作者：缪文峰　

摘要：分析凝汽器真空形成原理及影响机组真空的主要因素，结合浙江镇海发电有限责任公司四台200MW机组历年来真空系统存在的诸多问题以及所采取的各项检查和改造措施，提出分析机组真空低的一般方法和改善的措施，以供借鉴。
要害词：凝汽器　真空　方法　措施
1　前言
凝汽器真空度对机组运行安全性和热经济性有很大影响。在运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。另外，真空下降使汽轮机排汽缸温度升高，引起汽机轴承中心偏移，严重时还引起汽轮机组振动。为保证机组出力不变，真空降低时应增加蒸汽流量，这样导致了轴向推力增大，使推力轴承过负荷，影响机组安全运行。浙江镇海发电有限责任公司四台200MW机组自投产以来，机组的真空出现过不少问题，非凡在夏季真空成为机组稳发、满发的最大制约因素，也造成日常维护工作量增大。为此，发电公司先后做了一些改进工作，使机组真空有了较大的改善。但因为设备、管道老化及原先设计的原因，凝汽器真空低的问题依然存在，与国内先进水平相比仍有差距。因此，对真空度进行分析和处理十分必要。
2　真空分析的理论依据
凝汽器内的真空实际上是凝汽器内汽液共存状态下的饱和压力。凝汽器内的压力由排汽的冷凝温度确定，此温度由热平衡和换热器的端差决定。冷却水由入口温度tw1逐渐吸热上升到出口处温度tw2，冷却水温升：Δt=tw2-tw1。蒸汽凝聚温度ts与tw2的差为传热端差，以δt表示：δt=ts-tw2，则主凝聚区的蒸汽温度为：ts=tw1 Δt δt。凝汽器中蒸汽压力为ts所对应的饱和压力。由于凝汽器中还存在不凝聚气体，所以凝汽器总压力实际上是凝汽器中蒸汽分压和不凝聚气体分压之和，抽气器的作用就是抽出不凝聚气体降低不凝聚气体的分压，同时减小换热端差。真空的低限是蒸汽冷凝时的饱和压力。
提高机组真空的途径主要是尽量减小凝汽器中不凝聚气体和降低蒸汽冷凝温度。
3　凝汽器真空低的原因分析
3.1　组真空系统空气渗漏
空气通过两个渠道漏入凝汽器：一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处漏入。除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等。空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝聚水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。
低压缸及轴封套结合面泄漏。非凡是轴封套在大修时经常发现有冲蚀痕迹，需进行补焊处理。
排汽缸及凝汽器壁泄漏。＃5机组曾检查出排汽缸与轴承座夹层处有3个加工孔焊缝未焊满，而凝汽器靠近中压侧壁因热负荷较大，经常发现有裂缝。
疏水扩容器、高加抽空气管、凝泵、疏水泵等至凝汽器的空气管及疏水管，非凡是接入凝汽器喉部的管道如发生裂缝将直接影响机组的真空。
运行时因防止轴封冒汽有可能使低压轴封汽压力过低，造成空气漏入。轴封进汽管与轴封套结合处因平时无法检查，在大修时要非凡注重。此处的泄漏也会引起轴封汽压力低造成真空恶化。
以上一些泄漏点按正常的检查方式均能查到，而一些非凡地方检查及处理都比较困难。机组末级及次末级抽汽管与汽缸下部是靠法兰连接，产生的泄漏不易发现且较难彻底处理。次末级抽汽压力在高负荷时为微正压，此时泄漏点不会漏入空气，而在低负荷时变为微负压就会影响真空。机组如在低负荷时真空低，而负荷增加真空改善的现象就很有可能是这方面引起的。
高中压汽加热系统泄漏。汽加热系统只在机组启停时用，而正常运行中进汽关闭，回汽集箱保持微负压与凝汽器喉部联通。但因汽缸两侧的法兰加热汽柜裂缝会使空气漏入凝汽器，集汽箱不得不正压运行。
3.2　循环水系统
由公式可以知道，凝汽器真空除了漏入空气，还与循环水流量、进水温度及传热效果等有关。[3]
3.2.1　冷却水进口温度。
在其它条件相同，冷却倍率不变时，越低，排汽温度也越低。即凝汽器真空就越高。镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在下游。由于两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温（实测月平均进水温度比甬江水的自然水温度高出2℃），恶化了凝汽器的运行条件。
3.2..2　当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必然减小。冷却水温升的大小反映冷却水量是否足够。当其温差大于8℃～12℃时，应增加冷却水量。
3.2.3　汽器端差δt的影响。
端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换，更主要说明凝汽器传热管内侧表面脏污，造成热交换性能差。由于甬江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，原有已运行多年的正面进水旋转滤网因故障频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效地清除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果。故要求对循泵房清污系统的重要设备-旋转滤网进行改造。原滤网采用了无框架正面进水旋转滤网，定期人工启动冲洗。由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益恶化，由此引起的危害也日益加重。
3.2.4　虹吸被破坏，吸水高度瞬间上升，使供水量立即下降，造成冷却水量减少，冷却水出口温度上升，从而使凝汽器里的传热效果变差，凝汽器真空度下降。
3.3　水抽气器能力不足[2]
(1)　抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多，反映到抽气器抽吸能力的下降，引起凝汽器真空的降低。对一定的抽气压力而言，工作水压力pw越小，抽气量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽气要求，使凝汽器真空下降。同时，工作水量不足，吸入室中因没有足够的工作水而压力升高，抽吸能力下降。工作水量增加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象，造成排水管水压升高，吸入室压力增加，抽吸能力也下降。因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制，以维持正常的抽吸能力。
(2)　假如采取闭式循环方式，并且停止向射水池补充水，不向射水池外溢水，则工作水温度将不断升高。工作水温度升高的原因是：a射水泵与工作介质的摩擦产生能量消耗转变为热量；b抽空气管道内空气在工作水中放热；c水蒸汽因为有凝聚过程而放出的汽化潜热。所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。对于射水抽气器，当工作水温超过30℃时，每升高5℃，吸入室的压力就提高1.96kPa，对凝汽器真空的影响相当大。这主要因为当工作水温升高至一定程度后，在高度真空的喷管喉部，部分工作水汽化，体积忽然膨大，而使抽吸能力下降。所以工作水温对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。
4　改善机组真空的措施
(1)　按规程规定进行真空严密性试验，加强对凝汽器进、出口水温、端差、真空、过冷度等运行参数的综合分析，找出影响机组真空的主要原因，制定处理措施。
(2)　采用氦质谱检漏、灌水等方法认真做好真空系统查漏工作，对漏点及时彻底处理。
(3)　通过设备改造，提高机组真空。#6机组循环水进水在母管制管线末端，管线长、阻力大，轻易造成抢水。在夏季工况，只能减负荷运行。通过对#8循泵的改造，使流量达到9m3/s，机组真空提高1～2kPa。并且进口旋转滤网由原先的正面进水改为XWC（C）型侧水进水滤网后，解决了循环水中杂物多；二次滤网轻易发生堵塞压差大、齿轮卡涩等问题。大大改善了凝汽器热交换性能。
(4)　对轻易漏空气的设备如高低压扩容器及管道进行整治改造。高压缸两侧汽加热柜由原先的6㎜碳钢板改为8㎜不锈钢板，解决了原先变截面处轻易产生裂纹的问题。而中压缸汽柜因与中压汽门靠得较近改造难度较大，在大修中对裂纹进行修补。中压汽柜一般只在机组启停时用，因此为避免中汽柜在正常运行中影响真空，建议对中压汽柜回汽设置阀门，这样在不用时可与真空系统隔离。
(5)　甬江水质接近海水，含泥量较大，轻易在钛管内表面积泥垢，应加强对凝汽器胶球清洗系统的维护治理，提高清洗效果。一般选择合适的软质胶球的校准是直径比钛管内径大1～2㎜，密度与循环水接近。因甬江上游河道放水使水质变化较大，加上循环水流量的影响，凝汽器上部钛管泥垢较难去除。这样就需在机组停运时对水室及钛管进行及时的冲洗清理。在运行时也可单侧隔离进行冲洗或用干燥法去除泥垢。
(6)　轴封系统：非凡是低压轴封原设计二路φ57进汽、一路φ57回汽，回汽管明显不够，造成轴封冒汽。在大修时对轴封系统进行改造，使低压轴封回汽放大到φ76。改造后运行情况较好，不会因为保证轴封汽不外冒，将低压轴封汽压力调整得较低，造成低压轴封处泄漏。
(7)　对于射水抽气器，平时要加强监视工作水温度的变化，定期或连续补充冷水，溢出高温水，防止工作水温度过分升高。合理布置出水口的位置，当射水抽气器出水口在射水池水面以下时，假如出水口淹得太深，由于水池中的水温比射水管中的水温低、比重大，排水管外的压力过大阻碍抽气器工作水的排出，从而导致射水抽气器的抽气能力下降。当射水抽气器的出水口在射水池水面以上时，假如射水泵发生故障，无法射水或射水量急剧下降，外界空气将大量漏入凝汽器中，造成真空急剧下降的严重事故。
5　结束语
浙江镇海发电有限责任公司经过这几年的设备改造和整治，机组真空得到较大的改善。但影响真空的因素很多，非凡是老机组给检查、处理带来较多困难，这条路任重道远。以上仅是个人的一点经验，以供他人参考。
[参考文献]
[1]　翦天聪汽轮机原理。水利电力出版社，1989年
[2]　张明智凝汽器真空度下降的分析与处理。电力科学与工程2003年
[3]　齐复东、贾树本、马义伟电站凝汽设备和冷却系统。水利电力出版社1990年