北重生产200MW机组真空严密性问题探讨

北重生产 200MW机组真空严密性问题探讨

马怡然

吉林电力股份有限公司 吉林长春 130028

摘要：国产200MW机组投产后真空严密性不合格,我们利用检修的机会进行真空系统的灌水检漏,发现系统存在漏点及时消除；通过技术改造将低压轴封改为蜂窝汽封，调整汽缸轴端汽封压力减少空气沿轴泄漏；对轴封冷却器疏水管路进行改造，减少空气通过轴冷水封进入凝汽器；通过一段时间的治理,真空严密性有了显著的提高。现将所采用的办法做一详细的介绍,进而阐明国产200MW汽轮机真空严密性的解决途径。

关键词： 真空严密性 检查 措施 原因分析

一、机组概述

吉林电力股份有限公司通化热电有限责任公司1、2号汽轮机是由北京重型电机厂生产的NC200－12.75/0.39/535/535型抽凝式供热机组，型式为超高压、一次中间再热、单轴、双排汽。真空系统配2台水环真空泵，1台运行，1台备用。

两台机组投产之初真空严密性水平不理想，真空严密性试验达1800 Pa/min，直接影响着机组的真空状况。尤其在夏季，随着环境温度的升高，真空状况更为恶劣，为此对机组真空系统进行了氦质谱检漏试验，同时对真空系统存在的问题进行了综合分析，并提出了真空系统的改进方案，以更好地保障机组运行的经济性和安全性。

二、真空低的危害

1、漏入凝汽器的空气,除了使排汽压力和温度升高,降低汽轮机的经济性外,还会使汽轮机低压缸因蒸汽温度高而变形,造成机组振动。

2、由于空气的分压力增大,增加了空气在水中的溶解度,加剧了低压管道和低压加热器的腐蚀,增加了除氧器的负担,对机组安全不利。

3、汽轮机组真空系统漏空气，凝结器传热端差增大，真空下降，机组运行安全系数降低，经济性降低：凝结器传热端差每增加1℃，汽耗率约增加0.25～3％。

因真空系统的漏空气量与负荷有关，负荷不同，处于真空状态的设备、系统范围不同，凝汽器内真空也不同，漏空气量也不同，而且相同的空气漏量，在负荷不同时真空下降的速度也不一样。为此，法规规定，做真空严密性试验时，负荷应在80%额定负荷（有的机组是在额定负荷）下进行。100MW机组真空下降速度小于0.4kpa/min为合格，200MW机组真空下降速度小于0.27kpa/min为合格，超过时应查找原因。另外，在试验时，当真空低于87kpa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。

三、机组真空低原因查找

1真空系统漏泄

低压部分通往大气的管道、阀门进行检查，防止阀门误开或阀门内漏。在不停机的情况下，制定《真空系统查漏清单》，分别对管道的法兰和阀门、低压缸、低压加热器、凝汽器喉部、疏水扩容器等部分共50多处部位，用氦质谱真空查漏仪进行逐一排查。停机机会，对凝汽器汽侧进行灌水，水位控制在汽缸洼窝下100mm，将高低压轴封处用石棉绳密封，同时对来汽部分做好隔离措施，汽缸内注入压缩空气，这种方法比较直观，漏点极易被发现，缺点是由于设备的原因，灌水高度最高只能到汽缸的最低轴封洼窝处，高于轴封洼窝的地方因为水上不去而不易发现，特别是与汽轮机汽缸相连接的管道系统。

2运行调整

由于轴加疏水水封高度设计偏低或水封管汽化都会使真空下降；轴加疏水增装水位调节门，解决轴封加热器的无水位运行问题，200MW机组轴加水位偏低影响机组真空，主要是因为轴封加热器的疏水直接汇入凝汽器，若加热器内无水运行，则通过轴加风机使凝汽器与大气相连，从而降低机组真空。运行调整时应保持轴封冷却器有水位运行，且水封带水封很好地形成，水封带保持正压运行、低压缸两端汽封压力调整适合。喉部以下检查负压侧阀门的密封水是否满足密封要求，试验确定密封水压力对机组真空的影响。

四、真空低问题的处理：

　　真空系统漏空气的处理，临时的急救办法是设法增加空气的抽出量，以减小对真空的影响，如增开真空泵。最终的办法是寻找并消除漏空气点。一般先检查轴封供汽压力是否不足或中断及系统操作过程或操作过后是否造成了向凝结器漏空气。而真空系统不严密容易泄漏的地方往往是与真空系统相连的管道，阀门，法兰，焊口，水位计等。

1关于疏水扩容器系统漏空气

疏水扩容器系统是否漏空气可以通过提高压力的方法加以确定。对于与疏水扩容器相连的各疏水管道、阀门、法兰、水位计漏空气，可以通过补焊和加垫片的方法进行操作。

2低压缸汽封径向间隙大

通过氦质谱真空查漏仪检漏试验，发现低压缸前后汽封处泄漏较为严重，由于泄漏面积较大，对机组的真空状况造成很大影响。为此进行了调整汽封压力的对比性试验，将汽封母管压力从0.15 MPa提高至0.23 MPa，并调整各供汽分门，增大低压缸汽封的供汽量，但并没有消除低压缸汽封处的泄漏，这足以说明因低压缸汽封的径向间隙较大，使大量空气漏入真空系统。因此在2010年200MW机组A级检修期间将原有的斜齿式汽封改造为密封效果更好的蜂窝汽封。

3凝汽器端差的影响

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，防碍了传热管的热交换，主要说明凝汽器传热管内侧表面脏污，造成热交换性能差。1、2号机组循环水入口无二次滤网，水塔填料，杂物通过循环水管路进入凝汽器水侧，从而影响了凝汽器冷却效果，导致真空下降。冬季循环水流量小，流速低，凝汽器换热管淤泥易沉积，当真空变化较大时，定期采用热风干燥，同时清理水侧杂物，改善机组真空。2010年200MW机组A级检修期间，循环水入口增装旋转二次滤网，修后凝汽器端差降到5℃以下。

4循环水泵运行方式调整

两台循环水泵均具备高、低速运行条件，根据环境温度及循环水温变化情况。依据凝汽器特性曲线和循环水量的匹配关系，制定出循环水泵运行方式，一般情况下冬季供热抽汽量多的情况下为一台低速运行，供热抽汽量少的情况下为一台高速运行，夏季循环水温度高的情况下一般采用一高一低运行。

5高中压外缸的法螺加热汽柜

在2009年7月1号机法螺加热汽柜曾经出现过漏泄，经过拆除汽柜保温，对漏泄的部位进行补焊，但事实证明该处极有可能还出现漏泄。因汽柜的疏水管是接入凝汽器的，此处正常运行时为负压，这无疑是对真空严密性有影响的。此处为变截面处，汽柜的薄板与汽缸焊接时如焊接工艺没有处理好，易出现应力集中，特别是在机组起停时，此处的应力集中更大，极易出现裂纹。在2010年1号机A级检修时对法螺加热汽柜更换为白钢板结构，厚度由原来的8mm增加至10mm。这样不仅提高的法螺加热汽柜的强度，防止在起停机组时出现漏泄而对汽轮机严密性造成的影响。

五、真空系统治理后取得效益分析

1、2号机组真空度和真空严密性试验分别有了较大幅度的提高，创造的经济效益相当可观。

机组真空系统做严密性试验对比：（负荷160MW）

200MW机组真空每升高1 KP a煤耗降低2g。仅以1、2号机组为例进行计算，机组按年平均运行满负荷200天计算，可节约标煤38400吨，折合成人民币380万元（标煤单价按1000元/吨计算）。

参考文献：

[1] 吉林电力股份有限公司二道江发电公司.200MW机组运行规程[R].

[2] 郭延秋.大型火电机组实用技术丛书(汽轮机分册)[M].中国电力出版社.北京2003

[3] 郑体宽.热力发电厂[M].水利电力出版社.北京.1986