凝汽器真空度文档

1、精选优质文档-倾情为你奉上凝 汽 器 真 空 的 影 响 因 素 与 改 善 措 施 凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。真空降低使汽轮机的有效焓降减少,会影响汽轮机的出力和机组设备的安全性。电站凝汽器一般运行经验表明：凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增加1.52.5。而且，凝汽器真空的降低，会使排汽缸温度升高，引起汽轮机轴承中心偏移，严重时会引起汽轮机组振动。此外，当凝汽器真空降低时，为保证机组出力不变，必须增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又将导致铀向推力增大，使推力轴承过负，影响汽轮机的安全运行。所以在实际的热电厂运行中，最好使凝汽器在设计真空

2、值附近运行。 4.1 真空降低的危害 凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成部分，其工况的好坏，直接影响整个机组的安全性和经济性。例如一台200MW的机组，真空每下降1，引起热耗增加0.029，少发电约58KW，而一台600MW的机组，真空每下降1，引起热耗增加0.05，少发电约306KW。有资料显示，凝汽器每漏入50kg/h的空气，凝汽器真空下降1Kpa，机组的热耗增加约68。 1)经济方面的影响 a. 真空降低，使汽轮机热耗增加。对于高压汽轮机，真空每降低1，可使机组热耗增加4.9。 b真空降低，使凝结水过冷度增加。对于高压汽轮机，凝结水每过冷1，也使热耗增加0.15。 c 为了提供真空，开大铀

3、封供汽压力和流量，导致油中带水，增大了油耗。 2)安全方面的影响 a由于真空降低，使排汽压力，排汽温度升高，降低了汽轮机经济性。严重时，由于排汽温度过高，还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，改变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机。 b由于真空降低，凝结水中含氧量增加，最高超过100，凝结水系设备和管道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道。 c为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润滑油系统，使油中带水，使调节系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运行带来严重的隐患。 d其他方面的影响。在实际中，凝结器真空降低还存在许

4、多缓慢的危害。如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等。 因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必须保持机组在设计真空值附近运行。4.2 凝汽器真空降低原因 汽轮机凝汽系统的真空问题与热力系统的设计合理与否、制造安装、运行维护和检修的质量等多种因素有关，必须根据每台机组的具体情况进行具体分析。汽轮机凝汽器真空偏低的主要原因有： 1.真 空 系 统 空气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，另一个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处

5、漏入。除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等。空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。 漏空的主要部位有：低压汽缸两端汽封及低压汽缸结合面，中、低压缸之间连通管的法兰连接处，低压汽缸排汽管与凝汽器喉部联接焊缝，处于负压状态下工作的有关阀门、法兰等处。 2. 循 环 水 系 统 1.冷却水进口温度 在其它条件相同， 冷却倍率不变时，冷却水温度越低，排汽温度也越低。即凝汽器真空就越高。如镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在下游。由于

6、两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温（实测月平均进水温度比甬江水的自然水温度高出2），恶化了凝汽器的运行条件。 2.当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必然减小。冷却水温升的大小反映冷却水量是否足够。当其温差大于812时，应增加冷却水量。 3.汽器端差t的影响 端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换， 更主要说明凝汽器传热管内侧表面脏污，造成热交换性能差。由于甬江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，原有 28已运行多年的正面进水旋转滤网因故障

7、频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效地清除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果。故要求对循泵房清污系统的重要设备-旋转滤网进行改造。原滤网采用了无框架正面进水旋转滤网，定期人工启动冲洗。由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益恶化，由此引起的危害也日益加重。 循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从而影响真空。一般凝汽器的冷却倍率m应为5060，对大型凝汽器，该冷却倍率还要适当大些。而有的机组选取

8、的冷却倍率比上述推荐的最佳值小了许多。 例如华东地区某一座总装机容量为1300MW的特大型火力发电厂，装有125MW×4和200MW×4，计入台机组。其中，125MW机组由某电力设计院进行设计。上海汽轮机厂规定要求通过凝汽器的冷却水量为17800t/h，汽轮机低压汽缸排入凝汽器的蒸汽量为290t/h，冷却倍率m为61.4。而每台125MW汽轮机组选配了两台48sh22型循环水泵，一台运行，一台备用。循环泵出水量为ll000t/h。其中尚有1000t/h的冷却水要供给冷油器、发电机空冷器、发电机水冷器、部分辅机轴承冷却水和射水箱补水等使用，实际通过凝汽器的冷却水量只有1000

9、0t/h，几乎只有要求冷却倍率的一半左右，使得实际通过凝汽器的冷却水量少了很多，使机组真空长年偏低，尤其在夏季，机组真空更差，被迫减负荷运行。 3.凝 汽 器 钢 管 结 垢 尤其是当钢管内结有较厚的硬垢时，凝汽器钢管整体传热系数呈直线下降。对于用江水、河水、湖水、水库水等作循环水的补充水源时，凝汽器钢管内结垢较软，较易除抹。对于地表水较缺乏的内陆火电厂，往往用硬度较大的地下水作为循环水的补充水源，如处理不当，则凝汽器钢管内较易结成较厚的坚硬的硬垢，较难除去，对机组真空影响很大。据对125MW汽轮机组试验证明：当铜管内结垢厚度达1.2mm1.5mm时，在同样的冷却条件下，使汽轮机真空降低6.6

10、6kPa，增加发电煤耗10g/kW.h15g/kW.h。 4.抽 气 器 工 作 不 正 常 1) 抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多，反映到抽气器抽吸能力的下降，引起凝汽器真空的降低。对一定的抽气压力而言，工作水压力pw 越小，抽气量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽气要求，使凝汽器真空下降。同时，工作水量不足，吸入室中因没有足够的工作水而压力升高，抽吸能力下降。工作水量增加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象， 造成排水管水压升高，吸入室压力增加，抽吸能力也下降。因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制，以维持正常的抽吸能力。 2) 如果采取闭式循环方式，并且停止向射水池补充水，

11、不向射水池外溢水，则工作水温度将不断升高。工作水温度升高的原因是： a射水泵与工作介质的摩擦产生能量消耗转变为热量；b抽空气管道内空气在工作水中放热；c水蒸汽因为有凝结过程而放出的汽化潜热。所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。对于射水抽气器，当工作水温超过30时，每升高5，吸入室的压力就提高1.96 kPa ，对凝汽器真空的影响相当大。这主要因为当工作水温升高至一定程度后，在高度真空的喷管喉部，部分工作水汽化，体积突然膨大，而使抽吸能力下降。所以工作水温对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。 某电厂曾对一台200MW汽轮机组做射水抽气器特性试验，当其它参数及工况一定，当射水抽气

12、器的工作水温由39降至35时，其机组真空值由89.86kPa提高到91.2kPa。由此看出：射水抽气器的工作水温对汽轮机组的真空影响还是很明显的。 5.汽 轮 机 轴 封 供 汽 系 统 设 计 不 合 理 。 有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽管，造成低压缸两端轴封供汽量不足。使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽器真空。 6.回 热 系 统 运 行 不 正 常 。 低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相通的有关阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空。 此外，气轮机的设计效率偏低，循环水排污、加药不及时，凝汽器的高水位运

13、行等等都会对凝汽器中的真空度有较大影响。上述仅就影响汽轮机凝汽器真空的主要原因作一简要介绍，其它有关因素此处不再一一阐述。 7.凝 结 水 泵 漏 空 气 某电厂凝结水泵漏空气由于设计不合理，凝结水泵的盘根减压套减压泄水管（泄水管通径l0mm）接至地沟，在机组运行中，与凝结水泵处于备用时，由于泵内为真空状态，空气从该泄水管进入泵内，导致机组真空度降低、与投入运行时，大量凝结水从泄水管排入地沟而白白浪费。4.3 改善真空的措施 保持凝汽器在合理的真空下运行，说提高汽机运行的热经济性、降低发电成本的主要措施之一。因此，如何保证凝汽器的真空成为我们研究的重点方向。 电厂中除了采用本文前面提到的降低凝

14、汽器的热负荷、高真空系统的严密性和降低低冷却水温之外还有以下几个措施。首先，认真做好真空系统查漏工作，对泄漏点及时加以消除。 大型汽轮机真空系统较复杂，真空系统不严密处较多。机组在运行状态下，对真空系统查漏具有一定的难度。如发现低压汽缸结合面及两端轴封体结合面有漏空时，则可以在其结合面上开一个宽5毫米、深8毫米的密封槽，槽中填石墨盘根，密封效果较好。 在机组大修、小修、临修、节假日调停时，要对汽轮机负压系统进行高位灌水结合充一定压力的压缩空气(0.03Mpa0.044MPa)进行查漏，可以查出负压系统许多泄漏点，详细作好漏点记录，予以认真消除。负压系统的阀门的法兰或盘根处泄漏时，可以更换盘根、

15、法兰垫片，如法兰盘密封面不平，则要对其进行修研。根据机组具体情况，将真空系统阀门改为水封门，以提高阀门盘根处的严密性。机组在运行状态下，可以在负压系统中的有关阀门的盘根和法兰处充以氦气或氟里昂气体，用检漏仪在射水箱上部排气口进行检查，如检漏仪报警，则说明充气体的部位泄漏，应予以消除。如检漏仪不报警，则说明充气部位不漏。用此法对真空系统的有关阀门、法兰、有关焊口逐一进行检查，定能收到明显效果。 其次，清洗冷却面。 当需要强化一个传热过程时首先判断哪一个传热环节的分热阻最大。在凝汽器中,污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻,须给予足够的重视。一般讲内、外管壁的对流换热分热阻均在2×10-

16、42/w以下,而经过处理的冷却水水垢造成的分热阻较大,可达2×10-42/w，采取强化措施减小这个分热阻，收效最显著。运行中对循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水,同时合理安排冷却面清洗周期,采用二步法(干洗法和酸洗法)来清洗。冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的。因此判断冷却面是否结垢时,应与冷却面洁净时的运行数据作比较,结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机日开夜停的机会,选用除氧器的热水灌满凝汽器的汽侧,冷却管内用风机吹干,泥垢发生龟裂后,用冷水冲掉。 冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的。因此判断冷却面是否结垢时,应与冷却

17、面洁净时的运行数据作比较,结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机日开夜停的机会,选用除氧器的热水灌满凝汽器的汽侧,冷却管内用风机吹干,泥垢发生龟裂后,用冷水冲掉。 当凝汽器冷却铜管结有硬垢,真空下降已无法维持正常运行时,则需进行酸洗。水垢以碳酸盐为主、夹杂硅酸盐、硫酸盐、污泥混合在一起,可选用浓度5%的有机酸(氨基磺酸)作为主洗剂,对铜管进行清洗。腐蚀速率小于标准(1g/m2h),清洗时加0.5%的酸缓蚀剂和铜缓蚀剂、适量渗透剂、0.2%氢氟酸,水温在40左右,流速0.1m/s,进行循环清洗。当酸度连续2次测定含量一致时清洗结束。然后用高位冷却 塔

18、水源大流量反冲洗,加工业磷酸三钠,循环中和后排放。酸洗后铜管呈黄铜色,表明未发生过洗现象。由于循环水的含盐量较低,故运行一段时间后,铜管表面可生成一层致密Cu(OH)2保护膜,使铜表面与水隔离,抑制腐蚀。凝汽器清洗后可大大提高传热系数,安全性及经济性也大为提高。 再次，循环水泵的经济调度。 改变冷却水量,可改变吸热量。虽然随着水量的增加,真空可逐步提高,但同时循环水泵的耗电量也相应增加,因而需试验确定其经济水量。电厂安装时配置了3台容量、型号相同的循环水泵,根据冷却倍率的要求,最多开2台,最少开1台,出口配碟阀(全开全关操作),根据不同季节和机组功率的变化调节水量,利用可切换的变频器连续调整循环水泵的出力,可达到节电效果。 最后，提高抽汽能力。 抽气设备有两个问题,一是抽气能力,该问题当机组的真空严密性很好时,不但不存在,而且还可以将抽气设备改小甚至2台机组合用一套小的抽气装置。江阴夏港电厂在这方面早已实施,节电效果比较明显。徐州发电