1、精選優質文檔-傾情為你奉上凝 汽 器 真 空 的 影 響 因 素 與 改 善 措 施 凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指標，是影響汽輪機經濟運行的主要因素之一。真空降低使汽輪機的有效焓降減少,會影響汽輪機的出力和機組設備的安全性。電站凝汽器一般運行經驗表明：凝汽器真空每下降1kPa，汽輪機汽耗會增加1.52.5。而且，凝汽器真空的降低，會使排汽缸溫度升高，引起汽輪機軸承中心偏移，嚴重時會引起汽輪機組振動。此外，當凝汽器真空降低時，為保證機組出力不變，必須增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又將導致鈾向推力增大，使推力軸承過負，影響汽輪機的安全運行。所以在實際的熱電廠運行中，最好使凝汽器在設計真空

2、值附近運行。 4.1 真空降低的危害 凝汽器是凝汽式機組的一個重要組成部分，其工況的好壞，直接影響整個機組的安全性和經濟性。例如一臺200MW的機組，真空每下降1，引起熱耗增加0.029，少發電約58KW，而一臺600MW的機組，真空每下降1，引起熱耗增加0.05，少發電約306KW。有資料顯示，凝汽器每漏入50kg/h的空氣，凝汽器真空下降1Kpa，機組的熱耗增加約68。 1)經濟方面的影響 a. 真空降低，使汽輪機熱耗增加。對于高壓汽輪機，真空每降低1，可使機組熱耗增加4.9。 b真空降低，使凝結水過冷度增加。對于高壓汽輪機，凝結水每過冷1，也使熱耗增加0.15。 c 為了提供真空，開大鈾

3、封供汽壓力和流量，導致油中帶水，增大了油耗。 2)安全方面的影響 a由于真空降低，使排汽壓力，排汽溫度升高，降低了汽輪機經濟性。嚴重時，由于排汽溫度過高，還將引起汽輪機低壓缸脹差發生異常變化和低壓缸變形，改變機組的中心，造成機組振動，可能引起故障停機。 b由于真空降低，凝結水中含氧量增加，最高超過100，凝結水系設備和管道被腐蝕產生的氧化鐵進入鍋爐，腐蝕爐方的水冷壁、過熱器等設備和管道。 c為了提高真空運行，開大軸封供汽壓力和供汽流量，導致軸封漏汽進入潤滑油系統，使油中帶水，使調節系統失靈，造成機組運行不穩定，給機組的安全運行帶來嚴重的隱患。 d其他方面的影響。在實際中，凝結器真空降低還存在許

4、多緩慢的危害。如凝結水管道被腐蝕，低壓加熱器銅管被腐蝕，除氧器淋水盤被腐蝕等。 因此，為了確保機組的安全、經濟運行，我們必須保持機組在設計真空值附近運行。4.2 凝汽器真空降低原因 汽輪機凝汽系統的真空問題與熱力系統的設計合理與否、制造安裝、運行維護和檢修的質量等多種因素有關，必須根據每臺機組的具體情況進行具體分析。汽輪機凝汽器真空偏低的主要原因有： 1.真 空 系 統 空氣通過兩個渠道漏入凝汽器：一是通過機組真空系統的不嚴密處漏入，另一個是隨同蒸汽一起進入凝汽器。由于鍋爐給水經過多重除氧，所以后者數量不多，約占從凝汽器抽空氣總量的百分之幾。因此，抽出的空氣主要是通過機組負壓狀態部件的不嚴密處

5、漏入。除了凝汽器自身的嚴密性外，真空系統的氣密性，它們包括給水加熱器、低壓氣缸、汽軸封、向空排氣的管道等。空氣大量漏入凝汽器，將造成凝汽器傳熱惡化，使抽氣設備過載，凝結水過冷度及含氧量急劇增加，破壞凝汽器真空度，使凝汽器設備無法正常工作。 漏空的主要部位有：低壓汽缸兩端汽封及低壓汽缸結合面，中、低壓缸之間連通管的法蘭連接處，低壓汽缸排汽管與凝汽器喉部聯接焊縫，處于負壓狀態下工作的有關閥門、法蘭等處。 2. 循 環 水 系 統 1.冷卻水進口溫度 在其它條件相同， 冷卻倍率不變時，冷卻水溫度越低，排汽溫度也越低。即凝汽器真空就越高。如鎮海電廠循環水為開式系統，取水口在甬江上游，排水口在下游。由于

6、兩者距離較近，甬江又是一條漲、退潮河流，使循環回流在狹窄的甬江段產生熱污染，即排水溫度影響了取水口的水溫（實測月平均進水溫度比甬江水的自然水溫度高出2），惡化了凝汽器的運行條件。 2.當汽機負荷、冷卻水溫度不變時，增加冷即水量，冷卻水溫升必然減小。冷卻水溫升的大小反映冷卻水量是否足夠。當其溫差大于812時，應增加冷卻水量。 3.汽器端差t的影響 端差是反映凝汽器熱交換狀況的指標，相同條件下，端差增大，說明凝汽器汽側存了較多空氣，防礙了傳熱管的熱水交換， 更主要說明凝汽器傳熱管內側表面臟污，造成熱交換性能差。由于甬江水體污染日益嚴重，塑料垃圾水草增多，原有 28已運行多年的正面進水旋轉濾網因故障

7、頻繁且無法徹底沖洗干凈而不能完全有效地清除和隔斷進入循環水系統的污物，從而影響了凝汽器冷卻效果。故要求對循泵房清污系統的重要設備-旋轉濾網進行改造。原濾網采用了無框架正面進水旋轉濾網，定期人工啟動沖洗。由于濾網結構原因，循環水中雜物多，濾網無法沖洗干凈。在濾網運轉時，滯留于網上的污物被帶到循泵入口，從而進入冷卻水系統，導致二次濾網及凝汽器鈦管堵塞，真空度下降，影響機組出力，尤其隨著循環水質的日益惡化，由此引起的危害也日益加重。 循環水泵出力小，使實際通過凝汽器的冷卻水量遠遠小于熱力計算的規定，從而影響真空。一般凝汽器的冷卻倍率m應為5060，對大型凝汽器，該冷卻倍率還要適當大些。而有的機組選取

8、的冷卻倍率比上述推薦的最佳值小了許多。 例如華東地區某一座總裝機容量為1300MW的特大型火力發電廠，裝有125MW×4和200MW×4，計入臺機組。其中，125MW機組由某電力設計院進行設計。上海汽輪機廠規定要求通過凝汽器的冷卻水量為17800t/h，汽輪機低壓汽缸排入凝汽器的蒸汽量為290t/h，冷卻倍率m為61.4。而每臺125MW汽輪機組選配了兩臺48sh22型循環水泵，一臺運行，一臺備用。循環泵出水量為ll000t/h。其中尚有1000t/h的冷卻水要供給冷油器、發電機空冷器、發電機水冷器、部分輔機軸承冷卻水和射水箱補水等使用，實際通過凝汽器的冷卻水量只有1000

9、0t/h，幾乎只有要求冷卻倍率的一半左右，使得實際通過凝汽器的冷卻水量少了很多，使機組真空長年偏低，尤其在夏季，機組真空更差，被迫減負荷運行。 3.凝 汽 器 鋼 管 結 垢 尤其是當鋼管內結有較厚的硬垢時，凝汽器鋼管整體傳熱系數呈直線下降。對于用江水、河水、湖水、水庫水等作循環水的補充水源時，凝汽器鋼管內結垢較軟，較易除抹。對于地表水較缺乏的內陸火電廠，往往用硬度較大的地下水作為循環水的補充水源，如處理不當，則凝汽器鋼管內較易結成較厚的堅硬的硬垢，較難除去，對機組真空影響很大。據對125MW汽輪機組試驗證明：當銅管內結垢厚度達1.2mm1.5mm時，在同樣的冷卻條件下，使汽輪機真空降低6.6

10、6kPa，增加發電煤耗10g/kW.h15g/kW.h。 4.抽 氣 器 工 作 不 正 常 1) 抽氣器工作水壓力低、水量不足或增加過多，反映到抽氣器抽吸能力的下降，引起凝汽器真空的降低。對一定的抽氣壓力而言，工作水壓力pw 越小，抽氣量越少，從而不能滿足凝汽器中所需的抽氣要求，使凝汽器真空下降。同時，工作水量不足，吸入室中因沒有足夠的工作水而壓力升高，抽吸能力下降。工作水量增加過多時，在擴壓管出口處發生排水堵塞現象， 造成排水管水壓升高，吸入室壓力增加，抽吸能力也下降。因此必須對抽氣器工作水壓力和流量進行合理控制，以維持正常的抽吸能力。 2) 如果采取閉式循環方式，并且停止向射水池補充水，

11、不向射水池外溢水，則工作水溫度將不斷升高。工作水溫度升高的原因是： a射水泵與工作介質的摩擦產生能量消耗轉變為熱量；b抽空氣管道內空氣在工作水中放熱；c水蒸汽因為有凝結過程而放出的汽化潛熱。所有這些都對射水抽氣器工作水有加熱作用。對于射水抽氣器，當工作水溫超過30時，每升高5，吸入室的壓力就提高1.96 kPa ，對凝汽器真空的影響相當大。這主要因為當工作水溫升高至一定程度后，在高度真空的噴管喉部，部分工作水汽化，體積突然膨大，而使抽吸能力下降。所以工作水溫對抽真空裝置的抽吸能力及凝汽器真空的影響也相當大。 某電廠曾對一臺200MW汽輪機組做射水抽氣器特性試驗，當其它參數及工況一定，當射水抽氣

12、器的工作水溫由39降至35時，其機組真空值由89.86kPa提高到91.2kPa。由此看出：射水抽氣器的工作水溫對汽輪機組的真空影響還是很明顯的。 5.汽 輪 機 軸 封 供 汽 系 統 設 計 不 合 理 。 有的汽輪機組的高中壓缸和低壓缸軸封供汽管道設計或一根共用軸封汽供汽管，造成低壓缸兩端軸封供汽量不足。使空氣從低壓軸封處漏入凝汽器，降低凝汽器真空。 6.回 熱 系 統 運 行 不 正 常 。 低壓加熱器及其疏水系統不能按設計要求投入運行，與凝汽器汽側相通的有關閥門運行中不嚴，增加凝汽器運行中的熱負荷，降低凝汽器真空。 此外，氣輪機的設計效率偏低，循環水排污、加藥不及時，凝汽器的高水位運

13、行等等都會對凝汽器中的真空度有較大影響。上述僅就影響汽輪機凝汽器真空的主要原因作一簡要介紹，其它有關因素此處不再一一闡述。 7.凝 結 水 泵 漏 空 氣 某電廠凝結水泵漏空氣由于設計不合理，凝結水泵的盤根減壓套減壓泄水管（泄水管通徑l0mm）接至地溝，在機組運行中，與凝結水泵處于備用時，由于泵內為真空狀態，空氣從該泄水管進入泵內，導致機組真空度降低、與投入運行時，大量凝結水從泄水管排入地溝而白白浪費。4.3 改善真空的措施 保持凝汽器在合理的真空下運行，說提高汽機運行的熱經濟性、降低發電成本的主要措施之一。因此，如何保證凝汽器的真空成為我們研究的重點方向。 電廠中除了采用本文前面提到的降低凝

14、汽器的熱負荷、高真空系統的嚴密性和降低低冷卻水溫之外還有以下幾個措施。首先，認真做好真空系統查漏工作，對泄漏點及時加以消除。 大型汽輪機真空系統較復雜，真空系統不嚴密處較多。機組在運行狀態下，對真空系統查漏具有一定的難度。如發現低壓汽缸結合面及兩端軸封體結合面有漏空時，則可以在其結合面上開一個寬5毫米、深8毫米的密封槽，槽中填石墨盤根，密封效果較好。 在機組大修、小修、臨修、節假日調停時，要對汽輪機負壓系統進行高位灌水結合充一定壓力的壓縮空氣(0.03Mpa0.044MPa)進行查漏，可以查出負壓系統許多泄漏點，詳細作好漏點記錄，予以認真消除。負壓系統的閥門的法蘭或盤根處泄漏時，可以更換盤根、

15、法蘭墊片，如法蘭盤密封面不平，則要對其進行修研。根據機組具體情況，將真空系統閥門改為水封門，以提高閥門盤根處的嚴密性。機組在運行狀態下，可以在負壓系統中的有關閥門的盤根和法蘭處充以氦氣或氟里昂氣體，用檢漏儀在射水箱上部排氣口進行檢查，如檢漏儀報警，則說明充氣體的部位泄漏，應予以消除。如檢漏儀不報警，則說明充氣部位不漏。用此法對真空系統的有關閥門、法蘭、有關焊口逐一進行檢查，定能收到明顯效果。 其次，清洗冷卻面。 當需要強化一個傳熱過程時首先判斷哪一個傳熱環節的分熱阻最大。在凝汽器中,污垢熱阻有時會成為傳熱過程的主要熱阻,須給予足夠的重視。一般講內、外管壁的對流換熱分熱阻均在2×10-

16、42/w以下,而經過處理的冷卻水水垢造成的分熱阻較大,可達2×10-42/w，采取強化措施減小這個分熱阻，收效最顯著。運行中對循環冷卻水采用經過嚴格預處理的廠內水,同時合理安排冷卻面清洗周期,采用二步法(干洗法和酸洗法)來清洗。冷卻面結垢對真空的影響是逐步積累和增強的。因此判斷冷卻面是否結垢時,應與冷卻面潔凈時的運行數據作比較,結垢可使凝汽器冷卻管內的阻力損失增大。初期的結垢較松,污泥多,可用干洗法,利用汽輪機日開夜停的機會,選用除氧器的熱水灌滿凝汽器的汽側,冷卻管內用風機吹干,泥垢發生龜裂后,用冷水沖掉。 冷卻面結垢對真空的影響是逐步積累和增強的。因此判斷冷卻面是否結垢時,應與冷卻

17、面潔凈時的運行數據作比較,結垢可使凝汽器冷卻管內的阻力損失增大。初期的結垢較松,污泥多,可用干洗法,利用汽輪機日開夜停的機會,選用除氧器的熱水灌滿凝汽器的汽側,冷卻管內用風機吹干,泥垢發生龜裂后,用冷水沖掉。 當凝汽器冷卻銅管結有硬垢,真空下降已無法維持正常運行時,則需進行酸洗。水垢以碳酸鹽為主、夾雜硅酸鹽、硫酸鹽、污泥混合在一起,可選用濃度5%的有機酸(氨基磺酸)作為主洗劑,對銅管進行清洗。腐蝕速率小于標準(1g/m2h),清洗時加0.5%的酸緩蝕劑和銅緩蝕劑、適量滲透劑、0.2%氫氟酸,水溫在40左右,流速0.1m/s,進行循環清洗。當酸度連續2次測定含量一致時清洗結束。然后用高位冷卻 塔

18、水源大流量反沖洗,加工業磷酸三鈉,循環中和后排放。酸洗后銅管呈黃銅色,表明未發生過洗現象。由于循環水的含鹽量較低,故運行一段時間后,銅管表面可生成一層致密Cu(OH)2保護膜,使銅表面與水隔離,抑制腐蝕。凝汽器清洗后可大大提高傳熱系數,安全性及經濟性也大為提高。 再次，循環水泵的經濟調度。 改變冷卻水量,可改變吸熱量。雖然隨著水量的增加,真空可逐步提高,但同時循環水泵的耗電量也相應增加,因而需試驗確定其經濟水量。電廠安裝時配置了3臺容量、型號相同的循環水泵,根據冷卻倍率的要求,最多開2臺,最少開1臺,出口配碟閥(全開全關操作),根據不同季節和機組功率的變化調節水量,利用可切換的變頻器連續調整循環水泵的出力,可達到節電效果。 最后，提高抽汽能力。 抽氣設備有兩個問題,一是抽氣能力,該問題當機組的真空嚴密性很好時,不但不存在,而且還可以將抽氣設備改小甚至2臺機組合用一套小的抽氣裝置。江陰夏港電廠在這方面早已實施,節電效果比較明顯。徐州發電