300MW机组真空偏低的原因分析及治理.doc

#2机组凝汽器真空偏低的原因分析及治理付灿平华润电力湖北有限公司【摘要】针对华润电力湖北有限公司一期安装的引进型 #2机组出现凝汽器真空偏低的问题，从原理上分析了引起凝汽器真空低的主要原因，针对机组实际运行情况，采取了相应的治理措施，取得了良好的效果。 【关键词】凝汽器真空 真空严密性 凝汽器端差 换热效率1 概述华润电力湖北有限公司一期工程为两台300MW燃煤汽轮发电机组。汽轮机是由上海汽轮机厂采用美国西屋公司的技术制造的300MW亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。机组型号为N300-16.7/538/538，工厂产品号为H156。其中#1 、2机组分别于2004年7月份及10月份分别通过168小时试运正式投产。#2机组自从投产两、三年后，凝汽器真空就比#1机组差1KPa 左右，在以后每年的机组小修中曾多次对机组真空系统进行查漏，均没有发现明显漏点，而机组真空相比#1机组越差越大，至2011年4月份#2机组大修前机组真空相差1.6KPa。直至#2机组大修后，问题才最终得以解决。相反大修以后#2机组凝汽器真空比#1机组高1.2KPa。下面就#2机组凝汽器真空偏低的原因及处理过程进行阐述。2 凝汽器真空偏低的原因分析2.1影响凝汽器真空的因素分析：凝汽器压力pc与其压力下的饱和温度tc是一一对应的。凝汽器压力下的饱和温度tc可以由下式求得： tc=t1+t+t (1-1) t=t2-t1 (1-2) t =tc-tw2 (1-3)式中: t1、t2凝汽器冷却水的进、出水温度； t循环水进出水温差； t凝汽器端差。由（11）式可以看出影响机组凝汽器饱和温度tc的三个主要因素，也就是影响机组真空的因素，即循环冷却水的入口温度t1、循环水进出水温差t、凝汽器端差t。2.1.1要使凝汽器有较高真空，需使冷却水的进口温度t1降低。在凝汽器热负荷、循环水流量一定的情况下, 循环水入口温度t1的影响因素主要就是循环水塔的效率和气候的变化。气候变化属于不可控因素, 在此不予考虑。循环水塔效率主要受设计、建筑施工、和日常运行维护等因素有关。日常运行维护主要包括合理配水、保证合适的淋水密度、保证循环水质及填料的清洁度等方面。2.1.2循环水进出水温差t对真空影响，t可以用以下经验公式表示， t =(hc-hc) Dc/4.187Dw 式中: Dc蒸汽负荷， Dw冷却水量可以看出t则与蒸汽负荷、冷却水量Dw的大小有关。2.1.3凝汽器端差t对真空影响，t的大小可以用下式表示：t=t / ACK/e4. 187 . Dw - 1 ( 1- 4 )式中：t 凝汽器循环水温升（）, AC 凝汽器冷却面积（m2）,K凝汽器换热系数( kJ/( m2.h.), Dw凝汽器循环水量（t/h）。从公式( 1- 4 ) 可以看出，在换热面积AC 和冷却水流量Dw 一定的情况下, 影响凝汽器端差t 的主要因素就是换热系数K 了。而影响换热系数K 的主要因素有真空系统漏入空气量的多少、凝汽器换热面的清洁程度、冷却水流量、流速、蒸汽负荷、管束的布置方式等。可见, 在凝汽器的端差的运行调整及维护方面, 可以做的主要是提高真空系统的严密性和保证凝汽器管束的清洁度两个方面的工作。2.2由上面分析，总结出影响我厂2机组凝汽器真空低的主要原因有以下几点：2.2.1冷却塔填料破损和结垢等造成换热面积降低，使冷却水塔的冷却效果下降。通过2010年小修，发现#2机组冷却塔填料结垢比较严重，填料有少许破损，喷嘴存在少许堵塞、脱落。填料破损、喷嘴堵塞及脱落这次小修已全部处理，但由于小修时间短，冷却塔填料结垢比较严重没有处理。且机组运行中发现#2机组循环冷却水入口温度比#1机组高1左右。2.2.2凝汽器铜管结垢或堵塞通过2010年小修，发现凝汽器铜管结垢比较严重，凝汽器进水室铜管堵了一些小石块与塑料薄膜。对凝汽器铜管表面污垢进行了打塑料子弹清洗，对进水室铜管堵了一些小石块与塑料薄膜进行了清理，但凝汽器铜管表面结垢打塑料子弹没有办法进行彻底清除。2.2.3凝汽器汽侧漏空气, 2机组凝汽器真空严密性（260 Pa/min）比#1机组（80 Pa/min）差。 通过2010年小修，凝汽器汽侧注水至8米，发现了轴加U型水封筒7米高左右处焊缝砂眼渗水，已补焊处理好。但是2机组启机后，凝汽器真空严密性为240 Pa/min ，还是比#1机组差一些（虽然是在良好范围内）。2.2.4真空泵抽吸能力下降首先，由于循环水温度较高，凝汽器空气冷却区气体体积变化较小，增加了真空泵负荷；其次，冷却器的冷却水采用凝结水，使泵内液体温度偏高，抽吸能力下降；然后，真空泵的叶轮是碳钢材料，已经运行6年多，可能存在一些汽蚀，也影响其出力。2.2.5两台机组带相同负荷下，2机组凝汽器蒸汽负荷增加。由2011年#2机组大修前测量的试验数据可知（湖北中试所做），我们厂#2机组额定负荷工况时,高压缸效率为77.94，比设计值85.2低5.26%(绝对值)。中压缸效率为87.73，比设计值92.1低4.37%(绝对值)。低压缸UEEP效率为65.9，比设计值90.9低25.0%(绝对值)。汽轮机效率下降，将直接影响机组热经济性。在两台机组带相同负荷下，2机组凝汽器蒸汽负荷将增大。这势必会导致2机组凝汽器真空偏低。2.2.6循环水流量偏低由于循环水泵耗功较大，多启动一台循环水泵将对厂用电率影响较大，为了降低厂用电率，运行人员经常低流量运行，这样将会导致循环水流量不足，势必影响机组真空。3 凝汽器真空偏低的治理 针对#2机组凝汽器真空偏低的情况，我厂在2011年大修过程中做了大量细致工作，逐步排除其影响因素，最终取得了良好的效果。3.1对循环冷却水塔的运行维护治理3.1.1大修期间对凉水塔填料进行检查，发现填料结垢相当严重（如下左图），请专业单位对填料全部翻出敲打清理，并更换部分损坏及老化的填料，以提高填料的冷却效果。清理下来的泥垢（如右图）。敲打下来落入塔池内的泥垢用汽车足足拖了90多车（每车5T左右），大约有500T。 3.1.2 对塔上配水槽、配水管、喷嘴喷头进行清理，对配水管端部的封堵脱落进行重新加固；并对除雾器进行除垢，落入填料层的进行重新安装。如下左、右图 3.1.3运行中加强对凉水塔池水质的监督，定期进行排污，以减轻对凝汽器铜管与凉水塔填料结垢的程度。3.2对凝汽器铜管的运行维护治理3.2.1大修期间对凝汽器铜管进行抽管割管检查，发现铜管结垢相当严重（如下左图），请专业单位对凝汽器铜管进行清理、酸洗、镀膜后，铜管内表面结垢彻底清理干净（如下右图）。这对凝汽器端差的降低，机组真空的提高取到了至关重要的作用。 3.1.2 加强胶球清洗装置的运行管理和维护。定期进行凝汽器胶球清洗装置投入，保证胶球清洗装置投入正常。主要针对胶球清洗系统故障率较高、运行人员操作不规范等问题,通过提高设备维护人员维护和检修力度、加强运行人员技术培训、建立运行管理台帐等措施, 取得了良好效果, 胶球系统收球率基本保持在90%以上。实践证明凝汽器胶球清洗装置是避免凝汽器冷却管结垢行之有效的方法。3.3对凝汽器汽侧漏空气的治理3.3.1大修后调试阶段，对凝汽器真空系统进行全面的灌水查漏，确认泄漏点并进行了处理；更换真空系统部分腐蚀严重疏水管道的阀门及汽轮机本体疏水内漏的阀门。但是，机组启动后做机组真空严密性试验，机组真空严密性为230 Pa/min左右，并没有得到很大的改善，证明真空系统还有漏点没有消除。3.3.2大修完机组启动后，我厂汽机专业人员经讨论分析，认为机组真空漏点应该在汽机房6.3米层以上，但没有先进设备，凭人工查找，就是没有找到漏点。后来经请湖北中试所专家利用先进仪器氦质谱检漏仪在线对#2机组真空系统进行查找，经检测发现主要泄漏处为低压缸汽侧防爆膜处，其中低压缸汽端防爆膜处泄漏量达6.510- 5ppm。利用停机机会，对破损的防爆膜进行了更换。机组再次启动后，机组真空严密性为67 Pa/min，达到优秀水平。3.4对真空泵抽吸能力治理3.4.1在大修期间，通过对我厂#2机组两台水环真空泵进行解体大修，发现真空泵叶轮与锥 轮均存在不同程度的汽蚀（如上图），且两台真空泵锥轮轮毂处存在灌穿裂纹，这明显影响了真空泵的出力。依据厂家建议，对两台真空泵的锥轮进行的更换，对碳钢叶轮进行了修复处理。3.5对汽轮机通流部分进行了治理利用此次大修机会，对汽轮机通流部分进行了部分改造并对间隙按下限进行了调整，对高中、低压缸轴封进行的改造，对调节级喷嘴进行了更换，对汽轮机转子及隔板进行了喷珠除垢，使汽轮机的效率得到了很大提高。在机组大修前后带相同负荷的情况下，势必减少凝汽器蒸汽负荷。由2011年#2机组大修后测量的试验数据可知（湖北中试所做），我们厂#2机组额定负荷工况时,高压缸效率为82.74，比设计值85.2仅低2.46%(绝对值)。中压缸效率为90.10，比设计值92.1仅低2.0%(绝对值)。3.6 合理进行循环水泵的调度, 根据气候变化适时调整循环水泵的运行台数, 保证了循环水量的正常。对是否增加循泵台数，应综合分析启动一台循环水泵提高真空降低标煤的收益与厂用电增加需要的成本进行对比，如果是正收益，就应该增加循泵台数。部门应根据当地的环境温度，机组负荷制定出合理的方案，以确定是单机低速泵、单机高速泵、两机一低一高、两机三台泵、两级四台泵运行方式。3.7其它方面3.7.1对凝汽器水室各反冲洗门进行了检查，确定关闭严密，减少了因管路短路造成的冷却水损失。3.7.2对#2机两台循环水泵进行了解体大修，更换了密封件，并将间隙调整至正常，确保循环水泵出力正常。3.7.3对#2机热力系统进行了简化改造，对内漏的阀门进行了彻底根治，避免因泄漏进入凝汽器的蒸汽，减少了凝汽器的热负荷。4 取得的效果经过对影响我厂#2机组凝汽器真空原因的分析和采取相关措施，使我厂#2机组凝汽器端差有了较大程度的下降,端差基本维持在3左右,凝汽器真空得到了很大程度的提高。对比数据如下：#2机组大修前后凝汽器端差对比（数据来源于公司内部报表） 月份平均端差678910111220105.666.115.365.226.775.687.8820112.092.172.342.582.883.223.80#2机组大修前后凝汽器真空对比（数据来源于公司内部报表） 月份机组真空（KPa）67891011122010-91.77-91.31-91.22-90.58-94.11-94.19-95.432011-93.86-93.65-93.36-93.32-95.55-95.72-96.765 结束语通过对我厂#2机组凝汽器真空系统偏低的分析及研究, 证明引起凝汽器真空低的原因是多方面的，可能是一个或几个因素的综合作用，同时也不排除其他异常情况。只要经过不断分析及排查，从中找出可行的方案和措施，最终解决机组真空低的问题，确保机组安全、经济、稳定运行。同时，机组真空