--1-- 凝汽器真空的影响因素及常见故障分析 王友强（山东电力建设第二工程公司西固项目部） 【摘 要】现代大型电厂凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。凝汽器的真空度对汽轮机装置的效率、功率有重大影响，直接影响到整个汽轮机组的热经济性。本文从凝汽器端差、循环水温升和凝汽器入口水温的角度，分析了影响凝汽器真空的因素，通过查找资料并参考一些机组的实际问题的处理方法，研究了造成凝汽器真空缓慢下降的原因。 【关键词】汽轮机冷端 传热端差 循环水温升 真空严密性 轴端漏气 引言 目前，我国发电能源构成中还是以煤为主(占80%)，虽然正大力开发西部水电资源，并且加快了核电项目的建设，但目前以煤为主的结构还不会改变。目前中小机组效率低、煤耗高，对环境污染严重[1]。 电能是最洁净最便于使用的二次能源。生产电能要消耗大量的一次能源，我国生产电力用煤接近全国煤产量的三分之一，西方国家进口的煤绝大部分用于生产电能。据美国电力研究所(EPRI)90年代初的一份跟踪调查报告表明,电厂平均实际供电热耗率高出设计值1000hkWkJ/ 以上，当时就把电厂节能降耗列为重大科研项目。随着国民经济的发展，提高火电机组运行效率，降低能耗，并进一步提高机组运行的安全性、可靠性越来越受到重视。我国政府充分认识到走可持续发展道路的重要性后，由粗放型经济向集约型经济转轨，电厂节能问题越来越受到国家和电力行业的普遍重视。另外，随着电力体制改革的深入，电力行业各大公司都已经挂牌运营，现在国家电力公司出台的竞价 上网进一步促进了节能降耗工作的展开。 在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。以凝汽器为核心，内连汽轮机低压缸，外连循环水系统，构成了电站热力系统“冷端”。根据汽轮机工作原理，凝汽器的真空度对汽轮机装置的效率、功率有重大影响，因此凝汽器的工作效能直接影响到整个汽轮机组的热经济性。 汽轮机组冷端系统性能不良，严重影响整个机组的热经济性，使供电煤耗率增加[1]。例如300MW等级机组是目前我国电力生产的主力机组约半数以上机组凝汽器的运行真空低于设计值1kPa～2kPa，而凝汽器真空降低lkPa,机组热耗率约上升0.8%,煤耗率增约2.5hkWg/。因此，汽轮机组冷端系统性能差的问题是电力行业关注的焦点之一。分析冷端系统性能不良的原因以及对经济性的影响，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,直接影响到整个汽轮机组的热经济性。

1 汽轮机冷端系统简述 汽轮机冷端系统主要由汽轮机低压缸、表面式凝汽器、抽气设备、胶球清洗装置、凝结水泵 、循环水泵和循环水水源，以及这些部件之间的连接管道和管件等组成。 一个简单的汽轮机冷端系统原则性系统图如图1-1。 --2--

图1-1 冷端系统原则性系统图 1一抽气设备; 2-汽轮机低压缸: 3一发电机: 4一循环水泵; 5一凝汽器; 6一凝结水泵:7一胶球消洗装置 排汽离开低压缸之后进入凝汽器壳侧，凝汽器管内流入由循环水泵提供的循环水作为冷却工质，将排汽凝结成水。由于蒸汽凝结成水时，体积骤然缩小，这就在凝汽器内形成高度真空。为保持所形成的真空，则需用抽气设备将漏入凝汽器内的空气不断抽出，以免不凝结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，则通过凝结水泵依次进入机组的低压加热器、除氧器、高压加热器，最终进入锅炉[4]。 循环水按供水方式的不同，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。不论是开式供水还是闭式供水，冷却水所带入的泥沙、污秽的物质和加热过程中分解出的盐分等均会不同程度地沉积在循环水管的内表面上;由于附着物的传热性能很差，将导致凝汽器真空降低，而且还会加速冷却水管的腐蚀，因此采用胶球清洗装置进行清洗，并在循环水泵进水管上安装滤网，达到良好的净化循环水的效果。

2 本文主要研究的内容 汽轮机冷端性能总归是对影响真空的因素的研究，凝汽器内真空的形成是由于在凝汽器内蒸汽和凝结水汽液两相之间存在一个平衡压力[8,11]。蒸汽凝结时的温度(st)越低，凝汽器内的绝对压力越低

(cp)。凝汽器的真空度为：%100)067.981(cp )067.981(kPaat

图1-1 蒸汽和水的温度沿冷却表面的分布 --3--

在凝结过程中，排汽温度st，所受的影响如图所示，图号的各符号的意义如下： st- 排汽温度 1wt- 冷却水入口温度

t- 凝汽器传热端差 wt- 冷却水温升 cA- 传热面积

由图得：st=1wt+wtwt+t （1-1） 由于凝汽器真空即排汽压力可以用与之相对应的饱和蒸汽温度来确定，所以本文在主凝结区的蒸汽凝结温度公式（1-1）的基础上展开对影响真空的因素的研究，具体内容如下： 1. 影响凝汽器传热端差因素t 一般运行经验表明，凝汽器真空每下降lkPa，机组汽耗会增加1.5%～2.5% ；而传热端差每升高1℃ ，供电煤耗约增加1.5%～2.5%。 影响凝汽器传热端差的因素比较复杂，主要包括凝汽器传热系数、热负荷、清洁系数、空气量及冷却水系统的特性等。 2. 影响冷却水温升因素wt 冷却水温主要决定于循环倍率，或者说，当进入凝汽器的蒸汽量一定时，主要决定于冷却水量。冷却水量减少，则冷却水温增大，真空降低。冷却水量主要决定于循环水泵，也可能由其他原因而减小[8]，例如，凝汽器管板被杂草、木块、小鱼等堵塞；冷却水管内侧结垢，流动阻力增大；循环水泵局部故障；循环水吸水井水位太低，吸不上水等都可能使冷却水量减少，引起真空降低。 3. 影响冷却水进口温度因素1wt 冷却水进口温度主要决定于电站所在地的气候和季节。用冷却塔时还决定于冷却塔的冷却效果。 4.凝汽器真空度下降的原因及预防措施 排汽真空度对汽轮机正常运行起着非常重要的作用。真空度下降，会使汽轮机的汽耗和最后几级叶片的反动度增加、轴向推力增大；随着排汽温度升高，会引起汽轮机转子旋转中心漂移而产生振动，甚至引起汽缸变形及动静间隙增大。如因冷水量不足而引起故障的，还会导致铜管过热而产生振动及破裂，缩短凝汽器的使用寿命。 以上影响因素是相互关联的，虽然各种因素对冷端性能的综合影响不是简单的算术和，特别是严密性和清洁度，但是，基本反映出一种因素对冷端性能的影响程度。 本文通过对影响汽轮机冷端问题的分析与研究，通过查找资料并参考一些电厂的实际问题的解决处理对问题的分析，研究各设备之间的相互影响,并对这些资料进行分析、整理、总结，采取综述的形式完成对问题的研究。

3. 影响凝汽器传热端差的因素

凝汽器传热端差值的变化标志着凝汽器运行状况的好坏，可作为判别凝汽器运行状态的依据。运行中端差值越小，则运行情况越好．机组的热效率越高。 对汽轮机凝汽器传热端差存在的问题进行深入的讨论和分析，提出了有针对性的处理措施，对汽轮机凝汽器运行中的节能降耗，有一定意义。

3.1 传热端差的确定 凝汽器的传热端差是指凝汽器排汽温度与冷却水出口温度的差值。 凝汽器在不同工况下的传热端差t，可由传热方程求得：

14187wcDKAtet (2-1)

其中：cA- 凝汽器的冷却面积 --4--

K - 自蒸汽至冷却水的平均总体传热系数

可见，传热端差t与cA、K、wD有关。 设计时，凝汽器的传热量一定时，wD主要根据循环倍率决定，K只能按经验数值取定。因此，只有增大cA才能减小t。增大cA需要增大投资，故也要在汽轮机组“冷端最佳参数选择”任务中决定。运行时，cA已定，因此传热系数K是影响传热端差t的主要因素。K越大，传热端差t越小，真空越高。因此，凡影响传热系数的因素，都将影响传热端差，从而影响真空。

3.2 运行中影响凝汽器端差的因素 影响凝汽器传热端差的因素比较复杂，主要包括凝汽器传热性能、热负荷、清洁系数、空气量及循环水系统的特性等。

3.2.1 空气量的原因及措施 凝汽器的空气来源有二：一是由新蒸汽带入汽轮机的，由于锅炉给水经过除氧，这项来源极少；二是处于真空状态下的各级与相应的回热系统、排汽缸、凝汽设备等不严密处漏入的，这是空气的主要来源。空气严密性正常时进入凝汽器的空气量不到蒸汽量的万分之一，虽然少但危害很大。主要是空气阻碍蒸汽放热，使传热系数减小，端差增大从而使真空下降[7]。空气的第二大危害是使凝结水的过冷度增大。 降低空气量主要从真空严密性和抽气器的工作性能考虑[7]。

3.2.1.1 真空严密性

真空严密性差是造成汽轮机真空低的主要原因，在根据工程调试的经验，真空系统易泄漏空气的薄弱环节有： （1） 凝汽器热井、低压加热器玻璃管水位计经常出现漏点、缺陷，漏入空气，造成严密性下降。 （2） 轴封加热器水位自动调节失灵导致水位偏低，水封无法建立，导致空气漏入。 （3） 采用迷宫式水封的给水泵，其密封水排至凝汽器，水封无法有效建立，导致空气漏入。 （4） 低压缸防爆门、小汽机排汽管防爆门、凝汽器入孔门等也经常由于密封不严，或防爆门出现裂缝，导致空气漏入。 （5） 大机、小机低压轴封由于轴封压力不能满足需要，造成轴封泄漏，另外，汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封泄漏的重要因素。 （6） 凝结水泵进口法兰、凝泵水封泄漏也经常导致凝结水溶氧不合格。 （7） 管道安装。目前的新建机组，安装质量较好，压力管道均进行水压试验，真空管道均进地灌水试验，由于法兰，阀门盘根等原因导致泄漏的情况较小。 （8） 部分低压管道上的疏水阀、排汽阀，关闭不严，导致真空泄漏。 根据实际情况及分析研究，可采用以下处理措施： （1）机组运行过程中维持轴封系统各疏水U形水封的正常工作。 （2）机组运行过程中维持好轴封加热器的正常水位。 （3）按设计要求调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量。 （4）运行中严格控制低压汽封供汽压力、温度，遇到汽封系统运行不正常，应及时进行分析，不可随意提高汽封供汽压力、温度。 （5）负压部位管道设计时，应充分考虑膨胀问题，应设有一定长度的弯头或膨胀节。 （6）运行中应尽量避免剧烈工况出现。 （7）及时更换泄漏的阀门。