2010年第11期
东北电力技术
200MW凝汽式汽轮机组真空低原因及治理
Cause Analysis andTreatment onLowVacuum
of200MWCondensingTurbineUnit
刘刚，许敏’，邓海涛
(1.清河发电有限责任公司，辽宁铁岭112003；2.辽宁省科学技术情报研究所，辽宁沈阳110006）
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摘要：凝汽式汽轮发电机组真空及真空严密性是机组安全经济运行的重要指标。目前国内火电厂凝汽器及真空系统普遮存台真空低、严密性差的机组进行分析和综合治理，提高了其运行的安全性和经济性。
关键词：汽轮机组；真空低；分析；治理；节能降耗；经济运行【中图分类号】TK267；TK269.*1【文献标志码】B
[文章编号］1004-7913（2010）11004703
国产200MW机组普遍存在凝汽器真空低和真
空严密性差等问题。一些机组凝汽器的真空低于设计值1～3kPa，而避汽器真空每降低1kPa机组热耗率增加约0.8%，供电煤耗增加3g/kW·h以上。真空严密性差是造成机组凝汽器真空低的主要原因。机组凝汽器真空低造成机组出力不足、厂用电率上升、供电煤耗增加，严重影响了机组的经济运行。
清河发电有限责任公司8号机组为N200 130/535/535型一次中闻再热、三缸两排汽凝汽式汽轮机组，近2年运行真空严密性一直维持在1.2 kPa/min左右，造成真空下降，凝结水溶氧升高，产重影响机组的经济和安全运行。在实际运行中机组真空严密性差问题的解决较为困难。真空严密性涉及到设计、安装、检修及运行管理等诸多方面。为彻底解决机组真空严密性差的间题，对设备进行了深人检查，并利用机组检修期间通过凝汽器高位上水查漏、超声波检漏技术及氨质谱查漏技术对机组真空严密性进行治理，提高了机组真空严密性。 1影响真空下降的因素
运行中凝汽器汽侧为蒸汽和空气混合物，汽侧压力可根据混合气体的道尔顿定律给出：
P,=P,+P
式中P.—凝汽器内汽侧总压力，kPa；
P一—凝汽器内汽侧蒸汽分压力，kPa； P。—凝汽器内汽侧空气分压力，kPa。
影响凝汽器内汽侧空气分压力P的因素主要是真空系统泄漏：凝汽器本体泄漏、低压轴封泄漏、真空系统管阀泄漏、低压缸结合面及轴封泄
万方数据
漏、扩容器及相关系统泄漏、低加系统及管道泄漏、轴封加热器水封及凝结水泵轴封泄漏、新蒸汽带入空气等。
影响凝汽器内汽侧蒸汽分压力P，的因素为凝汽器热负荷及换热效果。
根据以上理论，将提高真空系统的严密性、降低凝汽器热负荷和增强凝汽器换热效果作为治理重点。
2治理措施
2.1采用氮质谱检漏仪查漏
氮质谱检漏仪是国际上技术最先进的真空检漏设备。将检漏仪接在真空泵人口处，在怀疑泄漏部位喷氨气，可定量检出泄漏部位及大小。通过查漏发现，1号、2号机组间北侧凝汽器膨胀节下端焊缝左侧（2条）漏量为6.3×10*Pa*m/s，右侧（2条）漏量为5.9×10-°Pa*m/s；上端焊缝左侧（3条）漏量为8.0×10-Pam/s，右侧（3条）漏量为8.1×10-*Pa·m/s；南侧凝汽器膨胀节下端焊缝左侧（3条）漏量为7.4×10-°Pa·m/s，右侧（3条）漏量为6.8×10-*Pa*m/s；S机组南侧膨胀节上端焊缝左侧（3条）漏量为8.0×10-6 Pam/s，右侧（3条）漏量为8.1×10-6Pa*m/ s；凝汽器喉部膨胀节焊缝靠真空泵侧漏量为8.0 ×10-"Pa*m/s，靠发电机侧夹层焊缝漏量为8.5× 10-Pa*m/s，靠高压缸侧夹层焊缝漏量为7.5x 10-°Pa*m/s。对检查发现的问题采取相应的措施。 2.2对凝汽器高位上水查漏
利用机组停机或检修对凝汽器高位上水查满检查发现15处泄漏点：1号凝汽器水位计下考克斯