凝汽器真空下降问题探讨.doc

西安电力高等专科学校_ 电力_ _系_2011_届毕业设计（论文）题目： 凝汽器真空下降事故的研究与探讨 学 号： 45 姓 名： 杨小龙 指导教师： 白雄 专 业： 发电厂及电力系统班 级：11083完成时间： 2011 年 6 月 1 日西安电力高等专科学校 2011 届毕业设计（论文）任务书系（部）电力系专业发电厂及电力系统姓名杨小龙学号45班级11083任务下达时间2011年3月5 日完成时间2011年 6月 1日题目凝汽器真空下降事故的研究与探讨主要内容及要求根据给定的毕业设计题目，利用网络、中文期刊和图书馆文献等资源，收集整理相关专业知识，并阅读一定量的期刊等文献资料，通过个人的总结和归纳，完成要求的毕业设计论文。1、独立完成相关技术文献的收集和整理工作，中文期刊中搜集和阅读的文章数量不小于10篇；2、根据毕业论文题目，合理收集和采纳相关专业技术的资料；3、合理布置毕业论文的结构和文章的内容，要求观点正确，论文层次分明，结构严谨；4、编写毕业设计论文，要求文稿为打印稿，字数不少于10000字。指导教师（签名） 白雄 2010 年 5月 19 日学 生（签名） 杨小龙 2010 年 5月 19日凝汽器真空下降事故的研究和讨摘要：凝汽器是汽轮机运行所监视的重要参数,其真空的高低直接关系到整个电厂的安全性和经济性。凝汽器真空下降使汽轮机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性降低，分析真空降低的原因，提出提高机组凝汽器真空的有效方法显然十分必要、根据这一现状，结合现场实际，分析凝汽器真空下降的主要特征及其原因，根据相关参数的变化和电厂运行检修规程，提出相应的处理方法，以保证机组在合理的背压下运行，提高机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性。目录一 引言 二凝汽器工作的理论概述 1.凝汽器的结构2.凝汽器的工作原理3.凝汽器在变工况下的工作介绍三凝汽器真空下降对整个机组经济性和安全性的影响 1.凝汽器真空下降对整个机组安全性的影响2.凝汽器真空下降对整个机组经济性的影响四就真空下降事故产生的原因进行深入分析和研究 1.急剧下降 2.缓慢下降 3.凝汽器真空下降的分析方法实例五探讨解决问题的方法与措施 1对真空下降的处理原则 2. 提高真空严密性 3. 提高凝汽器真空的措施（实例） 4. 增加凝汽器内的传热系数 5. 最佳真空的确定六总结一：引言：凝汽设备通常由表面式凝汽器、抽气设备、凝结水泵、循环水泵，以及这些部件之间的连接管道组成，如图1-1所示。排汽离开汽轮机之后进入 凝汽器5，凝汽器内流人由循环水泵4提供的循环水作为冷却工质，将排汽凝结为水。由于蒸汽凝结成水时，28000倍)，这就在凝汽器内形成高 度真空。为保持所形成的真空，则需用抽气设备1将漏入凝汽器内的空气不断抽出，以免不凝结的空气在凝汽器内逐渐积累，使凝汽器内压力升 高。由凝汽器产生的凝结水，则通过凝结水泵6进入锅炉的给水系统。 凝汽器是汽轮机的一个重要辅助设备，在热力发电系统中占有很重要的地位，凝汽器运行情况的好坏，直接关系到汽轮机的安全经济运行。但由于设计、安装、检修等原因，凝汽器在运行过程中常出现由其他原因引发的低真空故障。凝汽器大都采用水作为冷却工质。按供水方式的不同，有一次冷却供水和二次冷却供水。供水来自江、河、湖、海等天然水源，排水仍排回其 中的，称为一次冷却供水，或开式供水。供水来自冷却水塔或冷却水池等人工水源，排水仍回到冷却水塔(水池)循环使用的，称为二次冷却供 水，或闭式供水。在特别缺水的地区，则可采用空气作为冷却工质。 图1-1凝汽设备系统组成 1-抽气设备；2-汽轮机；3-发电机；4-循环水泵；5-凝汽器，6-凝结水泵二：凝汽器结构和工作的理论概述1结构：表面式凝汽器在火电站和核电站中得到广泛应用，图1-2为表面式凝汽器的结构示意图，冷却水由进水管4进入凝汽器；先进入下部冷却水管内 ，通过回流水室5进入上部冷却水管内，再由出水管6排出。同一股冷却水在凝汽器内转向前后两次流经冷却水管，这称为双流程凝汽器，同一 股冷却水不在凝汽器内转向的，称为单流程凝汽器。冷却水管2安装在管板3上，蒸汽进入凝汽器后，在冷却水管外汽测空间冷凝，凝结水汇集 在下部热井7中，由凝结水泵抽走。 图1-2表面式凝汽器结构简图 1-蒸汽人口；2-冷却水管，3-管板；4-冷却水进水管；5-冷却水回流水室；6-冷却水出水管；7-凝结水集水箱(热井)；8-空气冷却区；9-空气 冷却区档板；10-主凝结区；11-空气抽出口 凝汽器的传热面分为主凝结区10和空气冷却区8两部分，这两部分之间用档板9隔开，空气冷却的面积约占凝汽器面积的5-10，设置空气冷 却区的目的主要是冷却空气，使其容积流量减小，进而减轻了抽气设备的负荷，有利于提高抽气效果。2工作原理：凝汽器正常工作时， 冷却水由低压侧的两个进水室进入 ，经过凝汽器低压侧壳体内冷却水管， 流入低压侧另外两个水室， 经循环水连通管水平转向后进入高压侧靠的两个水室， 再通过凝汽器高压侧壳体内冷却水管流至高压侧两个出水室并排出凝汽器， 蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到冷却水管全长上， 经过管束中央通道及两侧通道使蒸汽能够全面地进入主管束区，与冷却水进行热交换后被凝结； 部分蒸汽由中间通道和两侧通道进入热井对凝结水进行回热。 LP侧壳体凝结水经LP侧壳体部分蒸汽回热后被引入凝结水回热管系， 通过淋水盘与HP侧壳体中凝结水汇合，同时被HP侧壳体中部分蒸汽回热， 以减小凝结水过冷度。被回热的凝结水汇集于热井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。 HP侧壳体与LP侧壳体剩余的汽气混合物经空冷区再次进行热交换后，少量未凝结的蒸汽和空气混合物经抽气口由抽真空设备抽出。 60万的双背压凝汽器，不同制造厂家内部结构有细微差别。3凝汽器在变工况下的工作：凝汽器在正常运行中的一些相关的主要参数大多偏离凝汽器设计参数的给定值,这时凝汽器总是在偏离设计工况下做变工况运行。诸如:凝汽量是由汽轮机不同工况下的排汽量决定的,设计时乃是取定额定工况的排汽量。冷却水温变化不但与季节有关,日日不同,而且每天24小时之内昼夜各不相同,可是凝汽器设计时,冷却水温只是按年平均水温取定的。凝汽器运行中,由于冷却水质的原因,冷却管内表面会产生软垢、硬垢,造成传热系数降低,也使凝汽器工作发生着潜移默化的改变。真空系统的严密性由于管件的老化而降低,漏入空气量的增多更不利于热交换的进行等等。所有这些不利因素变化的影响,最终造成凝汽器的真空值偏离设计原始数据,使凝汽器一直处在变工况下运行。研究分析诸不利因素的影响,为使凝汽器工作发挥最大的可能性,满足设计真空值或接近各工况给定的真空值,以保证汽轮机组的热耗则是至关重要的。三：凝汽器真空下降对整个机组经济性和安全性的影响1：凝汽器真空下降对整个机组安全性的影响凝汽器的真空每降低1，将使汽轮机的汽耗量平均增加1一2，使煤耗增加O1一015，故控制好凝汽器真空，保证机组在最有利条件下运行有着重要的意义。1 影响凝汽器工作的因素11 凝汽器中存在的空气对凝汽器真空的影响在凝汽器中，f1于真空系统不能绝对严密而从外界漏人空气，以及蒸汽中所含的不凝结气体在凝结时被析出，会使冷却水管表面形成一层空气膜而降低了传热效果，影响蒸汽的冷却放热。在凝汽器中空气含量越大，对蒸汽的放热影响也越大。汽轮机排气在凝结初期空气含景相对很小，在蒸汽进人管束逐渐凝结的过程中，空气含量相对不断增加，使蒸汽放热逐渐恶化。凝汽器中的全压力是由蒸汽分压力与空气分FE力组成的混合压力，由于空气分压力的存在，凝汽器内的绝对压力升高。凝结水中的溶解氧量增加，引起机组的经济效益降低。加快了机炉设备及管路的腐蚀速度。凝结水的过冷却汽轮机排汽在进人凝汽器时，因空气含量极小，蒸汽在凝汽器中的热交换过程可看作是纯蒸汽与水之问的传热过程，当蒸汽.低真空运行时，凝汽器的膨胀因排汽温度升高增加。膨胀增加过多，可能会造成管束与管板的膨胀接口因膨胀不同而破坏密封性，甚至使汽轮机后轴承升高，从而影响汽轮发电机组对中，以致加大振动值。但是由于凝汽器膨胀量甚小，在已运行的机组中还没有发生上述现象。为解决排汽过热问题，可在凝汽器排汽口加装除盐水喷水装置，以降低排汽温度。低真空运行时，凝汽器变为循环水加热器，要求提高水室承受能力，并且凝汽器由双路双流程改为单路四流程，因此要加固水室盖、增加水室拉杆数量、设计合理的管路布置，以保证安全运行。为防止循环水在凝汽器内沉积结垢影响传热效果，降低出力，可在循环水系统加装胶球清洗机。为保证在循环水供热时安全运行，使凝汽器内保持一定的冷却水压，应该加装管网补水泵，并在凝汽器进水压力表上安装报警器。当出现凝汽器压力下降情况时，报警器报警，即可向系统补水。 实践证明，凝汽式汽轮机低真空运行时，将会对机组及凝汽器产生一定的影响。但如果排汽压力选取在0.05MPa以下，对汽轮机及其辅机不会有太大影响。在热负荷较大的情况下，为保证热网循环水温度，可在热网系统设置热网加热器，利用抽汽加热热网循环水，这样既保证低真空安全运行，又使热网循环水达到供热温度要求。凝汽器真空对热力循环经济性的影响也是很大的，由于某些可控的运行参数偏离最佳值造成的机组经济性下降所带来的损失称为“可控损失”。通过监视可控参数运行值的偏离,定量计算出它们造成的整个机组可控损失的大小,可指导运行人员有的放矢地调整参数,减少可控损失,提高经济效益。但是凝汽器真空偏离所造成的损失很难计算,本文拟采用等效焓降法来研究凝汽器真空偏离设计值对循环效率及热耗率的影响,实现在线监测凝汽器的可控损失。(1)等效焓降法1,2,3是基于热力学的热功转换原理,考虑到设备质量、热力系统结构和参数的特点,经过严密的理论推导,导出几个热力分析参量,用以研究热功转换及能量利用程度的一种方法。等效焓降法既可用于整体热力系统的计算,也可用于热力系统局部分析定 量。它摒弃了常规计算的缺点,不需要全盘重新计算就能查明系统热经济性的变化,即用简捷的局部运算代替整个系统的繁杂计算,所需前提是新蒸汽参数不变。对于纯凝汽式机组,单位质量新蒸汽做的功w0就等于新蒸汽在汽轮机中的焓降,即w0=i0-ipq,式中i0为新蒸汽焓,ipq为汽轮机组排汽焓。对于有回热抽汽的汽轮机组,单位质量新蒸汽的做功为w0= (i0-ipq) -1(i1-ipq) 2(i2-ipq) -Z(iZ-ipq) =(i0-ipq) 1 -Z1ry式中,yr=ir-ipqi0-ipq为各级抽汽的做功不足系数,r为各级抽汽的份额,ir为各级抽汽的焓,Z为抽汽级数,下角标r(=1,2,Z)为任意抽汽级编号。显然,有回热的机组单位质量新蒸汽所作的功与纯凝汽式机组不同,新蒸汽所做的功称为新蒸汽的等效焓降,即w0。(2) 用等效焓降法计算循环效率要计算热力循环的效率,通常是从回热系统出发,从低加开始按加热器逐级计算而得到效率,利用等效焓降法来计算循环效率,依然是从回热系统逐级计算抽汽的等效焓降,从而计算出循环效率。为方便,将加热器从低加至高加分别编为1,2,号加热器,抽汽级数与之对应,如图,其中第7号加热器抽汽处的部分蒸汽进再热器再热。第一级加热器(1号)抽汽的等效焓降为w1=i1-ipq将该等效焓降与抽汽在该级加热器的放热量q1=(i1-iss1)之比称为该级的抽汽效率,即1=w1i1-iss1=w1q1第二级加热器抽汽的等效焓降为第二级抽汽与第一级抽汽之间的焓差加上第一级抽汽的等效焓降,并扣除第二级疏水在第一级加热器中释放量与第一级抽汽效率之积,即为w2=i2-i1+w1-1(iss2-iss1)=i2-i1+w1-1hss1式中hss1为第二级加热器疏水与第一级加热器疏水的焓差。所以第二级加热器的抽汽效率为12=w2i2-iss2=w2q2 除氧器为汇集式加热器,其对应的抽汽的等效焓降为w5=i5-ipq+r=4r=1rhsr其中hsr为主凝结水在各低压加热器中的焓升。各级抽汽的等效焓降均是按这种计算方法。抽汽的等效焓降表示在抽汽减少的情况下,单位质量排挤抽汽作功的增加值;反之,抽汽量增加,则表示作功的减少值。而抽汽效率如同一般效率概念一样,是做功与加入热量之比。这里排挤单位质量抽汽,需要加入的热量为qr,而排挤单位质量抽汽获得的功为wr,故称wr与qr之比为抽汽效率。由此可推算出回热系统各级抽汽的等效焓降和抽汽效率。依次类推,可以计算出新蒸汽的等效焓降(变化过程中各种漏汽损失不考虑)为w0=i0-i5+w5(izr-i7) -r=8r=5rhsr(1)而维持整个循环所吸收的热量为q0=i0-igs+ 1 -hs8q8-hs7-hss7hs8/q8q7(izr-i7) (2)式中izr为再热蒸汽焓。2：凝汽器真空下降对整个机组经济性的影响随着我国电力体制改革的进一步深化,发电企业正逐步迈向竞争激烈的市场经济.发电企业在电力市场开放、竞价上网逐步实行的前提下,其工作重点已从过去的保证机组安全、稳定运行转化到实现机组安全、经济运行上来.影响机组经济运行的因素主要有机组本体、配套辅机、运行工况和运行技术等.凝汽器是火力发电厂的主要辅机之一,其运行好对机组经济性影响很大.目前,一般根据凝汽器的最佳真空来确定运行工况1,2,由于在确定最佳真空时没有考虑上网电价及燃料、制粉、SO2排放罚款等生产成本,因此,即使机组按凝汽器最佳真空运行,也不能保证机组的经济性为最佳.为了提高机组运行的经济性,在确定凝汽器的运行工况时,必须考虑上网电价及燃料、制粉、SO2排放罚款等生产成本.本文以综合经济收益最优为目标,提出了一种确定凝汽器经济运行工况的新指标最经济真空,并在试验、分析的基础上,确定了某国产300MW机组凝汽器最经济真空.与传统的最佳真空相比较,凝汽器按最经济真空运行具有较大的经济效益。(1)最佳真空实际上即使机组按凝汽器最佳真空来运行, 也不能保证机组的经济性为最佳.其原因在于最佳真空仅考虑机组功率增量与循泵耗功增量之差为最大,而没有考虑上网电价、燃料成本等因素.由于机组负荷是由电网调度中心下达的,机组在按凝汽器最佳真空运行时,循泵耗功的增加使厂用电增加,即减少了上网电量;但对机组来说是降低了机组的实际热耗(理论上增加了出力),即减少了燃料消耗量.众所周知,电价比生产单位电量所需的燃料成本要高得多,因此,机组即使按上述凝汽器最佳真空运行,其经济性也并不是最佳.由于生产企业所追求的目标是利润最大化,为了保证这一目标的实现,我们在此提出凝汽器最经济真空(或机组最经济背压)的概念.在机组负荷、进汽参数不变及凝汽器各项性能指标正常的条件下,凝汽器真空将随着冷却水流量的增加而上升.由于每千克蒸汽作功量的增加,使机组汽耗量将减少Dk,相应其燃料、制粉、SO2排放罚款等生产成本将降低RT;同时,循泵耗功将增加Np。上网售电收入也将减少Rp;由此引起的机组收益增加量为燃料等成本的降低量RT与上网售电收入的减少量Rp之差R.我们假定,当机组收益增加量R达到最大时的机组背压(凝汽器真空)为机组最经济背压(凝汽器最经济真空),则其对应的冷却水流量为最经济冷却水量.对于需要支付消耗循环水这一水资源费用的电厂来说,在计算凝汽器最经济真空时,R还应扣除因增加循环水量而需增加的水资源费Rs.故R=CRDk-CDNp(6)式中:CR为生产单位蒸汽量所需的生产成本;Dk可根据NT得到; CD为上网电价.理论上,机组最经济背压(凝汽器最经济真空)可由下式确定:C(Dk)PkPkDw=CDf3(Dw)0w（2）真空应用举列 国产300wm机组为例来确定凝汽器最经济真空,并分析在分别按最经济真空和最佳真空运行时凝汽器的经济性差异.该机组凝汽器为上海电站辅机厂生产的双壳体、双流程表面式N-14300-1型,设计循环水流量为44 000t/h,冷却管材料为钛,共17 120根(其中:280.79575为6052根;280.59 575为7 9552根).机组配置两台循环水泵,系上海水泵厂生产的1 800HLWQ-16型混流泵,运行中叶片角度可在-6+4之间任意调整.（3）按最经济真空与最佳真空运行的经济性比较：计算得到的不同机组负荷及不同冷却水进口温度时凝汽器最经济真空及最佳真空所对应的循环水量如表1所示.在不同机组负荷及不同冷却水进口温度时凝汽器按最经济真空运行比按最佳真空运行所增加的经济收益如表2所示.据统计,从2000年6月1日至2001年5月31日,计算机组循环水进口温度10,82天;1014.9,60天;1519.9,55天;2024.9,76天;2529.9,55天;30,3天.机组按年运行7 000h,平均负荷240 MW,上网电价按0.225元/kWh计,按最经济真空运行比按最佳真空运行,一台机组每年可增加经济效益24.4万元以上.此收益是在未增加任何设备及投入的情况下取得的,若上网电价更高,则此收益会更大.由此可见,凝汽器最经济运行真空的提出具有很大的经济意义.在考虑上网电价、燃料、制粉、SO2排放罚款等生产成本的基础上,以综合经济指标最优为目标,提出了一种确定凝汽器最经济运行真空的新方法.按本方法确定的凝汽器最经济真空运行与按传统的凝汽器最佳真空运行相比,具有明显的经济效益,一台300MW机组仅此一项每年可增加经济效益24.4万元.因此,建议新建发电厂应按凝汽器最经济真空来进行凝汽器和循环水泵的设计及选型.（4）实列牡丹江第二发电厂#1机为100MW机组, 1981年投产,凝汽器的抽真空设备采用的是射水抽气器。每年春末秋初及整个夏季凝汽器的真空很差,对机组热经济性影响较大,且经常造成射水抽气器腐蚀结垢。2004年在抽空气管道上加装了“凝汽器真空提高装置”,把蒸汽凝结并疏 如上图所示,在气汽混合物管道上安装一冷却器,采用一部分化学补充水在冷却器产生雾化,气汽混合物管道以切向方式进入冷却器,使混合气体沿冷却器罐体内壁螺旋式旋转,并与雾化水逆流接触,与凝汽器来的气汽混合气体进行换热,使混合气体内的水蒸汽凝结,并与雾化水一起经冷却器底部疏出,进入凝汽器热井。混合气体内的水蒸汽在冷却器内充分凝结后,剩余的空气从冷却器顶部流出,经下游的气汽混合物管道进入射水抽气器排出。（5）效益分析该“凝汽器真空提高装置”具有体积小、投资小,仅2万元、换热效率高、无端差、免维护等优点。除了由于射水抽气器喉部的汽化而诱发的结垢及管道振动。改造后运行了近三年,射水抽气器一直没有检修过,且运行稳定、可靠,极大减少了维护费用和检修人员的工作量。本厂原来采取连续向射水池补水的方法,降低射水池工作水温,浪费很大的水资源。改造后,基本不用向射水池补水降温。采用该技术后,由于将蒸汽凝结,在气汽混合物管道入口压力与吸入室压力差不变的情况下,必会增加射水抽气器抽出的空气量,从而提高了凝汽器的真空。若按工作水温比设计值高5,抽真空装置吸入室的压力就提高196KPa来估算,那么工作水温降低1,大致可提高凝汽器真空0.2KPa(约1.5mmHg),则真空度大约提高了0.2%。若真空度提高1%,按可降低煤耗1%计算,发电标煤耗按350g/kW.h,机组的年平均运行小时按6000小时计算,则年节标煤为:3500.21%10-66000100000=420吨,每吨标煤按500元人民币计算,一年可为电厂节省人民币500420=21.00万元。同时回收了部分工质,大约每年节约除盐水440吨左右。上述计算只考虑了降低工作水温及真空对热经济性的影响,事实上,加装了抽气冷却装置后,抽气管道流动阻力减小,也有利于提高抽真空设备的抽吸能力,凝汽器内空气的分压力降低,传热端差减小,传热效果增强,同时凝结水含氧量降低,有利于提高低压传热效果,降低低压金属氧化腐蚀速度。结论：牡丹江第二发电厂#1机组在2004年加装“凝汽器真空提高装置”后的三年中,对于提高机组热效率,做好营运改善工作,减少设备维护费用作出了积极贡献。由于牡二电厂机组全部是运行了20多年的老机组,加上多年来的频繁调峰运行,真空严密性都较差。在保证安全的前提下,适当采用一些如“凝汽器真空提高装置”新技术进行设备改造,能使机组的热经济性能进一步得到提高。四：就真空下降事故产生的原因进行深入分析和研究： 凝汽器真空仿真图凝汽器真空度下降可分为急剧下降和缓慢下降：1急剧下降急剧下降称为凝汽器事故性真空破坏,产生这种事故的原因有以下几种： (1)却水泵工作不正常 凝汽器真空与冷却水初温关系图冷却水是凝汽器中用于冷却汽轮机排汽的唯一冷却介质,冷却水泵的故障必然引起冷却水量的降低,严重时可能引起凝汽器冷却水失水,导致凝汽器压力急剧升高的严重事故。引起故障的主要原因有:厂用电中断、冷却水泵和驱动电机故障、冷却水吸水口滤网堵塞、吸入水位过低、冷却水泵轴封或吸水管漏入空气等造成冷却水中断,冷却水出水管部分堵塞,排水虹吸高度被破坏,造成冷却水量不足。在机组负荷一定的情况下,冷却水出口温度升高,必然使冷却水系统的正常工作遭到破坏。吸水管的污脏,引起阻力增加;供水管道堵塞、工作轮和轴的磨损会引起水泵特性的改变,反映出冷却水量的降低,而排水管线上有空气积聚是虹吸恶化和发生破坏的原因。近代大型凝汽器在水室的最高点装设抽气器,定时抽出水室里的空气,来保证虹吸的正常工作。否则虹吸被破坏,吸水高度瞬间上升,使供水量立即下降,造成冷却水量减少,冷却水出口温度上升,从而使凝汽器里的传热效果变差,凝汽器真空度下降。运行中的冷却水泵事故停运,引起循环水中断,循环水在10 s内减到零。主机自动停运,热负荷瞬间减为零,真空瞬间提高而后降低。凝汽器内汽温上升,大约60 s后,汽温可能上升到80,这时排汽缸喷水冷却装置投入使用,以保护排汽缸温度不超过80。伴随这种工况的出现,将使真空破坏阀的动作,加速汽轮机停运。(2)抽气设备工作失常抽气设备的任务是在机组启动时建立真空以及在运行中抽除从真空不严密处漏入空气和未凝结蒸汽。随着蒸汽参数的提高和机组功率的增大,以及机组滑压参数运行的运用,大部分机组使用射水抽气器和真空泵。下面以射水抽气器为例分析其对凝汽器真空度的影响。下图为300 MW射水抽气器的工作特性曲线。由图1可看出,在一定的工作水温度tw和工作水压力pw下,射水抽气器的抽气压力pm也随抽气量Ga的增加而升高,不过没有明显的工作段与过载段之分(如图1的虚线)。但是凝汽器pc=f(Ga)关系曲线(如图1的实线)却有工作段和过载段之分。在工作段,漏气量减少时,抽出蒸汽量却增加了,因而pc与Ga无关。但在过载段,漏气量已经很大,蒸汽量已减至最小,进一步增大漏气量,必然导致pm和pc增加,pc增大即是凝汽器真空下降,特性线pc=f(Ga)与pm=f(Ga)实际是互相重合的。根据上面对射水抽气器工作特性的分析可知,抽气器的抽气压力pm随Ga增加而升高,Ga增加的同时pc在过载段也随之增大。因此,对抽气器的合理监控十分必要。抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多,也反映到抽气器抽吸能力的下降,引起凝汽器真空的降低。对一定的抽气压力而言,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,工作水量不足,吸入室中因没有足够的工作水而压力升高,抽吸能力下降。工作水量增加过多时,在扩压管出口处发生排水堵塞现象,造成排水管水压升高,吸入室压力增加,抽吸能力也下降。因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制,以维持正常的抽吸能力。如果射水抽气器的工作水采取开式循环方式,则工作水温受外界影响较大,外界温度变化必然引起其温度发生变化。如果采取闭式循环方式并且停止向射水池补充水,不向射水池外溢水,则工作水温度将不断升高。目前河南焦作电厂机组射水温度高达3234,而射水温度的设计值为20。工作水温度升高的原因是: 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水蒸汽因为有凝结过程而放出的汽化潜热。所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。以河南焦作电厂200 MW机组为例,假设全年平均保持凝汽器内压力为539 kPa,抽气器吸入室内压力为3434 kPa,分别对应气-汽混合物的温度346和267。按HEI标准,对于三排汽口三壳体的凝汽器,抽吸的气-汽混合物量为19506 kg/h,其中干空气为6124 kg/h,水蒸汽为13472 kg/h。经计算可知, 13472 kg的水蒸汽每h在抽气器内放热量为282 036 kJ/h;射水泵与工作介质摩擦产生的热量为1 080 246 kJ/h。而b项的数值很小,相对于a项和c项可以忽略不计。对射水抽气器,当工作水温超过30时,每升高5,吸入室的压力就提高196 kPa,对凝汽器真空的影响相当大。这主要因为当工作水温升高至一定程度后,在高度真空的喷管喉部,部分工作水汽化,体积突然膨大,而使抽吸能力下降。所以工作水温对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。因此,在闭式循环射水抽气器的运行中,必须监视工作水温度的变化,定期或连续补充冷水,溢出高温水,防止工作水温度过分升高。射水抽气器排水管路的阻力会影响抽气器的工作性能。当射水抽气器出水口在射水池水面以下时,如果出水口淹得太深,由于水池中的水温比射水管中的水温低、比重大,排水管外的压力过大阻碍抽气器工作水的排出,从而导致射水抽气器的抽气能力下降。当射水抽气器的出水口在射水池水面以上时,如果射水泵发生故障,无法射水或射水量急剧下降,外界空气将大量漏入凝汽器中,造成真空急剧下降的严重事故。另外,轴封系统抽空气进入抽气器中,抽气器中的空气量增加,空气的比容远大于工作水的比容,使工作水流动的沿程阻力增大,抽气器的抽气能力下降,也引起抽气器中气水激振。机组真空系统空气渗漏：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,另一个是随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,约占从凝汽器抽除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,真空系统的气密性也取决于机组所有其余处于真空状态部件的严密性,它们包括给水加热器、低压气缸、汽封、轴封、向大气排放的管道等。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,凝结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。因此,气密性的评定与监督是确保凝汽器正常运行的重要课题。凝汽器在稳定工况下运行时,抽气量几乎与漏气量完全相等。对于射水抽气器,必须通过装设向凝汽器(真空系统)人为地输送空气的装置,利用射水抽气器的工作特性(图1),进行漏气量测量。总之,当发生真空度急剧下降所引起的事故状态时,汽轮机必须立即减负荷,并通过对事故现象的分析,采取措施,消除引起真空度急剧下降的因素。如果短时间内无法使真空度恢复正常,或者真空度继续急剧恶化,则有可能使汽轮机强迫停机,然后详细检查并采取措施。2.缓慢下降当凝汽器真空度以较小数值缓慢下降时,查找原因比较困难。此时，全面考察凝汽设备的运行状态,仔细分析各有关测试数据,表1列出常见的真空度下降现象,根据工程实际分析其原因,得出相应的消除真空度下降的方法和措施。凝汽器真空恶化的分析现象产生的原因现象1：凝汽器负荷和冷却水进口水温不变,而冷却水温升t超过额定值,水阻增加,冷却水进口压力增加,端差t在额定值范围内或少许超过额定值。原因是凝汽器冷却管板脏污,出口水室存在空气等,使冷却水流量减少。现象2：凝汽器负荷和冷却水进口温度不变,而冷却水温升t超过额定值,冷却水进出口压力增加,凝汽器水阻降低,端差t变化不大。原因是冷却水出口水管闸门未全开,喷水池喷嘴堵塞等使冷却水回水管压力增大,或是冷却水流量减少。现象3：凝汽器负荷和冷却水出口温度不变,而冷却水温升t超过额定值,冷却水进出口管负压降低,凝汽器水阻减小。原因是冷却水出口管上部虹吸破坏,致使冷却水流量减少;或冷却水泵故障(泵入口管滤网结垢、堵塞,入口门卡涩,水轮及导叶堵塞、结垢或磨损)或吸入空气,冷却水压力降低。现象4：凝汽器在不同负荷下凝结水温度都比以前高,端差t增大,冷却水温升t稍有增大,主抽气器抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增大,凝汽器气密性证明没有过量空气漏入。原因是凝汽器冷却管脏污、结垢。现象5：汽轮机排气温度上升,冷却水出口水温不变,端差t增大,凝结水温度降低,过冷度增加,主抽气器抽出的空气温度与冷却水进口温度之差无变化,气密性试验证明有空气漏入凝汽器。原因是轴封供汽压力低,真空系统管道法兰、虹吸截门盘根处漏空气,真空系统的密封水中断使空气漏入,凝结水泵吸入侧盘根不严密,漏入空。现象6：象同5,但试验证明无过量空气漏入凝汽器。抽气器内部可能有冲击声。原因是主抽气器工作不正常,射水泵或真空泵工作水温度过高。现象7：凝汽器水位升高到空气管管口,冷却水出口水温不变,端差t增大,凝结水温度降低,过冷度增大,抽气器排出空气和蒸汽量明显增加,凝汽器真空度下降。原因是(1)水泵真空部位漏空气或其他故障造成凝结水不能从凝汽器中排出,水位过高(2)凝汽器冷却管破裂或冷却管的管环盘根不严,冷却水漏入凝结水中(此时出现凝结水硬度增大现象）。凝汽器真空度受到很多因素影响,在凝汽器日常管理中,对真空度的监测及管理是最为关键的一项,而这很大程度上取决于对冷却管清洁度的管理和冷却水量的合理调配,只有对此两项进行合理管理,才能使凝汽器在最佳真空状态下运行。3：凝汽器真空下降的分析方法实例 焦作电厂4号机凝结器真空低的分析：入夏以来，4号机凝结器真空明显偏低，2005年9月27日前凝结器真空在负荷160MW时只能达到89.51kPa；负荷在220MW的情况下，真空为88.9kPa；最低达83.72 kPa。这不仅使机组的经济性降低，还直接造成4号机末级叶片过负荷。为此，工作人员对影响4号机真空的因素进行了认真分析. （1）排除由于人为调整不当的因素检查胀差正常，将高、低压轴封供汽压力提高至冒汽，经检查凝汽器真空并未上升。说明不是由于汽封系统调整不当而引起真空下降。就地检查凝汽器水位和#1低加水位，并与集控水位对照基本一致，说明凝结器和低加水位调整正常，凝汽器和低加并未出现管子破裂，造成水位升高现象。（2）排除辅机方面的因素检查凝结水泵、射水泵、循环水泵出口压力、电流正常，未发现电流增大或电流减小异常现象。凝结器出水管进行放空气，防止不凝结气体影响传热效果。排除了由于辅机工作不正常而造成凝汽器真空下降的因素。（3）排除辅助设备方面的因素在与其它机组负荷相等的情况下，检查凝汽器冷却水进、出水温升和冷却水进、出水压力。并与其它机组相比，排除由于冷却水门开度不够成的影响。对胶球清洗系统进行检查。收球率正常，胶球表面清洁，手捏橡胶球体弹性良好，冷水进、出水温升与其它机组相比基本相同，因而排除了铜管污脏和胶球堵塞铜管可能性。将射水泵倒换为另一台运行（或真空泵），如果凝汽器真空不变，则说明两台射水抽气器工作效率一致。排除了射水抽气器方面的影响。另一方面要加强对射水池水温的调整，射水池水温升高会造成凝汽器真空下降，通过增大冷却水量，降低射水池水温并与其它机组相比较，排除了射水池水温和其它辅助设备等因素的影响。（4）对真空系统不严密的确定在排除其它因素之后，我们同时启动两台射水泵运行。如果凝结器真空升高，则说明真空系统有大量空气漏入，这些不凝结气体超过了一台射水抽气器的抽吸能力，使这一部分气体未被抽出，因此影响传热效果而导致凝汽器真空下降。如果凝汽器真空不变，则可说明真空系统泄漏点不大，对真空影响较小。通过试验发现4号机凝汽器真空明显提高，因此我们判断真空系统泄漏。2005年9月对4号机真空系统进行找漏，用真空测漏仪对4号机十米、五米、零米和负米所有真空系统的管道、阀门、排气缸等设备进行检漏，未能发现大的漏点。由于许多凝汽器设备焊口、真空管道大部分在半空中，再加上真空系统涉及面大、范围广，难以全部检测到。因此需要根据现场的具体情况进行具体分析。（5）对真空系统泄漏部位的判断运行中我们发现4号机三台凝汽器真空表并不完全一致，从凝汽器结构上讲，三台凝汽器喉部及底部水侧相互联通，冷却水压力和水温一致。按照常规，运行中三台凝汽器真空应基本一致，为什么#3凝汽器真空偏低呢？为此我们对4号机凝汽器各数据列表（附表，负荷为220MW）分析如下。 凝汽器在正常工况下冷却水温升一般为10左右，通过上表可以看出，进出水压力正常，循环泵电流正常，说明冷却水流量正常，冷却水温升却较正常偏高，排除了由于凝汽器铜管冷却效果差，铜管脏污所造成的影响。#3凝汽器端差明显偏大。真空低，排汽温度高。说明#3凝汽器真空系统有空气漏入的可能性最大。我们通过做真空严密性试验的方式，对泄漏点进行再次确认，发现#3凝汽器的真空下降速度明显快于#1、2凝汽器，且排汽温度升高也快于#1、2凝汽器。因此判定泄漏点在#3凝汽器并与其相关联的系统。4.6对泄漏点的分析确定对#3凝汽器进行重点查找，未发现漏点。经过检查发现#1低加凝结水进出水温升偏小只有2，影响低加温升的因素比较多，我们逐个进行排查。就地检查#1低加凝结水进出水门在开启位置，旁路门完全关闭，检查#1低加抽空气管和门，经测量，说明抽空气系统运行正常，检查八抽压力、温度未发现异常，对八抽的管道和兰进行检查，也未发现漏点。通过分析我们认为#1低加有部分空气漏入，是影响#1低加凝结水温升的重要因素。由于#1低加疏水系统接在#3凝汽器，我们又对#1低加疏水系统的管道阀门进行逐个排查，最后判定为#1低加底部放水门故障所造成。2005年9月中旬利用4号机停机备用期间对上述阀门进行了更换。4号机开机后，#1低加凝结水温升又恢复了正常，凝汽器真空提高了4.5kPa。2005年9月份4号机真空严密性试验由于真空下降速度较快真空严密性试验未能做完，经计算为1.266kPa/分；2005年10月15日4号机真空严密性试验结果为0.36kPa/分，真空严密性试验合格。2006年2月我们发现3号机#1凝汽器排汽温度明显偏高，#1凝汽器真空偏低，用同样方法进行逐个排除，最后判定为#1凝汽器喉部有问题。2006年3月在3号机停机后，对凝汽器进行灌水找漏。按照工作票要求灌水到8.5米9米，并未发现漏点。提高灌水高度到9.5米时，发现#1凝汽器喉部开始大量跑水，漏点比较大，经检查发现在凝汽器喉部壳体焊口有一25mm的裂纹。由于我们判断准确，消除了凝汽器喉部壳体焊口泄漏隐患，为3号机组的经济运行创造了条件。 五：探讨解决问题的方法与措施：1. 对真空下降的处理原则首先核对排汽压力和排汽温度，确认真空已下降。调整负荷并根据现象采取相应措施，排除故障，使真空恢复正常。如果真空降到停车值以下汽轮机将联锁停车。 根据凝汽器排汽温度查出对应的排汽压力，如果一致证明仪表指示准确，如果查得排汽压力低于表计指示压力，可认定是真空系统表计指示不准（真空测量管线有泄漏、表计测量有误差）。如果高于表计指示应从以下几方面进行查找原因进行处理。2提高真空严密性真空严密性的好坏将直接影响到机组的真空(如前所述),原来,200 MW机组真空严密性尤其差,最差的甚至达到3 kPa/min,好的时候也达1.5 kPa/min以上,125 MW机组也达不到行业标准。通过努力,目前各机组已达到行业合格甚至优秀标准,使机组真空又上了一个新台阶,并实现了2台机共用1台射水抽气器的运行方式。主要采取了以下措施:专门购置1台氦质普检漏仪并组织专人对真空系统进行全面的、彻底的检查,该仪器的优点是能查出用原来方法查不到的漏点,能对漏点的性质进行定量,而且定量定点都相当准确。通过查漏发现的主要漏点:(1) 200 MW机组低压缸汽封处及低压缸中分面;(2)凝汽器喉部膨胀节处焊缝裂纹;(3) 125 MW机组高中压汽封回汽管太粗,以致汽封口漏空较大;(4)通过水封袋及直接回凝汽器的水系统也是漏空主要来源(如给水泵密封水、水控系统回水及轴封加热器疏水等);(5)低压缸安全门由于结构不合理造成漏空等。对上述漏点利用大、中、小修进行了处理,取得了明显的效果。对200 MW机组汽封进行改造,将高、低压汽封供汽分开,以便于压力调节,对低压汽封的进汽、回汽管道加粗,增大调节裕度,使汽封有充分供汽的情况下不产生油中进水。将200、125 MW机组低压缸密封面的密封胶改成596硅胶,300C以下可以长期不老化,保证了低压缸的密封性能。同时对低压缸安全门进行改造,使安全门不再因密封结构不好而漏气。在125MW机组上增加高中压汽封回汽门,运行中进行调整使回汽压力成微正压。取消水封袋,将给泵密封水回水、水控系统回水以及轴封加热器疏水集中到一个水箱内,再疏入凝汽器,这样就将真空系统由大缩小,消灭了这部分的漏空。对凝汽器喉部的焊缝裂纹进行打磨焊补后,涂抹一层由上海电力学院研制开发的密封软胶。经过多方面综合治理,真空严密性有了好转,8台机组均达到行业合格标准,有的甚至达到行业良好标准,详见表。3.提高凝汽器真空的措施（实例）(1)徐州发电厂共有8台凝汽式汽轮机,4台125MW,4台200 MW,凝汽器循环水冷却方式为冷水塔闭式循环,冷却水由京杭大运河补充。由于设备及系统设计和制造上的不足,真空系统方面存在较多问题。尤其是200 MW机组投产后,真空一直偏低,与同类型机组相比较属于低水平。为此,有关人员做了大量的工作。凝汽器冷却水进水温度徐州电厂凝汽器的冷却方式是冷却塔闭式循环,所以冷却水的温度等于环境温度加冷却塔的端差。因此,降低冷却水温度就应该尽可能提高冷却塔的冷却效果,降低冷却塔的端差。在机组基建时,冷却塔填料为混凝土网隔板结构,运行较长时间后,填料老化。从西安热工院在3号塔上做的试验看出,该塔填料已严重变形,淋水填料结垢后通风阻力增大,塔内配风配水也不均匀。经计算,3号塔出塔水温比设计值高2.16C,冷却能力仅达到64%。因此,更换新型填料,降低出塔水温的工作尤为迫切。1999年底4号机大修中对水塔进行了改造,选用新型的PVC填料,填料的波纹为斜折波纹,板面上的折波加强了水流与空气的扰动。两波之间的平截圆锥体既保持了片与片之间的距离,作为粘接点,又能使片间落下的水流层层溅散。填料放在铸铁网格板上,既解决了填料的载荷问题,又提高了冷却效果。4号机改造冷却塔填料费用200万元,工期为43天,投入运行1年来效果非常明显,改造后的4号塔全年平均出塔水温比3号塔低将近3C。据西安热工院试验,与4号塔修前比较,出塔水温下降了2.4C,真空提高约0.9 kPa,降低煤耗3.2 g/(kWh),4号机全年发电约9.6亿kWh,节约标准煤3 072 t。投资回收期为2.54年。若该项目实施于200 MW机组,投资回收期将更短。4.运行中我们通过以下几种方法，增加凝汽器内的传热系数（1）蒸汽和冷却介质在凝汽器内进行换热时，如果蒸汽中带有氧气等不可凝结气体，就会大大降低换热效果，所以，运行人员应该加强对水质的监督和检查，努力设法提高水质，减少蒸汽中不可凝结的气体量。机组启停和正常运行时候，行人员要严格监视凝结水的水质：（2）为了不使汽缸外侧的空气进入汽轮机内，在汽轮机汽缸的外层都装有汽封，运行人员应该适当调整机组的轴封压力，避免被冷空气带入凝汽器中，降低换热系数，影响机组真空。为（3）对于运行年限较长的机组，机组的真空严密性一般来说都不是太好，在汽轮机的低压侧或是凝汽器会出现一些漏点，这样，就会有一些空气漏入凝汽器中，影响换热。运行人员应该积极配合检修查找和消除漏点，提高机组的真空严密性，增大凝汽器内的换热系数。（4）当机组运行一段时间后，凝汽器运行中的冷却水中的一部分杂物与泥浆逐渐沉淀下来，附着在铜管的内壁上，使冷却水阻力增加，并且影响凝汽器的热交换，使汽轮机真空下降、冷却水中微生物的繁衍还会加速这一过程。为了保证汽轮机的安全、经济运行，我们在日常的工作中经常会采用反冲洗法、热烘干法、高压冲洗法、化学酸洗法等方法来祛除铜管内附着污泥等杂物，提高铜管的传热效果，保证凝汽器内良好的换热效果，提高凝汽器真空。一过程。为了保证汽轮机的安全、经济运行，我们在日常的工作中经常会采用反冲洗法、热烘干法、高压冲洗法、化学酸洗法等方法来祛除铜管内附着污泥等杂物，提高铜管的传热效果，保证凝汽器内良好的换热效果，提高凝汽器真空。5最佳真空的确定由汽轮机原理知道，降低汽轮机的背压可以提高汽轮机的出力。当背压降低到一定程度后，若继续降低汽轮机的背压，汽轮机功率