100 MW供熱凝汽式機組真空低的診斷分析與治理措施

劉子烈，楊志行，王守志，姜自君

(1.黑龍江省電力科學研究院，黑龍江哈爾濱150030;2.華電能源哈爾濱熱電有限責任公司，黑龍江哈爾濱150046)

0 引言

真空是汽輪機安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行的重要指標。凝汽器真空下降使低壓缸排汽溫度升高，溫度升高帶來的膨脹變形，將導(dǎo)致機組軸承振動、軸向位移和脹差變化，嚴重時將威脅機組的安全運行。大容量汽輪發(fā)電機組性能試驗數(shù)據(jù)顯示，真空每降低1 kPa，將增大機組熱耗率1%左右，機組的發(fā)電煤耗相對應(yīng)將升高約3 g/(kW·h)，熱經(jīng)濟性影響巨大。真空除了與凝汽器、真空泵或抽氣器等真空系統(tǒng)設(shè)備有關(guān)外，還與軸封系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)、凝結(jié)水系統(tǒng)、疏放水系統(tǒng)等有密切關(guān)系，涉及范圍廣，關(guān)聯(lián)設(shè)備多，影響因素復(fù)雜。

某電廠1臺100 MW供熱抽汽凝汽式機組配置了2臺真空泵(設(shè)計為1臺運行、另1臺備用)，采用閉式循環(huán)冷卻系統(tǒng)。自2004年投產(chǎn)以來，2臺真空泵長期并列運行，仍存真空偏低問題，雖經(jīng)多次查漏及綜合治理有所改善，但與設(shè)計值仍有較大差距，嚴重威脅機組安全經(jīng)濟運行。因此，在機組大修前，對該機組進行了相關(guān)系統(tǒng)運行調(diào)整試驗、系統(tǒng)查漏，對其發(fā)現(xiàn)的問題進行了分析診斷，并提出了治理建議和應(yīng)對措施。

1 分析診斷

1.1 真空系統(tǒng)運行分析

a.全年該機組凝汽器兩側(cè)端差都在比較大的區(qū)間運行，通常為10 K，最大達到26.8 K，凝汽器換熱惡化。

b.全年該機組凝汽器兩側(cè)端差有一定差異，即B側(cè)端差較A側(cè)端差偏大5～7 K，A側(cè)的換熱明顯好于B側(cè)。

c.每個采暖供熱周期隨著運行時間的加長，凝汽器端差逐漸增大，換熱惡化趨勢明顯。

d.機組檢修記錄顯示，有汽輪機低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭因負荷變化引起交變應(yīng)力變形導(dǎo)致的開裂，這種情況前幾年多次發(fā)生過。

1.2 真空泵調(diào)整試驗

在機組滿負荷運行中，由于必須保持2臺真空泵連續(xù)運行方能確保安全穩(wěn)定的系統(tǒng)真空，調(diào)整試驗沒有采用停真空泵方式。

試驗邊界條件如下:

負荷為99.9 MW;主汽參數(shù)為8.66 MPa，535.1℃，660.2 t/h;真空為91.70 kPa;抽汽參數(shù)為1.10 MPa，310.9 t/h;軸封壓力為0.045 MPa;排汽溫度為40.8℃，41.7℃;循環(huán)水系統(tǒng)2臺循環(huán)水泵低速狀態(tài)與2號機組循環(huán)水并聯(lián)運行。

真空泵調(diào)整試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 真空泵試驗數(shù)據(jù)

工況1和工況2數(shù)據(jù)顯示，在熱力系統(tǒng)及參數(shù)未發(fā)生改變的情況下，對于同一真空系統(tǒng)，2臺真空泵的抽吸能力并不相同，若2臺真空泵系統(tǒng)閥門沒有異常，則1號真空泵的抽吸能力要優(yōu)于2號真空泵。

工況3數(shù)據(jù)顯示，雖未能按照真空嚴密性試驗標準要求進行試驗，但該機組的真空嚴密性指標應(yīng)該很差，僅僅關(guān)閉了真空泵入口門不到2 min，其真空下降速率達到2 433 Pa/min，真空系統(tǒng)必然存在較大泄漏，這與以前曾多次進行出現(xiàn)且處理的“汽輪機低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭因負荷變化引起的交變應(yīng)力變形導(dǎo)致開裂”現(xiàn)象吻合。

1.3 軸封壓力調(diào)整試驗

正常軸封供汽壓力基本維持在0.045～0.050 MPa。在滿負荷期間、各輔助系統(tǒng)參數(shù)相對穩(wěn)定的前提下，把軸封供汽壓力從 0.045 MPa提高到0.055 MPa后穩(wěn)定運行30 min，汽輪機真空沒有變化?；谝陨犀F(xiàn)象，認為目前軸封供汽壓力滿足系統(tǒng)要求。

1.4 循環(huán)水泵運行調(diào)整試驗

通過改變循環(huán)水泵的運行方式改變循環(huán)水量，試驗期間真空無明顯變化，可以排除循環(huán)水量對機組真空的影響。從循環(huán)水泵效率測試試驗數(shù)據(jù)來看，高速時流量為8 160.72 t/h，低速時流量為4 449.48 t/h，出力與銘牌略有差距，冷卻流量從冷卻效果來看滿足機組需要。

1.5 軸封加熱器水封調(diào)整試驗

機組穩(wěn)定運行時，該軸封加熱器水位計無水，水封放氣管打開后無水且吸氣(負壓)。通過對軸封加熱器水封注水，在水封放氣管可排水(正壓)時，機組真空由89.73 kPa上升到90.16 kPa，真空上升0.43 kPa。

1.6 低壓加熱器運行狀態(tài)

各低壓加熱器在低水位運行，甚至于無水位運行。

1.7 真空系統(tǒng)漏泄檢測

采用氦質(zhì)譜檢漏儀對真空系統(tǒng)重點位置進行查漏，測點包括負壓系統(tǒng)大多數(shù)閥門、法蘭、盤根及焊口，仍有部分位置難以深入而無法檢測。重點查漏共測試175點，多數(shù)部位無明顯泄漏，其中特大漏點1處，確認為低壓缸下缸的六、七段抽汽與下汽缸接合法蘭及焊口，此處曾多次泄漏并處理過。較大漏點有3個:2號真空泵空氣管接頭(3處)、2號真空泵入口手動截門(門蓋)、2號真空泵吸入口側(cè)法蘭(濾網(wǎng)兩端);微漏3點。

1.8 循環(huán)水冷卻水塔運行狀況

對水塔檢查時發(fā)現(xiàn)，填料和除水器表面泥垢較多，淋水裝置噴淋效果較差，存在堵塞現(xiàn)象;部分區(qū)域有落水現(xiàn)象，存在填料等冷卻材料破損。此外，在冬季運行時，水塔結(jié)冰面積較大，進氣區(qū)有1/3面積被已經(jīng)結(jié)成的冰幕覆蓋，阻礙了空氣進入影響換熱;中心區(qū)域的結(jié)冰情況也較為嚴重;已結(jié)成冰幕區(qū)域有填料破損，化凍后填料破損的碎片會堵塞凝汽器銅管。

1.9 其它系統(tǒng)運行狀況

疏水擴容器仍存在部分疏水管路內(nèi)漏。改變凝汽器水位為450 mm、500 mm、600 mm，穩(wěn)定運行后，真空無明顯變化。

2 治理建議

2.1 真空系統(tǒng)

a.汽輪機低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭因交變應(yīng)力導(dǎo)致開裂，嚴重影響真空。經(jīng)與制造廠協(xié)商后，確定增設(shè)抽汽管道補償器或膨脹節(jié)，以消除應(yīng)力，避免此種較大的真空系統(tǒng)泄漏再次發(fā)生。

b.大修應(yīng)檢查清理真空泵入口蝶閥、濾網(wǎng)及冷卻器。此外，還應(yīng)對真空泵解體檢查并修復(fù)，其出力的差異性應(yīng)與內(nèi)部部件受損有關(guān)。

c.氦質(zhì)譜檢漏有一定的局限性，一些位置無法深入接近。因此，大修時還應(yīng)徹底對凝汽器及相關(guān)部位進行泡水檢查，重點在凝汽器喉部及有關(guān)焊口等，泡水時間不少于48 h。

2.2 循環(huán)水系統(tǒng)

a.大修期間，除對兩側(cè)的凝汽器循環(huán)水各閥門重新檢查定位外，還應(yīng)對循環(huán)水泵進行檢查，包括泵體及葉輪，修復(fù)磨損、改善泄漏，提高泵組效率。

b.運行過程中，應(yīng)及時定期排放循環(huán)水管路空氣，避免空氣集聚而影響換熱、降低機組真空。

c.兩側(cè)凝汽器端差較大，除了真空系統(tǒng)的一些泄漏產(chǎn)生的主要影響外，還有銅管清潔度對換熱的影響。應(yīng)參照相關(guān)標準加強膠球清洗裝置的管理和維護，其適當投入率和收球率都會有效改善銅管的結(jié)垢及污染，提高換熱效率，降低凝汽器端差。當管側(cè)結(jié)垢嚴重時，高壓水沖洗或酸洗有助于改善清潔度。全面檢查時，還應(yīng)掌握凝汽器堵管情況。

2.3 軸封加熱器水封

a.由于軸封加熱器水位控制不力(無水位運行)，軸封加熱器水封也成為影響真空的1個主要環(huán)節(jié)，應(yīng)及時加強軸加水位的控制和調(diào)整。

b.此外，軸封加熱器水封沒有布置水封底部放水點。由于該供熱機組每年有幾個月的停修期，水封內(nèi)長時期存水將引起銹蝕，可能導(dǎo)致多級水封的內(nèi)漏、堵塞以至于改變水封流程，影響水封正常工作。大修期間應(yīng)檢查軸封加熱器的多級水封，并考慮增加水封的底部放水點。

2.4 低壓加熱器

低壓加熱器的低水位甚至無水位運行將加大凝汽器的熱負荷，不利于真空。運行中應(yīng)加強低加的水位控制和調(diào)整，水位計應(yīng)確保計量準確、可靠運行。

2.5 水塔

a.填料和除水器表面泥垢較多，淋水裝置噴淋效果較差，存在堵塞現(xiàn)象。水塔周邊應(yīng)考慮增加圍網(wǎng)，避免雜物進入塔池、堵塞凝汽器影響換熱。

b.部分區(qū)域有落水現(xiàn)象，應(yīng)存在填料等冷卻材料破損，應(yīng)及時進行材料修補、更換，以提高水塔冷卻性能，改善機組整體的運行經(jīng)濟性。應(yīng)控制水塔水溫，避免水溫過低引起的水塔冰凍現(xiàn)象。

c.應(yīng)避免化凍后填料破損碎片堵塞凝汽器銅管問題出現(xiàn)。

d.重視循環(huán)水中有機生物的殺滅問題，避免有機生物污染凝汽器，降低清潔度，惡化換熱而影響真空。

e.開展水塔各項指標監(jiān)督，有助于水塔冷卻性能評價分析。

2.6 疏水擴容器

疏水擴容器仍有部分疏水管路內(nèi)漏，增加了凝汽器熱負荷，影響真空。增加疏水擴容器溫度測點，便于檢查疏水閥門內(nèi)漏，及時開展漏泄的治理。

3 大修及綜合治理效果

a.在大修期間，進一步核查了低壓缸下部六、七段抽汽管路與缸體接口法蘭的開裂，并采取增設(shè)抽汽管道上補償器，徹底解決了此種泄漏，真空嚴密性指標可達到200 Pa/min。

b.對真空泵解體檢查發(fā)現(xiàn)，入口濾網(wǎng)被雜質(zhì)堵塞;葉輪沖蝕嚴重，這與泵體內(nèi)工作液溫度較高造成的汽蝕有直接關(guān)系。葉輪經(jīng)過修復(fù)，并疏通吸入口的冷卻水管、將真空泵工作液換熱器的冷卻水源改為溫度較低的工業(yè)水后，真空泵運行電流明顯下降。

c.對凝汽器管側(cè)檢查發(fā)現(xiàn)垢質(zhì)較硬，并堵塞有大量的破損水塔填料碎片，膠球系統(tǒng)收球率低也源于此，多種原因?qū)е履鲹Q熱惡性循環(huán)。增設(shè)二次濾網(wǎng)、高壓沖洗等改善了膠球清洗裝置的投入率和收球率，避免了管側(cè)的堵塞，提高了通流面積和管側(cè)的清潔度，大大降低了凝汽器端差。

d.在大修期間，對凝汽器及負壓系統(tǒng)泡水查漏、氦質(zhì)譜查漏。綜合治理后，在1臺真空泵運行、1臺真空泵備用狀態(tài)下，滿負荷機組真空可達到93 kPa，冬季供熱期可以達到96 kPa以上，確保了機組發(fā)電供熱的安全運行，經(jīng)濟性大幅度提高，降低了熱耗率和廠用電率，節(jié)能降耗效果顯著。

［1］ DL/T904-2004火力發(fā)電廠技術(shù)經(jīng)濟指標計算方法［S］.