330MW机组真空低原因分析及治理

卢广宇

（桂冠合山发电有限公司，广西 合山 546500）

随着我国电力行业的高速发展，300MW级亚临界火电机组已成为电网中的主力机型，且主要参与了电网调峰任务。目前，国产300MW级机组实际运行中普遍存在真空与设计值相差过大的问题。例如，桂冠合山发电有限公司2×330MW机组凝汽器真空设计值为-94.6KPa；实际额定工况下，夏季真空低至-90.8KPa，冬季最高约-93KPa，全年平均值约为-92.3KPa，与设计值相差2.3KPa。真空过低，则排汽缸温度升高，使汽缸中心线变化而引起机组振动，严重时甚至会使保护动作，造成机组非正常停机；此外，还会导致凝汽器铜管胀口松弛而发生泄漏，使凝结水品质恶化，严重影响机组运行的经济性。本文对造成330MW机组真空低的主要原因进行了分析，并提出解决对策，以实现机组安全、经济运行。

1 原因分析

1.1 低压缸排汽量影响

额定工况下，桂冠合山发电有限公司2台330 MW机组主再热汽温设计值为540℃，主汽流量设计值为928t/h，冷却水流量设计值为34265t/h，排汽温度设计值为34.25℃。根据厂家提供的机组第1段到第7段抽汽流量数据(如表1所示)，可计算出低压缸排气量设计值为628t/h(低压缸排汽量设计值为主汽流量减去第1段到第7段抽汽总量)。

表1 厂家提供的机组各段抽汽参数值

广西电力中试院于夏季和冬季分别对机组进行了测试。根据试验数据可知，夏季满负荷工况下，主汽流量为985t/h，低压缸排汽量为658t/h，高于设计值30t/h；冬季满负荷工况下，主汽流量为964 t/h，低压缸排汽量为643t/h，高于设计值15t/h。机组低压缸排汽量比设计值平均增加了22t/h，远大于各阀门内漏的总和，因而，低压缸排汽量增加对真空的影响也较阀门内漏大得多。

设计工况下，根据热平衡方程，低压缸排汽侧放出的热量(与排气量成正比)要等于循环水侧带走的热量(与循环水量成正比)。实际满负荷工况下，低压缸排汽量平均增加了22t/h，而循环水量没有同步增加，则增加的排汽量所带来的热量不能被循环水带走，因而使凝结器热负荷增加(凝结器的换热面积、热负荷是设定的)，进一步造成排汽温度升高，真空降低。只有通过增加循环水量，让增加的循环水带走所增加的排汽热量，才能降低排汽温度，提高真空。

1.2 主再热汽温影响

实际满负荷运行时，机组主再热汽温长期达不到设计值，平均值约为530℃，最低达到520℃以下；低负荷运行时，主再热汽温在520℃～525℃，也低于设计值。由于主再热汽温偏低，要维持机组负荷不变，必须要增加汽轮机进汽量，相应的锅炉主汽流量也要随之增加。主汽流量增加后，要达到做功能力(汽温处于设计过热状态)，必然要先使炉膛投煤量增加，才能使蒸汽吸热量增加，结果使在同一负荷下煤耗增加。

由于主再热汽温偏低，满负荷工况下，主汽流量平均值达到985t/h以上，最高接近1000t/h，较设计值(928t/h)高55t/h～70t/h。可见，主再热汽温偏低是造成主汽流量增加的一个主要原因。

主汽流量增加，则相应排汽量增加，导致凝结器热负荷过高而使真空降低(循环水量不变)。

1.3 排汽温度影响

排汽温度与凝结器真空 (排汽压力)是一一对应的关系，即排汽温度高则真空变低。经测算，凝汽器真空每降低1KPa，机组热耗增加约0.8%，供电煤耗增加约2g/KW.h。可见，排汽温度升高(真空过低)，将导致机组出力不足，厂用电率上升，供电煤耗增加，电厂运行经济性下降。

排汽温度等于冷却水温、冷却水温升和凝结器端差之和。机组冷却水进水温设计值为21℃，冷却水温升设计值为9.45℃，凝结器端差设计值为3.8℃，则排汽温度设计值为34.25℃，对应真空为-94.6 KPa。夏季额定工况下，循环水温取平均值26℃，假定循环水量充足，冷却水温升取设计值9.45℃，凝结器端差取最低值5℃，则排汽温度为40.45℃，对应真空为-92.5KPa，即夏季真空最高约-92.5 KPa。实际工况下，冷却水温升及凝结器端差均达不到设计值，冷却水温升约为12℃，凝结器端差最低为5.5℃，因此排汽温度至少达42.5℃，对应真空约为-91.5KPa。冬季实际工况下，循环水温取平均值18.5℃，冷却水温升为11.8℃，凝结器端差为8.3℃，则排汽温度为38.6℃，对应真空约为-93.2KPa。因此，全年真空平均值约为-92.3KPa，与设计值-94.6KPa相差约2.3

KPa。冬季凝结器端差与冷却水温升均高于夏季的主要原因是，冬季河水水位低，明渠供水量相对少，凝结器冷却水量也相对小，凝结器热负荷高，因而排汽温度高。而凝结器端差大，一方面因为凝结器换热热阻大，传热效果差，这可能是凝结器铜管汽、水侧结垢脏污或汽侧积存空气造成的；另一方面因为循环水量不足，使凝结器热负荷过高，导致排汽温度过高，而使端差增大。可见，循环水量不足对真空的影响也很大。

通过以上分析可知，造成排汽温度过高的主要原因是，冷却水进水温度高、低汽温运行排汽量增加及循环水量不足，使循环水温升及端差增大，导致凝结器热负荷过高而使真空降低。

1.4 真空系统严密性及阀门内漏影响

实际运行中，对机组进行真空严密性试验，其真空下降速率小于0.25KPa/min；汽轮机轴封压力正常，自密封效果良好；真空泵出力良好，完全满足将真空系统阀门漏入凝结器的空气抽出，维持凝结器真空的要求。可以说，真空严密性已达到良好水平。因此，可排除是由轴封及真空系统阀门漏入空气而造成真空低的情况。但是，检查发现，机组真空系统阀门、低旁及各高低压疏水门仍然存在不同程度的内漏，特别是低旁阀后温度经常高于120℃，远高于正常值(50℃)，说明低旁阀存在蒸汽内漏，使凝结器热负荷增加，进而使凝汽器真空受到影响而降低。

1.5 其他影响真空的因素

实际运行中，影响真空的因素还有很多，在此也将其列出，以供今后机组检修、改造时参考。

(1) 低加汽侧无水。工况发生变化时未及时调整低加水位，使低加无水运行，抽汽未能进行热交换就直排入凝结器，从而使凝结器热负荷增加，真空下降。

(2) 各高低压疏水门、危急事故疏水门以及低旁存在不同程度内漏，使凝结器热负荷增加，真空下降。

(3) 真空系统阀门误开、修后未关或关不严，导致真空下降。

(4) 凝汽器铜管汽、水侧结垢脏污，使凝汽器换热效果差，端差增大，导致排汽温度升高，真空下降。

(5) 轴封压力不正常，轴封压力调节阀故障；轴封供汽系统上的阀门开度不足。

(6) 真空泵出力不足，气水分离器水位过高或过低，入口滤网堵塞。

(7) 凝结器上部及汽侧积存空气，或者热井水位过高，使端差增大，排汽温度升高，真空下降。

(8) 高、低压疏扩、危急疏扩热负荷过大，疏水温度高，直排入凝结器后使凝结器热负荷增加，真空下降。

(9) 负压侧密封水门(如凝结泵疏水泵)压力不足或中断，使空气漏入凝汽器，导致真空下降。

(10) 循环水水压低，循环水量不足，入口滤网堵塞，使凝结器热负荷过高，真空下降。

2 解决思路及对策

通过以上的分析可知，只有设法提高主再热汽温，增加冷却水量，从而降低凝结器热负荷，降低排汽压力，才能提高真空。

2.1 提高主再热汽温

(1) 由于再热器原设计受热面积偏小，2007年8月对机组再热器进行了改造，增加了1100m2的悬吊式低温再热器受热面,使主再热汽温提高至535℃～540℃。改造后，随着运行时间的增长，再加上吹灰力度不够等原因，导致尾部低温再热器受热面积灰严重，使蒸汽吸热不足，从而导致主再热汽温偏低。因此，建议对再热器受热面进行修复改善，同时加强吹灰力度，增强其传热效果。必要时可再增加受热面面积，从而达到提高主再热汽温的目的。

(2) 尽量燃烧设计煤种，根据设计煤种(贵州无烟煤和本地煤)的热值及挥发份变化以合理比例掺配煤量；同时，选择合理的配风方式，采用最佳氧量优化燃烧调整，以提高并稳定汽温，使汽温不因煤种及掺配比例变化而大幅波动，最终使主再热汽温稳定并达到或接近设计值。

2.2 增加冷却水量

目前循环水供水方式为明渠供水。由于明渠供水受季节性水位落差影响较大，当水位较低时，凝结器进水压力相对较小(小于0.05MPa)，会造成循环水量不足而使真空过低。因此，建议将循环水供水方式改为压力管道供水。压力管道供水的压力较高且稳定，可以保证冷却水量充足，从而减小循环水温升，减小凝结器传热端差，使循环水温升降至10℃以下，端差降至5℃以下，最终降低凝结器热负荷而提高真空。

2.3 消除阀门内漏

加强对真空系统阀门查漏、堵漏处理，特别是与真空系统相连接的高低压疏水门、低旁及仪表接头等，以消除各种阀门漏气或内漏。

3 实际应用

通过以上对实际运行中影响2台330MW机组真空的主要原因进行的分析可知，提高真空最有效的手段就是使主再热汽温达到或接近设计值，减少主汽流量，以及将明渠供水改为压力管道供水,以供给凝结器充足的冷却水量，降低凝结器热负荷，从而降低排汽压力、提高真空。

电厂在2号机组小修中对再热器、过热器及水冷壁进行了改造，更换了不合格的管子，对受热面进行了清灰除焦；在运行中还对炉膛、再热器受热面加强了吹灰力度，从而增强了受热面的传热效果；同时，还对与真空系统相连的高低压疏水门、低旁及仪表接头等进行了排查堵漏处理。

此外，电厂决定不再燃烧对汽温造成影响最大的越南煤、印尼煤等外来煤种，而是将设计煤种(贵州煤与本地煤)按合理比例掺配燃烧。由于工程量大及资金短缺，电厂暂缓对循环水供水系统的改造。

目前，从小修改造后2号机组近2个月来的运行数据看，主再热汽温稳定并达到或接近设计值(535℃～540℃)。广西电力中试院于2009-08-26对2号机组小修改造后的运行进行了试验。试验数据表明，在满负荷工况下，2号机组凝结器真空达到-92KPa，比小修前(-91.2KPa)提高了0.8KPa。真空严密性试验中真空下降速率由0.25KPa/min降至0.165KPa/min，轴封压力由25KPa降至8 KPa，主汽流量由985t/h降至965t/h，对应供电煤耗由约350g/KW.h降至338g/KW.h，取得了良好的效果。预计循环水供水方式由明渠供水改为压力供水后，全年真空平均值将提高1KPa，达到-93.3KPa左右。根据真空每提高1KPa、供电煤耗降低约2g/ KW.h计算，2009年电厂上网电量25亿KW.h，则年均节约标煤5000t；按发电标煤单价每吨910.88元计算，年节约成本约455万元。可以说，上述解决思路及对策是正确和有成效的，对解决300MW级火电机组真空低问题具有一定的借鉴意义。

1 河南省电力公司.火电工程调试技术手册.汽轮机卷[M].北京:中国电力出版社,2005.