转载--真空严密性试验在80%负荷下做，此负荷指的是凝汽器热负荷

昵称29263615 2022-04-17

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孙永平1，童小忠1，华　敏1，董昊炯2

1. 浙江浙能技术研究院有限公司 2. 浙江省能源集团有限公司

［摘要］针对一台9FA燃气-蒸汽联合循环供热机组在投产调试过程中屡次出现真空严密性试验不合格问题，分析认为该机组对外供汽量较小等实际工作条件会造成凝汽器热负荷远超设计值，从而对凝汽器及真空系统严密性状况评判造成较大影响。建议将《凝汽器与真空系统运行维护导则》(DL / T 932-2005)第5.2.3条款：“试验时，机组负荷应稳定在80%额定负荷以上”的要求，修改为“针对供热、非全容量凝汽式机组，宜将机组负荷调整至凝汽器80%设计热负荷以上进行真空严密性试验”。

1　问题的提出

浙江省内某天然气发电厂新投产一套9FA燃气-蒸汽联合循环机组，机组设计额定电负荷293.7 MW。汽轮机型式为单轴、冲动、凝汽轴向排汽式，型号为LC40/N115-9.88/539/1.90型，汽轮机第3、9级后分别设有高、低压两级抽汽。

在机组投产初期，由于外界热用户较少，对外供热流量明显较低，大量的汽轮机排汽进入凝汽器，致使凝汽器热负荷大大超出设计值，凝汽器压力高于设计值运行，机组真空严密性试验结果无一合格，直接影响了机组投产达标进程。

2　真空严密性试验与检漏情况

2.1　机组真空系统构成

该型汽轮机为单缸布置，由排汽缸、凝汽器及附属设备构成的真空系统较为简单。低压缸与后轴承箱为一个整体，两侧设有2个支撑面，支撑在挠性低压缸支架上；低压缸采用轴向排汽通道，与布置在后方的凝汽器采用垂直法兰连接，设有膨胀节，以吸收轴向膨胀量；与凝汽器相联接的管路、设备主要有高、中旁路和本体疏水扩容器。机组抽真空系统配置有两台水环式真空泵，在机组启动阶段两台真空泵同时投运，以缩短建立凝汽器真空的时间；在机组正常运行时，真空泵采用一运一备方式。

2.2　真空严密性试验情况

根据机组调试及竣工验收要求，每台机组在投产调试阶段都需安排进行真空严密性试验，试验方法需符合《凝汽器与真空系统运行维护导则》(DL/T 932-2005)中的规定[1]：要求试验机组负荷应稳定在80%额定负荷以上，在停运抽气设备30s后开始记录，记录8min，取其中后5min的数据计算每分钟的真空平均下降值。导则中规定的机组真空严密性试验合格标准为：机组容量≤100 MW，真空下降值≤0.40 kPa/min，机组容量>100 MW，真空下降值≤0.27 kPa/min。

考虑到该联合循环机组汽轮机在纯凝工况下的额定输出电功率为115MW，在保证抽汽工况(高压100t/h、低压200t/h)条件下的额定输出电功率42MW，参考真空严密性试验合格标准,将机组真空下降值合格标准确定为≤0.4 kPa/min。

在机组调试过程中，电厂配合调试单位进行了多次汽轮机真空严密性试验，通常都将汽轮机发电负荷调整至80～90 MW左右,但由于机组供热抽汽流量较少，大量的蒸汽直接排入凝汽器，导致凝汽器热负荷及运行压力明显偏高。随着真空泵的停运，凝汽器压力迅速爬升，每次试验得出的凝汽器真空下降值均>1kPa/min，离标准值差距甚远。期间甚至出现多次试验因凝汽器真空快速下降并接近运行报警值，直接导致试验中断。

电厂运行人员在真空严密性试验前采取了一些临时措施：如调整均压箱压力至轴端冒汽，将真空破坏阀的密封水水位调整至最高，关闭备用凝结水泵的泵体抽真空的手动隔离阀，以及尽可能地关闭各路疏水至凝汽器的隔离阀等，但对机组真空严密性试验结果的影响却不大。

2.3　真空系统检漏情况

机组真空严密性指标不合格时，应采用有效手段进行检漏，查找和消除漏点。常用的检漏方法有凝汽器灌水试验[2]，此时汽轮机需停运，将水灌满凝汽器蒸汽空间至低压缸汽封洼窝处，并使处于真空状态下的所有设备和管道充水，根据渗水情况检查渗漏点。由于该型汽轮机为轴向排汽型式，最高灌水水位无法淹没凝汽器上排管束，灌水检漏方法涉及的真空系统管路、阀门十分有限。

另一种常用的真空检漏方法是使用氦质谱检漏仪[3]，这一方法适合于机组抽真空系统投运后检查漏点。将氦质谱检漏仪的传感器(吸枪)置于真空泵气水分离器的排气口，在怀疑的泄漏部位用喷枪喷吹少量氦气。漏入凝汽器的氦气被真空泵抽出，又通过氦质谱检漏仪的吸枪抽吸进入检漏仪，泄漏情况以漏率值显示在仪器上。氦质谱检漏仪可靠、灵敏度高，是一种先进的真空检漏工具。

在该机组投产试运行半年时间内，调试单位技术人员曾多次采用氦质谱检漏仪开展真空系统查漏工作，发现的主要泄漏点有两处：一处位于低压缸排汽缸底部#1 轴承区域底部排放孔部位，泄漏量级为8.0×10-4 Pa·m3/s；另一处位于高压轴封与#2轴承体之间部位，泄漏量级为2.0×10-4 Pa·m3/s。这两个泄漏点难以检查与处理，但漏入空气的量级并不大，应该不至于引起凝汽器真空的迅速恶化。

安装单位投入力量开展机组真空系统管路、阀门的检查，对人孔门进行了防爆膜更换，对一些法兰螺栓作了紧固处理等等，但对改善系统严密性的收效都不大。每次机组真空严密性试验结果都不合格，已成为困扰着电厂及安装、调试单位工程技术人员的一个棘手问题。

3　原因分析

3.1　与机组设计参数比较

表1中第1、2行所示为该联合循环机组在设计气象条件下、燃气轮机为BASE LOAD运行方式，汽轮机在不同抽汽供热流量条件下的典型工况设计数据。将设计工况1、2的数据进行比对后可知：在额定燃气轮机负荷和汽轮机进汽流量条件下，随着供热抽汽流量从300 t/h减小至100 t/h，进入凝汽器的蒸汽流量增加了200 t/h，将使凝汽器压力设计值从3.67 kPa上升至9.27 kPa。

表1中第三行的数据取自于该机组性能考核试验工况的测试数据。试验推算进入凝汽器的排汽流量约为270 t/h，但由于实际试验的循环水进水温度上升至29.4 ℃，凝汽器压力已经上升至14 kPa左右，远超凝汽器压力设计值。

表1　典型工况的设计与试验参数

3.2　与凝汽器设计参数比较

由于高、低压抽汽供热会带走约80%的汽轮机进汽流量，凝汽器的设计换热面积为3 000 m2，凝汽器设计热负荷仅为37.38 MW，明显偏小于这一容量等级的纯凝机组。图1所示为该型凝汽器的设计工作特性曲线。

图1　凝汽器设计特性曲线

以表1的实际试验数据为依据，推算得出进入凝汽器的蒸汽热负荷为166 MW，约为该凝汽器设计热负荷的4.4倍。而对照图1中30 ℃冷却水进水温度对应的凝汽器压力变化曲线，在1.6倍额定热负荷这一最大负荷点查得的凝汽器绝对压力约为6.8 kPa。很显然，凝汽器的实际运行压力已经远远超出了该凝汽器规定的设计工作范围。

3.3　排汽压力与温度对应关系分析

汽轮机低压缸排汽通常处于湿饱和蒸汽状态，排汽压力与排汽温度之间存在着表2所示的一一对应关系[4]。在机组实际运行中，进入凝汽器的排汽温度通常受到循环水进水温度、循环水温升以及凝汽器传热端差等参数变化的影响，具体的影响幅度可根据以下公式来推算[5]：ts=tw1+Δt+δt。

式中：ts为汽轮机排汽温度，℃；tw1为循环水进水温度，℃；Δt为循环水温升，℃；δt为凝汽器端差，℃。根据排汽温度ts可从表2中查得凝汽器绝对压力pc，kPa。

表2　排汽压力与饱和温度对应关系

从表2中所列数据可知，当凝汽器压力在4～5 kPa时，每1 kPa压力变化对应的饱和温度变化量为3.9 ℃；而当凝汽器压力上升至10～11 kPa时，每1 kPa压力变化对应的饱和温度变化量仅为1.9 ℃。由此可知，在凝汽器循环冷却水进水温度较高、凝汽器运行热负荷偏大等因素导致汽轮机排汽温度上升时，凝汽器绝对压力的恶化程度是明显加速的，这也是在凝汽器压力较高情况下做真空严密性试验时，凝汽器压力会快速上升至报警值附近，并导致试验临时中断的直接原因。

4　改进后试验方法与结果

根据以上分析结果，判断认为该型机组的真空严密性试验条件已经严重偏离了凝汽器设计运行参数要求，由此可能造成机组真空严密性试验结果失真。经与电厂技术人员讨论，确定对试验工况进行调整，即采取以凝汽器设计热负荷为基准来设置机组试验负荷，尽量将进入凝汽器的排汽流量控制在60t/h设计值附近。表3为调整后的机组真空严密性试验工况以及相应的试验数据。

从表3中数据可知，第1次试验时汽轮机处于3 000 r/min空载状态，试验做足了8 min，后5 min的数据计算得出的每分钟真空平均下降值为0.46 kPa/min；第2次试验时汽轮机带7 MW电负荷运行，凝汽器真空缓慢变差的趋势十分稳定，取后5 min数据计算得出的每分钟真空平均下降值为0.38 kPa/min，满足≤0.4 kPa/min的合格标准要求。

表3　机组真空严密性试验结果