摘要：通过技术管理手段，对600MW机组真空系统相关系统及设备运行情况排查诊断分析，针对问题进行改造或优化运行方式，在保证机组安全稳定运行情况，深挖真空系统相关设备最佳性能，获取最优运行真空，提高系统综合性能、降低机组发电煤耗到达节能降耗目的。
关键词：凝汽器；真空泵；抽真空；严密性；运行方式优化；节能
1 概述
滇东电厂4×600MW机组，汽轮机采用亚临界、中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽凝汽式机组，机组真空系统主要包括凝汽器及抽真空系统、凝结水系统和循环水系统等。其主要设备包括真空泵、凝汽器、循环水泵及冷却塔等。真空泵型号:TC-11，最大轴功率：102kW，转速：590rpm；凝汽器为双背压、双壳体、N-38900型，总冷却面积：38900 m2，冷却水量：62860 m3/h，冷却水设计压力：0.5 MPa，年平均运行背压（冷却水温24.5℃）：6.1 kPa，循环水设计水温：24.5℃（最高水温：33℃）；循环水泵88LKXA-29.5型，流量：37692m3/h，扬程：29.5m，必需汽蚀余量：9.22m，转速：425rpm。
通过对真空系统运行状况综合诊断及优化，最终目的是获取凝汽器最佳运行真空，保证机组安全稳定运行情况下，消除系统缺陷、优化系统及设备性能，通过较少的投入和优化运行调整等方式，从技术精细化管理提升达到节能降耗。
2 现场排查诊断
2.1 抽真空系统
1号机组投产以来，其凝汽器高压侧、低压侧运行差压基本在0.5～0.8 kPa左右，远小于设计值1.6kPa。综合分析导致机组高、低压侧凝汽器压差不明显的主要原因：机组抽真空系统存在设计缺陷，抽真空管路由高压侧到低压侧凝汽器，然后接入一根抽气母管，运行中常出现凝汽器高压侧排挤低压侧抽气，使部分非凝结气体积聚在低压侧凝汽器冷却管周围，增大了冷却管的空气热阻，降低了冷却管的换热系数，造成低压侧凝汽器压力偏高，最终使凝汽器高、低压侧压力差不明显。
为了明确抽真空系统设计缺陷对凝汽器运行压力的影响程度，进行了真空泵运行台数对机组真空影响试验，增开一台真空泵，真空提高了0.5 kPa。
机组真空提高0.5 kPa，发电标煤耗可降低1.5 g/kW∙h，而增开一台真空泵其消耗电机功率仅110kW，故增开一台真空泵对机组的经济性是有利的。
2.2 真空泵抽吸能力
机组抽空气设备为偏心式水环真空泵（两用一备），影响真空泵抽气性能主要因素为泵入口气体（汽体）压力、温度、工作水温度及泵转速等，而真空泵可得到的最大真空度取决于工作水温度所对应的汽化压力，工作水温度高低又取决于其冷却水水温高低，这样实际运行中真空泵工作水很少能在设计温度附近运行，特别在夏季工况下，循环冷却水温度的升高,一方面直接引起机组真空的下降,另一方面由循环冷却水来冷却的真空泵工作水温度也相应升高,加剧了真空泵的气化,降低了真空泵抽真空的能力,进一步影响机组的真空。通过现场测试，工作水温在25℃以下变化，机组真空基本不变化，从25℃上升到30℃，真空下降0.3kpa，凝汽器端差不变，从30℃上升至35℃时,真空下降0. 65 kPa,凝汽器端差升高2℃。
2.3 真空系统严密性
真空系统严密性是影响汽轮机真空的重要原因之一,机组真空系统庞大而复杂，影响真空的环节多,对机组真空系统严密性进行了现场试验，试验结果：高、低压侧分别242Pa/min、300Pa/min，其结果不符合节能监督规定合格标准(不大于270Pa/min)，其真空严密性处于较差的水平。通过现场系统运行分析，一是汽轮机低压缸、给水泵汽轮机轴封间隙可能过大；二是给水泵密封水回水系统布局不合理；三是真空系统存在泄漏点，导致空气漏入真空系统。
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2.4 现场凝汽器压力测点校核
现场诊断中利用我院携带经校验的ROSEMOUNT 3051绝压变送器（精度等级0.075），对机组现场凝汽器压力测点进行了校核，测试结果为：机组DCS显示的真空值不准确，高压侧真空表显示值偏低约1 kPa，低压侧真空表显示值偏低约0.6 kPa，这样可能会误导运行人员增开一台低速循环水泵运行，按照全年累计低速循环水泵多运行一个月，耗电量增加近150万kW·h），造成不必要的厂用电增加。
2.5 冷却水塔性能日常诊断
采用干湿球温度计对机组冷却塔性能进行了现场测试（30天），机组冷却塔附近湿球温度在16.9℃～17.2℃，机组循环水出塔水温(即凝汽器循环水的入口水温)约22.03℃～22.5℃，循环水出塔水温与湿球温度相差在5.0～5.5℃，在7℃以内，表明冷却塔性能达到设计水平。
3 优化及改进
3.1 抽真空管路优化
鉴于机组抽真空系统存在的设计缺陷及增开一台真空泵现场试验数据，对抽真空管路由串联改为并联方式，改后实现两台真空泵单独地对高、低压侧凝汽器进行抽真空。
3.2 真空严密性漏点治理
使用氦质谱检漏仪对系统进行检漏，给水泵密封水回水至凝汽器（汽泵呼吸阀处检漏）漏率4.8×10-4 mbar.L/s为主要泄漏点，其次是汽轮机B低压缸轴封处漏率1.5×10-5 mbar.L/s、汽动给水泵汽轮机轴封漏率3.6×10-5 mbar.L/s，存在轻微泄漏。
经分析，汽泵密封水回水系统设计存在缺陷，在机组停运过程中尤其是机组紧急停机或汽泵停运过程中，密封水回水不畅，导致回水进入汽动给水泵汽轮机润滑油系统中，影响到了机组的安全稳定运行，日常运行过程中密封水回水水封不稳定引起凝汽器漏空气，造成凝结水溶氧超标和真空严密性不合格。
3.3 其他工作
汽轮机A、B低压缸排汽增设4个压力测量装置，保证每个排汽环面2个压力测量装置，安装标准网笼压力探头和压力变送器，按照ASME性能试验规程测点要求，规范取样管，保证排汽压力测量的准确性。
增加一路水环真空泵工作水冷却水水源，水源由工业水提供，夏季工况下比循环水温度低4℃左右。
4 实施效果
汽泵密封水回水系统改进，大大改善了凝汽器运行状态下真空严密性，通过投运后真空严密性试验均在优秀水平，高、低压侧都低于100Pa/min。
抽真空系统管路串联改为并联方式抽真空，可实现两台真空泵单独地对高、低压侧凝汽器进行抽真空，双背压运行，不同负荷及环境温度条件下，经测算，凝汽器真空平均提高在0.5 kPa以上，按提高真空1 kPa发电煤耗降低2.84g/kW·h计算，发电煤耗降低1.42g/kW·h，按我厂机组平均利用小时数4500小时，标煤800元/吨计算，每年产生306万元经济效益。
5 结论
对600MW机组真空系统涉及主要系统和设备进行试验诊断分析，并进行相应改造及优化，真空严密性差的问题得到彻底解决，机组运行真空提高明显，发电煤耗及厂用电率指标得到改善，节能降耗效果显著，取得较好经济效益。
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作者简介：蒋辉（1980-11），汉族，籍贯：四川仁寿，当前职务：主管，当前职称：工程师，学历：本科，研究方向：热能动力
论文作者:蒋辉
论文发表刊物:《电力设备》2018年第25期
论文发表时间:2019/2/25
标签：真空论文; 凝汽器论文; 机组论文; 真空泵论文; 系统论文; 严密性论文; 水温论文; 《电力设备》2018年第25期论文;