密性和真空泵出力决定不凝结气体的多少。为了提高真空严密性，1997～1999年通过常规查漏方法找出并消除了一些漏点；1 999年底利用氦质谱仪对真空系统进行地毯式查漏，找到从未发现而且泄漏量大的漏点（见表6）。

2．2．2　小机轴封送汽不合理及其改造
　 机组运行时，主机轴封通过高低压差进行自密封和自动跟踪，而小机的轴封送汽则由于前后轴封由同一根管道从辅汽直接引入，前后轴封阻力不等，所以前后送汽压力难于调整和自动调节跟踪，导致了小机前后轴封漏空气。针对上述情况，根据压力匹配原则对小机轴封送汽改为由主机的低压轴封母管供汽，而原有的汽源做为备用。同时在前轴封进汽管道上加装手动门，达到轴封进汽自动调节和手动控制，改造后效果明显，前后轴封漏空气量减少到10 nPa·L/s数量级以下。
2．2．3　疏水扩容器泄漏处理
　 高温高压的疏水不但加重凝汽器的热负荷，而且增大扩容器各疏水管之间的压差（1.5 MPa）、温差（400℃），长期存在交变热应力引起扩容器和疏水管之间的连接焊口出现裂纹而漏空气。依此采取对疏水压力温度相差较大的接口加装波纹膨胀节。同时，对疏水扩容器的人孔门由两支点夹紧式，改造为法兰式连接并做好定期的灌水查漏消除扩容器泄漏点。
2．2．4　其它泄漏部位的消除
　 连通管法兰泄漏是由于安装工艺不当造成的，通过调整冷拉值和更换新型垫片解决了此问题。对防爆门等经常出现漏空气的部位，采取定期查漏和采用新材料、新技术进行检修封堵。
3　改造后的效果　
   经过以上的改进和处理后，对真空泵并联运行试验，证明真空泵出力可以满足机组额定负荷“1机1泵”运行要求并保持真空值在94.0 kPa以上。1～4号机组的真空严密性分别达到0.366 kPa/min，0.399 kPa/mi n，0.400 kPa/min和0.380 kPa/min的合格水平。
4　结束语
　 综上所述，机组真空低是一个综合性问题，影响因素较多，要彻底解决必须对影响因素逐一消除并长期做好处理效果的保持。经过几年的综合整治，珠江发电厂机组投产后真空已经由原来极差的水平改善到满足设计要求。