上海电力股份有限公司吴泾热电厂 上海市 200241
摘要：本文将通过对吴泾热电厂330MW亚临界机组凝汽器冷端真空降低的原因进行梳理、分析，从凝汽器漏入空气量、凝汽器冷凝管的清洁度等方面找出降低机组运行真空的主要原因以及采取的综合治理措施，使机组真空情况得以改善，提高机组安全性与经济性，对同类型机组凝汽器冷端真空改善具有一定借鉴意义。
关键词：凝汽器；真空；端差；真空泵；胶球清洗
0.引言
凝汽器是汽轮机的最重要辅机设备之一，在汽轮发电机组的热力循环过程之中，凝汽器的主要作用是将汽轮机排出的蒸汽凝结成水，并在排汽口建立与维持一定的真空度, 凝汽器冷端真空度是反应凝汽器冷端综合性能的主要参数，也是汽轮发电机组安全、经济运行的重要指标之一，当凝汽器冷端真空过低时会严重影响汽轮发电机组的安全性、经济性。
1.设备概况
吴泾热电厂9号机组汽轮机是上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂引进西屋公司技术设计制造的330MW亚临界燃煤供热机组，机组为单轴、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，型号为C330/300-16.7/0.981/538/538；凝汽器采用上海电站辅机厂生产的N-19000凝汽器，凝汽器形式为单背压、单壳体、对分，双流程、带鼓泡除氧装置、表面式凝汽器，铭牌换热面积19000㎡，换热管材质为不锈钢。
2.存在问题
9号机组自2010年投产以来凝汽器冷端真空一直较低，在夏季9号机组传热端差要比我厂另一台同类型机组要高出4℃左右，其真空要低2.5kPa左右。该机组通过几次机组检修，逐步找出了影响凝汽器真空的问题症结所在，采取了综合治理措施，使该机组真空情况得以改善。
3.原因分析
3.1真空严密性不合格
如果真空系统真空严密性不合格，会使大气中大量不凝结气体通过漏点进入真空系统，造成凝汽器冷端真空降低的情况发生。运行人员对该机组进行了真空严密性试验，真空严密性试验的结果为120Pa/min，结果合格。依据此试验结果可以排除因真空系统真空严密性不合格，导致该机组凝汽器冷端真空度偏低发生的可能性。
3.2高中压缸效率偏低
根据表1据汽轮机高/中压缸效率试验结果发现，该机组高压缸效率为82%左右，比设计值低3%，由于高压缸效率偏低导致汽耗率上升，排汽量增大，致使凝汽器热负荷增加从而降低凝汽器冷端真空。从试验数据来看，高中压缸各压力监视段的压力比处于正常范围之间，机组轴向通流部分无严重问题，高压缸效率低应该是高中压缸内汽封径向间隙过大导致的。
表 1汽轮机高/中压缸效率试验结果
3.3热力系统阀门泄露
根据表2汽轮机隔离工况与不隔离工况试验结果，在功率仅相差1.9MW、主蒸汽流量相差20.78t/h（相对应凝汽器流量相差10.4t/h），汽轮机排汽压力却变化了0.21kPa。根据制造厂提供的数据，在相同的主蒸汽流量下，汽轮机排汽压力7.18kPa时功率应达到323.9MW，实际却只有320.04 MW。根据以上试验数据可以判断热力系统阀门存在较大的泄露量，阀门泄露引起高参数蒸汽漏入凝汽器，致使凝汽器热负荷增加从而降低凝汽器冷端真空。
表 2汽轮机隔离工况与不隔离工况试验结果
3.4 凝汽器换热管污脏
凝汽器换热管表面清洁度差包含：污脏、结垢、异物堵塞、腐蚀等情况，清洁度差会减弱传热效果，严重的污脏或异物堵塞还会影响凝汽器的冷却水量。该电厂采用开式循环水的冷却方式，取水口所在位置位于河道的凹岸处且水质较差，河流中泥沙与各种漂浮异物大量的吸入，非常容易造成凝汽器换热管内壁上产生沉积污垢，影响传热效果，造成端差偏大。实际运行中该机组凝汽器端差要比理论端差高出3℃以上。
凝汽器换热管材质为TP304，规格为Φ25mm×1mm，利用检修机会对部分换热管内壁进行检查、分析，发现换热管内壁局部区域分布有黑色垢样，部分区域有明显锈蚀现象。
对垢样和正常区域的氧化膜进行元素分析可知，垢样以氧化物为主，并含有Na、K、Mg、Al、Ca、Si等元素，这些元素判断应来自冷却水。垢样区Cr含量的减少，说明长期运行过程中，含Cr的氧化膜逐渐腐蚀破坏；而正常区域仍以基体元素为主。综合以上检查、分析确定凝汽器换热管清洁度极差，污脏情况严重。该机组凝汽器胶球系统因收球率低，仅为25%，分析为导致凝汽器换热管污脏的主要因素。
4.治理措施
4.1提高高中压缸汽缸效率
高中压缸效率偏低原因是由于安装时汽封间隙过大、汽封间隙磨损导致，根据以上情况采用以下几个组合措施综合治理。将调节级与高压缸的阻汽片全部拔除，通过重新镶嵌调整齿高的方式来调整阻汽片径向间隙，检修后将调节级阻汽片径向间隙调整到0.90mm、高压缸阻汽片径向间隙调整到0.55mm。将梳齿式的过桥汽封与中压缸隔板汽封改进为布莱登汽封，并将工作间隙调整至0.35mm。将中压缸围带汽封的材料更换为铁素体，并将间隙调整至0.60mm。
通过以上措施，检修后高中压缸汽缸效率得到了明显的改善。高压缸效率提高了约3%，中压缸效率提高了约1%。
4.2热力系统阀门消漏
利用检修机会对热力系统阀门进行解体检修。解体时发现：高/低旁、2号高加疏水调节阀阀座上镶嵌的硬质合金硬质合金已被吹损。特别是高旁机组运行时阀后温度高达450℃，泄露情况尤为严重。对泄露的阀门采用重新堆焊后研磨接触线的处理方法进行处理，机组运行后阀门严密性良好，高旁阀后温度下降到218℃、低旁阀后温度下降到70℃、2号高压疏水调节阀门阀后温度基本与凝汽器温度持平，此外还利用检修机会，更换了一高/中温疏水阀。通过以上措施大幅度减少了高温工质的泄露，目前各疏水集管的温度均低于50℃。
4.3凝汽器换热管清洁
利用机组停机检修机会，对凝汽器换热管进行人工机械清洗，及时清除影响传热效果的结垢，提高凝汽器换热管束的清洁度，降低端差。根据运行情况比较发现每进行一次凝汽器机械冲洗可提高机组真空0.8Pa。
对胶球清洗系统进行改进，通过机组检修机会对胶球系统进行解体发现影响该机组胶球清洗系统收球率低的主要因素是因为收球网网板缺陷导致，因使用的冷却水水质较差，江水中含有水草、杂物量过多，大量水草和杂物积聚在收球网板栅条上，使网板因长期的水草和杂物的堆积、缠绕，栅格间隙增大，甚至引起栅条隔圈的松动相互磨损而使栅条磨断，从而造成漏球。
胶球系统收球网板改进方案:
(1)活动网板确保证栅条各孔间距的均等、网板装配后的平整和光洁度，从而防止栅条的参差不齐而影响胶球的流动及夹球，同时也可减少水草和杂物缠绕的几率，反冲洗时也容易将水草冲掉。带格栅的网板总面积是凝汽器出水管截面积的1.5倍左右，阻力小于原有收球网，且不易变形。
(2)加装收球网网板反冲洗功能，当网板两端压差达到一定值时，网板自动打开到-8°位置，容易将水草等异物冲掉。
(3)出球口加装水量调节装置：调节进入装球室的水量，关闭时可增大进入出球口的水量，提高水流的带球能力，减少水中因流量不足产生空气，能通过窥视窗在线观察后在0°～90°范围内进行调整，从而提高收球率。
改进后凝汽器胶球清洗系统胶球收球率相比原来有了明显的提高，胶球收球率始终稳定在90%以上，收球率的提高，改善了凝汽器的清洁度，提高了换热效果。该机组胶球清洗系统收球网系统改造能使凝汽器传热端差显著下降，根据电厂的运行数据表明，胶球系统投运正常后凝汽器真空约能提高1kPa。
5.结束语
凝汽器冷端真空降低影响因素较多，所以处理凝汽器冷端真空偏低是一个综合性的问题，需要针对不同情况进行综合治理。本文将通过对吴泾热电厂330MW亚临界机组凝汽器冷端真空降低的原因进行梳理、分析，从凝汽器漏入空气量、凝汽器热负荷、凝汽器冷凝管的清洁度等方面找出降低机组运行真空的主要原因以及采取的综合治理措施，使机组真空情况得以改善，提高机组安全性与经济性，对同类型机组凝汽器冷端真空改善具有一定借鉴意义。
参考文献
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论文作者:曹炯明、何骞
论文发表刊物:《科技新时代》2019年9期
论文发表时间:2019/11/20
标签：凝汽器论文; 机组论文; 真空论文; 汽轮机论文; 系统论文; 严密性论文; 间隙论文; 《科技新时代》2019年9期论文;