凝汽式汽轮机机组真空恶化原因分析及维护方法

凝汽式汽轮机机组真空恶化原因分析及维护方法

滕楠

中国石油化工股份有限公司金陵分公司热电运行部 江苏南京 210000

摘要：凝汽式汽轮机真空度对机组实际生产过程中安全平稳运行起到了至关重要的作用。 因此，必须重视对其进行全面有效地控制与管理。但由于多方面因素的限制，导致部分凝汽式汽轮机存在一定程度上的真空下降现象。对此，需要采取针对性的控制措施。从凝汽器系统，轴封系统和循环水系统3个角度分析了导致凝汽式汽轮机真空度下降的主要因素，从解决存在问题和加强检查维护等多个方面论述了解决凝汽式汽轮机真空下降的具体对策，以供参考。

关键词：凝汽式；汽轮机机组；真空恶化

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热电企业凝汽式汽轮机运行过程中常会碰到真空逐步降低的情况，特别是在夏季凝汽器真空对于汽轮机运行经济性有很大影响，如果其他工况不发生变化，真空度每次改变1%,汽轮机汽耗率就会平均改变1%-2%。 由于真空降低，致使抽气量减小、排气温度增高和抽气量增加。同时也导致凝结水含氧量增大、水质恶化等一系列不利现象发生。因此，必须采取各种措施提高凝汽器真空。 不但使得机组能耗增加，影响机组的经济性，甚至会对机组的安全构成威胁，严重的还会减少发电负荷。 因此通常规定：当排汽压力上升至0.015Mpa时应减少负荷，当排汽压力增加至0.03Mpa附近时应完全卸除负荷，直到在规定工况下执行故障停机为止，这直接关系到企业经济效益。 而如果泄漏到空气中，不仅会使凝结水过冷，降低凝汽器除氧效果，使凝结水中溶入部分气体，导致凝结水系统设备和管道氧腐蚀而影响机组安全运行。

1凝汽器真空建立的原理

凝汽器真空在机组启动阶段和正常运行时建立的机制不同。机组启动后，凝汽器内真空的确立取决于真空泵对凝汽器内空气的抽离，这时真空确立的速度取决于真空泵容量和真空系统严密程度。机组冲转时，有排汽流入凝汽器，排汽在冷却介质作用下冷凝为水。水从排出口流出之后，温度升高；当水温达到一定程度，便开始凝结成水蒸气并释放出大量热能，从而使汽轮机转速提高。乏汽冷凝成水后体积大为减小，原被蒸汽填充的容器空间内形成高度真空。由于冷却介质持续带走进入凝汽器排汽热量，使凝结过程不中断，从而在凝汽器内建立真空。

2凝汽式汽轮机真空度降低的原因分析

2.1凝汽器系统问题

①凝汽器系统充满水。凝汽器水位过高是是造成凝汽式汽轮机真空度下降的重要因素之一。凝汽器内部水位上升后，其下一部分冷凝管被淹于水，使凝汽器冷却面积减小，继而使汽轮机排汽压力上升，从而降低汽轮机真空度。随着凝汽器内部水位的不断升高，凝汽器上装真空表的指示数值会不断减小，抽空器真空表的指示值也会不断增大，水位超过抽空器管口位置后会造成排气管有水外溢，从而影响系统正常运行。凝汽器系统启动前没有进行必要的检查或检修，或者是对机组的启停操作不当。如不及时采取纠正措施，则会引起凝汽器满水及真空泵停机等问题。 凝汽器系统进水过满主要有如下原因：一是凝结水泵失效；二是凝汽器铜管开裂甚至断裂，致使凝结水水质被污染；三是凝结水备用泵失效，既可能由于没有关好阀门，又可能由于逆止阀损坏而使水流通过备用泵倒流入凝汽器；四是凝汽器系统工作时误开凝结水再循环调节门而引起凝汽器满水。

②凝汽器冷却面上的结垢。日常生产过程中有很多因素会造成凝汽器冷却面结垢，而最为普遍的诱发因素就是循环水水质。 由于循环水质差，凝汽器系统长周期运行时，循环水中所含杂质持续沉积，使冷却面结垢严重，致使凝汽器冷却效果大幅度降低。 日常巡检时发现导凝口流出的循环水呈混浊状，甚至有泥沙颗粒存在。 其原因在于凝汽器长期工作时，冷却面积垢现象日益严重，造成流体阻力增大，冷凝管内部通流面积越来越小，从而使冷凝管传热性能和凝汽器冷却功能不断弱化，中压蒸汽功后不能得到充分降温，使真空泵承受过大的负荷，继而造成凝气系统真空度降低。结垢不仅对真空有影响，而且还会使整个系统的换热系数降低。因此，为了提高机组的经济性，必须要及时清理凝结水泵出口的冷却水，以确保凝结水能够顺利进入汽轮机做功。同时热井温度呈攀升趋势，使凝结水在高温下继续沸腾，热水对结垢能力有促进作用，表现出周而复始的恶劣局面，致使冷却效果和真空度均不断下降，引起系统能耗增加。

③凝汽器气密性差。 凝汽器铜管泄漏问题也是导致凝汽器失效的原因之一。 凝汽器铜管漏油时，会使高硬度冷却水直接流入凝汽器汽侧引起水位上升，使真空度降低。与此同时，高硬度冷却水和凝结水掺混在一起引起水质变坏，又会引起设备积垢和腐蚀，甚至会引发锅炉爆管等严重后果。因此，对于凝汽器的泄露问题，一方面需要对其进行及时有效的处理；另一方面，还需加强运行管理和维护保养工作。另一方面由于凝汽器真空系统密闭性不足，造成未冷凝汽体由漏点进入真空部位再漏入凝汽器。凝汽器内这些不凝结汽体越积越多，极大地影响了凝汽器传热性能，从而使真空度有不断缓慢降低的趋势，漏气量和抽气量达到平衡后真空度会维持定值。

2.2轴封系统问题

如若轴封系统供汽不足或者供汽中断，同样会使不凝结汽体从外界漏入凝汽器内，在凝汽器内大量聚积，使凝汽器传热效果大打折扣，凝结水过冷度增大，造成真空度急剧降低。 当蒸汽温度过低时，汽轮机运行将出现振动过大等现象；而若温度过高，则容易造成机组停机事故。因此必须对其进行及时有效地控制和处理。同时由于空气对轴颈的冷却，在严重情况下会使转子发生收缩，胀差向负向变化。

2.3循环水问题

①水温上升。由于季节和温差等原因，夏季循环冷却水温度不断上升，致使凝汽器换热效果大打折扣。循环水入口温度升高时吸热能力减弱，继而使蒸汽冷凝温度和排气压力同时上升，对蒸汽焓降产生影响，导致凝汽器真空度下降。 根据试验计算，只要循环水温度升高5°C,凝汽器内部真空度便会下降1%。若冷却水入口温度偏低，凝汽器的真空必然偏高。对凝汽式汽轮机机组循环水供水系统而言，其入口温度除受到环境影响外，冷却设备的运行质量也将产生较大的影响。 现在很多循环供水系统都使用闭式循环冷却塔进行供水系统，冷却塔运行状态直接影响水温的冷却效果。由于冷却塔运行时间过长，使冷却水流至塔体底部后被迅速带走，无法有效地对水垢进行清除。随着用水量增多，冷却塔进水水质逐渐变差。考虑到飞散和蒸发导致水的流失，应及时补加冷水来保证冷却塔降温功效。由于冬季气温过低、低温环境下，冷却塔运行过程中会使水中含有大量的悬浮物等杂质物质，对冷却设备产生较大危害。因此，需要定期检测和处理。同时要定期对冷却塔内分配管进行检查，以判断分配管出水情况是否正常，并保证内部用水分布均匀，以确保冷却塔散热性能良好。

②水量下降。导致循环水水量减少的原因可分为两类，一是凝汽器真空度不断降低，二是循环水进出口温差过大。 针对导致循环水水量不充分的不同影响因素，应结合它们的具体特征来对故障原因进行分析，一方面在凝汽器内部流体阻力和循环水进出口压差不断增加，凝汽器入口，循环水泵出口处循环水压显著升高以及冷却塔布水量降低的情况下，可判断导致循环水量减少的主要原因为凝汽器内部铜管出现堵塞问题。反之，循环水泵供水量明显下降后，如果发现泵进口处装设的真空表表示表明负压下降和指针摆动，泵内有杂音，电流波动不正常，同样可以判断循环水量不充足。通常情况下，机组的负荷是外部确定的，是无法调节的，因此冷却水温升的高低主要决定于冷却水量的多少。另一方面，在实际运行过程中，由于冷却水温度升高或者冷却水量增加导致循环水泵出力不足；而对于循环水进出口出现过较大温差，也会造成循环水进出流量不平衡。若冷却水温升高，真空下降，表示冷却水量减少，造成冷却水量减少的主要因素为循环水泵出力不够或水阻升高，水阻升高的可能因素为铜管卡死、冷却塔滤网卡死、循环水泵出水口或凝汽器进水流量不够和虹吸损坏现象。

2.4传热端差的影响

传热端差的增大将导致凝汽器真空的下降。 传热端差和循环冷却水的进水温度；比蒸汽负荷；铜管或钢管的表面清洁程度以及凝汽器中累积空气量有关。 在一定范围内，端差越大，其影响越显着。因此，要根据传热系数和设备结构确定最佳的端差大小。 在工作时，若管子表面出现结垢、脏污等现象，将妨碍传热、增加端差；若真空管道阀门不严密、汽封供汽不充分、甚至断流、真空泵效率下降等现象，都将导致凝汽器汽侧聚集更多空气，妨碍传热面，进而增大大端差；另外，若凝汽器水位调控不当导致某些冷却水管被淹没导致冷却面积减少，同样会造成端差加大。

①低压加热器危急疏水门内漏。根据传热学原理，随着热负荷的增加，凝汽器的性能会逐渐降低，并且端差会不断增大，且在循环水流量和总传热系数不变的条件下，端差同凝汽器负荷成正比例关系。随着凝汽器热负荷的不断变化，凝结器传热端差也会发生相应的变化。导致凝汽器热负荷产生变化的原因有多种，结合本厂汽轮机发电机组的实际情况，除了供热机组及排汽供热量的变化外，低压加热器的危急疏水门不严，低压加热器疏水介入凝汽器都会增加额外的热负荷。通过查询之前的维修工单和生产日报，发现在更换完内漏低压加热器的危急疏水门后，凝汽器的水位和端差都有大幅度的下降，由此可以判断低压加热器疏水所携带的热负荷很高，导致凝汽器端差出现上升的趋势。

②循环水系统未及时调整。通过对汽轮机凝汽器端差的月度完成情况进行了汇总，详情见下图，从图中可以清晰的发现凝汽器端差的峰值出现在冬季，而谷值则出现在夏季，结合本厂的实际情况，是因为循环水泵不能自动调节循环冷却水的流量，冬季循环冷却水的进水温度比夏季要低许多，在相同的凝汽器热负荷下，即使冬季只有一台低速泵运行导致其循环冷却水的进水流量减少，其出水温度也比夏季低很多，从而导致出现凝汽器端差升高的现象，而通过查询运行记录发现在这种情况下未人为根据各项参数关小循环水进水门，由此可以得出循环水系统未及时调整也是造成凝汽器端差增大的原因之一。

3对提高机组真空问题提出改善措施

3.1夏季循环水增加换热强度

由于我地夏季气温较高，循环水进水温度较高，最高可达35℃，而冷却塔设计冷却面积太小，建议采用强制风冷以增加换热强度，以降低冷却水温度，或可以采用适当补充一些地下水来降低循环水温度。

3.2对设备管子结垢定期清洗

对于循环水系统，发生的主要问题是循环冷却水中的碳酸盐附着在管壁内侧形成硬垢。凝汽器水侧结水垢，不仅恶化真空，降低机组运行的经济性，而且可能引起管子腐蚀、泄漏，影响汽轮机的安全运行，所以必须进行除垢，我厂每台台机组均自带了胶球清洗装置，可以适当提高该装置使用率。具了解该装置对凝汽器结垢的清洗效果比较好，经济效益也不错，而且易于实现自动控制，建议使用该装置并定期清洗，避免垢结的过厚，给清洗带来不必要的麻烦。或是采用酸洗，注意防止管子腐蚀，以至缩短管子的使用寿命，增加生产成本。最好进行循环水除盐，例如加药或自然方法软化循环水，也可以缓解结垢，减少清洗次数。

3.3真空系统检修后做真空严密性试验

为提高汽轮机的热效率，全厂的热经济性，一般汽轮机排汽都设计为负压。汽轮机后汽缸及凝汽器，真空管道系统等也都处于负压状态，如果轴封系统不严密，后汽封漏空气量较大，就会造成外界空气漏入凝汽器中，增加了真空泵的负荷，会使机组真空恶化，降低出力，影响热经济性。真空的严密性对凝汽式汽轮机是一个很重要的指标，建议每次大修后或真空系统检修后做一下真空严密性试验，及时发现问题及时处理，改善凝汽器工作条件，以提高热经济性。

3.4按规程及时调整负荷

一般情况下，运行值班人员在监视过程中，按规定根据机组实际的真空情况及时调整机组负荷，运行值班人员如果不及时按规定减负荷。则真空进一步恶化，造成排气温度升高，加速结垢。从而增加了凝汽器管子的清洗次数。这样就增加电厂的生产成本，降低了全厂的经济性。建议值班人员在真空低的情况下应严格执行规程及时加减负荷，定时清洗凝汽器。另外在加减负荷时应及时改变循环水泵的运行台数，将循环水温控制在合适范围内。

3.5及时更换凝汽器损坏的管子

由于管子长时间结垢，经过多次清洗和不正确清洗，造成部分管子损坏，为避免循环水漏入凝汽器水侧，不至于造成凝结水水质恶化，将凝汽器水侧部分管子已被封堵。造成凝汽器循环水通水量不足。以至于带高负荷时真空下降较快，达不到额定值。建议在每年大修时，将凝汽器部分损坏的管子进行更换，提高凝汽器水侧的通水量，降低循环水温升，减小汽轮机凝汽器端差，改善凝汽机的工作环境，提高机组真空，降低排汽温度，提高汽轮机热经济性。

3.6及时更换磨损的喷头

电由于我厂机组运行年限较长，喷嘴可能已磨损，使抽气能力降低，影响了凝汽器真空，建议检修时根据厂家设计要求进行调整和更换，使主抽气达到额定抽气能力。根据以上分析，即便是上述问题全部解决，在夏季最热时机组仍不能按规程规定带额定负荷。可以在凝汽器内部后汽缸排汽导板处引入一股冷却除盐水，接上4个对称的喷头，使除盐水以雾状喷入凝汽器汽侧，以加速乏汽凝结速度，可以提高真空，降低排汽温度，增加汽轮机的热效率，降低生产成本。另外由于汽侧补入了化补水，会增加凝结水泵的负荷，可以更换较大的凝结水泵或凝结泵达到最大流量运行，降低了机组的热耗率，同时排入凝汽器的乏汽减少，减轻了凝汽器的负荷，又可改善凝汽器的工作条件，使机组真空升高，排汽温度降低。

3.7降低凝汽器端差

在冬季等循环冷却水进水温度偏低的时候，如启动一台低速泵仍不能保证凝汽器端差时，在保证机组正常运行的前提下，根据汽轮机的真空度、凝汽的端差、凝结水的过冷度、循环水的进出水温差等各项运行指标合理地关小循泵的进水门，以减少循环水的进水量，由下图中可以看出2020年凝汽器冬季的端差较2019年有了大幅度下降，通过效果检查说明了此方法有效，能够有效降低凝汽器的端差，进而提高机组真空度。

结语

随着能源的日益缺乏和生产对地球环境影响，社会对电厂的热经济性要求将越来越高，而电厂最大的损失就是汽轮机的排汽损失，降低终参数和提高初参数一样重要，随着高科技产品的出现，电厂凝汽器真空恶化将得到缓解，相信在大家的共同努力下，能够很好的解决凝汽器真空恶化情况。汽轮机排汽压力是对汽轮机能耗影响较大的关键参数，直接受冷凝器真空度的影响。在实际运行中，真空系统出现故障时真空度的变化比较缓慢，故障点难以排查发现。在排查时也多从系统的严密性、冷却水以及蒸汽滤网堵塞方面查找原因，很少考虑喷嘴损坏方面因素。另外通过优化循环水系统的运行方式，根据汽轮机真空度、凝汽器端差、凝结水过冷度以及循环水进、出口温差等参数，及时调节循环水量，降低凝汽器端差，也是提高机组真空，增加企业经济效益的有效手段之一。

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