真空严密性.doc

科学治理，提高600MW机组真空系统严密性曹连元、石玉军（国网能源宝清煤电化有限公司）摘要:文中论述了汽轮机真空系统严密性对机组经济效益的影响和危害,针对双电公司#5、#6机组的实际情况分析了影响真空严密性的主要因素和提高真空严密性的办法以及取得的实际效果。关键词:凝汽器；真空严密性；漏泄。4简述：汽轮机真空是决定汽轮发电机组经济运行的主要指标，而真空系统严密性则是影响汽轮机真空的重要原因之一。真空严密性是行业内主要关心而又尚未得到彻底解决的一个问题，随着大型超高压超临界机组的日益增多，影响汽轮机真空严密性的环节和因素也越来越多，对真空系统进行研究，提高机组的真空严密性已成为改善机组运行状况、降低发电煤耗的一项重要工作。1. 提高真空系统严密性的意义：汽轮机真空是影响机组运行经济性的主要因素，凝汽器真空下降是汽轮机实际运行过程中常见的典型的故障。造成机组真空下降的原因很多，真空系统严密性差是最重要的因素之一。1.1汽轮机真空系统严密性差，系统漏入空气，将直接导致排汽温度升高，背压增大，真空降低，凝结水温度升高。为了维持机组运行真空度，必须经常将备用真空泵也投入运行，严重影响机组运行的安全性和经济性。1.2漏气量会随机组的负荷减少而增大，因为在低负荷时，处于真空状态下工作的区域增大，使漏气范围扩大。如汽轮机空转时，真空会一直延伸到调节级，此时漏气量大大增加。经有关实验证明，汽轮机负荷降低一半时，漏入的空气量将会增加30%40%。1.3空气集聚在铜管周围，还会使传热阻力增大，导致凝汽器端差升高、真空下降。1.4空气漏入凝汽器，会使蒸汽分压力降低，引起凝结水过冷度增大和增加抽气器的负担等不利影响。1.5漏入的空气会使低压缸因蒸汽温度升高而变形，造成机组振动，甚至因此使机组被迫减负荷或停机。1.6空气分压力增大，增加了空气在水中的溶解度，使凝结水中的含氧量增加，加剧了低压管道和低压加热器的腐蚀，增加除氧器的负担，对机组安全运行有不利影响。综上所述，提高汽轮机真空系统严密性对发电企业有着重要的意义。2 导致真空系统漏泄的原因2.1汽轮机高中压轴端漏泄电厂一般较注意低压轴端汽封对真空系统的影响，但对高压前后轴端汽封、中压前端轴封对真空系统的影响认识不是很深，认为其属于正压部位。加上部分机组轴端汽封间隙偏大，即使泄漏也是向外漏汽，不会对真空系统造成影响。有些电厂为防止向外漏汽，将高压轴封供汽压力调整偏低甚至不供汽。因为轴加、低加的抽空气管道和疏水管道与真空系统相连，如果机组轴端汽封间隙正常，运行中轴封至轴加的阀门开度过大，高压轴端汽封供汽压力偏低，汽轮机高中压轴端将形成负压，空气经高中压轴端进入轴封冷却器并进入真空系统。2.2低压缸水平结合面变形低压缸中部水平结合面变形与真空有关,机组抽真空后张口出现,破坏真空后张口消失。其原因为：由于低压缸螺栓刚度或紧固力不够，当启停机过程中机组振动过大、受热不均时，都会导致结合面出现张口，漏入空气，真空降低。另外，机组抽真空后，低压缸中部负压部分在大气压力作用下产生较大的弹性变形，并以汽缸水平结合面法兰内缘为支点作用在螺栓上，造成螺栓拉长，低压缸中部负压部分水平结合面出现变形（外张口），空气经张口处进入真空系统。2.3轴封冷却器疏水多级水封破坏运行中轴封冷却器多级水封破坏，空气就会由汽轮机轴端、轴抽风机排汽口、轴抽风机外壳等处直接进入真空系统。有些机组低压轴封供汽压力很高，而在低压轴端检测还存在严重泄漏。主要原因为轴封冷却器疏水多级水封破坏，空气经高、中、低压轴端进入轴封冷却器，然后经多级水封管进入真空系统。轴封冷却器疏水多级水封破坏的主要原因为水封高度不足，现场主要为多级水封安装高度不足，多级水封长期运行造成内部腐蚀短路，多级水封安装高度过大引起疏水不畅后加装短路管后造成短路。另外，多级水封投入运行前未进行注水或注水量偏小也是水封破坏的原因之一。2.4负压部位管道出现漏泄疏水扩容器汽水侧至凝汽器管路及低压旁路等负压部位管路，管距长、管径大，运行工况变化时，存在着汽水混合流动现象，在长期冲刷的情况下，当膨胀、支撑存在问题或出现振动时，易造成管路出现裂纹、砂眼漏泄，对真空系统造成影响。2.5低压轴封供汽中断或降低低压轴封供汽中断或降低时，空气会从轴封间隙出漏入排汽缸，使真空急剧降低。其原因可能是在负荷降低时未及时调整轴封供汽压力，致使供汽压力降低；或可能是汽源压力降低、蒸汽带水造成的；还可能是因轴封系统调整失灵所致。2.6真空泵工作失常真空泵故障时，会使真空泵工作失常，抽气量减少，真空降低；真空泵的工作水温应尽量接近设计值，因为水温过高时，对应该温度的水汽化压力就增大，从而限制了真空的提高。2.7低压缸防爆门漏泄低压缸防爆门结合面法兰、纸垫面积较大，一般不进行检修，当法兰面不平整或垫片出现裂纹、破损时，空气经防爆门进入真空系统。2.8低压缸轴端漏泄当低压缸轴端汽封磨损后，会导致轴封间隙过大，轴封供汽大量被抽至凝汽器。蒸汽在汽封腔室内不足，空气经轴封进入真空系统。另外，为防止油中带水，常将低压汽封供汽压力调至较小，空气也会经轴封进入真空系统。2.9热工表计泄漏机组长期运行中，真空压力表接点松动，电接点水位计接点松动，排汽缸温度计套管磨损等原因，也会造成真空系统泄漏。2.10凝结水泵轴端漏泄凝结水泵机械密封损坏或密封水不投入，也会造成真空系统泄漏。2.11真空系统阀门漏泄真空系统阀门如频繁操作或过开过关造成盘根损坏，以及法兰垫片破损缺失，也会使真空系统受到破坏。2.12小机排汽系统漏泄 小机排汽系统严密性问题常常不被大家重视，实际运行中如果小机排汽系统不严，如轴端、法兰、焊口、阀门盘根等处漏泄，特别是小机防爆门漏泄，都会使空气进入主机真空系统，导致主机真空严密性降低。以上原因多为影响机组真空严密性的常见现象，其它可能还会导致机组真空严密性受到破坏的一些原因还很多，欲使其系统更加完善，还有待于我们继续去探索分析。3 真空系统严密性查漏方法3.1要使真空系统在运行时不漏入空气那是不可能的，只能是尽量的减少它的漏入量。一般利用真空系统的严密性试验来检验真空系统的严密性。当机组带80%负荷时，切断真空泵入口的凝汽器抽气阀30秒后开始记录，记录8分钟，取其中后5分钟内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值。按照国家发改委2005年颁布实施的DL/T9322005凝汽器与真空系统运行维护导则规定，机组容量100MW的，真空下降速度0.27KPa/min为合格。当机组正常运行时，如果循环水量水温正常，真空泵出力正常，而凝汽器真空仍偏低，就可以认定是受真空系统严密性的影响。3.2通常检查真空系统的漏点有以下几种方法：3.2.1用蜡烛的火焰或香烟的烟雾来检查，看火焰和烟雾有无被法兰、接头等待检的部位吸入。但是目前大型汽轮机发电机组均为氢冷式机组，机组运行时厂房内是严禁烟火的，所以此种方法的使用受到一定的限制。3.2.2用有特别刺激气味的物质如薄荷油来涂抹在可能漏气的部位，然后由人站在排气口处看能否闻到气味，据此来判断是否泄漏。这种方法的缺点是每次只能检查一个地方，而且检测手段是由人鼻嗅，轻微泄漏时不易察觉，可靠性较差。3.2.3注水查漏，机组大小修或停机临检中真空系统上水至低压缸末级叶片底部，记录下漏泄部位，然后放掉凝汽器汽侧存水，处理漏泄点。漏泄点全部处理完毕后再次注水检查。此种方法的优点是简单直接、便于查找。但是由于大型机组的凝汽器尺寸庞大，注水、放水时间较长，而且注水的高度有限，并不能检查到所有的系统。此外给水泵小汽机的排气管道由于尺寸庞大，注水后重量增加过多，受管道支撑的限制，也不能利用注水的方法进行检漏。3.2.4利用专用型氦质谱真空检漏仪进行检漏。具体方法如下：现场测试时，先把真空泵前空气管真空表阀门关闭，拆下真空表，接上检漏仪的连接管路，开启检漏仪，检漏仪经过自检过程，进入检漏的待检状态，将气流方式设置为大漏气流模式，这时分别打开测试口电磁阀和旁路电磁阀，打开真空表前手动门，控制调节阀开度，调整测试口的压强在100Pa左右，然后进行漏点漏率的测试。由于氦质谱仪的灵敏度相当高，既使微量的漏泄也能被检测到，所以目前该办法是成功率相当高的一种检漏手段。检漏标准： 漏率110-6 为大漏点； 2.010-7 漏率110-6 为中漏点；漏率2.010-7 为小漏点。4 提高真空系统严密性的措施4.1加强检修管理，提高检修工艺质量4.1.1根据实际情况，明确与汽轮机真空严密性有关的设备、系统管道、阀门、焊口、接头及仪表一次门等范围。4.1.2制定汽轮机真空严密性管理目标、计划和相应的技术措施。4.1.3制定汽轮机真空系统设备的检修工艺标准和技术要求。4.1.4真空系统阀门没有水封的应加装水封，有水封的应保证正常投入使用。4.1.5把汽机真空系统设备纳入机组大小修标准项目，做到“应修必修，修必修好”。4.1.6机组真空严密性试验长期不合格时，应列入机组大小修特殊项目。4.1.7制定汽轮机真空严密性管理职责，确定各台机组真空系统专责人。4.1.8制定汽轮机真空系统设备检修、消缺验收管理制度。4.2 加强真空系统严密性运行管理4.2.1制定机组真空严密性运行管理人员及运行值班人员岗位职责。4.2.2制定机组真空严密性工作目标与措施。4.2.3专业人员要不断总结经验，加强分析，努力寻找漏气规律，若设备结构及系统不合理时，应提出改进方案。4.2.4开展运行工况分析：如机组负荷、低加系统、凝结水泵切换，机组某系统操作，尤其是轴封供汽的调整等工作后引起真空变化时应进行分析。4.2.5开展运行现象分析：如凝结水泵不打水，凝汽器水位计出现虚假水位，以及与凝汽器连接的系统管道出现冷、热和积露现象时应进行分析。4.2.6根据真空下降情况先进行分析，然后进行分部试验来确定漏气部位。4.2.7每月每台机组要定期进行真空严密性试验，要建立技术台帐，并严格管理。4.2.8机组大小修投入运行后，应及时进行真空严密性试验。4.3 真空严密性的检查及治理4.3.1机组运行时，可使用氦质谱真空检漏仪进行检漏，查找漏汽部位，查出缺陷后，先进行临时堵漏处理。4.3.2运行中随时监视轴封供汽压力，并随负荷变化进行调整，按最佳运行工况保持供汽压力。另外，运行中要保证轴加、低加等水位在正常范围内。4.3.3机组大、小修及停机临检时，应安排充分时间进行真空系统注水查漏或其它一些先进的找漏设备及方法进行查漏。#5、#6机利用几次停机临检的机会进行上水查漏，先后消除凝汽器喉部焊口漏泄、管道焊口漏泄、阀门法兰盘根漏泄、热工测点漏泄、压力表温度表漏泄、阀门内漏等缺陷90余处/次。4.3.4积极吸取其它电厂先进经验，对真空系统存在的不合理结构、布局进行技术攻关和改造。我们将#5机低压缸轴封供、回汽的管道疏水进行了改造，把疏水点安装到轴封套下部最底点，以保证管道疏水能够及时排出，确保轴封供汽压力和温度。4.3.5建议将轴封冷却器多级水封改为单级水封，并适当增加单级水封的高度。4.3.6利用机组大修的机会在低压缸结合面加工密封槽，槽内添加耐高温密封胶条，这样即使低压缸结合面在运行中发生变形产生间隙，也不会导致空气漏入。4.3.7低压缸原安装汽封为不锈钢梳齿型汽封，间隙调整困难，极易发生磨损漏泄现象，建议更换为微接触汽封，使低压轴端密封始终保持在良好状态。4.3.8低压加热器疏放水门、凝汽器汽侧放水门、凝结水泵入口门、高压加热器紧急放水门至凝汽器的管路与凝汽器相连的各阀门取消连接法兰，改为焊接结构，盘根室加水封。5 结束语#5、#6机自投产以来，我们利用停机临检的机会对这两台机组的真空系统进行了一系列的综合治理和技术改造，#5机真空严密性试验数值从投产初期的560Pa/min下降到80Pa/min，#6机从590Pa/min下降到130Pa/min，距离同类电厂优秀标准还有一定的差距，还需要我们坚持不懈、持之以恒的继续努力，力争通过采取各种节能措施，确保我公司发电煤耗达到世界一流企业标准。参考文献:1 参考文献内容:汽轮机设备及其系统中国电力出版社2 参考文献内容:20万千瓦汽轮机的结构水利电力出版