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东北电力技术
2011年第3期
国产200MW汽轮机组真空低故障诊断及治理
FaultDiagnosis and Treatment of LowVacuum
forHomemade200MW Turbine Units
付强，杜利军
（抚顺发电有限责任公司，辽宁抚顺113008）
摘要：从理论和试验两个方面，对国产200MW机组真空低的原因进行了诊断，提出了治理方案。通过机组运行方式的调
整，在相同条件下，真空提高了2kPa，利用机组停机机会对故障点进行了治理，机组真空可达到正常值。关键词：机组；真空低；故障诊断；治理
［中围分类号】TK267
［文献标志码］B
1机组概况
[文章编号］10047913（2011）03002803
区工作不正常，对真空有较大影响。 3.2凝汽器热负荷
抚顺发电有限责任公司现有2台一次中间再热、单轴、三抽冷凝式200MW汽轮机，机组采用闭式循环水系统。在同样运行条件下，1号汽轮机真空比2号机低3～4kPa，真空降低不仅使机组功率下降及热经济性降低（真空度变化1%，煤耗率变化1.6～1.8/kWh），还会使汽轮机反动度增加，引起轴向推力变化，影响机组安全。针对1 号机组真空低的原因，从多方面进行了调查、试验、分析，对试验结果逐一剖析，查到了真空低的原因，并提出了综合治理的建议。
测量及仪器仪表 2
压力采用0.2级压力变送器测量，温度采用专用E型热电偶测量，所有安装的热电偶和变送器的信号全部接至分散式数据采集器，其他参数利用
现场指示值。 3试验分析 3.1空气冷却区
由凝汽器空气冷却区抽出来的蒸汽及空气混合物温度高低是衡量空气冷却区质量的重要指标。如果混合物温度高，说明空气冷却区工作不正常（水管脏、结垢或汽侧挡板不严），会加大抽气器的负担，漏人真空系统的空气不能及时抽出，影响传热，增大端差。
通过理论计算蒸汽及空气混合物温度约35℃，而实测空气管表面温度为40℃，内部温度会更高。诊断结果表明：蒸汽及空气混合物温度偏高，空气
万方数据
凝汽器热负荷的大小对机组真空也有一定影响，在相同的循环水量及人口水温下，凝汽器热负荷增大，使得机组真空降低。机组疏水扩容器的汽测接至凝汽器喉部，水侧接至凝汽器热水井。测量本体疏水扩容器表面温度达348.4℃，检查机组疏水门发现多处疏放水门不严，主要的内漏阀门见表 1。高品能的蒸汽不做功而进疏水扩容器，不但使机组经济性降低，同时增大凝汽器热负荷。当冷却水水量满足不了该热负荷的需求时，必然使机组真空降低。诊断结果表明：凝汽器热负荷增大，对机组真空有较大影响。
表1疏放水阀门内漏清单
项目
电闸门前电南门后高压导管总管高压内缸右侧高压调门左侧高压调门左侧高压短管中压主汽门前右侧中压调门左侧中压调门中压导管总管
一级旁路电动门前后总管本体疏水扩容器
表面温度 141.4 383.6 192.0 201.5
未测量(烫手) 未测量(烫手) 未测量(烫手）未测量(烫手）
162.8 未测量(烫手) 未测量(烫手) 未测量（烫手）未测量（烫手）
℃