汽轮机凝汽器真空低的原因分析及解决方案

通过对韶关发电厂#8机组凝结器真空低的原因分析，得出韶关发电厂#8机组真空低的主要原因为不锈钢管结垢严重，影响金属换热效果，并针对类似原因引起凝结器真空低提出应对措施，提高机组运行中真空，以提高机组的安全经济性。

凝结器真空管材结垢胶球清洗

1设备状况

韶关发电厂＃8机组是1985年投产的国产200MW机组，配备锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-10型超高压参数一次中间再热单汽鼓自然循环锅炉，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200－130－535/535型超高压一次中间再热凝汽式单轴三缸三排汽汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QFQS-200-2型发电机。#8机组于2002年大修时进行了DCS控制系统改造，由原来的立盘硬操改为了DCS控制。汽轮机规范如表1所示。

表1－1＃8汽轮机技术规范

该机组配备三台型号为N—13550的凝结器，采用直流供水，双流程横向布置，凝结器与低压缸刚性连接，采用弹簧支撑，#8机于2002年的大修时将所有凝结器的换热管材由原来的Hsn70－1(A)锡黄铜管更换为Tp304不锈钢管，原因为原来用的铜管抗腐蚀性差及刚性不足，容易造成凝结器铜管泄漏。管材更换前后各凝结器技术参数未作改变，改造后各凝结器技术参数如表1－2所示。

表1－2凝汽器技术规范

机组真空系统采用两套型号为TD－90的射水抽汽器，每台运行时的额定抽汽量为90T/H，射水泵型号为14SH－19。机组运行中抽汽器一套运行，一套备用。同型号的两台机装配四台型号为沅江48Ⅰ－25的循环水泵，每台泵的流量为15120T/H,正常单机运行时开两台循环泵，两台机运行时开三台循环泵。

2 运行状况

从2004年的2月开始，＃8机组的真空开始出现恶化，均在－90Kpa以下，到4月8日，＃8机组真空最低至－84.8Kpa，机组负荷只能带130MW，排汽温度高达53.8℃，凝结器端差最高达26.1℃，严重威胁机组的安全经济运行，2004年＃8机组真空走势如图1所示。

图12004年＃8机组凝结器真空走势图

汽轮机的功率可以由下式表示：

（（2-1）

其中pe—汽轮机轴功率，KW；

qm－汽轮机汽耗量，Kg/h；

h0、hc－蒸汽的初焓与终焓，Kj/Kg；

ηoe－汽轮机的相对内效率。

我们知道凝汽器的作用是将在汽轮机中做完功的蒸汽排出压力尽可能地降低，从而使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，以提高汽轮机的工作效率。由（2－1）可以看出，当蒸汽的初参数h0不变时，排气压力的升高使hc增大，蒸汽在汽轮机中的可用焓降Δh0减小，汽轮机的经济性降低，依据2005年1月西安交通大学为该机组所做的节能诊断报告的数据，排汽温度在53℃时由此而造成损失的标煤在12g/kw.h以上。另外由于排汽缸温度的升高还将对机组产生以下不利影响：⑴排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生震动；⑵排汽温度过高可能引起凝汽器铜管松弛，破坏严密性；⑶真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片工作不利，末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。

针对＃8机组凝结器真空低的情况，电厂的相关部门进行了原因分析并采取了一系列的措施来提高机组的真空，其中包括真空系统灌水查漏、充氦查漏、加强凝结器的反冲洗、增开循环水泵等，但效果甚微，2004年4月份利用机组临修的机会进行了凝结器换热钢管的水力机械清洗，机组重新启动后机组真空在凝结器进水温度tw1为37.2℃的情况上升至92KPa，效果良好。

3 原因分析

凝结器压力其实为排汽压力与凝结器中不凝结气体压力之和，可表示为：

pc=pa ps(3－1)

其中pc、pa、pS分别表示为凝结器压力、凝结器中不凝结气体分压力和排汽分压力。排汽压力对应下的饱和温度可以由下式求得：

ts=tw1 Δt δt(3-2)

Δt=tw2-tw1(3-3)

Δt=tb-tw2(3-4)

其中:ts－排汽温度；

tw1、tw2－凝结器进、出水温度；

Δt－循环水进出水温差；

δt－凝结器端差。

由（3－2）式可以分析确定影响该机组凝结器真空的主要因素。

（1）要使凝结器有较高真空，需使排汽温度ts降低，由图2－1的相关运行数据可知，凝结器真空随季节性变化的特征不是十分明显，所以tw1不是