神华国华寿光发电有限责任公司 山东省寿光 262714
摘要：本文介绍了寿光电厂一期2×1000MW机组自投产运行以来，2号机组凝汽器真空出现下降，现通过现场数据分析，确定了真空下降的主要原因后，采取处理措施，恢复了凝汽器经济运行，以及为防止在出现此类现场采取的措施。
关键词：真空；端；结垢；循环水
引言
汽轮机凝汽器真空是衡量机组经济性的重要指标，凝汽器真空下降会使蒸汽作功能力下降，在保证机组负荷不变的情况下，增气流量增加，使叶片因蒸汽流量增加导致叶片过负荷；会使机组轴向推力增大，严重时造成推力瓦过负荷而磨损；会使低压缸排汽温度升高，使低压缸及低压转子热膨胀、热变形增加，使低压缸中心发生变化，引起机组振动增大，也易使低压缸动静间隙减小，甚至消失，造成动静摩擦事故；会使循环水出入口，使凝汽器钛管温度升高，由于传热膨胀系数不同，将会使钛管胀口松动，最终导致凝汽器泄漏；还会使低压缸末级叶片容积流量大幅减小，偏离设计工况，末级叶片产生脱流和漩涡，以及共振，极易损坏叶片；因此凝汽器真空的下降，不仅会影响汽轮机经济性，而且也会影响汽轮机安全运行。
一、系统概述
寿电公司选用的汽轮机是由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、九级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，型号：N1013-28/600/620。汽轮发电机组设计额定输出功率为1013MW，保证热耗为7231kJ/kWh。设计平均背压4.9kPa，额定出力平均背压（TRL工况）11.8kPa。凝汽器管束管材为钛管。循环水采用二次循环水系统，设有一座淋水面积12800㎡的自然通风高位收水冷却塔，装设 3 台循环水泵，配备具有高、低速功能的电机。高位塔补水水源为小清河入海口淡海水作为水源。
二、存在的问题
2号机组于2016年11月28日经过168小时试运后投入生产运行。经历三年运行，近期发现凝汽器换热效果明显下降，在机组负荷、循环水入口温度相同、两台低速循环水泵、全塔配水方式的运行情况下，采用2019年3月的汽机背压、排汽温度、凝汽器循环水端差数据与2020年2月至3月数据（表一）对比发现2号机组凝汽器背压平均值增加近1Kpa，端差平均值增加近2℃，且随着机组负荷的增大各项数据差值越大，说明凝汽器换热效果明显下降，特别在机组高负荷情况下。以下为实际采集数据：
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（表一）
一般相对于1000MW机组，真空下降1Kpa，会使煤耗增加2.3g/kwh，热耗率增加0.76%。按照2号机组2019年实际发电量为59.7亿KWh，负荷率为74%计算，背压上升0.87Kpa会增加煤耗2.0g/kwh左右，一年需要多消耗煤量11940吨。
三、影响因素分析
1、凝汽器存在结垢。
当凝汽器钛管内结垢时，将影响凝汽器换热效果，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流面积减少，冷却水进出口水温增大，导致真空下降。从表一中可以看出：2020年循环水出口水温与2019年相比同比升高1℃以上；排汽温度增高近4℃；背压增加近1Kpa；端差增加近2℃。造成凝汽器结垢主要有以下两方面：一是2019年6月份凝汽器外圈发生轻微泄漏，由于泄漏点较小，隔离凝汽器外圈管束后漏点无法查找、消除，只要在运行中添加锯末后，泄漏现象得到抑制，此后长时间内凝汽器发生泄漏就会投入锯末，导致外圈胶球系统长时间停运，造成凝汽器外圈钛管长时间得不到清洁，导致循环水中的悬浮物和投入的锯末沉积在钛管受热面内。二是水质变差。冬季水温低，淡海水预处理效果差，预处理的清水中浊度增大，悬浮物和矾花进入循环水系统中，增大了在凝汽器外圈钛管内的沉积量。
2、冷却水量减少：凝汽器进出压差减小，凝汽器进出口压力增大情况下，循环水量下降说明凝汽器管侧存在结垢或堵塞。同时调取了在2020年3月初与2019年3月初循化水量变化，发现2019年78000m³/h，2020年循环水量下降4000m³/h，目前为74000m³/h。
3、真空严密性影响。轴封密封效果差，高、加疏水、高压疏水阀门内漏导致凝汽器高温蒸汽，乏汽增多，影响换热效果。对比2019年与2020年真空严密性数据，基本变化很少，高低侧都在50pa/min。但是考虑2019年5月份对高调门漏汽改造效果，2020年真空存在下降趋势，不存在真空影响问题。
4、凝汽器水位影响。凝汽器水位升高，造成部分汽侧钛管淹没，减少了蒸汽与冷却水换热效果，导致排汽温度升高，真空下降。在实际运行中，提高水位至1100mm，与保持水位950mm，真空下降0.02Kpa左右。
5、真空泵出力影响。目前真空泵冷却水水质差，长时间运行后造成冷却时滤网堵塞、换热器堵塞，导致冷却水流量下降，影响真空泵内工作水温上升，严重时造成背压上涨很快。考虑长期运行，基本短时间内会排除，不能长期影响机组背压。
6、凝汽器泄漏影响。凝汽器泄漏时，通常造成凝汽器水位升高，真空下降。现在实际中，凝汽器偶尔泄漏，且泄漏量小，但是胶球系统不能投入，还要在循环水中添加锯末，长期运行下来，一方面造成钛管内清洁度下降，另一方面还会造成钛管堵塞，导致换热效果差。
7、浓缩倍率影响。循环水浓缩倍率升高，造成循环水中碱度、硬度、浊度升高，增加了结垢风险。目前我单位循环水为高位塔布置，水源为小清河入海口处淡海水。目前采取添加阻垢剂、硫酸，控制排污量，浓缩倍率控制在2左右，满足控制要求。
8、疏水泄漏影响。高、加压加热器，汽轮机缸体等进入凝汽器的疏水阀门存在内漏，造成凝汽器换热效果下降，真空下降，排汽温度升高。目前采取定期对进入凝汽器的疏水阀门进行测温，发现温度高于60℃的阀门，进行统计后，利用停机检修处理，基本不存在阀门泄漏影响真空现象。
四、采取措施
综合以上数据说明：2020年循环水进出口温差、背压、排汽温度、凝汽器端差相比2019年增长明显，凝汽器换热效果差，存在明显结垢现象。
为此在2020年机组停备检修过程中，对凝汽器进行注水查漏发现轻微泄漏点，对泄漏管道加堵隔离处理。同时为去除凝汽器钛管内结垢，恢复凝汽器钛管清洁度，采取除盐水作为水源，利用30Mpa的高压冲洗水枪对凝汽器钛管进行了长达15天的水冲洗，冲洗效果的在机组启动后得到验证，凝汽器高、低压侧背压恢复2019年凝汽器泄漏之前数据。充分说明了凝汽器换热效果差是在凝汽器发生泄漏投入锯末后，为避免破坏泄漏点重复泄漏，胶球系统长时间停运造成的沉积物在钛管管壁沉积、清洁度下降。因此，凝汽器一旦发生泄漏，应立选择合适时间进行查漏、堵漏处理，避免此类事件发生。
五、巩固措施
1、加强胶球系统的设备和运行管理，提高胶球系统投入率。做好胶球系统设备的备件储备，有计划合理安排、控制检修周期，缩短胶球系统停用时间；循环水收球网执行机构限位整定到位，避免造成跑球；凝汽器循环水排气要充分，消除凝汽器上部积存空气，避免影响胶球正常流动；利用检修契机发现、消除凝汽器内部水室流场分布存在的死角和旋涡；选择质量合格的胶球，及时清除老化的胶球，浸泡胶球满足浸透时间要求；完善管理制度，定期计算胶球回收率，使胶球回收率达到95%以上，及时更换、补充胶球，保证凝汽器循环水系统保持良好的清洁度。
2、保证真空严密性在合格范围内。定期做真空严密性试验，保证凝汽器真空在良好范围内（133pa/min），力争达到优秀范围（50pa/min），否则进行真空在线查漏，消除泄漏点。
3、减少高温疏水阀门内漏，减少高温蒸汽影响。定期对进入凝汽器的疏水阀门、管道测温，严禁超出60℃。
4、及时根据环境温度变化，切换循环水泵，提高冷却水流量，增大换热效果。如下（表二）
（表二）
5、控制循环水浓缩倍率在1.8-2范围内，合理进行循环水排污，同时保证阻垢剂、硫酸加药系统正常运行，抑制循环水结垢晶体的产生。
6、加强凝结水水质监督，发现凝汽器泄漏及时切除，进行查漏、堵漏工作。严禁发生轻微泄漏长时间运行，保持胶球系统停运。
7、加强凝汽器参数分析，发现凝汽器端差、循环水进出口温差、凝汽器背压、低压缸排汽温度变化明显时，凝汽器存在明显结垢时，对凝汽器水侧进行高压水冲洗 或化学清洗，提高水侧清洁度。
六、总结
凝汽器真空下降的原因繁多，此次升高电厂2号机组凝汽器真空下降主要是由于凝汽器轻微泄漏，胶球系统长时间停运，造成循环水钛管管道内结垢引起真空下降。虽然我们在采取措施后恢复了凝汽器的性能，但在运行的时间内造成了一定经济损失。今后我们继续优化循环水胶球系统措施，保持胶球系统长周期运行，减少凝汽器泄漏对真空系统的影响，确保提高凝汽器真空，降低煤耗，提高机组运行经济性。
参考文献：
[1]蘭朋华.胶球清洗系统收球率低的原因分析及其措施 [J].机械工程.2019
[2]陆素君，丁铭.电厂凝汽器胶球清洗系统技术创新的的研究 [J].黑龙江科技信息.2013（35）
作者简介：
谢德勇（1987年04月），男，汉族，山东泰安人，工程师，东北电力大学，从事集控运行工作。
张彦飞（1980年04月），男，汉族，山东济宁人，工程师，东北农业大学，从事集控运行工作。