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0 引言 凝汽器是汽轮机组重要的设备，机组运行时，凝汽器真空值必须稳定在正常范围内，才能确保机组运行的经济性与安全性。影响凝汽器真空的因素是多方面的，比如外部空气漏入、凝汽器钛管（铜管）结垢、循环水量不足、机组负荷等[1]，其中外部空气漏入量过大、造成机组真空降低现象最为常见。 凝汽器外部空气漏入的途径主要有两种：一是由新蒸汽带入汽轮机的，虽然汽机系统有除氧相关设备，但是依然有少量空气混在蒸汽中进入汽轮机；二是在汽轮机真空状态下，低压回热系统、汽轮机低压缸排汽、凝汽器设备等不严密处漏入。空气的大量漏入，会导致机组真空突降，严重时导致跳闸；空气少量漏入，会导致凝汽器换热系数显著降低，从而降低机组运行的经济性。为此，凝汽器检漏是多数电厂重要的日常工作之一，但个别机组处理起来也很棘手，除了要使用专业的检漏工具外，还需要系统的分析与丰富的经验。 1 凝汽器真空检漏设备 在众多的凝汽器真空系统检漏设备中，使用最多的是超声波检漏仪(见图1)和氦气质谱仪(见图2)。 1.1 超声波检漏仪 超声波检漏仪依据物体互相碰撞就会产生超声波干扰这一特点设计，内部首先过滤环境噪声干扰信号，然后检测一定超声波频率范围内的泄漏噪声，从而定位位置。实际使用过程中，超声波检漏仪响应范围为40±1.5kHZ更为合适。
氦气质谱仪主要由吸入系统、离子源、磁分离器和离子收集极等部件组成。将氦气质谱仪吸入管道安装到运行真空泵排气口，检漏人员将氦气喷射到预判漏点位置，如果存在漏点，则氦气被吸入凝汽器，最终氦气由真空泵排气口排出，吸入系统将排出的氦气送到氦气质谱仪，内部处理后数据将在氦气质谱仪液晶显示界面上显示。 超声波检漏仪与氦气质谱仪优缺比较： 超声波检漏仪主要表现：能准确的判断泄漏点的具体位置；体积小、重量轻、耗电少、一次性投入成本低。 但超声波检漏仪易受外界因素影响，抗干扰能力较差。 氦气质谱仪主要表现：氦气属于惰性气体，化学性质稳定、分子式小、无毒、不易燃烧；氦气价格低廉、易购买；检漏仪精度较高，反应速度快。但氦气质谱仪现场携带较为不便；泄漏区域划定不明显。 仪器选择使用应根据现场具体情况，做到将凝汽器真空系统检漏设备作用发挥到极致。 2 热力系统数据分析 凝汽器真空相关设备庞大，如果盲目的检漏，不仅效率低而且工作量大。当发现机组凝汽器真空恶化时，首先应该根据现场情况进行热力系统数据分析，确定真空恶化是根本原因，并根据相关系统、设备运行参数的变化，确定可能的泄漏点位置，然后在重点部位开展检漏工作，才能做到事半功倍。一般从以下几个系统进行数据分析。 2.1 轴封系统 高压轴封用来防止高压蒸汽外漏造成能量损失及污染环境，低压轴封用来防止空气漏入凝汽器致使真空降低。而目前某些电厂为了防止汽轮机润滑油中进水，经常习惯性降低轴封压力运行，这就会出现低压轴封密封不牢，导致外部空气进入凝汽器影响真空。对该系统，应重点关注以下因素：主机低压轴封压力与小汽轮机轴封压力是否偏低、小汽轮机轴封回汽手门开度情况、轴封加热器液位及其U型管道水封注水情况。 2.2 真空系统 真空系统目的是建立启动真空和维持汽轮机正常运行凝汽器真空。对该系统，应重点关注以下因素：真空泵电机电流是否异常、真空泵冷却液温度情况、真空泵汽水分离器液位情况。 2.3低压加热系统 低压加热系统的作用是将汽轮机内部分蒸汽，抽至加热器内加热凝结水，提高水的温度，减少了汽轮机排往凝汽器中的蒸汽量，降低了热量损失，提高了热力系统的循环效率。对该系统，应重点关注以下因素：低压加热器压力及其液位情况。 2.4小汽轮机蒸汽系统及其给水泵密封水系统 给水泵密封水[2]目的是对给水泵的密封、润滑、冷却作用。而密封水回水回根据运行选择排地沟或凝汽器。对该组系统，应重点关注以下因素：小汽机排气压力、给水泵密封水供水压力、水箱液位（U型管道水封）情况。 2.5凝结水系统 凝结水系统的作用是收集汽轮机排汽凝结成的水和低压加热器疏水，经凝结水泵升压后经各低压加热器加热送往除氧器。此外，凝结水系统做为其它系统的密封水、补充水和减温水。对该系统，应重点关注以下因素：热井液位高度情况、凝结水泵密封水情况、凝结水过冷度。 2.6循环水系统 为汽轮机排汽提供冷源，起到冷却排汽及供给机组冷却系统冷却水，同时建立真空系统。对该系统，应重点关注以下因素：循环水流量、循环水进出口压力及其端差、凝汽器钛管（铜管）脏污程度[3]、凝汽器水室液位是否正常、虹吸井运行情况。 3预判凝汽器真空泄漏位置方法 在开展真空检漏前，预判凝汽器真空泄漏位置，迅速划定凝汽器泄漏范围，可减少漏真空时间，尽快恢复机组的安全稳定运行。在使用仪器检漏前，应重点关注以下因素，可初步判断的真空泄漏位置：（1）凝汽器真空恶化前是否有重大操作或进行过事故处理；（2）特殊设计部分：了解机组设备概况，对设备特殊设计部分倍加关注，可能存在同类型设计出现泄漏位置的的统一性；（3）凝结水含氧量[4]：了解凝结水含氧量，如果热井水侧漏入空气将严重影响凝结水含氧量，致使凝结水水质恶化；（4）双背压凝汽器：通过隔离方式，分别对凝汽器进行真空严密性试验，真空恶化速度快侧为泄漏侧，从而迅速划定真空泄漏范围；（5）小汽轮机排气压力与对应侧凝汽器压力综合比较分析：正常状态小汽轮机排气压力基本等于对应侧凝汽器压力；（6）凝汽器两侧端差[6]：通过凝汽器两侧端差，判断疏水扩容器运行情况，如果存在泄漏端差异常增大。 4列举凝汽器真空泄漏案例 根据以上说明的热力系统数据分析与预判真空泄漏位置方法，现将数据分析与预判方法应用到实际，查找凝汽器真空泄漏的两起案例。 4.1 案例1：凝汽器喉部裂纹泄漏 某电厂350MW超临界燃煤机组，配置3台真空泵和1台射水抽气器。超速试验前，真空严密性试验结果为100 Pa/min，正常运行状态为1台真空泵和1台射水抽气器。超速试验后，真空严密性严重下降，需运行2台真空泵和1台射水抽气器才能维持系统真空，且真空泵电流较大，具体主要数据为：机组负荷350MW、凝汽器真空-93.47 kPa、排汽温度39.7℃、轴封压力31kPa、真空泵电流分别为129A、130A。 首先检漏人员在检漏前现场了解情况得知：凝汽器真空由正常到突然恶化之间，本台机组只进行了汽轮机超速试验，并无其它重大操作。 根据预判凝汽器真空泄漏位置方法第1点，检漏人员初步判断为：此次凝汽器真空突然恶化的根本原因为汽轮机组超速试验。在汽轮机超速试验过程中，可能导致设备损坏点如下：（1）汽轮机低压缸防爆膜破损；（2）汽轮机低压轴封间隙磨损变形；（3）凝汽器本体受损或与其相关系统管道出现冲击性裂纹。 随后，检漏人员使用氦气质谱仪对汽轮机低压缸本体、汽轮机低压轴封系统、凝汽器本体视为重要检查点并依次进行排查，主要位置检查结果见表1。
紧急对泄漏位置临时处理后，凝汽器真空明显好转，真空严密性试验优秀，真空系统恢复正常运行状态：1台真空泵和1台射水抽气器。具体主要数据为：机组负荷350MW、凝汽器真空-95.37 kPa、轴封压力30kPa、排汽温度34.2℃，真空泵电流113.2A。 4.2 案例2：汽缸结合面法兰螺栓加热孔 某电厂1000MW超临界燃煤机组，配置3台真空泵，A小汽轮机排气至高压凝汽器、B 小汽轮机排气至低压凝汽器。凝汽器真空严密性试验结果为A侧400Pa/min、B侧600Pa/min；运行时，机组负荷 1000MW，轴封压力30kPa，凝汽器真空-95.0 kPa，真空泵电流分别为290A、311A。首先检漏人员在检漏前现场了解设备方式过程中，注意到小汽轮机特殊设计为上排汽布置方式，这个区域为凝汽器灌水查漏盲点。对相关热力系统数据分析发现小汽轮机排气压力与凝汽器压力存在偏差。 根据预判凝汽器真空泄漏位置方法第2、5点，检漏人员可初步判断为：本次凝汽器真空严密性不合格的根本原因为小汽轮机特殊设计致未灌水查漏，小汽轮机泄漏点未暴露。预判泄漏位置可能存在于：（1）小汽轮机轴封间隙较大（2）小汽轮机防爆膜破损或人孔门螺栓未固定；（3）小汽轮机汽缸结合面密封不严密或螺栓未禁锢；（4）小汽轮机膨胀节连接处及其相关系统管道阀门损坏。随后，检漏人员使用氦气质谱仪对小汽轮机重点检查，主要位置检查结果见表2。 氦气质谱仪检测数据显示分析认为：（1）A、B小汽轮机轴封系统存在泄漏，检漏数据显示漏量较小；（2）A、B小汽轮机防爆膜、人孔门、膨胀节连接处及其相关系统管道阀门未有漏点；（3）A、B小汽轮机汽缸结合面存在较大漏点。检漏人员就地检查，发现两台小汽轮机汽缸结合面处法兰螺栓加热孔（见图4）有明显泄漏现象。可断定此处正是导致凝汽器真空严密性不合格的直接原因，同时说明预判泄漏位置的正确性。 对汽缸结合面法兰螺栓加热孔漏点临时处理后（见图5-1/2），凝汽器真空提高，真空严密性试验数据优秀，真空系统具体数据为：机组负荷 1000MW，凝汽器真空-95.4kPa，轴封压力29.8kPa，真空泵电流分别为288A、309A。 无独有偶，另一同类型1000MW机组，两台小汽轮机为上排汽布置方式，小汽轮机汽缸结合面也设计法兰螺栓加热孔，并存有泄漏现象，按同样的方法处理后，凝汽器真空恢复正常。 以上案例说明，将数据分析与预判方法结合应用，可有效的缩短真空泄漏时间，提高工作效率。 5 结论 随着国家对火力发电厂节能水平要求不断提高，汽轮机真空系统严密性这一重要指标要求也越来越严格，这就需要各方人员协同工作，共同努力。以确保汽轮机尽快恢复安全、经济运行状态。凝汽器真空系统虽然受外界因素影响较多，泄漏位置也不尽相同，但还是有规律可循，根据对现场设备运行情况了解，对泄漏位置可事先预判，并结合先进的检漏仪器使用，一般性凝汽器真空泄漏问题均迎刃而解。 参考文献 [1]林兴侠. 汽轮机真空偏低原因及提高真空措施[J].汽轮机技术,1995,37(6):358-361. [2] 洪立,石元.汽泵密封水系统对凝汽器真空的影响分析及对策[J].广西电力,2010,33(2):74-76. [3] 郑李坤,顾昌,闫贵焕.运行参数变化对凝汽器真空影响的探讨[J].汽轮机技术, 2002,44 (6):362-364. [4] 王松岭,李琼.300MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及试验研究[J].汽轮机技术,2010,52(5):377-378. [5]孙为民,杨巧云,电厂汽轮机[M].北京:中国电力出版社,2010. [6]陈元霸,李光耀..影响火力发电厂凝汽器真空问题的探讨[J].广东电力,2012,25 (1):116-119. 与君共勉：宁为小人所忌毁，毋为小人所媚悦；宁为君子所责备，毋为君子所包容。 |
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