（大唐国际发电股份有限公司张家口发电厂 河北省张家口市 075133）
摘要：对于凝汽式汽轮机来说，凝汽器真空是机组正常运行中重要监视参数指标之一，凝汽器真空的高低直接关系到机组安全经济运行。因此，在机组正常运行中，必须监视和分析真空值是否正常。导致汽轮机真空下降的原因很多，本文主要对汽轮机真空下降原因进行分析，并对其进行处理，以提高机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性。
关键词：真空下降；原因；事故处理
1 引言
在火力发电厂中，凝汽器真空的高低直接对汽轮机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性影响较大。试验表明：当凝汽器真空每提高1kpa，机组供电煤耗会下降2.5-2.6g/（kW.h），若凝汽器真空下降，就会增加机组的供电煤耗，使机组的经济性降低；排汽温度升高，会引起排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动；监视段压力超限而使机组出力降低；同时还会影响小机出力，造成汽轮机事故[1]。因此有必要分析汽轮机真空下降的原因并对其进行处理。
2.汽轮机真空下降的原因
2.1轴封供汽量不足或中断
如果轴封供汽压力到零或出现微负压说明轴封供汽中断，则汽轮机高中、低压缸前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒入空气进入汽缸，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝结器真空下降。其原因可能是轴封压力自动调节失灵或手动调节不当，调节阀阀芯脱落或汽封系统进水。此时应开启轴封调整门的旁路门进行调节，检查轴封减温水调节是否正常，若轴封减温水调节门自动调节失灵，使轴封系统进水，应进行手动调整，开启轴封系统的疏水直至恢复正常。若轴封汽源本身压力不足，应设法恢复汽源或倒换为备用汽源。
2.2循环泵工作不正常、阀门误操作，造成循环水中断或不足
2.2.1若循环泵电流和泵出口压力均到零，即可确认为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。
2.2.2若循环水泵出口压力、电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、入口滤网堵塞所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清理杂物。如果循环水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故障引起。如果循环泵运行中出口门误关，或备用泵出口门误开，造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。
2.3射水泵或射水抽气器工作失常
如果发现射水泵电流及出口压力均到零，说明射水泵跳闸，如射水泵压力、电流下降，说明泵本身故障或射水池水位过低窝空气不打水。此时应启动备用射水泵和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。
2.4凝汽器水位过高
凝汽器水位升高后，淹没部分铜管，使传热减弱，若水位升高到抽空气管口高度，则会影响抽气器的正常工作。
凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。必要时可将凝结水排入地沟，降低水位直到水位恢复正常。铜管泄漏还表现为凝结水硬度增加。这时应隔离泄漏侧凝汽器。如果凝结水泵故障，可以从出口压力和电流来判断。
2.5循环水量不足
凝汽器内铜管堵塞、凝汽器循环水管部分堵塞、循环水泵故障、凝汽器循环水出入口电动门未开到位、系统内的空气未排完等都会造成循环水量不足。
若出现以上情况应当用胶球清洗装置进行清洗，同时检查循环水泵运行是否正常，水塔水位是否正常。检查凝汽器循环水出入口电动门是否已经开到位，两侧出入口压力是否波动。
2.6轴封加热器满水或无水
若轴封加热器满水，则汽轮机的高中、低压缸前、后轴封处会大量冒白汽，严重时，造成轴封加热器的排汽管积水，使轴封加热器工况发生变化，导致真空下降。
若轴封加热器无水，则大量的轴封用汽在轴封加热器中未进行热交换就直接排入凝结器内，增加了凝结器的热负荷，导致真空下降。
造成轴封加热器满水或是无水的原因是轴封加热器铜管泄漏；轴封加热器疏水门故障或开度不足；轴封加热器汽侧门开度不足，使轴封加热器无水。
2.7射水抽气器工作水温升高
工作水温升高，在抽气器喷嘴处可能会发生汽化现象，使抽气室压力升高，从而使抽气器工作失常，降低了抽气器的效率，凝汽器中的不凝结气体不能及时排出，导致真空下降。造成工作水温上升的原因可能是环境温度的影响，或者有其他热源排入射水池内，使水温升高。当发现水温升高时，应开启生水补水，降低工作水温度。
2.8真空系统漏入空气
由于真空系统不严密，不凝结的气体从外部漏入真空状态的部位，这些不凝结气体最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使传热系数减小，导致真空下降，真空下降到某一定值后，保持稳定而不再下降，说明漏汽量和抽气量达到平衡。此外，空气漏入真空系统还表现为凝结水过冷度增加，并且凝汽器端差增大[2]。
3汽轮机真空下降后的事故处理
若发现真空下降，应及时对照排汽缸温度及热工报警信号情况属实后应迅速查明原因进行处理，若真空降至-80.0kPa时，联启射水泵提高真空，同时发“凝汽器真空低”报警信号。当真空降至-79.66kPa 以下时，应通过降负荷来维持真空。当真空降至-79.66kPa 至-74.66kPa 之间时，通过减负荷最低至30%额定负荷。当真空值仍低于-79.66kPa，并且持续时间达60min时，应手打停机。当真空降至-68kPa 时，低真空保护动作停机，保护拒动时立即手打停机。
3.1当发现机组真空下降时，应检查以下方面
3.1.1检查轴封压力的变化。若轴封压力过低，及时调整轴封压力至正常值，必要时投入备用汽源。同时应注意调整轴封温度，防止汽缸进水、机组振动增大。
3.1.2检查射水泵电流及出口压力的变化，当确认因射水泵不打水所致，应立即启动备用泵运行，停止故障泵，查明原因并处理后，重新注水赶尽空气后投入备用。
3.1.3因凝汽器水位异常升高所致时，应检查补水调整门是否失灵，采取4 号低加出口门前放水门放水，并联系化学人员化验水质硬度，确认凝汽器是否泄漏。
3.1.4检查当时机组有无影响真空下降的操作，如有应立即停止或恢复系统运行方式。
3.1.5检查真空系统相关阀门是否误开。若发现真空系统相关阀门误开应立即关闭。
3.1.6根据真空下降的快慢及真空与负荷的对应关系，若需通过减负荷来调整真空时，应采取超前减负荷的方式，待真空上升时，再相应地增加负荷。
3.1.7监视排汽缸温度，若排汽温度≥80℃时，注意汽缸喷水自动投入，否则手动打开。
3.1.8夏季机组运行真空较低，注意各监视段压力升高不得超限，否则应相应降低负荷。
3.1.9真空下降时，监视小机出力情况，如无法维持可投入辅汽供，必要时启动电泵运行。
3.1.10当真空下降是因循环水量偏少造成或循环水温升增大所致，应保持两台循环泵运行并检查二次滤网差压情况。
3.2汽轮机真空下降处理过程中注意事项
处理过程中密切监视汽轮机TSI各参数，防止机组真空下降后TSI各参数异常，导致机组被迫打闸停机，使事故扩大。同时注意监视调节级及各监视段压力、压差不超限，否则必要时继续降低机组负荷，防止汽轮机异常运行。降负荷过程中应有专人调整汽包水位和过再热汽温，防止因汽包水位调整不及时或汽温下降过快而引发异常。若降负荷过快或降至最低稳燃负荷以下引起燃烧不稳，必要时投油稳燃。
3.3汽轮机真空下降的防范措施
3.3.1做与真空系统相关的安全措施时，一定要监视好真空值，否则停止操作，恢复措施。
3.3.2定期进行汽轮机真空严密性试验，若试验结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏等工作。
3.3.3提高凝汽器胶球自动清洗装置的投入率。
3.3.4做好真空系统设备的定期倒换工作，检查设备的联锁投入，严防误操作。
3.3.5提高监盘质量，密切监视凝汽器真空，排汽温度，凝结水温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器水位，循环水泵电流等参数。
4 结论
汽轮机凝汽器真空的高低对机组的经济、安全、可靠运行有很大影响。因此，及时、迅速的通过现象来准备判断汽轮机真空下降的原因以至快速的处理具有十分重要的意义。
参考文献：
[1] 姚莹，杨翠仙.汽轮机运行与检修1000问.中国电力出版社.2016.3.
[2] 邹玉波.凝汽轮机真空下降的原因分析及预防.热电技术.2004.1.
作者简介：
李世奇（1987-），男，工程师，技师，张家口发电厂发电部集控运行机组长。