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1、125MW 机组主要小指标耗差分析影响因素 影响供电煤耗升偏 ( g / kwh )1、机组降出力（10，20，30，40）% 2.99, 7.02, 11.03, 16.462、新蒸汽压力降低（5，10，15，20）ata 0.97, 1.96, 2.97, 4.353、新蒸汽温度降低（5，10，15，20） 0.53, 1.06, 1.59, 2.124、再热汽温度降低（5，10，15，20） 0.26, 0.60, 1.07, 1.715、真空每降低1% 3.656、凝汽器端差每增大 1（夏季 / 冬季） 1.95 / 0.867、凝结水过冷却度每增大 1 0.048、高加组解列 / 低
2、加组解列 8.20 / 9.139、主给水温度每降低 10 1.1310、给水调整门压差每增加 10ata 0.4211、过热器喷水每增加 1%（高加 / 给泵） 0 / 0.0812、再热器喷水每增加 1%（高加 / 给泵） 1.14 / 1.2213、空预器漏风率增大 1% 0.1414、锅炉排烟温度每升高 10 1.7115、飞灰含碳量每增加 1% 1.2416、锅炉排污率每增大 1% 1.1217、厂用电率每增加 1% 3.83凝汽器汽侧真空严密性降低的查找及处理 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
3、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
4、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。1 问题的提出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-型。 该 125MW 机组自投产以来，机组的汽轮机真空系统多
5、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
6、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
7、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：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。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
8、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
9、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，
10、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；ts凝汽器饱和蒸汽温度，；tw1循环水入口温度，；t循环水温升，；t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 t/t1 (5)就应考虑胶球清洗装置的投运及凝汽
11、器气密性检测；若 t/t1 (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t/t=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，
12、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
13、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 310-11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
14、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
15、，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
