关于凝汽式汽轮机组真空严密性差的原因探讨及措施
毕业论文网 摘要凝汽式汽轮机组真空严密性是衡量机组经济性的重要指标，也是保证机组长期安全、稳定、经济运行的重要因素，由于汽轮机真空变化和机组运行参数、运行人员是否正确操作以及凝汽器、抽气器的正常工作与否都有直接的关系，所以对真空下降的原因分析也是非常复杂。
文中提到的分析步骤和查找方法能够切实解决这一问题。
关键字 真空凝汽器抽气器循环水端差负荷调整 前言 凝汽式汽轮机在机组运行中真空降低，不仅会影响汽轮机的出力和降低热经济性，而且真空降低过多还会因排汽温度过高和轴向推力增加影响汽轮机的安全运行。
其主要的象征表现为：排汽温度升高、真空指示下降和凝汽器端差明显增大、对应的额定蒸汽流量机组出力下降等等。
由于真空下降涉及的因素较多，要对其原因进行全方位的分析，通过做各项试验，以确定真正下降的原因并设法消除，一般应先按运行中的现象通过以下几个步骤先排除一下： 一、凝汽器及抽气器 因为在运行中凝汽器是要保证在真空中运行的，凝汽器和抽气器是建立和维持汽轮机排汽口高度真空的设备，所以首先检查凝汽器的运行是否正常，而凝汽器的运行状况主要从以下几个方面分析： 1、循环水量不足： 该现象表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温度差增大。
首先要检查循环水进出口温度和压力，检查循环水出口管热不热，看看循环水量是否不够，循环水出口压力是否正常；其次可根据凝汽器循环水出口负压判断凝汽器是否落水及入口二次网是否堵塞；可根据循环水量及凝汽器出口虹吸调整凝汽器循环水出口门开度或启动备用循环水泵；必要时可降低负荷（一般为额定负荷的60—70%），停止半侧凝汽器，对凝汽器二次网进行清扫，保证循环水量充足，从而减小凝汽器循环水出口温度差。
2、凝汽器水位升高： 凝汽器的水位过高会淹没部分铜管，造成凝汽器换热面积减少，严重的会淹没抽气孔，使真空下降速度增快。
运行人员可检查凝结水泵的工作是否正常，热水井水位是否正常；也可通过对照除氧器水位及凝结水泵的电流，判断凝结水系统工作是否正常，是否存在短路循环的问题；通过监测凝结水硬度也能判断出凝汽器铜管是否有漏泄存在；若确定为凝汽器铜管漏泄，可在运行中通过停止半侧凝汽器的方法进行查找，堵住漏泄点消除缺陷保证凝汽器在正常水位，维持凝汽器真空运行。
3、凝汽器端差增大：（一般规程要求是5～7℃左右） 运行机组在真空下降时同时凝汽器端差上涨的现象，出现这种状况可能是三方面的原因造成的：一是凝汽器水侧杂质过多造成凝汽器换热管内壁结垢；二是由于抽气器工作不正常造成的；三是负压部分漏入空气太多抽不过来，都导致热阻和端差增大，真空下降；若确怀疑抽气设备异常，应用轮换备用设备运行的方式予以确定；若确定为凝汽器铜管内壁结垢，可在机组低负荷时（一般为额定负荷的60—70%），通过对凝汽器吹风干洗的方式除去壁垢消除；对于采用开式循环的，必要时可用高压水冲洗；如果不是前两种原因造成凝汽器端差增大，而是负压部分漏入空气太多导致，则应用降负荷查漏堵漏或停机查漏堵漏的方法消除。
4、检查抽气器（或真空泵）: 先检查汽机射水泵的出入口的压力（若是真空泵或射汽抽气也是检查压力）是否正常，设备出力是否达到额定值；还要检查射水池的水位是否过低及射水池水的温度（水温过高会影响射水抽气器的出力，一般水温不能高于26℃）。
因为射水抽气器设计的进水温度为20℃，渐缩喷嘴出口处膨胀的绝对压力为0.00343MPa，其饱和温度为26℃，因此20℃的水在此真空下不会发生汽化。
当射水池水温高于26℃时，工作水在喷嘴出口将发生汽化，这就降低了抽气器的效率，射水抽气器不能抽到0.0052MPa真空，要保持凝汽器真空设计值，水温就不能越过26℃。
二、检查轴封系统 低压缸轴封压力降低时，很容易使空气漏入汽轮机内，造成凝汽器真空降低，这时运行人员就要随时调整好轴封进汽压力，并将其提高至低压轴封稍冒白汽，观察真空是否变化，然后检查轴冷器(或叫轴封加热器）水位及其水封是否存在问题，若没有问题，可排除这个原因。
如果以上设备均运行正常，运行人员在检查旁路系统没有误动且稳压水箱水位均正常后，可通过运行中的一些现象和其它试验进行进一步的检查和判断: 一、真空系统漏泄： 汽轮机在运行中，如果发现真空降低到某一数值后，就不再继续下降，或启动备用抽气设备真空上涨，可以判断是处于真空状态下的管道、阀门等有不严密的地方漏入了空气所引起的，此时抽气器的最大抽气量与漏气量相平衡，故保持了真空的相对稳定。
对此类问题，要先将各负压系统的管道、阀门；负压状态下的低压加热器水位计、排地沟门、水封筒；凝汽器汽侧放水门、真空破坏门、排汽缸安全门等与真空系统有关的设备逐一进行排查，最终将范围逐渐缩小。
二、负荷试验： 通过观察负荷和真空变化之间的关系进行判断，如果是负荷高时，真空高，负荷低时，真空低（或启功备用抽气设备真空上涨），一般是低压缸结合面和凝汽器喉部焊口、低压抽汽管道法兰或焊口漏入空气所致，可通过在可疑漏点处做惰性气体试验(或抹薄荷油），然后在射水池里测取（或嗅取）的方法判断。
在此情况下，应尽可能维持机组在高负荷下运行，待机组停机检修时再进行处理。
三、真空严密性试验： 因真空系统的漏空气量与负荷有关，负荷不同，处于真空状态的设备、系统范围不同，凝汽器内真空也不同，漏空气量也不同，而且相同的漏空气量，在负荷不同时真空下降的速度也不一样。
为此特规定，做真空严密性试验时，机组应稳定在80%额定负荷（对长期在额定负荷下运行的机组可以在额定负荷下进行）下进行。
抽气器空气门关闭后，真空下降的速度往往不准，所以真空下降速度从第3min算起，因规定共做5min，所以也同时规定以后面3min的真空平均下降速度作为试验结果。
真空下降率小于0.4kPa/min为合格。
在试验时，当真空低于84kPa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。
在取得以上相关运行数据和检查结果后，利用机组停机的机会对真空系统进行灌水试验，重点检查凝汽器汽侧、低压缸的排汽喉部、低压缸抽汽管道、低加法兰和水面计、热水井水面计、轴封加热器水面计和等处是否漏泄，并对漏泄部位进行处理。
另外，加强对运行、检修人员的技术培训提高运行、检修人员的责任心，对于保证机组在最佳真空状态下运行至关重要。
在机组大修时，检修人员要按规定调整好汽封间隙，并在保证安全的前提下根据机组的实际情况，尽可能将汽封间隙调整到下限标准；在机组运行中，运行人员要随着机组负荷及各部参数的变化及时调整轴封供气压力（要尽可能保证自动系统投入运行)，压力过高不仅使气缸轴端冒汽，而且还容易造成油中进水；压力过低将会直接造成真空下降；若轴封加热器或轴封冷却器由于调整不及时或假水位造成的满水及落水，同样会产生上述后果。
结论 通过以上步骤及措施，可有效的分析并查找机组真空严密性差的原因并在尽短时间内得以消除。
参考文献 （1） 牡丹江第二发电厂《国产100MW汽轮机运行规程》 （2） 牡丹江第二发电厂《国产210MW汽轮机运行规程》 （3） 中国电力出版社《汽轮机运行技术问答》 （4） 山西省电力工业局《汽轮机设备检修技术》 注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。