00 MW汽轮机真空低的原因分析及防治措施
    高恩厚
    蒙华公司包头第二热电厂，内蒙古 包头 014030
    1 汽轮机真空低的原因分析
   
    1．1 循环冷却水量不足、水温升高
   
    1．1．1 循环水量小于设计值
   
    N100－90／535型汽轮机设计在额定负荷时冷却水进水温度，t1＝20 ℃；循环水量，Dw＝15 420 t／h；循环冷却倍率，m＝60；设计循环水温升为△t＝8．51 ℃。配备2台48SH－22A型循环泵，额定流量为10 000 t／h，一般情况为单机单台循环泵运行，经测试每台循环泵出力达设计值，即每台汽轮机在满负荷时循环冷却水量，Dw＝10 000 t／h； 循环冷却倍率，m′＝40； 冷却水温升实际在12～14 ℃。计算式为：
   
    △t′＝（ hc－hc′）／m′
   
    式中：（hc－hc′）为每千克排汽在凝结器中的凝结放热量取值2 200 kJ／kg，则：△t′＝13．14 ℃。
   
    根据原苏联雪格里耶夫教授的经验公式计算传热端差：
   
    δt＝n／（31．5＋t1）×（dc＋7．5）
   
    式中：系数n取6，t1＝20 ℃，dc为单位蒸汽负荷，设计为37．7 kg／m2，则：δt＝5．27 ℃。
   
    凝结器排汽饱和温度为： t′z＝ t1＋△t′＋ δt，则t′z＝38．41 ℃，对应的排汽压力为Pk＝0．007 MPa。
   
    通过以上计算说明，满负荷运行时因循环水量小于设计值，使排汽压力升高0．002 MPa，汽轮机真空降低约2％。根据《火电厂节能工程师培训教材》介绍的实验数值，真空每降低1％，影响汽轮机热耗率增加0．86％，则：真空降低2％影响热耗率增加1．72％，影响供电煤耗增加6．97 g／kW·h（标煤）。
   
    1．1．2 凝结器两侧通水量分配不均
   
    运行中凝结器两侧循环水温升不一样，有时差值达到4～8 ℃。温升大的一侧循环水量较小，分析原因可能是水侧顶部有空气聚集，系统阻力较大所致。另外，由于凝结器铜管结垢，被污泥、杂物等堵塞，或因铜管泄露被人为堵塞，使流通面积减小，循环水通水量下降，造成汽轮机真空下降。
   
    1．2　传热端差大
   
    　　从N－6815－2型凝汽器热力计算说明书查得：其设计传热端差为4．04 ℃。经测试2台机组的平均传热端差为9 ℃左右，较设计值大5 ℃左右，根据公式tz ＝ t1＋ △t＋ δt，式中：循环水入口温度t1取20 ℃，循环水温升△t取13．14 ℃，端差δt取9℃，则： tz＝43．14 ℃。对应的排汽压力， Pk′＝0．008 5 MPa。
   
    　　由于端差的增大，排汽压力又升高0．001 5 MPa，影响凝结器真空下降1．5％使汽轮机热耗率增加1．29％供电煤耗增加5．2 g／kW·h（标煤）。
   
    造成端差大的主要原因是循环水中的污泥、微生物和溶于水中的碳酸盐析出附在凝结器铜管水侧产生水垢，形成很大的热阻，使传过同样热量时传热端差增大，凝结器排汽温度升高，真空下降。
   
    1．3 凝结器汽侧积空气
   
    凝结器汽侧积空气，不仅使传热恶化也使空气分压力增大，排汽压力升高，真空下降；由于空气分压力增大，增大了氧在凝结水中的溶解度，使凝结水含氧量增大，加剧了对低压管道和低压加热器的腐蚀；由于空气分压力的升高使蒸汽的分压力下降凝结水温度低于排汽压力下对应的饱和温度，引起凝结水过冷却，使汽轮机的经济性降低，也使凝结水中溶氧增加。造成凝结器内积空气的原因有：
   
    （1） 真空系统的严密性差或低压缸轴封供汽压力低，使空气漏入凝结器内，凝结器内空气含量增大。设计凝结器的真空严密性为266 Pa／min，实际大部分时间真空严密性都大于665 Pa／min。
   
    （2） 2台100 MW机组采用闭式循环射水抽汽器来维持真空，由于工作水不断被抽器管和轴封冷却器来的残余蒸汽所加热，使工作水温不断升高，对应的饱和压力升高，这样当工作水流经抽汽器喷嘴后有可能产生汽化，使抽汽器喷嘴后的压力升高，携带空气的能力下降致使汽轮机真空下降。另外，由于抽气管道水平段中有时产生积水，使不凝性气体流通面积减小，凝汽器内的空气不能被充分抽走，造成空气积累。
   
    1．4 循环水温度高
   
    运行中由于冷却塔工作不正常，如配水槽配水不均，局部水大量流下；塔内填料塌落，冷却风走短路；喷嘴堵塞，溅水碟脱落使水喷淋不均；竖井放水门不严，防冻管不严造成水走短路等，也可使水塔出水温度升高，真空恶化。另外，由于环境温度高或空气湿度大使冷却塔循环水温降减少，凝汽器循环水进水温度升高也可使真空恶化。
   
    2 改进方法与措施
   
    在运行中，运行人员应掌握循环水入口温度t1，循环水温升△t 凝结器端差δt，凝结水过冷却度这几个数值的变化情况并进行分析。t1增大说明环境温度高或水塔工作不正常；△t增大表明供水量不足；δt增大说明传热面脏污和结垢，或者凝结器中积累了空气；凝结水过冷却度增大，说明凝结器内积累了空气，该值一般不易测取。当△t 和δt同时增大，表示凝结器铜管中严重结垢，增加了水流阻力，既减少了冷却水量又恶化了传热；当δt和过冷却度同时增大，表明凝结器内积累空气较多，则恶化了传热，使排汽中蒸汽分压力下降，产生了过冷却度。这些数据应在同一运行条件下分析，该方法简单易行。
   
    2．1 保证循环水量
   
    在冬季、初春季节，