发电厂凝汽器真空度低对机组运行安全性和热经济性有很大的影响。真空度下降会造成汽轮机排汽缸温度升高, 直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低;同时汽机轴承中心偏移加大;严重时加剧机组振动。
国内某600MW超临界机组在调试阶段凝汽器真空度出现了在两台真空泵运行时, 高压侧凝汽器比低压侧凝汽器低3kPa (设计工况为高压侧凝汽器仅比低压侧凝汽器低1.2kPa) ;同时真空系统严密性试验时高压侧不合格, 低压侧严密性非常好。通过对造成这个问题的各种原因分析并处理后, 最后高压侧凝汽器真空度达到设计值。
1 系统设备介绍
国内某超临界600MW火力发电机组配备超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式N600-24.2/566/566型汽轮机, 其排汽向下排入凝汽器, 两台给水泵小汽轮机的排汽也向下排, 并和主机共用一台凝汽器。凝汽器为N-38000-4型双壳体, 双背压单流程表面冷却式凝汽器, 上部与低压缸排汽口之间的连接采用弹性连接 (不锈钢膨胀节) 。设计冷却水温度21.7℃, 额定排汽压力5.2kPa, 冷却水管为TP316L不锈钢管。
真空系统:每台机组配置4台200EVMA型水环式真空泵, 正常运行投入两台真空泵, 在机组启动工况下, 4台泵并列运行时凝汽器平均背压从101.3kPa至5.2kPa的抽真空的时间为3379分钟。
循环水系统:两台机共配备4台8 8 L K X A-2 3.5型循环水泵, 采用扩大单元制运行方式。
2 问题分析
国产600MW超临界机组凝汽器真空度低的常见原因有:凝汽器内换热管道传热热阻大、循环水温度高或者循环水量不足、不凝性气体含量高、轴封系统工作异常、疏水扩容器热负荷高、疏水扩容器泄漏。
2.1 传热学分析
凝汽器的作用是将在汽轮机中做完功的蒸汽排出压力尽可能地降低, 从而使蒸汽在汽轮机中的可用焓达到最大, 以提高工作效率, 同时在汽轮机排汽空间建立并维持所需要的真空度, 回收纯净的凝结水以供锅炉给水。
凝汽器的传热端差是作为评价凝汽器运行优劣的主要技术指标。它表示为:
式中AC为换热面积, m 2。
K为传热系数, kJ/ (m2·h·K) ;
DW为冷却水量, k g/h;
DC为蒸汽量, k g/h;
hc为蒸汽质量焓, k J/k g;
为凝结水质量焓, k J/k g。
在相同运行条件下, 端差增大, 说明传热管的换热效果变差, 进而直接导致凝汽器真空度下降。故凝汽器的真空度和端差成反比。即凝汽器运行过程中凝汽器的真空度随换热面积Ac以及传热系数K的增大而升高。
凝汽器由总数3 8 4 3 2根的不锈钢管组成, 在安装过程中仅堵了1 1根, 且未集中, 故堵管对换热面积A c影响极小。在调试阶段胶球清洗装置投手动状态, 一直进行清洗, 不锈钢管内壁的清洁度在一个良好状态, 传热系数应保持在设计水平, 对真空度不会产生不利影响。
2.2 循环水系统分析
由式 (1) 的分析可知:凝汽器的真空度随冷却水量DW的增大而升高。
此机组的循环水系统为扩大单元制循环水系统, 冬季按每台机一台循环水泵运行, 春秋季按二机三泵运行, 夏季按每台机二台循环水泵运行考虑。
三种工况下循泵的实际工作状态及总水量如下:
同此可见, 运行时循环水系统水量已远大于设计值, 而且循环水温度在调试期间处在2 2℃~2 5℃范围内, 也在设计范围内。
2.3 不凝性气体含量高的影响
从凝汽器内的工质来看, 影响真空值大小有两方面:凝汽器湿饱和蒸汽的压力Ps (Ps与运行中凝汽器的热力特性有关) ;凝汽器中不凝结气体的压力Pa (Pa与真空系统的空气泄漏量和真空泵的运行出力有关) 。根据道尔顿定律, 混合物的总压力为构成混合物诸气体的分压力之和, 故凝汽器压力Pc为:
Pc=Ps+Pa
凝汽器中的蒸汽处于饱和状态, 饱和蒸汽的饱和压力Ps与其饱和温度ts一一对应, 且ts越小, Ps越小。在汽机排汽温度一定的情况下, Ps也为常量, 这时凝汽器真空度主要受不凝结性气体量影响。
不凝结气主要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, 另一个是随同做功蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多级除氧, 蒸汽中不凝结气数量很少。因此, 漏入真空系统的空气是不凝结气的主要成份。根据凝汽器循环水量-背压特性曲线, 在满负荷工况下高压侧凝汽器仅比低压侧凝汽器低1.2kP a真空值, 实际运行有3 k P a的真空差, 说明高压侧凝汽器有大量的空气漏入。
经现场对直接与凝汽器相连的管道系统进行全面清理检查。发现在凝结水系统中凝补水至热井的大流量补水管路高点 (管径为φ273mm) 在距离热井2 m处安装了一只放气阀 (管径φ25mm) , 检查发现正常运行时此大流量补水管停用期间, 而放气阀一直处于开启状态, 造成了大量空气漏入凝汽器。后在正常运行时关闭此阀门, 高压侧凝汽器真空值由-90.23kPa上升到-91.78kPa。通过规范阀门操作可基本消除此类问题对凝汽器真空的影响。
2.4 轴封系统对真空的影响
轴封系统运行是否正常, 对凝汽器真空也有重要影响。本台机组的汽轮机本体的轴封系统是利用高中压缸轴封漏汽同时供低压缸和给水泵小汽轮机的轴封蒸汽, 示意图如下:
通过用氦质谱仪对真空系统进行了多次全面检漏, 没有发现低压缸前后汽封、低压缸防爆门等处的漏真空现象。但是发现小汽轮机A、B的轴封处均有往凝汽器漏气现象, 且小汽轮机A漏量大于小汽轮机B漏量。经分析:小汽轮机轴封距轴封母管较远, 且小汽轮机轴封管管径较小, 造成管道的沿程阻力较大, 使小汽机轴封的实际压力远低于母管压力, 不能满足汽封的正常工作, 外界的空气通过小汽机轴封漏入凝汽器, 其中小汽机A轴封压力低的问题尤为严重。
根据设计, 轴封母管压力在15 k P a~1 1 0 k P a之间。在现场用氦质谱仪检漏期间, 轴封母管的参数为:36.089kPa, 154℃。后通过提高轴封母管的压力到6 0 k P a, 达到提高小机轴封压力的目的。再次进行氦质谱仪查漏, 确认小汽机轴封工作正常, 没有空气漏入凝汽器。
这里应该注意:在提高轴封母管压力的时候应保证高中压缸各轴封处不能往外冒汽, 也不能让轴封蒸汽进入汽轮机的润滑油系统, 造成油质乳化。
2.5 热负荷对真空的影响
凝汽器热源主要是有汽轮机排汽、各类高温高压蒸汽管道的疏水和高压加热器危急疏水等。在相同的汽轮机排汽量下, 通过减少进入凝汽器疏水量可以降低凝汽器的热负荷, 达到提高真空度目的。
在调试阶段因3#高加正常疏水不畅, 有大量的高加疏水通过危急疏水管道直接排入凝汽器, 据估算疏水量达到1 9 8吨/小时, 大大增加了凝汽器的热负荷。在停机阶段完成了3#高加疏水整改工作, 消除了高加疏水直排凝汽器的情况。使凝汽器真空度有了进一步改善。
经过以上治理, 凝汽器两侧真空度达到-94.3kPa和-95.1kPa, 真空严密性试验结果优秀, 真空低问题得到彻底解决。
3 结语
机组的真空度关系着机组的安全、经济运行, 而且对提高整个电厂的经济效益有着很大的现实意义。在实际运行过程中, 循环水系统的运行状态, 与凝汽器直接相连的凝结水管道的阀门状态, 轴封系统工作是否正常以及直接排入凝汽器中疏水量等因素都会直接影响到凝汽器的真空度, 使其偏离设计值。因此在设计、安装和运行过程中, 展开对与之有关的抽真空系统、循环水系统、轴封系统、凝结水系统和疏水系统针对性管理, 将是消除凝汽器真空低的问题有效途径。
摘要：通过对造成国内某600MW超临界机组凝汽器真空低的各种原因进行分析, 进行针对性的整改, 取得良好的效果。
关键词：火力发电厂,真空度低,分析,治理
参考文献
[1] 张零一, 张振群.珠江发电厂300MW汽轮机组真空低原因分析[J].广东电力, 2001, 14 (4) .
[2] N-38000-4型凝汽器说明书[M].