摘要：凝汽器真空系统真空好坏与汽轮机的的安全和经济运行紧密相关，但影响机组真空的因素多、真空系统范围广，真空漏点排查困难。本文结合华能重庆两江燃机电厂凝汽器真空系统泄漏排查、分析、处理案例，将燃机电厂真空泄漏现象、真空泄露原因分析、处理方案和轴封加热器疏水多级水封问题进行深入剖析，拟为其他公司机组凝汽器真空系统泄漏的处理解决提供参考。
关键词：真空泄露、原因分析、处理方案、多级水封
1 前言：
凝汽器真空下降，对机组振动，胀差，轴向位移，推力瓦温度和回油温度，低压缸的排汽温度等都会造成影响， 关乎机组安全运行；同时，凝汽器在漏入空气后，排汽压力升高，蒸汽焓降减小，同时不凝结气体分压升高，对蒸汽换热、凝结的影响，加大了排汽损失。对机组经济运行也至关重要。
2 机组概况
华能重庆两江燃机发电有限责任公司两套2*470MW燃气-蒸汽联合循环蒸汽轮机为东方电气集团生产的联合循环冲动式、三压、再热、双缸、向下排汽、抽凝供热汽轮机，额定功率133.7MW。每台机组配备两台100%容量的水环式真空泵，型号：2BE1 253。启动时，两台真空泵并列运行，满足启动时间要求，正常运行时一台运行，一台备用。真空泵的排汽管连接方式为顶排式。
3 两江燃机电厂凝气器真空系统漏真空案例分析
按照DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》【1】要求，机组正常运行时，每月进行一次真空严密性试验，机组容量>100 MW,真空严密合格标准为：凝汽器背压上升速率≤270pa/min(华能重庆两江燃机要求凝汽器背压上升率≤200pa/min合格)。华能重庆两江燃机电厂最近出现两次凝汽器真空系统漏真空问题，通过一系列的查漏消缺工作进行了消除。
案例一
2018年7月份，两江燃机电厂两台机组真空严密性试验均超过合格值，试验结果不合格。以一次实验结果为例，试验数据为：#1机背压上升率为600pa/min。针对#1机组真空严密性试验数值超标问题，进行相应的运行调整操作：增启循环水泵真空无明显变化；增启真空泵真空下降0.4kPa左右；调整轴封压力及轴加风机负压真空无明显变化。确认#1机组真空系统存在泄漏。针对这一问题，电厂进行了一系列查漏工作，如灌水查漏、法兰接头等喷肥皂水检漏、低压轴封系统割管检查等，最终通过氦质仪检漏查明漏点：
氦质谱仪器查漏：在真空泵排气管出口采用 型氦质谱检漏仪监测氦气浓度，对#1机凝汽器抽真空系统管道法兰、阀门，与凝汽器疏水扩容器连接的疏水管道法兰、阀门，轴封系统管道阀门及轴封加热器、疏水管道阀门，凝汽器膨胀节，连通管及低压缸中分面结合面通过喷氦气进行检漏。检漏发现：低压缸进汽膨胀节处法兰处喷氦检测排气氦气含量高达3.2×10-4远高于检漏仪本底值2.0×10-7Pa/L.s。
1）针对漏点的解决方案：
针对喷氦查漏发现漏点，结合机组运行情况，机组连续启停时，采取了涂专用密封胶堵漏消缺方案；并于年底，利用机组停运检修机会，起吊汽轮机中低压缸连通管后更换了法兰垫片消缺（消缺方案见图1、图2）。
结合消缺后真空严密性试验数据比较，可以确认导致本次#1机真空严密性试验不合格的原因为低压缸进汽膨胀节处法兰垫片损坏漏真空所致。
图1：低压缸进汽膨胀节结构图（为1根螺栓带三密封垫形式，如果13两个密封垫损坏将出现内缸蒸汽外漏，14处密封垫损坏将导致外缸处漏真空）
图2：低压缸进汽法兰面实物图（检修时对此处下部法兰进行了改良：在精确控制两片垫片厚度一致的情况下，由齿形垫改型为压缩性、回弹性更好的缠绕垫，以保证内外均可严密密封）
2）缺陷处理效果：
在明确低压缸进汽膨胀节处法兰垫片损坏漏真空为主要漏点后，电厂采取了对泄露法兰缝隙涂胶堵漏临时消缺方案。临时堵漏后真空严密性试验，#1机真空严密性试验：凝汽器背压上升速率87pa/min ，合格。后续#1机利用检修机会更换低压缸进汽膨胀节处法兰垫片后做真空严密性试验，凝汽器背压上升率64.2pa/min，远优于合格值。至此两江燃机电厂#1机组漏真空问题圆满解决。
案例二
2019年1月28日，华能重庆两江燃机电厂#2机组做真空严密性试验，凝汽器背压上升率618 pa/min，不合格。针对#2机组真空严密性试验数值超标问题，两江电厂再次开展相关真空查漏工作：
氦质谱仪器查漏：结合之前真空系统查漏经验，首先对之前易出问题的漏点查起，运用氦质谱检漏仪对#2低压缸前、后轴封、低压缸中分面、连通管膨胀节处、低压缸真空防爆膜、低压缸人孔门等喷氦检漏喷氦检漏（低压水平结合面、防爆门、人孔门等不漏点，表格记录作了省略）：
1）1月29日，喷氦检漏仪测的排气氦浓度，低压缸进汽膨胀节法兰处1.17×10-6 Pa/L.s，低压缸前轴封1.18×10-6 Pa/L.s，低压缸后轴封1.78×10-6 Pa/L.s；
2）1月29日晚停机后对连通管处膨胀节螺栓进行了紧固，1月30日喷氦气检漏复查，测得不漏，低压缸前后轴封处喷氦检漏情况无明显改善；1月30日#2机组真空严密性试验复查：凝汽器背压上升率676 Pa/min 不合格；
结合查漏结果进行分析，#2机对于低压缸、凝气器连接管路系统均已进行排查，除低压缸轴封处，未发现明显漏点。针对低压轴封处漏点分析：a、检修时低压轴封间隙的调整等原因，导致低压轴封处空气直接漏入低压缸；b、轴封加热器正常疏水回凝气器路U型多级水封未良好建立，导致空气通过轴封回汽路经多级水封漏入凝汽器。
根据分析，#2机组新增对高中压缸轴封处喷氦检漏：发现中压缸轴封1.5×10-5 Pa/L.s；高压缸轴封2.0×10-5 Pa/L.s。由喷氦检漏数据，可以确定#2机组轴封加热器正常疏水回凝气器路U型多级水封未良好建立。
2）针对漏点的解决方案：
加强对#2机凝气器路U型多级水封的注水工作，确保每次启机前凝汽器U型多级水封充分注水。在#2机凝汽器U型多级水封充分注水后进行真空严密性试验：凝汽器背压上升率354 pa/min 不合格，但较之前已有明显改善。
针对两江燃机#1机组U型多级水封充分注水后真空严密性试验合格而#2机组U型多级水封充分注水后真空严密性试验仍不合格这一差异。实地对#1、#2机组凝汽器多级水封布置进行考察，#1、#2机组多级水封管均采用3级布置，#2机组由于现场布置空间限制，比#1机组多级水封管矮约60cm。针对这一情况，进行了多级水封管高度布置核算：
由图可知（取最左边一根管分析）：假定在多级水封建立的情况下，外管低页面离内管插入管口距离越大，则说明水封建立越稳定。
而根据液体压强公式（帕斯卡定律）： P = P0 +ρgh;
P1+ρg△h’=P2+ρg(△h1+△h’)可推出：P1=P2+ρg△h1 ，
同理有，P2=P3+ρg△h2，P3=P4+ρg△h3；
综合有：P1=P4+ρg(△h1+△h2+△h3)；
而我厂轴加风机处一般负压在-7 到 -8 kpa,而冬季凝汽器背压启机时能抽到3到4kpa，运行时稳定在6到7kpa(夏季在9到12kpa )，
将数据带入公式估算有：
（101.325 – 7）X 1000=6 X 1000+1000 X 9.8 X （△h1+△h2+△h3），
可得：△h1+△h2+△h3 ≈ 9.01米，
取△h1=△h2=△h3，有△h1=△h2=△h3≈ 3 米；
由此可见，#2机水封管高度布置，水封建立的情况△h’的高度应该不大，存在扰动的情况下，△h’的液位封不住而引起窜气而漏真空。
反思：为什么夏季做真空严密性试验合格，因为夏季凝汽器背压平均高5到6kpa，利用帕斯卡定律可得，对应所需总的水封液位差少50到60公分。
通过核算，可初步判定#2机组轴封加热器正常疏水回凝气器路U型多级水封管路布置存在问题，需进行改造。为确定除轴加疏水多级水封问题外是否还存在其他大的漏点，申请将轴加疏水由正常疏水路切换至事故疏水路（关闭轴加疏水回凝气器管路，轴加事故疏水直接排放地沟）后，做真空严密性试验：凝汽器背压上升率58 pa/min，均远优于合格值。至此，#2机组凝汽器真空系统泄露问题原因已查明。
4 分析总结
燃机电厂普遍作为调峰电厂，机组启停频繁，低压缸、凝汽器等连接管道在启停交变应力作用下，法兰、管道接头等连接部件密封件易出现损伤漏真空现象。如发生燃机电厂凝汽器真空系统漏真空问题时，可通过氦质谱仪检漏、凝汽器注水查漏等方案优先排查与真空系统相连管接头。另一方面，对于轴封加热器疏水至凝气器管路的多级水封布置，应充分考虑各工况下多级水封总高度，确保多级水封充分建立。同时，电厂可以通过对高、中压缸轴封处喷氦检漏和将轴加疏水切换至事故疏水路做真空严密性试验的方法，来判定轴封加热器疏水至凝气器管路的多级水封是否良好建立。
参考文献：
【1】DL/T932-2005,凝汽器与真空系统运行维护导则〔S〕.
论文作者:沈思宇,杨云龙
论文发表刊物:《电力设备》2019年第7期
论文发表时间:2019/9/17
标签：凝汽器论文; 真空论文; 疏水论文; 机组论文; 严密性论文; 低压论文; 水封论文; 《电力设备》2019年第7期论文;