余热汽轮机真空严密性不合格原因分析及应对

王胜辉

（中天合创能源有限责任公司化工分公司，内蒙古 鄂尔多斯 017000）

汽轮机的真空严密性是指汽轮发电机组真空系统在抽真空系统停止运行后真空下降的速度，通过单位时间内真空度的降低（背压升高）来判断真空系统与外界隔离是否严密，是表征汽轮机负压侧密封严密性的指标[1]。

汽轮机真空严密性是凝汽器工作性能的重要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。严密性下降会造成汽轮机低压缸排汽温度上升，热力系统循环效率降低。凝汽器真空度每下降1 kPa，发电功率降低1%。空气进入凝汽器也会导致凝结水含氧量升高，并腐蚀汽轮机及辅机设备[2]。中天合创能源有限责任公司化工分公司（简称中天合创化工分公司）余热汽轮机在运行过程中出现了真空严密性不合格的情况，本文分析了真空严密性不合格的原因，并给出了应对措施，可为余热汽轮发电机组、煤化工企业工业用拖曳凝汽式汽轮机提供实际借鉴意义。

1 余热汽轮机设备简介及蒸汽流程

中天合创化工分公司余热汽轮机由东方电气集团东方汽轮机有限公司制造，型号N15-1.3/285，为中低压、单轴、纯凝式（间接水冷）汽轮机。额定工况为进汽压力1.3 MPa、进汽温度285 ℃、进汽流量80 t/h、功率15 MW、排汽压力7.0 kPa～11.5 kPa。配置有2 台水环式真空泵，型号为2BW4153-0EK4-0Y1450，吸气量4.25 m3/min～10.00 m3/min，额定工作电流35.3 A。凝汽器型号为N-2000，汽侧满容积90 m3，正常运行时汽侧真空容积为50 m3。该余热汽轮机于2020 年7 月批复，2021 年3 月动工建设，2022 年6 月10 日完成项目中交，7 月1 日机组并网发电，7 月8 日机组72 h+24 h 满负荷试运完成，投入正式生产运行。

中天合创化工分公司在全厂满负荷运行工况下，部分工艺生产装置实际蒸汽副产量、消耗量与设计值偏差较大，即副产较多、消耗较少，导致全厂蒸汽管网存在一定量的不平衡，全厂夏季正常工况下有80 t/h～100 t/h 的中低压蒸汽（1.3 MPa、285 ℃）放空，造成大量能源浪费。余热汽轮机蒸汽流程示意图见图1。

图1 余热汽轮机蒸汽流程示意图

余热汽轮机从全厂中低压蒸汽管网引汽（中低压蒸汽主要由甲醇部净化装置产出，共计4 个系列，额定负荷运行时可产中低压蒸汽约760 t/h），在回收多余放空中低压蒸汽的同时，将放空蒸汽热能转换为电能，供全厂使用。

2 汽轮机真空严密性试验

DL/T 932—2019《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：当汽轮发电机组容量＜100 MW 时，真空严密性（真空下降速度）应≤400 Pa/min[3]。根据东方电气集团东方汽轮机有限公司N-2000 型凝汽器说明书：在进行真空严密性试验时，当真空下降速度＜130 Pa/min 时为优、130 Pa/min～270 Pa/min 时为良、270 Pa/min～400 Pa/min 时为合格，＞670 Pa/min 时应停机查找原因，待故障消除后再启动。

2022 年余热汽轮机真空严密性试验见表1。自2022 年7 月1 日运行以来，在15 MW 额定负荷运行时，凝汽器真空值一直维持在较好水平（-82 kPa～-80 kPa），机组各状态参数正常，凝汽器换热端差为5 ℃～7 ℃，真空严密性试验结果为优秀。自7 月28 日开始，在凝汽器循环水进口温度稳定在28℃左右时，真空值由-80kPa缓慢上升至-75 kPa，凝汽器换热端差也缓慢升高至10 ℃左右。8 月2 日、8 月3 日，机组真空严密性试验结果均为不合格。8 月15 日，机组真空下降速度＞670 Pa/min，按照厂家说明书应停机消缺查漏，且在循环水温度、流速不变的情况下，凝汽器换热性能严重下降。8 月18 日，在电负荷13.5 MW 时，凝汽器真空值持续上升至-70 kPa，凝汽器换热端差最高达23 ℃，机组被迫再启动1 台真空泵来确保真空值的稳定。考虑由于真空严密性不合格导致了真空值上升。

表1 余热汽轮机真空严密性试验

3 真空严密性不合格原因分析

8 月2 日—8 月3 日，余热汽轮机停机消缺24 h，期间对可能导致机组真空严密性不合格的原因进行了逐一排查。

3.1 真空破坏门泄漏排查

用气球将真空排汽口包裹收紧，并在收紧口处涂抹黄油。发现气球无内陷，可排除真空破坏门泄漏。

3.2 排汽缸结合面及爆破片泄漏排查

将黄油均匀厚实涂抹至排汽缸法兰结合面及爆破片结合面处，经8 h 观察，发现机组真空度无变化，可排除此原因。

3.3 机组多级水封失效排查

机组轴封加热器多级水封示意图见图2。机组轴封加热器通过多级水封将疏水回收至凝汽器，开机初期曾多次出现因多级水封失效导致凝汽器真空值突升的情况。机组停机过程中，在保证轴封加热器液位不变的情况下，开启多级水封持续补水至液位充满，确保水封效果。机组真空值在试验前后均为-73 kPa，无明显变化，表明多级水封效果优良，无空气经此漏入。

图2 机组轴封加热器多级水封示意图

3.4 凝汽器汽侧其他设备泄漏排查

在机组停运以后，对凝汽器进行灌水试验（凝汽器水侧循环水排净），按照凝汽器说明书规定，在凝汽器汽侧注水至凝汽器喉部上方约300 mm，灌水高度覆盖范围包括机组本体疏水管线、疏水扩容器、多级水封、抽真空手动隔离阀前管段、热井底部放水管、凝泵空气管等，在液位稳定1 h 后进行查漏，期间凝汽器液位未下降，故可排除上述汽侧管线、阀门、设备对机组真空严密性的影响。

3.5 机组轴端泄漏排查

余热汽轮机采用自密封系统，在机组启动或低负荷运行阶段，汽封供汽由中低压蒸汽提供。在机组正常运行时，高压端汽封漏汽至均压箱，经喷水减温后由低压端汽封供汽，多余蒸汽经溢流站溢流至凝汽器。在机组停运以后，轴封压力均调整至最大值，机头、机尾轴封间隙处均可见少量白色蒸汽外泄，表明没有空气从机组轴端漏入。

3.6 抽真空系统泄漏排查

DL/T 932—2019《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：在进行余热机组真空严密性试验时，可关闭凝汽器左右侧抽真空管线手动隔离阀进行试验计时（该阀门前管段距凝汽器壳体长度不足1 m，不存在泄漏），该方法可排除抽真空管道存在泄漏点对凝汽器真空度的影响。

在进行严密性试验时，发现凝汽器真空值在90 s内从-74 kPa 上升至-70 kPa，严密性试验被迫中断，可见机组抽真空管道泄漏不是导致机组严密性不合格的原因。

3.7 其他原因排查

3.7.1 凝汽器漏入空气量分析

凝汽器漏入空气量可根据公式（1）[3]计算。

式中：Ga为冷凝器漏入空气量，kg/h；V 为处于真空状态下的设备容积，50 m3；ΔP 为试验时的真空下降量，kPa；Δt 为试验时长，min。

由式（1）可得：当真空下降速度为680 Pa/min时，凝汽器漏入空气量为56.3 kg/h，换算成体积流量为43.6 m3/h（参考空气密度1.29 kg/m3）。

3.7.2 真空泵出力分析

根据设备铭牌可知：单台真空泵吸气量为4.25 m3/min～10.00 m3/min，该值远大于凝汽器严密性不合格时的空气漏入量；鉴于2 台真空泵同时运行时凝汽器真空值仅能维持在-70 kPa，可以基本判断真空严密性不合格并非机组负压侧漏入空气所致。

3.7.3 其他原因分析

同样工况下，在真空严密性不合格前后这段时间内，机组进汽流量较之前增加了9 t/h～10 t/h，真空泵工作电流增加了约3 A，考虑机组来汽汽源内有大量非空气类的不凝气体混入。

8 月24 日余热汽轮机正常运行后，汽机厂房东侧（真空泵排汽口处）开始出现具有刺激性的臭鸡蛋气味，在真空泵排汽口处测得排汽中CO 体积分数为200×10-6、H2S 体积分数为17×10-6，均超过规定上限值，并测得凝结水pH 值为6.2，远低于开车初期的8.7。据此推断：凝汽器真空严密性不合格是由于机组来汽中含有大量CO、H2S 及其他酸性气体组成的不凝结气体。

3.7.4 原因确认

由于余热汽轮机汽源为净化装置废热锅炉产汽，一旦废热锅炉出现泄漏，大量含有CO、CO2、H2、H2S 的合成气将进入中低压蒸汽管网（合成气压力5.3 MPa左右）。为进一步分析净化装置废热锅炉泄漏对余热汽轮机真空度的影响，8 月29 日，将净化3 系列废热锅炉退出检修，对余热汽轮机在相同工况下的真空情况进行了对比，净化废热锅炉切出前后机组参数对比见表2。

表2 净化废热锅炉切出前后机组参数对比

由表2 可知，净化3 系列废热锅炉退出后，机组进汽量减少约13 t/h，单台真空泵运行电流下降2 A。此时，凝结水pH 值由6.2 回升至8.5，表明凝结水中酸性气体消失，余热汽轮机真空严密性试验结果为71 Pa/min，试验结果优秀。由此判断：净化装置废热锅炉泄漏后大量合成气进入中低压蒸汽，由此导致余热汽轮机真空严密性试验不合格、凝汽器真空度下降。

4 真空严密性不合格应对措施

鉴于余热汽轮机汽源的特殊性，机组在运行过程中如出现真空度下降或真空严密性不合格的情况，应考虑来汽汽源中混入大量不凝结气体，并通过以下手段进行初步确认：（1）当发现凝汽器真空度开始下降时，测量真空泵排汽口处CO 和H2S的含量。（2）关注机组进汽流量变化，并测量凝汽水pH 值是否符合要求。（3）关注真空泵运行电流，如果额定工况下真空泵电流较27 A 有较大提升，则考虑有不凝结气体混入中低压蒸汽中。一经确认，应及时联系甲醇净化装置退出泄漏废锅进行消缺，同时在处置期间启动2 台真空泵来维持机组真空。