汽轮机凝汽器真空下降的原因分析解决问题方法

摘要：通过对汽轮机凝汽器真空下降的原因分析，找出凝汽器真空下降的原因，提出解决问题的方法及措施，提高凝汽器真空，增加机组的经济性。

1　概述

对于凝汽式汽轮机组，需要在汽轮机的汽缸内和凝汽器中建立一定的真空，正常运行时也需要不断的将由不同途径漏入的不凝结气体从汽轮机及凝汽器中抽出。真空系统就是用来建立和维持汽轮机组的低背压和凝汽器的真空。同时汽轮机凝汽器真空是衡量机组经济性的重要指标，凝汽器真空过高或过低，不仅对影响汽轮机的效率，而且也会影响汽轮机的安全，一般的大型汽轮发电机组都设有凝汽器真空低跳闸保护，因此，在热力发电厂中是一个受到高度重视的指标。研究这个课题，对于提高汽轮发电机组的经济性具有积极的影响。

2　汽轮机凝汽器运行中真空下降的原因分析

影响汽轮机凝汽器真空的因素有很多很多，因为与真空有关的系统、设备众多。从大的方面来讲主要有机组负荷的影响、凝汽器漏入空气的影响、高、低压加热器疏水的影响、小机漏入空气的影响、各高压蒸汽疏水的影响、循环水流量及温度的影响、凝汽器真空泵出力的影响、低压轴封压力的影响、凝汽器水位及凝汽器铜管冷却效果的影响、进入凝汽器的各个水封的影响等等，下面就上述主要原因加以分析讨论。

2.1　机组负荷的影响

正常运行中，对于电网中的调频机组来讲，机组负荷是影响凝汽器真空中最频繁的因素之一。

机组负荷升高，相应的汽轮机低压缸排汽量越大，凝汽器热负荷越高，凝汽器真空也会随之下降，如果凝汽器真空下降到一定的数值，一般情况下都要限制机组出力，降低机组负荷，借以维持凝汽器真空。相反，机组负荷降低，凝汽器真空就会升高。另外，如果汽轮机组相应的高、低压加热器退出运行，那么，这部分蒸汽就会进入凝汽器，凝汽器相应的热负荷就会增大，机组带同样的负荷最终排入凝汽器的蒸汽量就会增加，引起凝汽器真空下降，相反，加热器的投运，机组带同样的负荷最终排入凝汽器的蒸汽量就会减少，凝汽器真空也会随之升高。因此，在相同的机组负荷下，高、低压加热器的投停，也会影响凝汽器的真空。

2.2　凝汽器漏入空气量的影响

凝汽器漏入空气是热力发电厂中最常见的也是最头疼的问题之一。凝汽器漏入空气，由于空气不凝结，又是热的不良导体，使凝汽器换热效果大大降低，从而降低了机组的经济性。由于连接到凝汽器的管道、加热器很多以及凝汽器表面很大，整个凝汽器及其系统漏入空气的几率很大。因此，其漏点查找起来也相当困难，如本人原工作过的十里泉发电厂#机组凝汽器真空偏低，成立了查真空突击队，在7月份的高温环境中详细检查了近15天，但收效不大。

但从理论角度分析，凡是与凝汽器相通的压力高于凝汽器真空但又低于大气压的容器、管道、阀门、法兰等都会是漏入空气的因素。在实际生产过程中，这些容器、管道等内的压力又不是一层不变的，又往往受到各种因素的影响。例如我厂600MW机组中的#5、#6低压加热器，在低负荷时成负压，在高负荷时成正压等等。

总的来讲，能够漏入空气的部位主要有以下几个方面：

2.2.1　凝汽器外壳

2.2.2　高、低压加热器的事故疏水管道及阀门、法兰

2.2.3　高加事故疏水扩容器

2.2.4　低压加热器外壳

2.2.5　低压加热器汽侧疏放水管道及阀门、法兰

2.2.6　低压加热器汽侧启动排汽管道及阀门、法兰

2.2.7　低压加热器汽侧水位计

2.2.8　有关系统至凝汽器的各个水封

2.2.9　凝汽器抽空气管道及阀门、法兰

2.2.10　凝汽器真空破坏门及管道、法兰

2.2.11　汽轮机低压缸及结合面、低压缸上部安全膜

2.2.12　凝结水收集箱及其管道及阀门、法兰

2.2.13　凝汽器放水门及其管道、法兰

2.2.14　备用凝结水泵及其连接的管道、法兰、阀门、盘根、滤网

2.2.15　给水泵汽轮机排汽管道及其阀门、法兰

2.2.16　凝汽器补水箱、补水管道及其阀门、法兰

2.3　高、低压加热器疏水的影响

高、低压加热器疏水的影响主要表现在：由于事故疏水大部分为全开、全关型，高、低压加热器事故疏水快速打开时时，造成大量热水突然进入凝汽器，凝汽器热负荷迅速增加，从而使凝汽器真空突然降低。在一般情况下，相对与凝汽器来说，影响不会太大。但是，如果高压加热器的事故疏水误开，使高压加热器水位无法维持，大量高温、高压蒸汽直接排入凝汽器，那么，不仅会使凝汽器真空大幅下降，而且长期运行还会使高加水封损坏，凝汽器的高加事故疏水扩容器遭到严重的热冲击，严重时会使焊口等部件由于热应力过大而裂开，造成事故。

2.4　各高压蒸汽疏水的影响

高压蒸汽疏水的影响主要是高压阀门在运行中如果误开，那么，高温、高压蒸汽就会直接进入凝汽器，凝汽器热负荷迅速增加，从而使凝汽器真空突然降低。如我厂#1机组试运时，电建公司人员在校正汽轮机高压缸上下缸温度测点时，使下缸温度比上缸温度低了近65℃，导致8个高压疏水门联动开启，机组负荷下降80MW，真空下降近2Kpa。这种情况在运行中出现的几率不是很大。

但是，经常出现的是高压疏水阀门在运行中由于高压蒸汽的冲刷而关闭不严密，使部分高温、高压蒸汽进入凝汽器，这部分蒸汽流量虽然不是很大，但是这部分蒸汽为高温、高压蒸汽，其焓值很高，进入凝汽器，焓降很大，从而对凝汽器排汽温度影响很大，使得凝汽器真空降低幅度较大。因此许多电厂为了提高机组经济性，保证凝汽器的高真空，将不严密的高压疏水门截门手动关闭，防止高温高压蒸汽进入凝汽器影响真空。

2.5　循环水流量及温度的影响

循环水作为汽轮机低压缸排汽的冷却介质，其温度、流量对低压缸排汽温度的影响以及对凝汽器真空的影响是举足轻重的。

正常运行中，循环水温度主要受环境温度、风力的影响，环境温度越高、风力越小，那么，循环水在冷水塔淋水盘下落的过程中，被风带走的热量越少，换热效果越差，循环水温降越小，也就是说，循环水温度下降的越少，循环水温度越高，进入凝汽器后，在凝汽器相同的冷却效果下（即循环水在凝汽器的温升一定的情况下）循环水出水温度升高，其对应的低压缸排汽温度升高，引起凝汽器真空下降。

其次，机组负荷对循环水温度也有一定的影响，机组负荷的影响是对凝汽器真空的影响在循环水温度上的一种反映，前面已经介绍过了，这里不在赘述。

第三，冷水塔的配水方式对循环水温度影响也很大。但是，冷水塔的配水方式一般只有到冬天严冷的时候才会改变，由全区配水切换为外区配水。其他一般情况下，一般都会在全塔配水的方式下运行，以保持冷水塔最佳出力，维持凝汽器较高的真空。

循环水流量对真空的影响是立杆见影的。循环水流量的影响主要受循环水泵出力的影响。正常运行中，循环水泵起、停运、跳闸或者由于某种原因使循环水流量突降，特别是正常运行中，运行循环水泵跳闸，其出口逆止门关闭不了或不严，循环水通过跳闸的运行泵，直接回到了凉水塔，从而使凝汽器失去冷却水，那么凝汽器真空会迅速直线下降，如果此时运行人员不果断降机组负荷、开启备用循环水泵，就可能导致机组因真空低保护动作而跳闸。

2.6　凝汽器真空泵出力的影响

凝汽器真空泵的作用是当凝汽器内空气含量超过一定值时，凝汽器的真空就要被破坏，空气的存在还影响循环冷却水对排汽的冷却。在机组启动时建立真空以及在运行中抽除从真空系统不严密处漏入的空气和未凝结的蒸汽，维持所需要的真空。

凝汽器真空泵出力的大小表示了真空泵抽吸空气和其他不凝结气体的能力，出力越大，抽吸能力越强，使凝汽器能够维持的真空也就越高。反之，能够维持的真空也就越低。决定真空泵出力大小的因素很多，除真空泵的功率因素外，对于机械水环式真空泵，主要还有真空泵分离箱水位、冷却器的冷却效果等等。真空泵分离箱水位过高容易挤坏分离器，损坏设备；真空泵分离箱水位过低，真空泵出力就会下降。分离器温度过高，也会使真空泵出力下降。

如果冷却器冷却效果好，则真空泵出力就高。但在炎热的夏季，冷却水取自开式水温度较高，冷却效果不好，我厂小修中由工业水接一路至真空泵冷却水，夏季温度高时掺工业水，冷却效果明显提高，凝汽器真空从而升高。

2.7　低压轴封压力的影响

汽轮机轴封大多都采用迷宫式，汽轮机低压轴封蒸汽通过低压缸轴封形成迷宫式汽封，从而使外界空气不能漏入凝汽器内，防止低压缸因漏空气而降真空。低压轴封蒸汽需要一定的压力和温度，低压轴封蒸汽压力过高会使轴封蒸汽外漏和内漏，外漏影响环境、造成汽轮机润滑油中进水，内漏过多也会使真空下降。低压轴封蒸汽压力过低则迷宫强度降低，外界空气就会通过汽轮机的大轴漏入凝汽器降低凝汽器真空，因此运行中必须保证正常的轴封压力。

2.8　凝汽器水位及凝汽器铜管冷却效果的影响

凝汽器水位过高，减小了汽轮机低压缸排汽空间，减小了换热面积，从而使低压缸排汽温度升高，凝汽器真空降低。另外，凝汽器水位过高，还会造成凝结水过冷，降低机组的经济性。凝汽器水位过低，会影响凝结水泵的安全运行，因此，凝汽器要保持一定的水位，过高或过低都是不可取的。衡量凝汽器传热效果的一个重要指标是凝汽器端差，端差的大小表明了凝汽器传热效率的高低。凝汽器端差与冷却水进口温度、铜管表面的清洁程度（表面结垢或脏污会影响传热效果，使端差增大）及凝汽器有没有积聚的空气（空气和水蒸气混合物对铜管表面的放热系数很低，妨碍传热）等因素有关。

2.9　进入凝汽器的各个水封的影响

由于经过化学处理的除盐水成本较高，对于整个机组的正常排放水来说，如果不加以回收，浪费是很严重的。因此，各个热力发电厂都对正常排放的除盐水加以回收。为了回收这部分除盐水，设置了与凝汽器相通的疏水器，为了防止空气通过疏水器进入凝汽器，疏水都通过水封与凝汽器相通。

如果水封水位过低或者故障，空气就会通过水封直接进入凝汽器，从而造成凝汽器真空下降。如我厂#1机组汽泵密封水回水至凝汽器A水封设计高度不够，虽然试运过程中改造了一次，但仍然偏低，水封不能保持。#1机组小修时在汽机房0米水封前回水管道处安装了一块压力表，用来监视水封工作情况。正常压力表指示应在微正压，如指示正压偏高，说明密封水回水不畅，汽泵密封水有向外漏水的可能；如指示负压偏高，说明水封内不能保持正常水位。

1月28日发现压力表指示—80Kpa，从汽泵密封腔6个放气孔处向内严重吸气。经过向水封注水、调整，凝汽器真空大幅度提高，注水前后数据比较：注水前：机组负荷430MW，凝汽器真空DCS 97.5/97.7 Kpa,DEH 95.07 Kpa,给煤量175T/H，凝水溶氧35; 注水后：机组负荷431MW，凝汽器真空DCS 99.26/99.23 Kpa,DEH 96.7 Kpa,给煤量169T/H，凝水溶氧27。

3　解决问题的方法和措施

运行中凝汽器真空下降的原因有很多，上面已经作了分析，针对上述运行中凝汽器真空下降的因素，提出以下措施或解决方法：

3.1　针对机组负荷的影响

显而易见如果凝汽器真空降低到一定的极限，则应降低机组负荷，以维持凝汽器的最低真空。

3.2　针对凝汽器漏入空气量的影响

通过上面的分析可知，凝汽器漏入空气的点、面很多，只要查到漏入点，将漏入点堵死，问题就可解决。

3.3　针对高、低压加热器疏水的影响

高、低压加热器疏水问题主要靠水位基地调节仪的可靠动作来解决。在设备运行中，主要通过加强就地巡回检查高、低压加热器水位、精心监视高、低压加热器的压力、温度、疏水温度、加热器端差、水位等参数，及时发现异常情况，联系维护人员加以解决。

3.4　针对各高压蒸汽疏水的影响

加强对各高压蒸汽疏水控制系统的监视与维护，保证各高压蒸汽疏水动作正确性；在保证机组安全、没有十分必要的情况下，及时关闭高压疏水，以免高压蒸汽对阀芯长时间冲刷。一旦出现高压蒸汽疏水关闭不严密的情况，应关闭其前手动隔离门，如出现机组跳闸等需要打开疏水的情况，则立即到就地打开根据需要前手动隔离门。

3.5　针对循环水流量及温度的影响

循环水温度受气候、天气的影响很大，这是我们无法改变的。但是，我们可以通过改变冷水塔、循环水泵的运行方式加以弥补。如在夏天，我们可以通过加开循环水泵，增大循环水流量来弥补循环水温度高的影响，用冷水塔全塔配水，来增大散热面积，降低循环水温度。在冬天，凝汽器真空很高的情况下，减少运行循环水泵台数，节约厂用电。用冷水塔外区配水，减小散热面积，以提高循环水温度；或者用打开冷水塔旁路门，调节循环水温度。在循环水泵事故跳闸的情况下，循环水流量急剧下降，凝汽器真空也会急剧下降，这种情况，应立即确认泵出口蝶阀关闭，否则，立即就地手动关闭，同时，立即启动备用循环水泵、备用凝汽器真空泵，通过机组RB自动快速减负荷，否则，手动跳闸磨煤机，关小汽轮机调速汽门，快速减低机组负荷，以维持凝汽器真空在机组保护跳闸值以上。

3.6　针对凝汽器真空泵出力的影响

根据对凝汽器真空泵出力的影响分析，一旦真空泵出力下降，则应检查真空泵分离箱的水位是否正常，否则，通过对分离箱补水或放水，是分离箱水位维持在正常范围内。如真空泵分离箱温度过高，则应增大其冷却水流量，降低冷却水温度，使分离箱温度维持在正常范围内。在夏季如果冷却器有工业水供应，可开启工业水进行冷却，提高真空泵出力。

3.7　针对低压轴封压力的影响

通过对轴封压力的影响分析，可以看出，轴封压力应维持在一定水平上，如轴封压力过低，可以通过开大轴封汽源（一般有冷再供汽、辅汽供汽、主蒸汽供汽等），提高轴封压力。正常运行中，一般靠高压轴封漏汽供至低压轴封，上述三种汽源只起辅助备用。但是，一旦机组跳闸，高压轴封漏汽、冷再供汽、主蒸汽供汽汽源将会失去，需要立即就地打开辅汽供轴封用汽，以保证轴封压力。

3.8　针对凝汽器水位及凝汽器铜管冷却效果的影响

凝汽器水位的调整主要通过凝汽器补水来调节，如果凝汽器补水来调节阀故障，则应通过其调节阀的旁路阀手动调节。水位过高，关闭补水，水位过低，开大补水，保证凝汽器水位维持在正常水位。

凝汽器铜管冷却效果差一般采用投用凝汽器胶球清洗，用胶球将凝汽器循环水铜管内的污垢带走。铜管污垢严重的话可以通过凝汽器反冲洗清除铜管内的污垢，这种情况一般在机组负荷较低的情况下，将凝汽器循环水侧半边隔离，利用循环水反向流动冲刷，清除凝汽器铜管内的污垢。具体步骤如下：

A．凝汽器半侧清洗：

（1）运行中发现凝汽器水管泄漏或凝汽器水侧污脏时，可单独解列、隔绝一组凝汽器。

（2）待停用一组凝汽器胶球装置收球结束，胶球泵停止运行，并将该组胶球清洗程控出系。

（3）根据凝汽器真空情况，机组减负荷至60%。

（4）关闭停用侧凝汽器的抽空气门。

（5）关闭停用侧凝汽器循环水进水门，注意运行凝汽器水侧压力不 超过0.32MPa，凝汽器真空不低于-86kPa，排汽温度不大于54℃。

（6）关闭停用侧凝汽器循环水出水门。

（7）若二台或三台循环水泵运行时，可停用一台循环水泵。

（8）开启停用一组凝汽器水侧放水门及放空气门，注意地沟污水水位和污水泵运行情况应正常。

（9）将停止侧循环水进、出水门停电。

B．隔绝注意事项

(1) 停用一组凝汽器循环水压力到零，应缓慢打开该组凝汽器人孔门。

(2) 由于凝汽器水管泄漏而隔绝、并停用一组凝汽器时，在打开该组凝汽器放水门和人孔门时，应特别注意凝汽器真空的变化。

(3) 在隔绝操作过程中，若发生跌真空，应立即停止操作，增开备用真空泵，进行恢复处理。

C．凝汽器半侧清洗后的投运操作：

（1）检查确认凝汽器工作全部结束，工作人员已撤离，所有工具及垃圾均已取出。

（2）关闭人孔门和凝汽器水侧放水门和循环水回水管放水门，并给循环水进、出水门送电。

（3）开启凝汽器循环水出水门。

（4）逐渐开启凝汽器循环水进水门，直至全开，空气赶尽后，关闭放空气门，注意循环水母管压力，根据需要增开一台循环水泵。

（5）凝汽器水侧投入正常后，缓慢开启凝汽器空气门直至全开，监视凝汽器真空变化。

（6）汽器真空正常后，可恢复机组负荷。

（7）胶球清洗装置的程控入系。

3.9　针对进入凝汽器的各个水封的影响

进入凝汽器的各个水封必须保持一定的水位，如果水位过低，则开大水封补水，如仍维持不住水封水位，则应将水封暂时隔离，带水封水位稳定后再行投入水封。

4　结束语

在热力发电厂实际工作中，影响凝汽器真空的因素很多，也很复杂，一般会有多个因素共同影响，解决问题的方法也很多，有时用看似很土的方法却能解决问题，因此，主要还是根据现场的实际情况，采取灵活多样的方法，解决生产现场中存在的实际问题。以上通过对凝汽器真空下降的原因分析，找出了解决问题的方法，希望能对实际工作有所帮助。