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300MW机组真空系统优化运行措施

发布时间：2011/3/19 阅读次数：1157 字体大小: 【小】【中】【大】

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**发电厂二期2×300MW机组（＃3、4机组），汽轮机为东方汽轮机厂生产的300MW亚临界汽轮机，汽轮机型号为C300/237-16.7/0.39/537/537。该机组热力循环为一次中间再热、二缸二排汽、采暖抽汽凝汽式，带八级回热抽汽。凝汽器型号为N-17600-1型。

此两台机组自投产以来，一直存在真空系统严密性差，真空偏低问题。真空系统严密性试验时真空下降速率最大分别为0.651kPa/min、1.02kPa/min，大大低于国家规定的真空下降速率不大于0.4 kPa/min的标准。且凝汽器端差普遍在10℃左右，＃3机在2004年10月份月平均值曾达到16℃。根据经验数据，300MW机组汽轮机排汽压力比正常值上升1％，则机组热耗率的相对变化率将增大1％以上。由此可见，提高机组真空是提高机组效率的重要因素。

1. 影响汽轮机凝汽器真空的因素分析

我们先分析一下一般影响凝汽器真空的因素：

凝汽器主凝结区饱和蒸汽的温度为：t_s=t_w1+△t+δt。（1-1）

式中 t_s――与凝汽器压力对应的饱和蒸汽温度，℃

t_w1――循环水进口温度，℃

△ t――循环水温升，℃

δt――凝汽器端差，℃

由t_s可以得出所对应的饱和压力，即为凝汽器的压力。从公式（1-1）可以看出影响凝汽器饱和温度的因素主要有循环水入口温度t_w1、循环水温升△t和凝汽器端差δt。下面针对以上三个因素进行分析：

1.1 循环水入口温度。在凝汽器热负荷、循环水流量一定的情况下，循环水入口温度的影响因素主要就是循环水塔的效率和气候的变化。气候变化属于不可控因素，在此不予考虑。循环水塔效率主要受设计、建筑施工、和日常运行维护等因素有关。日常运行维护主要包括合理配水、保证合适的淋水密度、保证循环水质等方面。

1.2 循环水温升△t。由凝汽器的热平衡方程式

Φ＝1000q_mc(h_c- h_c^’)=1000 q_mw(h_w2- h_w1^’)＝4187 q_mw△t得出

△t＝（h_c- h_c^’）/4.187m （1-2）

式中 Φ――凝汽器的换热量, kJ/h

q_mc 、q_mw――进入凝汽器的蒸汽量和冷却水量，t/h

h_c、h_c^’――凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，kJ/kg

h_w2- h_w1^’――流出和流入凝汽器冷却水的比焓，kJ/kg

m为凝汽器的冷却倍率，也就是q_mw/ q_mc，代表了冷却水量与被冷却蒸汽量的比值。（h_c- h_c^’）为1kg排汽凝结时放出的汽化潜热。

由公式（1-2）可见，循环水温升主要和冷却倍率m有关系。当排汽量一定的情况下，主要取决于冷却水量。

1.3 凝汽器端差δt。

δt＝△t/｛A_CK/e^4.187 .q_mw-1｝（1-3）

式中 △t――凝汽器循环水温升，℃

A_C――凝汽器冷却面积，m²

K――凝汽器换热系数，kJ/( m².h.℃)

q_mw――凝汽器循环水量，t/h

从公式（1-3）可以看出在换热面积A_C和冷却水流量q_mw一定的情况下，影响凝汽器端差δt的主要因素就是换热系数K了。而影响换热系数K的主要因素有真空系统漏入空气量的多少、凝汽器换热面的清洁程度、冷却水流量、流速、蒸汽负荷、管束的布置方式等。可见，在凝汽器的端差的运行调整方面，我们可以做的主要是提高真空系统的严密性和保证凝汽器管束的清洁度两个方面的工作。

2．提高凝汽器真空的措施：

2.1加强循环水冷却塔的运行维护。

2.1.1根据运行工况和气候的变化及时进行配水方式的调整。在机组进入冬季供暖期时，由于机组排汽量减少和气温的降低，及时关闭水塔中央配水，使上塔热水均匀分部在水塔四周。进入寒冬期及时联系检修人员悬挂水塔挡风板，减少水塔的冷却风量。保证水塔出水温度在12～15℃范围内，防止水塔结冰损坏淋水填料等部件。随着气温上升和供暖期的结束，及时恢复正常配水方式和取掉挡风板，保证水塔的冷却效率。

2.1.2 发现填料和配水管损坏时及时联系检修人员进行更换和修补。利用小修时及时进行水塔损坏填料的更换和配水管断裂处的修补，消除部分区域淋水密度过大造成的效率降低。

2.2 合理进行循环水泵的调度，根据气候变化适时调整循环水泵的运行台数，保证了循环水量的正常。

2.3 减小凝汽器端差，提高凝汽器真空。

2.3.1提高汽轮机真空系统严密性。

汽轮机真空系统漏入过量空气，将造成铜管表面形成一层气膜，降低凝汽器铜管换热系数，另外，容易造成真空泵超负荷，从而影响凝汽器真空。

为此分别利用氦质谱检漏仪分别进行＃3、4机组真空系统在线查漏。其中＃3机查漏数据如下：

表一＃3机组在线查漏数据表

序号	查漏点	数据
1	高中压缸前轴封	9.4×10^-3
2	高中压缸后轴封	1.2×10^-2
3	低压缸前轴封	0
4	低压缸后轴封	6.8×10^-6
5	A小机前轴封	3.3×10^-3
6	A小机后轴封	4×10^-3
7	B小机前轴封	6.2×10^-3
8	B小机后轴封	9.7×10^-3
9	A真空泵自由端	1.8×10^-5
10	B真空泵自由端	2.0×10^-2
11	低压缸防爆门	0

由于此前凝汽器真空系统多次进行灌水查漏未发现明显漏点，所以在线查漏主要针对轴封和抽真空系统。

从查漏数据来看，轴封系统和真空泵泄漏量严重超标，为此我们进行了深入分析。轴封系统特别是高中压轴封系统的泄漏影响凝汽器真空，意味着轴封端部泄汽吸入部分空气，而该部分空气经轴封冷却器疏水进入凝汽器，说明轴封冷却器疏水水封筒水封效果不好。为此进行了一次＃3机水封筒水封效果试验（将轴封冷却器疏水至凝汽器疏水手动门关闭3min）。试验结果见下表：

表二水封筒水封调整试验前后效果对比表

项目数据对比	机组负荷（MW）	循环水入口温度（℃）	真空值（kPa）
试验前	264	28.8	-90.48
试验后	264	28.8	-95.2

针对以上分析和试验，我们进行了查阅资料和深入分析。＃3、4机组自试运时起，水封筒注水就采取机组启动前一次注水完毕后关闭注水门和水封筒至凝汽器疏水手动门全开的运行方式，经过长期的运行来看，不能满足水封筒正常水封的需要，易受运行工况变动而造成水封破坏。为此我们进行了如下调整：

1）将轴封冷却器水封筒后至凝汽器手动门适当关闭，以保证轴封冷却器能建立起正常水位。

2）将水封筒注水门保持常开且开度保持较大位置。

经过调整，取调整前后数据对比如下:

表三轴封冷却器水封调整前后数据对照表

数

据

水封调整前数据

水封调整后数据

平均负荷

（MW）

＃3机

235

232

＃4机

201

205

平均真空

（kPa）

＃3机

-91.76

-93.8

＃4机

-92.8

-93.8

除以上调整外，我们还进行了轴封端部泄汽手动分门的调整，适当关小泄漏量比较大的轴封端部泄汽手动门，使该轴封端部不致负压过大。

针对目前轴封冷却器水封筒水封效果不良问题，与检修人员一起制定了水封筒改造方案，在2007年9月份＃3机小修期间将原来单级水封改为多级水封，改善了原来手动调整带来的不便和调整偏差带来的真空影响，试验取得了良好效果。

经过以上措施，使汽轮机真空系统严密性有了较大提高。＃3、4机组真空严密性试验数据基本保持在0.1kPa/min和0.2kPa/min左右，分别达到优秀和良好水平。

2.3.2 提高凝汽器管束清洁度。

循环水通过凝汽器铜管时，水中杂质会在其内壁沉淀结垢，造成凝汽器铜管换热系数降低，增大了凝汽器换热端差，从而影响了凝汽器真空。

为保证凝汽器铜管清洁度，主要采取以下几方面的措施：

2.3.2.1加强胶球清洗装置的运行管理和维护。

a）加强胶球清洗装置的缺陷管理，发现缺陷及时联系检修人员消缺，保证设备的正常运行。

b）规范运行操作，通过技术人员跟班指导和指定固定操作人员，使短期内操作规范，使胶球清洗装置收球率得到保证。

c）建立胶球清洗装置运行专门技术台帐，由运行人员进行操作记录，以便及时进行收球率统计，发现问题时及时进行分析查找原因，保证胶球装置运行正常。

经过采取以上措施，取得了良好效果，胶球系统在双循环水泵运行工况下收球率基本保持在95％左右。

2.3.2.2保证循环水清污机正常运行，防止杂物进入凝汽器造成管束堵塞，减少换热面积和引起管束表面脏污。

2.3.2.3保证循环水水质，防止凝汽器管束结垢。根据化学监督的数据及时进行循环水浓缩倍率的调整，取得了较好效果。

经过采取以上几项措施，使凝汽器端差有了较大程度的下降，＃3、4机凝汽器端差基本维持在4℃左右，从而在一定程度上提高了凝汽器真空。但凝汽器胶球清洗系统仍存在一定的问题，主要表现在单循环泵运行工况下胶球收球率较低，并且收球网存在一定程度的挂球现象，此问题将是以后主要的工作重点。

3．取得的效果

经过进行影响我厂机组真空原因的分析和采取相关措施，取得了较好的效果。＃3、4机组的真空得到了一定程度的提高。对比数据如下：

表四＃3、4机组真空数据对比

年份平均真空(kPa)	2004	2005	2006	2007（上半年）
＃3机组	-95.0	-95.53	-96.17	-97.21
＃4机组	-94.95	-95.30	-95.89	-97.01

4. 结束语

通过对凝汽器真空系统的分析研究，找出了影响真空的主要因素并采取了相应的措施，取得了良好的效果。

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