张帆
（江苏华电戚墅堰发电有限公司 江苏常州 213100）
摘 要：汽轮机凝汽器真空严密性是个综合性的问题,它与运行维护和检修质量密切相关。提高凝汽器的真空度,维持凝汽器最佳真空,关系着汽轮机组的安全、经济运行,而且对提高整个机组的经济效益有着现实意义。
关键词：真空 严密性 安全性 经济性
1 引言
汽轮机真空的高低，直接影响到机组的安全性和经济性，汽轮机真空下降，将导致排气压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排气缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，导致机组振动增大；若负荷不变，导致轴向推力增大以及叶片过负荷，排气的容积流量减少，末级产生脱流和旋流；同时还会在叶片的某一部分产生较大的激振，可能损伤叶片。由此可见真空对汽轮机组的经济性和安全运行起到很大的作用[1]。
某燃气联合循环供热机组#6汽轮机额定功率是79.8MW，是由东方汽轮机有限公司生产的高压、单杠、双压、无再热、下排汽、单轴抽汽凝汽式供热汽轮机，型号为LC79.8/62-7.14/1.2。
2 凝汽器真空低的原因
凝汽器的真空对汽轮机的效率有重大影响。当真空系统不严密，存在较小的漏点时，不凝结的气体从外部装置漏入凝汽器内，聚集在凝汽器内，影响传热，导致真空下降。#6汽轮机在运行中凝汽器真空低的主要可能原因有：
(1)循环水供水量不足：由于环境温度高或供热少，循环水泵在低速方式下运行，或者循环水泵工作异常出力下降等原因，使供水流量不能够满足机组负荷，凝汽器内的蒸汽不能够及时凝结，导致凝汽器真空低。
(2)凝汽器循环水管结垢：因循环水冷却塔和冷却水池长时间与大气接触及补水品质问题，混入浮尘沉积的泥浆、砂石、其它细碎杂物。这些杂物的沉积会形成一层细密较硬的水垢，导致冷却效果变差。
(3)凝结水泵密封水系统故障，密封不严密，凝汽器通过凝结水泵轴承与大气连接，导致凝汽器真空低。
(4)汽轮机的轴承密封系统供汽不足，导致汽轮机低压轴封处密封效果变差，存在空气漏进低压缸，进而导致凝汽器真空低。
(5)真空泵工作异常，真空泵叶轮磨损、汽水分离器水位低、密封水温等原因引起泵的出力差，导致无法及时抽出凝汽器内的汽水混合物，引起真空较低。
(6)真空系统不严密：真空系统容易出现漏点的位置有真空系统各法兰、热井液位计接口、凝汽器真空破坏门、低压缸防爆门、高低压缸拼接处。
3 凝汽器真空低原因分析
从2020年初开始，#6汽轮机凝汽器真空严密性试验中，真空下降速率由0.35kPa/min开始逐渐升高，至4月份真空严密性试验值为0.604kPa/min，大大超过了合格的规定值0.4kPa/min。记录试验前8分钟内凝汽器真空值，为了确保准确性，取试验后5分钟数据，如表1所示。
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结合#6汽轮机连续运行的情况，对上述可能导致#6汽轮机真空低的各个原因逐一排查。
(1)就地检查循环水泵工作正常，增开一台循环水泵后，凝汽器真空没有明显变化，排除循环水量不足的因素。
(2)就地检查凝汽器水位正常，结水泵工作正常，凝结水泵密封水系统工作正常，凝结水泵系统检查无泄漏，可排除凝结水泵密封水系统故障的可能性。
(3)利用机组调停机会检查凝汽器不锈钢管内部清洁无结垢现象，因此可排除凝汽器内部结垢影响传热效率的因素。
(4)通过调节高压蒸汽供轴封调门和溢流阀，抬高低压轴承密封汽源的压力，观察真空是否变好来确认是否由于低压轴承密封处存在漏汽，经过试验，将低压轴承密封压力由0.06MPa抬高至0.08MPa，凝汽器真空有所上升，就地检查低压轴封无冒汽、吸气现现象。
(5)就地检查真空泵和密封水泵工作是否正常，真空泵密封水温是否过高，在检查中进行真空泵的切换。切换以后，观察仍未发现真空有明显变好的迹象。
(6)利用氦气查漏装置检查凝泵进口滤网放水门、高低压旁路门、低压缸中分面、高低压缸拼缸处、低压缸防爆膜、低压轴封等处进行检查。检查结果为凝泵进口滤网放水门、低压缸中分面无漏气现象，高低压缸拼接处和低压缸防爆门处微漏，主要漏气点还在汽轮机低压轴封处。
4 采取措施
通过分析排查，最终确定#6汽轮机凝汽器真空低的一个主要因素和两个次要因素，针对三个因素采取相应措施。
(1)由于#6汽轮机距离上次检查时间已较长，加上机组不断启停过程中热胀冷缩，低压轴封处的轴封可能已磨损，按照机组规程上轴封母管压力正常值为0.03MPa，在2020年初时已将轴封母管压力逐渐提高至0.05MPa。虽然已提高了轴封母管压力，但通过氦气查漏装置检查确认凝汽器真空主要漏点还在低压轴封处。在保证机组安全的情况下，将轴封母管蒸汽压力抬高至0.11MPa时，低压轴封处才出现冒汽现象，因此为确保低压轴封不吸气轴封母管压力需维持在0.1MPa左右。由于低压轴封用汽量增多，在抬高轴封母管蒸汽压力时必须考虑轴封蒸汽的温度。若只使用高压主蒸汽抬高轴封蒸汽压力时，可能会导致低压轴封处蒸汽温度过高，轴封弹簧受热，刚度降低甚至失去弹性，加剧轴封间隙增大。若只用辅助蒸汽供轴承密封可能会导致轴封母管蒸汽温度过低，与高压轴封处转子处温度不匹配，容易产生局部应力现象，危害机组。因此在控制轴封蒸汽压力的时候需要高压主蒸汽和辅汽混合供汽，保证轴承密封蒸汽压力在0.10MPa时，温度控制在380℃左右。
(2)在排查过程中同样发现高低压缸拼缸处和低压缸防爆膜处存在些许漏汽的情况，通过加固密封拼接处，观察真空变化。经过处理以后发现真空确实有些许变化。
(3)利用大修机会，对低压轴封处密封齿及间隙检查，若不符合规定进行更换或调整，对汽轮机高、低压拼缸处进行重新焊补。
5 经济效益
针对存在的问题采取措施以后，#6汽轮机凝汽器真空严密性试验中凝汽器真空下降速率由0.604kPa/min下降至0.32kPa/min，达到真空严密性实验合格要求。
根据机组实际运行工况，凝器真空每上升1kPa，汽轮机的负荷上升0.8%~1%左右，#6汽轮机额定功率为78MW。
此次整改以后真空上升约为2kPa
理论上，汽轮机负荷每小时上升：2kPa*0.9%*78MW=1404 (KW)
每天多发电量1404KW*24H=33696 (KW)
按照公司#6汽轮机组上网电价0.58元/KW·H
理论上每天多产生效益为 33696KW*0.58元/KW·H=19543.68元
6 结论
通过以上分析可知凝汽器的真空度直接影响到整个发电机组的安全性和经济性，在汽轮机运行中常见到机组真空变差的问题。在遇到此类情况时，最主要的难点是快速而准确的找到凝汽器系统的泄漏点，并且能够找出高效的应对方案。通过此次对汽轮机凝汽器真空差的系统分析，能够形成一套较为有效的处理措施，为以后遇到此类情况提供一个可靠的处理方案。
参考文献：
[1] 杨善让，汽轮机凝器设备及运行管理[M].北京：水利电力出版社,1993.
[2] 中国华电戚墅堰发电有限公司热电集控运行规程.
[3] 中国华电戚墅堰发电有限公司热电集控运行图纸.
作者简介：张 帆（1995），男，江苏宿迁，助理工程师，发电厂运行维护值班员。