摘要：亚齐火电项目机组的设计额定负荷为11万千瓦（2台），其中2#机组真空严密性试验多次不合格，按照常规的思路和方法进行反复的检查和调整，效果均不明显。但机组在正常运行时凝汽器的真空度可以达到负93.7千帕左右，真空泵停止后，真空度会迅速下降，达不到试验合格标准。此缺陷不但影响机组安全运行，同时影响机组移交，施工方按照常规电厂真空查漏的方法进行了多次查漏和消缺工作，仍达不到试验要求。最后组织各方专业人员采取思维发散方式，对可能的原因进行分析和排除法，最后找到产生问题的根本，处理后试验合格。
关键词：真空严密性试验 ；真空度；下降率；泄漏
一、概述
亚齐火电项目两台2×110MW燃煤机组，汽轮机设计为抽汽凝汽式机组，进入调试阶段后，真空严密性试验不合格，按要求做灌水试验超过五次，反复对相关系统管路上的焊缝和法兰部位进行检查，效果均不明显，无法满足合格标准。但机组在正常运行时，凝汽器的真空度可以维持到一个较高水平，最高可以达负93.7千帕左右（一台真空泵运行），只要真空泵停止，真空度会迅速下降，达不到试验要求的时间就会因真空度低跳机。
施工方按照常规电厂真空查漏的方法进行了多次查漏和消缺工作，每次完成后重新试验时均达不到要求，最后组织各方专业人员采取思维发散方式，对可能的原因进行分析和试验排除法，找到产生问题的根本，处理后试验合格。
二、真空系统灌水查漏试验
凝汽器灌水试验均按照厂家资料和相关标准进行操作，灌水至凝汽器喉部上300mm位置，前两次灌水试验均以检查凝汽器本体及其与之相连的管道上的焊缝和法兰位置，主要检查的具体部位有：
凝汽器外壳焊缝和取样、液位接头部位；
高、低压加热器的事故疏水管道及阀门、法兰；
高加事故疏水扩容器管道及接口位置；
低压加热器外壳接口及取样点；
低压加热器汽侧疏放水管道及阀门、法兰；
低压加热器汽侧启动排汽管道及阀门、法兰；
低压加热器汽侧水位计；
各级水封；
凝汽器抽空气管道及阀门、法兰；
凝汽器真空破坏门及管道、法兰；
低压缸及结合面、低压缸上部安全膜；
中、低压缸联通管部位的法兰；
凝结水收集箱及其管道及阀门、法兰；
凝汽器放水门及其管道、法兰；
真空泵入口管道及逆止阀门；
凝结水泵及其连接的管道、法兰、阀门、盘根、滤网；
凝汽器补水箱、补水管道及其阀门、法兰；
汽机本体上所有的测量元件接头漏气检查；
通过对上述部位的检查和处理，完成后再次进行真空严密性试验，真空下降率约为1.2KPa/min，试验结果仍与合格要求差距较大。
三、真空严密性试验失败原因分析和调整
通过前几次灌水试验查漏和消缺，基本排除了系统存在大量外漏的可能，且通过此前多次试验结果对比分析可知，几次灌水试验中发现的漏点处理前后，对真空严密性试验结果影响不大，据此推断直接影响系统严密性的大漏点仍未找到，且该漏点十分隐蔽不易发觉。因此，查漏方向需从查外漏转向对装置、设备及系统本身存在的缺陷查找和排除。
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基于项目1#机组和2#机组的设计、设备和施工方相同，而1#机组的真空严密性试验可以达标，说明系统设计的合理性方面不容置疑，故需重点比较两台机组在施工过程中是否存在差异或变动而影响系统严密性。
安排专业人员对两台机组的前后所有施工记录进行核实，发现记录中记载2#机组的7#低压加热器的水封管由于其套管打桩深度不够原因被截断过（套管底标高设计为-12.5米，实际高度是-7.78米，水封井截断4.77米），但截断长度经设计人员的核算并口头回复可行。根据多次真空试验不成功的现象，分析认为水封管截断后水封高度不够或截断后的焊缝质量问题是可能因素。
通过上述的分析，针对低加水封管截断后水封高度是否足够的问题，采取试验排除的方法进行验证。验证主要从运行操作上进行调整，具体步骤如下：
第一步、做试验时凝汽器真空＜-89千帕；
第二步、7#低加水位维持在低水位300＜L＜350范围（解除低加水位报警连锁保护）；
第三步、真空泵停前30秒左右，确认关紧真空截止阀；
第四部、进水封井管道上的注水阀在试验时需保持全开；
第五部、对低加疏水至水封井的全关电动门进行加紧；
此外，在水封井排气口处增加一个二次门，两个门之间加装一块真空表，以便观察和检验水封效果；
真空严密性试验时，安排专人就地待命，并随时与控制室人员保持联系，若试验过程中出现7#低加水位过高影响运行安全时，就地人员需迅速打开7#低加至水封管的阀门。
一切准备工作就绪后，在机组稳定运行时再次进行了真空严密性试验，结果仍不合格，但与前几次试验比较，真空下降速率有大大改善，本次下降率约为0.8KPa/min。本试验说明低加水封管截断后存在水封高度不足问题，对真空严密性有较大影响，此项缺陷的发现取得了显著性成效。
为解决此问题，根据现场实际情况，与设计方进行沟通，后采取提高水封管至凝汽器接管的标高位置解决。
通过处理完水封井截断对真空严密性影响因素后，机组的真空严密性有了极大改善，但同时说明系统内部还存在其它较大隐蔽漏点影响严密性导致试验不合格。对此，专家组决定停机后再进入凝汽器内部检查，在进入检查之前用压缩空气将内部的积水吹扫干净，尽管如此，检查时发现在进凝汽器部位的高压旁路二级减温器位置有轻微水迹，这一现象立即引起专家们注意，因为理论上该位置不应该有水，唯一可能是主汽旁路上的阀门不严导致。
专家们就此现象进行了深入讨论，分析机组正常运行时，主汽旁路的闸阀和调节阀都是关闭状态，调节阀后至凝汽器的管段处于负压状态。若旁路闸阀不严，高温高压蒸汽泄漏后进入调节阀，由于调节阀本身不能完全关严，此时该高温高压蒸汽会泄漏至与凝汽器相连的真空管段；另一种情况是调节阀下的喷水减温截止阀不严，机组运行时高压减温水会泄漏至与凝汽器相连的真空管段；这两种情况都会造成高温高压蒸汽或高压水被扩容后汽化，大量进入到凝汽器，在真空泵停止运行的状态下，将大大影响机组的真空严密性。
为了验证分析的结论，对高压旁路闸阀进行了解体检查，对密封面部位彻底研磨到位，同时更换高压旁路的喷水截止阀，对高压旁路调节阀重新进行了调试，行程进行了校正。
机组启动后稳定运行时，再次按要求进行真空严密性试验，试验时机组负荷为90MW（80%负荷），凝汽器真空为-92.62KPa，16:28分开始停两台真空泵运行，16:31分记录值-92.363KPa，每分钟记录一次，至16:36分到-90.874KPa，试验期间真空下降速率为0.297KPa/min，远小于0.4KPa/min标准，试验合格。
四、结论和建议
真空严密性是机组能否安全运行的一个重要指标，影响真空严密性的因素很多，灌水查漏法可以有效发现和消除掉大部分的外漏点，但是对一些隐性漏点却无能为力，这种情况下会增加查漏难度。对此，专业人员要大胆发散思维，对可疑因素采取排除法进行验证。
就本项目而言，真空严密性试验不合格的主要因素有两方面，第一方面是由于低压加热器水封管被截断后导致水封高度不足漏气引起；另一方面高压旁路闸阀和高压旁路的喷水截止阀不严；
对于第一种影响因素，认为本项目的低压加热器和轴封加热器的水封管设计形式为单级水封管，安装位置底标高负十几米，施工难度大，且存在水封管本身有问题时不易检修的缺陷，建议类似电站可采取多级水封管的设计形式，能很好的避免该问题。对于第二种影响因素，需加强施工过程中的质量控制，对阀门和其它可能集聚残留杂物的位置需做好相应的防护措施，如隔离阀门，临时短管代替等，避免杂物集聚在阀体阀槽内部，阀门开关过程中被刮伤而内漏。
论文作者:夏敏
论文发表刊物:《基层建设》2016年35期
论文发表时间:2017/3/27
标签：严密性论文; 凝汽器论文; 真空论文; 机组论文; 水封论文; 法兰论文; 旁路论文; 《基层建设》2016年35期论文;