凝汽器真空度文档.docx

凝 汽 器 真 空 的 影 响 因 素 与 改善 措 施凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要 因素之一真空降低使汽轮机的有效焓降削减,会影响汽轮机的出力和机组设备的安全性电站凝汽器一般运行阅历说明：凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增加 1.5％—2.5％而且，凝汽器真空的降低，会使排汽缸温度上升，引起汽轮机轴承中心偏移，严峻时会引起汽轮机组振动此外，当凝汽器真空降低时，为保证机组出力不变，必需增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又将导致铀向推力增大，使推力轴承过负，影响汽轮机的安全运行所以在实际的热电厂运行中，最好使凝汽器在设计真空值四周运行4.1 真空降低的危害凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成局部，其工况的好坏，直接影响整个机组的安全性和经济性例如一台 200MW 的机组，真空每下降 1％，引起热耗增加 0.029％，少发电约 58KW，而一台 600MW 的机组，真空每下降 1％，引起热耗增加 0.05％， 少发电约 306KW有资料显示，凝汽器每漏入 50kg/h 的空气，凝汽器真空下降 1Kpa， 机组的热耗增加约 6％－8％1)经济方面的影响a. 真空降低，使汽轮机热耗增加。

对于高压汽轮机，真空每降低1％，可使机组热耗增加 4.9％b 真空降低，使分散水过冷度增加对于高压汽轮机，分散水每过冷1℃，也使热耗增加 0.15％c 为了供给真空，开大铀封供汽压力和流量，导致油中带水，增大了油耗2)安全方面的影响 a．由于真空降低，使排汽压力，排汽温度上升，降低了汽轮机经济性严峻时，由于排汽温度过高，还将引起汽轮机低压缸胀差发生特别变化和低压缸变形， 转变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机 b．由于真空降低，分散水中含氧量增加，最超群过100％，分散水系设备和管道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道c．为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润滑油系统，使油中带水，使调整系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运行带来严峻的隐患d．其他方面的影响在实际中，分散器真空降低还存在很多缓慢的危害如分散水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必需保持机组在设计真空值四周运行。

4.2 凝汽器真空降低缘由汽轮机凝汽系统的真空问题与热力系统的设计合理与否、制造安装、运行维护和检修的质量等多种因素有关，必需依据每台机组的具体状况进展具体分析汽轮机凝汽器真空偏低的主要缘由有：1. 真 空 系 统空气通过两个渠道漏入凝汽器：一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一个是伴同蒸汽一起进入凝汽器由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多， 约占从凝汽器抽空气总量的百分之几因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处漏入除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，分散水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作漏空的主要部位有：低压汽缸两端汽封及低压汽缸结合面，中、低压缸之间连通管的法兰连接处，低压汽缸排汽管与凝汽器喉部联接焊缝，处于负压状态下工作的有关阀门、法兰等处2. 循 环 水 系 统1. 冷却水进口温度在其它条件一样， 冷却倍率不变时，冷却水温度越低，排汽温度也越低即凝汽器真空就越高如镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在下游。

由于两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温〔实测月平均进水温度比甬江水的自然水温度高出 2℃〕，恶化了凝汽器的运行条件2. 当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必定减小冷却水温升的大小反映冷却水量是否足够当其温差大于8℃～12℃时，应增加冷却水量3. 汽器端差δt 的影响端差是反映凝汽器热交换状况的指标，一样条件下，端差增大，说明凝汽器汽 侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换， 更主要说明凝汽器传热管内侧外表脏污，造成热交换性能差由于甬江水体污染日益严峻，塑料垃圾水草增多，原有 28已运行多年的正面进水旋转滤网因故障频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效 地去除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果故要求对循泵房清污系统的重要设备-旋转滤网进展改造原滤网承受了无框架正面进水旋转滤网，定期人工启动冲洗由于滤网构造缘由，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二 次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益 恶化，由此引起的危害也日益加重。

循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从而影响真空一般凝汽器的冷却倍率m 应为 50～60，对大型凝汽器，该冷却倍率还要适当大些而有的机组选取的冷却倍率比上述推举的最正确值小了很多例如华东地区某一座总装机容量为1300MW 的特大型火力发电厂，装有 125MW×4和 200MW×4，计入台机组其中，125MW 机组由某电力设计院进展设计上海汽轮机厂规定要求通过凝汽器的冷却水量为17800t/h，汽轮机低压汽缸排入凝汽器的蒸汽量为 290t/h，冷却倍率 m 为 61.4而每台 125MW 汽轮机组选配了两台 48sh－22 型循环水泵，一台运行，一台备用循环泵出水量为ll000t/h其中尚有 1000t/h 的冷却水要供给冷油器、发电机空冷器、发电机水冷器、局部辅机轴承冷却水和射水箱补水等使用，实际通过凝汽器的冷却水量只有10000t/h，几乎只有要求冷却倍率的一半左右，使得实际通过凝汽器的冷却水量少了很多，使机组真空常年偏低，尤其在夏季，机组真空更差，被迫减负荷运行3. 凝 汽 器 钢 管 结 垢尤其是当钢管内结有较厚的硬垢时，凝汽器钢管整体传热系数呈直线下降。

对于用江水、河水、湖水、水库水等作循环水的补充水源时，凝汽器钢管内结垢较软， 较易除抹对于地表水较缺乏的内陆火电厂，往往用硬度较大的地下水作为循环水 的补充水源，如处理不当，则凝汽器钢管内较易结成较厚的坚硬的硬垢，较难除去，对机组真空影响很大据对 125MW 汽轮机组试验证明：当铜管内结垢厚度达1.2mm～ 1.5mm 时，在同样的冷却条件下，使汽轮机真空降低6.66kPa，增加发电煤耗10g/kW.h～15g/kW.h4. 抽 气 器 工 作 不 正 常1) 抽气器工作水压力低、水量缺乏或增加过多，反映到抽气器抽吸力量的下降，引起凝汽器真空的降低对肯定的抽气压力而言，工作水压力pw 越小，抽气量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽气要求，使凝汽器真空下降同时，工作水量缺乏，吸入室中因没有足够的工作水而压力上升，抽吸力量下降工作水量增加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象， 造成排水管水压上升，吸入室压力增加，抽吸力量也下降因此必需对抽气器工作水压力和流量进展合理掌握，以维持正常的抽吸力量2) 假照实行闭式循环方式，并且停顿向射水池补充水，不向射水池外溢水，则工作水温度将不断上升工作水温度上升的缘由是： a 射水泵与工作介质的摩擦产生能量消耗转变为热量；b 抽空气管道内空气在工作水中放热；c 水蒸汽由于有分散过程而放出的汽化潜热。

全部这些都对射水抽气器工作水有加热作用对于射水 抽气器，当工作水温超过 30℃时，每上升 5℃，吸入室的压力就提高 1.96 kPa ，对凝汽器真空的影响相当大这主要由于当工作水温上升至肯定程度后，在高度真空 的喷管喉部，局部工作水汽化，体积突然膨大，而使抽吸力量下降所以工作水温 对抽真空装置的抽吸力量及凝汽器真空的影响也相当大某电厂曾对一台 200MW 汽轮机组做射水抽气器特性试验，当其它参数及工况一定，当射水抽气器的工作水温由 39℃降至 35℃时，其机组真空值由 89.86kPa 提高到91.2kPa由此看出：射水抽气器的工作水温对汽轮机组的真空影响还是很明显的5. 汽 轮 机 轴 封 供 汽 系 统 设 计 不 合 理 有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽管，造成低压缸两端轴封供汽量缺乏使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽器真空6. 回 热 系 统 运 行 不 正 常 低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相通的有关阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空此外，气轮机的设计效率偏低，循环水排污、加药不准时，凝汽器的高水位运行等等都会对凝汽器中的真空度有较大影响。

上述仅就影响汽轮机凝汽器真空的主要缘由作一简要介绍，其它有关因素此处不再一一阐述7. 凝 结 水 泵 漏 空 气某电厂分散水泵漏空气由于设计不合理，分散水泵的盘根减压套减压泄水管〔泄水管通径 l0mm〕接至地沟，在机组运行中，与分散水泵处于备用时，由于泵内为真空状态，空气从该泄水管进入泵内，导致机组真空度降低、与投入运行时，大 量分散水从泄水管排入地沟而白白铺张4.3 改善真空的措施保持凝汽器在合理的真空下运行，说提高汽机运行的热经济性、降低发电本钱的主要措施之一因此，如何保证凝汽器的真空成为我们争论的重点方向 电厂中除了承受本文前面提到的降低凝汽器的热负荷、高真空系统的严密性和降低低冷却水温之外还有以下几个措施首先，认真做好真空系统查漏工作，对泄漏点准时加以消退大型汽轮机真空系统较简单，真空系统不严密处较多机组在运行状态下，对真空系统查漏具有肯定的难度如觉察低压汽缸结合面及两端轴封体结合面有漏空 时，则可以在其结合面上开一个宽5 毫米、深 8 毫米的密封槽，槽中填石墨盘根，密封效果较好在机组大修、小修、临修、节假日调停时，要对汽轮机负压系统进展高位灌水 结合充肯定压力的压缩空气(0.03Mpa～0.044MPa)进展查漏，可以查出负压系统许多泄漏点，具体作好漏点记录，予以认真消退。

负压系统的阀门的法兰或盘根处泄漏时，可以更换盘根、法兰垫片，如法兰盘密封面不平，则要对其进展修研依据机组具体状况，将真空系统阀门改为水封门，以提高阀门盘根处的严密性机组在运行状态下，可以在负压系统中的有关阀门的盘根和法兰处充以氦气或氟里昂气 体，用检漏仪在射水箱上部排气口进展检查，如检漏仪报警，则说明充气体的部位泄漏，应予以消退如检漏仪不报警，则说明充气部位不漏用此法对真空系统的有关阀门、法兰、有关焊口逐一进展检查，定能收到明显效果其次，清洗冷却面当需要强化一个传热过程时首先推断哪一个传热环节的分热阻最大在凝汽器 中,污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻,须赐予足够的重视一般讲内、外管壁的对流换热分热阻均在 2×10-4ｍ2℃/w 以下,而经过处理的冷却水水垢造成的分热阻较大,可达 2×10-4ｍ2℃/w，实行强化措施减小这个分热阻，收效最显著运行中对循环冷却水承受经过严格预处理的厂内水,同时合理安排冷却面清洗周期,采用二步法(干洗法和酸洗法)来清洗冷却面结垢对真空的影响是逐步积存和增加 的因此推断冷却面是否结垢时,应与冷却面干净时的运行数据作比较,结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。

初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机 日开。