汽器汽侧真空严密性降低的查找及处理

Leak Finding and Disposing of Condenser When Its Vaccum System Tightness Falling

广东粤华发电有限责任公司（510730） 李志军   曾立军

华南理工大学（510640）   龙新峰   梁   平

【摘   要】   凝汽器真空严密性偏低一直是电厂机组运行中人们普遍关注的问题。文章在分析引起严密性降低的原因及其故障特征的基础上, 结合黄埔发电厂#2机组凝汽器真空度下降的问题, 对漏点查找工艺的选择进行分析, 并采用汽侧加水试验, 确定引起#2机凝汽器真空下降的原因是: 凝汽器外壳多处焊接口存在漏点, 以及放水母管有漏点。经对其进行修补焊, 真空下降速度由原先的0.49kPa/min降低至0.098kPa/min, 真空恢复正常。文章同时探讨了改善真空的几条技术措施, 以进一步提高凝汽器真空的严密性。

【关键词】   凝汽器   真空   泄漏   严密性   漏点查找   技术措施

Abstract: Low vacuum tightness in condenser has always been paid attention to during the course of units'operation in power station. On the basis of reason and fault characteristic analysis on vacuum tightness falling of condenser, and according as the congeneric practical issue occurring in 2# unit of Huangpu Power Plant, the choice of leak finding method is analyzed in the round. With the help of filling water experiment, the reason which aroses condenser vacuum fall of 2# unit is confirmed. The reason is that there is several leak points in outer side welding line of both condenser and main water pipe. By sealing these leaks line with welding again, the velocity of vacuum fall is reduced from 0.49kPa/min formerly down into 0.098kPa/min. the result shows that the vacuum of condenser has get back in gear. At the same time, several technic measurements are put forward to ameliorate the vacuum performance, and will give a good measurement to increase the vacuum tightness of condenser.

Key words: Condenser Vacuum Leak Tightness; Leak finding   Technic measurement

凝汽器真空严密性是表征表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。严密性下降不仅会造成汽轮机排汽温度上升，有效焓降减小，循环效率降低，影响汽轮机的出力，而且还会导致排汽缸变形和振动，影响机组设备的安全性。运行经验表明：凝汽器的真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增加1.5%~2.5%，功率约增加1%。因此，在机组运行过程中应密切监视真空系统真空值，当真空较低时，分析引起真空下降的原因、确定泄漏的部位，并选择合理的治理方案对提高真空系统的严密性意义重大。

影响汽轮机真空的因素比较复杂,包括凝汽器的严密性、凝汽器传热特性、凝汽器热负荷及循环水出水管顶部集有空气或虹吸中断、清洁系数、真空泵的出力不足、高-中压疏水系统大量内漏、冷却水量、循环水流量和进口水温、冷却水系统的特性等。其中，凝汽器的严密性对维持汽轮机真空尤为重要，但其失常却已成为汽轮机运行中经常出现的故障之一。凝汽器的严密性包括2个方面：汽测真空系统和水侧两部分区域。本文就汽测真空严密性降低问题，结合黄埔发电厂#2机组凝汽器漏点的诊断与处理工程实践，对该类问题进行分析研究。

广东粤华发电有限责任公司(以下简称黄埔发电厂)2号发电机组投产至今已经近30年，它是上海东方汽轮机厂生产的N1252-135/550/550型超高压、中间再热、双缸双排汽单轴布置冲动凝汽式机组。发电机组采用双水内冷，凝汽器采用对分双流程海水冷却表面式，型号为N-7000-Ⅱ型。

该125MW机组自投产以来，机组的汽轮机真空系统多次不同程度地出现真空度偏低，其中多次是由凝汽器的严密性不足引起的。例如，2006年8月#2机组在一次热态启动后，运行人员发现凝汽器真空与历史数据比较有所下降。经过对凝汽器真空下降原因的分析后，决定对#2机凝汽器作严密性试验。表1列出了该次试验的测试结果。

表1   第1次真空严密性试验测试数据

由表1可见，该2#发电机组凝汽器的严密性不合格，每分钟真空度的下降速度达0.49kPa/min，高于我国“固定式汽轮机技术条件”中对汽轮机真空系统严密性的标准规定，即：功率大于100MW的汽轮机,真空下降速度不大于0.4kPa/min。

2   严密性降低的原因及特征

严密性下降主要是由于真空系统存在泄漏，真空系统泄漏表现在外界空气漏入凝汽器，直接引起汽轮机真空度降低。现场运行情况表明，主要存在以下几处泄漏[1-6]。

(1)轴封供汽突然中断或轴封供汽压力过低。此时大量空气将漏入凝汽器，真空急剧下降。故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，转子因急剧冷却而产生负差胀。

(2)真空系统的管路破裂，如凝汽器铜管、最后一级低加的铜管等发生部分破裂。主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度和导电度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电机电流增加，真空急剧下降。

(3)凝汽器的喉部伸缩节泄漏。运行中由于温度、压力和振动的影响，凝汽器喉部伸缩节焊缝常被拉裂而产生泄漏。此处漏点较隐蔽，采用氦质检漏不易发现，此时应采用灌水查漏法。如，韶关电厂8号机在用氦质检漏未查出漏点情况下，采用将真空系统灌水至汽缸轴封处，就在3组凝汽器喉部伸缩节处查出7处裂纹，最长裂纹达70mm。

(4)低压缸结合面及安全门法兰泄漏。原因主要有：①汽缸制造、检修、安装质量有问题，汽缸法兰结合面不严或有残余应力存在，机组投运后出现漏汽。②机组启动、停止过程中加减负荷过快，汽缸夹层和法兰加热装置使用不当；停机后汽缸保温打掉得过早或检修后保温包得不好，停机后缸温下降过快或者汽缸进冷汽、冷水等，使汽缸内外壁和法兰内外壁温差过大，致使上下缸结合面吻合度不好，局部产生间隙，大量空气由此进入排汽室，造成真空度下降。

(5)高压扩容器汽管进凝汽器喉部焊口泄漏。由于凝汽器内呈负压状态，外界空气便通过高压扩容器汽管进入凝汽器的喉部焊口漏入，引起凝汽器真空度下降。

(6)汽轮机轴封系统调节不当。因轴封供汽压力不能随负荷的变化而做相应的调整，造成空气进入凝汽器汽侧而降低其真空度。汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封漏泄的较重要因素。

(7)轴封系统结构不完善。单进、单出轴封系统轴封套上半部轴封无进、出汽管，只有下半部轴封套有进、出汽管，上半部轴封压力低，下半部轴封压力高,上、下轴封压力不均匀,影响轴封密封效果。

(8)小汽机轴封送汽不合理。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，而小汽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。另外，若轴封供汽压力过低或小汽机轴封回汽门开启过大，都会使空气直接通过回汽总门进入凝汽器而影响真空。

(9)抽气器、低加进气门、疏水门泄漏以及其他类泄漏，如中压疏水系统内漏、凝汽器汽侧人孔门及喉接头泄漏、抽空气系统阀门泄漏、排汽管疏水U形水封被破坏等。

必需注意的是，当某一故障特征出现时，其具体表现及引起的原因是多方面的。凝汽器真空系统组成复杂结构庞大，可能的泄漏点很多，当真空偏低时，应先从表现出的特征，结合真空系统的查漏方法，确定引起真空下降的漏点的具体位置，加以治理。

2   泄漏的判断方法

2.1   基于现场数据的计算分析方法

影响凝汽器真空的因素众多，分析复杂，可选择的措施也较多。众所周知，凝汽器内的蒸汽凝结空间是汽水两相共存的，其压力是蒸汽凝结温度下的饱和压力。依据文献[7-8]知，计算凝汽器真空即确定凝汽器的压力，可按下述公式计算：

式中：pc—凝汽器压力，Pa；

tw1—循环水入口温度，℃；

Δt—循环水温升，℃；

δt—凝汽器传热端差，℃；

hc和 hc—凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，kJ/kg；

Dc和Dw—进入凝汽器的蒸汽量和冷却水流量,t/h；Cp—水的定压比热，kJ/(kg·℃)。

文献[9]据此提出：

若   Δt/δt>1   (5)

就应考虑胶球清洗装置的投运及凝汽器气密性检测；

若   Δt/δt<1   (6)

则通过增大冷却水流量降低循环水温升即可得到显著的真空治理效果。

采用上述方法对2#机组凝汽器计算表明，在负荷125MW附近运行时，该比值为Δt/δt=1.6。据此可初步确定：2#机组凝汽器真空下降很可能是由于严密性不足，其真空系统存在泄漏引起的。此时我们采用了以下2现场实验方法来进一步确认。

2.2   采用启动备用射水泵运行的方法

启动备用射水泵和备用射水抽气器运行，2#机组凝汽器的真空提高，排汽温度由初始的46℃下降至41℃。根据运行经验值可知，当启动备用射水泵以后，排汽温度下降超过1℃，可判定为负压系统漏空气。由于漏空气量不太大，因此在消除凝汽器泄漏故障前，可通过维持两台射水泵及射水抽气器运行来保持机组的经济运行。

2.3   用真空严密性试验的方法

试验时负荷在100MW或以上进行；慢慢关闭射水抽气器空气门，注意真空变化情况；自关闭射水抽气器空气门开始，每分钟记录机头真空读数和四只排汽温度计读数一次。试验5分钟后，开回射水抽气器空气门，测试结果如前面的表所列。

根据运行规程，每分钟真空下降0.4kPa/min时为合格，超过0.4kPa/min时为不合格，最后确认2#机组凝汽器的真空下降确实是由严密性不足，其真空系统存在泄漏引起的。另外，该真空严密性试验方法还应在每次消除严密性故障后再作一次，我们共进行了3次真空严密性试验，各次试验时的机组运行参数下表2所示。

表2   凝汽系统真空严密性试验条件

3   泄漏部位的查找

3.1   泄漏点查找方法的选择

凝汽器真空严密性差的问题是一个比较复杂的问题，目前在实际工作中已摸索出了几种行之有效的查漏方法。它们是：有灌水查漏、火烛法、卤素查漏法、超声法、氦质谱查漏仪。这几种方法的查漏机理不同，各有其优缺点。表3[10-11]对它们的最小可检漏率和检测方式等进行了比较。

表3   几种方法的技术指标比较

火烛法和肥皂水沫法只能用来确定的大量漏气的漏点，且费时费力、准确性差，是通过观察蜡烛火焰摇曳情况，来确定漏气位置。另外，火烛法会威胁到氢冷发电机组的安全，均不适合本厂对凝汽器真空的查漏。

卤素检漏法的不足之处是响应时间长、检漏仪的敏感元件如长时间处于浓度较高的卤素气体中易产生中毒效应。超声波检漏法具有速度快、响应及时、检测方便等优点，但要求检测员具有丰富的经验，排除复杂的背景超声，且其精度只与泡沫检漏法相当。虽然氦质谱检漏仪可靠、灵敏度高，但是也有其局限性，在不明真空泄漏的情况下进行查漏，需将阀门套及法兰保温拆除，工作量很大，有时也难于取得预期的效果。

本厂2号机组凝汽器的管室容积大，传热管数多且长，现场超声背景非常复杂，不适合采用超声波检漏法。且据化学水分析资料显示，凝结水水质指标未发生缓慢变坏的趋势，可断定凝汽器的传热管不存在泄漏。另外，由于机组设备较旧，因此可能的漏点多，漏点漏率比较大，且有些漏点可能处在人难以靠近、或在地下的管道处，用氦查谱查漏仪检漏难有满意效果。鉴于此，决定采用目前常用的检漏方法——真空灌水试验，具体有以下2种。

3.2   在运行中采取灌水查漏

此法用于布置在地面以下的负压管道，如低压加热器至凝汽器的疏水管，给水泵密封水的重力回水至凝汽器管道，15米U型管至凝汽器的负压管道。采用该法对#2机进行查漏时，开启#3低加底部至凝汽器放水门后，凝汽器真空有所提高，排汽温度由46℃降至43℃，由此可判断低加至凝汽器放水母管有漏。然而，在消除该漏点后，严密性试验(见表4)仍显示真空下降速度未达到最优值，表明负压系统还存在漏点，决定继续用下列方法查漏。

表4   第2次真空严密性试验测试数据

3.3   停机后真空系统灌水查漏

真空系统查漏必须在机组停运后，高、中压缸金属温度均低于150℃以下方可进行。循环泵、凝结水泵全部停运前，要确认低压缸的排汽温度低于50℃。凝汽器注水前，在凝汽器底部接出一根透明水管，用来观察凝汽器内水位的高度，灌水高度一般在低压轴封洼窝以下100mm处。另外，凝汽器注水查漏前，汽缸本体、抽汽管道、再热蒸汽冷热段等的疏水及其它进入凝汽器的疏水要畅通30min以上[12]。凝汽器注水查漏时，关闭以上疏水门，防止冷水进入高温管道及冷气进入汽轮机造成汽缸上下温差超限。

对于布置在地面以下管道，应打开盖板进行检查，灌水后运行人员配合检修人员共同检查所有处于真空状态下的管道、阀门、法兰结合面、焊缝和堵头，凝汽器冷却水管脹口等处有否泄漏。对#2机查漏发现：凝汽器外壳多处焊接口有漏，检修进行修补焊。再次开机后做真空严密性试验，结果(参见表5)表明，真空恢复正常。

4   凝汽器的改造及效果

4.1   为消除泄漏对凝汽器真空系统进行的改造

(1)补焊放水母管焊缝针对低加至凝汽器放水母管有漏，在检修中对放水母管原焊区段进行了重新补焊研磨，并在焊层的外侧又加焊一层补焊层，形成双密封，彻底消除了放水母管漏汽现象。

(2)补焊凝汽器外壳焊缝

将凝汽器外壳伸缩节被拉裂的多处旧焊缝全部打磨掉，重新补焊。对新焊缝进行探伤，直到探伤合格。这样，彻底消除了凝汽器外壳焊缝处的泄漏。

4.2   改造后的效果

对各漏点实施以上有效处理措施后，运行中再次对机组进行了真空气密性试验，表5列出了该次气密性试验的测试结果。

表5   第3次真空严密性试验测试数据

比较表1，表4~表5的真空严密性试验测试数据可知，实施以上有效的处理措施后，2号机组启动时真空度明显提高。平均真空值由改造前的89.31kPa上升到改造后的92.87kPa；真空度下降速度明显减小(见图1)，每分种真空度下降速度由改造前的0.49kPa/min减小到改造后的0.098kPa/min；凝汽器排汽平均温度由48.82℃下降到41.74℃，端差有明显下降，凝汽器传热效果提高。

图1   改造前/后真空变化的对比

通过实施上述有效的改造，2号机真空度提高了3.98%。以真空度每上升1%，煤耗下降2g/(kW·h)计，发电煤耗可下降7.96g/(kW·h)。以年发电量7.5亿kW计，则每年可节约燃煤5970t。折合节约资金239万元。

5   进一步提高真空度的建议

5.1   定期进行真空严密性试验

对凝汽器真空严密性定期试验，若严密性不合格时，应及时对真空系统查漏、堵漏，提高汽轮机运行效率，降低厂用电率。

5.2   合理布置轴封系统各疏水U形水封

机组运行过程中必须维持轴封系统各疏水U形水封的正常工作，U型管水封的通流量须留有足够富裕量以应付意外情况发生。同时，为防止凝汽器真空异常时轴封加热器出现水位，可在U型管正压侧距轴加壳体最低点0.6~0.8m处安装一水封高度为0.5~0.6m的U型溢流管，并配备排气和排水管，如图2[13]所示。溢流装置的通流能力应该足够大，管径可在?准125mm~?准150mm间选取。

图2   轴封加热器疏水溢流系统

5.3   对经常泄漏的汽封或轴封系统进行改造

集思广益，调动检修人员的积极性，对经常泄漏的设备或系统进行改进、改造或更换。例如，选用一些密封结构良好、长期运行后磨损轻微的汽封，如蜂窝式汽封、侧齿汽封等更换梳齿式汽封块等传统汽封，可使密封效果有显著提高。对供汽压力不能协调匹配，在运行中出现顾此失彼的高、低压轴封，可采用在轴封套上半部增加轴封进、出汽管，以提高轴封套上半部轴封压力，进而提高了轴封密封效果，防止漏真空。根据压力匹配原则，可对小汽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。针对低压缸中分面的泄漏，可采用新型耐高温密封胶条。

凝汽器真空系统泄漏是一种比较常见而又难以解决的故障。凝汽器真空系统组成复杂结构庞大，导致凝汽器真空严密性降低的因素较多，并且泄漏原因与部位和严密性不足所引发的现象之间不是一一对应的确定关系。采用真空灌水试验是查找泄漏点的一种简洁而实用的检漏方法。对于在地面以下的负压管道，真空灌水查漏可在机组运行中进行，但凝汽器汽侧真空系统的查漏必须在机组停运后进行。本文应用这2种方法找到了漏点的具体位置，经处理后，凝汽器真空度下降速度由改造前的0.49kPa/min减小到改造后的0.098kPa/min，大大提高了凝汽器传热效果。为进一步提高真空度，应定期进行真空严密性试验，同时还应对经常泄漏的设备或系统进行改进、改造或更换。

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