第二章汽轮机真空下降的原
因
在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施，从而提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,以便直接提高整个汽轮机组的热经济性。
第一节汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征
在汽轮机组的正常运行中我们可以通过各种仪表、数据来了解和分析汽轮机凝汽器的真空度好坏情况。一般汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征有：
（1）真空表指示降低；
（2）排汽温度升高；
（3）凝结水过冷度增加；
（4）凝汽器端差增大；
（5）机组出现振动；
第二节汽轮机凝汽器真空度下降原因分析
引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述：一、循环水量中断或不足
⑴循环水中断
循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零；凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降；冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障；循环
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水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停
机。
⑵循环水量不足
循环水量不足的主要特征是：真空逐步下降；循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决：
①若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。
②若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。
③循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅
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速排除故障。
二、循环水温升高
当电厂的循环冷却水为开式水时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5℃，可使凝汽器真空降低1％左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2％-3％，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的。
三、后轴封供汽不足或中断
后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真
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空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。
四、抽气器或真空泵故障
抽气器工作不正常引起真空下降的特征有：循环水出口水温与排汽温度的差值增大；抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽；凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下：
(1) 冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽；降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。
(2) 冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出；冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。
(3) 冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽
气器满水，水从抽气器排气管喷出。
(4) 喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽
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量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。
发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器或真空泵。
五、凝汽器热负荷过高
由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。
六、凝汽器满水(或水位升高)
凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是：
(1) 凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。
(2) 如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低
缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。
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造成凝汽器满水的可能原因如下：
①凝结水泵故障。
②凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。
③备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器。
④正常运行中误将凝结水再循环门开大。
七、凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化
当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。一
般情况下，采用酸洗后机组真空会明显改善。
八、凝汽器水侧泄漏
凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水
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位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它
设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。
九、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入
真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是：汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消
除。
(1) 轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。(2) 汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。
(3) 汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。
(4) 自动排气门或真空破坏门水封断水。
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(5) 凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或
管道上的计量表连接管有缺陷。
(6) 真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的空气门盘根不严密等。
十、虹吸破坏：
虹吸被破坏时凝汽器进水压力升高，出水压力到零。在相同负荷和进水温度下，凝汽器出水温度升高，排汽温度升高，真空下降。此时应关闭出水门，开启出水侧空气门，观察真空变化，排完空气后调整出水门，真空应回升。（注意：两侧不能同时进行）如循环水泵启动或转换，管内带有空
气，应将凝汽器水侧排空气门开启，排完空气后关闭。如凝汽器水室，出水管等处有不严的现象，应在短时间内消除。
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 热电厂汽轮机凝汽器真空度下降成因及处理措施探究(2021)
热电厂汽轮机凝汽器真空度下降成因及处理 措施探究(2021) 导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 凝汽设备是凝汽式汽轮机的重要组成部分，而凝汽器真空度直接影响整个热电厂的运行稳定性、经济性、可靠性与安全性，因此为了防止凝汽器出现真空下降的状况，应该准确的分析引起凝汽器真空下降的原因，并采取相应的措施进行处理，保证汽轮机正常的运行。 1.热电厂汽轮机凝汽器真空下降的原因 1.1.凝汽器真空系统不严密。真空系统存在小漏点时，不凝结的汽体会进入处于真空转台的位置，泄露到凝汽器中，如果不凝结的汽体过多，并滞留在凝汽器中影响传热，很容易造成真空异常下降。凝汽器真空系统不严密造成的真空下降的主要表现为：凝汽器出口循环水温与汽轮机排汽温度的差值增大，凝结水冷却度增大。 1.2.凝汽器水侧泄露。凝汽器铜管泄露会导致硬度较高的冷却水进入凝汽器汽测，提升凝汽器水位，引起凝汽器真空下降，此外，其还会导致水质变坏，腐蚀或锅炉或其他设备，甚至会引起锅炉爆管。
N25－35－1型汽轮机低真空 运行本体改造提高安全性 王庆一 内蒙古呼伦贝尔市海拉尔区东海拉尔发电厂 摘要：本文介绍了东海拉尔发电厂N25－35 －1型汽轮机低真空运行改造后末级叶片断裂，于2007、2008对该机组进行再次改造，改造后提高了机组的安全性、可靠性，取得了成功的经验。 关键词：低真空；供热；汽轮机；改造；安全性 引言 中小型凝汽式机组改低真空循环水供热在我国北方热电厂中得到较多的应用，其优点是提高机组的热经济性，减少冷源损失，即通过提高排汽压力提高循环水温而将循环水温作为低温采暖热媒，将循环水供给热用户，满足热用户的需要。但25MW机组改低真空供热后存在着末级叶片断裂的危险，从而影响机组和热网系统的安全运行，影响供热质量。降低机组运行可靠性。东海拉尔发电厂通过对机组再次改造，解决了这一难题，保证了机组安全稳定运行。 1机组改造前运行状况 东海拉尔发电厂原为伊敏煤电公司自备电厂，装有2台N25-35-1型凝汽式汽轮机组，配套2台130t/h煤粉锅炉，负责向伊敏地区供电。2001年划归呼伦贝尔电业局后，于当年将2台机组改为夏季纯凝冬季低真空循环水供热方式运行，由内蒙古电力勘测设计院设计，当年设计，当年施工，当年投产。2台机组设计供热能力145万m2,改造
后机组的运行方式为夏季纯凝式运行，冬季低真空循环水方式运行（循环水＋热网加热器）。肩负着向海拉尔河东区的供热任务。机组改造后热效率显著提高，发电煤耗大幅度降低，并解决了当时海拉尔地区供热热源不足的问题。 采暖期机组切换到低真空方式运行，机组偏离设计工况运行，负荷偏低，排汽温度升高，末级叶片受排汽状态改变（过热态和饱和态）而产生的交变应力的作用，使叶片工作安全性差，叶片断裂威胁机组的安全运行。改低真空运行后机组每年少则一次多则两次发生末级叶片断裂事故。叶片断裂机组停运，热网供水温度下降，严重威胁热网系统的安全运行，机组运行可靠性大大降低，因此对机组的再次改造势在必行。为此上级公司在2007年年初就已将东海拉尔发电厂2台25MW机组供热改造（打掉后两级叶片）列入2007年的工作计划之中，东海拉尔发电厂根据上级公司的批复计划，进行了改造方案的初步制定和效益测算，同时委托黑龙江省电力勘察设计院对该改造工程进行设计核算，委托中国长江动力公司（集团）对机组改造进行热力与强度计算，计算结果表明2台25MW汽轮机打掉后两级叶片可以安全稳定长期运行。机组改造后再利用符合能源合理的阶梯利用和国家能源政策。 2 改造方案 2.1 去掉11、12级隔板、叶片，取消5段抽汽，取消＃1低加，取消循环水泵和循环水上塔运行。机组冬季供热，夏季停运。 2.2 更换凝结水泵，改为热水凝结泵。型号6RN6，流量120t/h，
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 汽轮机真空高的原因分析及防 范措施(最新版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
汽轮机真空高的原因分析及防范措施(最 新版) 摘要：本文对EHNKS50/80/16冷凝式汽轮机开车以来真空高的几个原因进行了分析，以便操作人员了解汽轮机真空高的原因，对其进行防范措施 关键词：汽轮机真空分析防范措施 EHNKS50/80/16冷凝式汽轮机T7612，用于神华宁煤45000Nm3/h 空分装置压缩机组驱动用抽汽凝汽式汽轮机组。 其中，凝汽器真空度对凝汽式汽轮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,真空降低时会增加蒸汽流量,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。因此,对造成汽轮机组真空高的原因进行分析并采取预防措施十分必要。 为保持凝汽系统中蒸汽凝结时建立的真空和良好的换热效果，由抽气器将漏入空气冷却器系统的空气（包括未凝蒸汽）不断抽出，汽轮机配置有起动抽气器和双联两级抽气器，在起动抽气器的排空管路上装有消音器以降低噪声。抽气器均是射汽抽气式，以辅助蒸汽作汽源。 为防止汽缸前汽封处高温蒸汽漏入轴承箱造成轴承温度升高及润滑油中带水；防止后汽封处空气漏入排缸而使真空恶化，汽轮机采用了封闭式汽封系统，主要由气动汽封压力调节器以及管道、阀门等组成，正常运行时封汽压力0.108Mpa。 2011年大修后汽轮机真空降低，严重影响机组的带负荷能力，影响机组的经济运行及全厂的安全生产。针对以上情况，组织有关人员对上述问题进行调研、分析，得出真空高的原因并进行了处理。 1.真空高原因分析 1.1机组真空系统空气渗漏
文件编号：GD/FS-6175 （安全管理范本系列） 影响汽轮机排汽真空因素 探析详细版 In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________
影响汽轮机排汽真空因素探析详细 版 提示语：本安全管理文件适合使用于平时合理组织的生产过程中，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到实现简化管理过程，提高管理效率，实现预期的生产目标。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 汽轮机系统的凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气器、循环水冷却塔等设备组成。凝汽器真空度的高低是凝汽设备各部分运行状况的集中反映。凝汽设备任何部分的失常，都会导致凝汽器真空的降低，使系统做功能力下降，同时危及各运行部件的安全。 真空下降分以下三种情况： 一、正常运行时：（1）负荷增加；（2）循环水量减少；（3）循环水温升高。 二、设备有故障时：（1）抽气器故障；（2）凝汽器水位高；（3）真空系统漏气；（4）后汽封
损坏；（5）循环水系统故障；（6）凝汽器铜管结垢；（7）凝结水泵故障。 三、操作失误：（1）汽封断汽；（2）各负压阀门误开；（3）补水带气。 各影响因素除影响真空外，还影响端差和过冷却度，同时还有温度、压力等其他征象变动，只要认真分析，就能确定。 凝汽器内存在三种换热，即：蒸汽在铜管外壁的凝结换热；铜管内外壁的传导换热；铜管内水的对流换热（液相）。他们的热阻和构成凝汽器的传热热阻。各影响因素都会对换热产生影响。 忽略凝汽器外筒的散热，蒸汽凝结放热量等于循环水吸热量，也等于传热量。 以下内容重点讲解引起真空变化的因素对其他指标的影响：
火电厂汽轮机低真空运行的原因及对策 当前火电厂作为我国非常重要的发电形式，在火电厂生产运行过程汽轮机作为非常重要的设备之一，其正常的运行是提升发电效率的关键所在。在当前火电厂汽轮机运行过程中，低真空运行作为一种较为常见的问题，对汽轮机组运行的安全系数带来了较大的影响，而且也不利于火电厂发电成本的降低。这就需要我们在实际工作中，对导致汽轮机低真空运行原因进行深入调查，并采取切实可行的措施来有效地保障汽轮机运行的可行性，满足社会发展过程正常的用电需求。 标签：火电厂；汽轮机组；低真空运行；安全；原因；对策 前言 在当前火电厂汽轮机运行过程中，当其真空度过低时，则会对机组正常的运行带来较大的影响，甚至会导致经济损失和人员伤亡事故发生。由于导致汽轮机组低真空运行的原因较多，其中汽轮机组真空系统气密性达不标准作为最为常见的原因，在实际工作中需要进行特别关注，及时发现问题所在，并采取切实有效的措施加以解决，确保机组能够安全、稳定的运行。 1 机组低真空运行安全问题 1.1 低真空运行对汽缸膨胀的影响 在汽轮机组在低真空运行状态下时，由于其排汽温度会不断升高，这必然会导致汽缸膨胀量增加，会导致通流部分的动静间隙发生变化。在静子膨胀及转子不断拉伸过程中，如果在溫度变化不大的情况下，动静间隙变化所产生的摩擦和振动还会处于可控范围内，一旦排汽温度长高时，则在热应用作用下动静间隙会出现不同程度的变形，从而导致接合面连接螺栓出同松动及变形的情况，使机组出现不同程度的振动，严重时还会对接合面的严密性带来较大的破坏。当凝汽器有膨胀产生时，则会导致汽轮机轴承升高，从而对汽轮发电机组的轴向中心还来不同程度的破坏，而且处于低真空运行的汽轮机，其轴向推力也会受到较大的影响，从而使轴承存在过负荷的情况，严重时还会导致轴承受到损坏。 1.2 低真空运行对凝结水系统的影响 处于低真空状态下运行的汽轮机组，当其排汽温度升高时，凝汽器的膨胀也会随之增加，在这种情况下，管束和管板的接口由于膨胀不同，势必会对其密封性带来较大的破坏，从而对凝汽器的换热效果带来较大的影响。同时还会导致汽轮机后轴承长高，导致不必要的振动发生，由于振动值增加，机组运行的稳定性必然会降低。 1.3 低真空运行对功率的影响
解决方案编号：YTO-FS-PD443 汽轮机真空高的原因分析及防范措施 通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
汽轮机真空高的原因分析及防范措 施通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 摘要：本文对EHNKS50/80/16冷凝式汽轮机开车以来真空高的几个原因进行了分析，以便操作人员了解汽轮机真空高的原因，对其进行防范措施 关键词：汽轮机真空分析防范措施 EHNKS50/80/16冷凝式汽轮机T7612，用于神华宁煤45000Nm3/h空分装置压缩机组驱动用抽汽凝汽式汽轮机组。 其中，凝汽器真空度对凝汽式汽轮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,真空降低时会增加蒸汽流量,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。因此,对造成汽轮机组真空高的原因进行分析并采取预防措施十分必要。
影响真空的因素分析 从热力循环的角度看，提高循环热效率的主要方法之一是提高工质的初参数和降低工质的终参数，要实现降低工质的终参数的目的，就是想办法在汽轮机的排汽口建立并维持真空。 凝汽器真空的建立，在机组启动阶段与正常运行中的机理是不同的，在机组启动时，凝汽器真空的建立依赖于抽气器将凝汽器中的空气抽出，而机组正常运行中的真空的形成是因为排汽进入凝汽器后，受到冷却介质（循环水）的冷却而凝结成水，气体凝结成水后，其体积成千上万倍的缩小，原来由蒸汽充满的容器空间就形成了真空，在理想工况下，只要进入凝汽器的冷却介质不中断，则凝汽器内的真空便可维持在一定水平上，但实际上，汽轮机组排汽总带有一些不可凝结的气体，处于高度真空状态下的凝汽器和其它设备也不可能做到完全密封，总有一些空气通过不严密处漏入真空系统中，这些气体的存在，影响凝汽器的传热，使凝汽器的端差增大，进而影响凝汽器的真空。所以说，必须靠抽汽器将不凝结气体不间断的抽出来，使这些气体不至于在凝汽器中积累而造成真空破坏。 凝汽式汽轮机维持较高的真空可以使蒸汽的热能更多地转化为机械能，当进入汽轮机的主汽流量不变时，凝汽器真空提高100Pａ，就会使汽轮机的负荷增加２％的额定负荷，正因为，凝汽式机组通常维持高真空运行，但过高的真空使循环水泵耗电量增大，因而要确定最佳真空，所谓的最佳真空是提高真空使汽轮发电机增加的负荷与循环水泵多消耗的电功率之差为最大时的真空，确定最佳真空有两种方法，一种是试验的方法，另一种是理论计算的方法，对于长春二热的２００MW的机组来说，最佳真空为９６Kｐａ，运行中保持经济真空是汽机获得较好经济性的关键。过高的真空不仅在运行经济上不合理，而使排汽湿度增大，加剧末级叶片的水蚀，从而影响汽轮机的安全运行。凝汽器真空太高了不好，那么低了更不行了，除了影响经济性以外，对安全性有什么影响呢？真空降低，排汽温度升高，会使机组低压部分部件膨胀增大，可能导致机组中心改变，轴封间隙减小，引起机组振动，另外，真空降低，排汽温度升高，容易使凝汽器铜管的胀口泄漏，恶化凝结水品质。结合我厂的２００MW机组和本人多年的实际工作经验，提出一些提高真空的方法： 一、保证循环水系统正常。循环每降低１度，真空可提高0.3％，可节约燃料0.3～ 0.5％，所以高负荷时，要保持两台循环水泵运行。循环水泵跳闸及循环水前 池水位过低都将使真空急剧下降，还有一个原因不是很常见的，就是循环水泵 出口门自动关闭，造成循环水中断，真空保护动作停机，这样的事在我厂２号 机组发生过。 二、消除真空系统泄漏。真空系统包括的设备、管道太多太杂，另外真空系统是向 里漏空气，在检查是不直观，不易察觉，这些原因导致真空系统查漏成为 200MW机组的一大难题，困难是有的，但细心查找，还是有收获的，举例来 说，我厂的１号机组，200MW凝汽式机组，一段时期以来，一直需要运行２ 台射水泵方可维持真空，运行1台时，真空将下降4Kｐａ，经查找，发现１ 号射水泵出口管与热网的连接管道有一弯头撕裂，向里漏空气，后经处理后不 漏，真空恢复了正常，另外本人在１号机组事故处理中遇到真空下降的情况， 当时的情况是发电机失磁使厂用6KV电源跳闸，备用电源联动成功，但由于 冲击作用使化学的除盐水泵跳闸，使凝汽器补水中断，当补水管内压力降至零 时，使凝汽器真空下降，所以，在事故处理时，遇到真空下降，要考虑到凝汽 器补水是否正常，这一点在我们规程当中及各种专业书中都没具体说明，只是 泛泛的提到了真空下降的一个原因是真空系统不严密，但真空系统太大，况且 凝汽器补水平时又正压运行，不容易让人想到。 三、保证轴封系统运行正常。机组正常运行中，如果低压轴封供汽中断，凝汽器真 空将急剧下降。轴封中断的原因大多数是自动调节门失灵，但也有特殊的情况，
汽轮机真空高的原因分析及防范措施示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮机真空高的原因分析及防范措施示 范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 摘要：本文对EHNKS50/80/16冷凝式汽轮机开车以 来真空高的几个原因进行了分析，以便操作人员了解汽轮 机真空高的原因，对其进行防范措施 关键词：汽轮机真空分析防范措施 EHNKS50/80/16冷凝式汽轮机T7612，用于神华宁 煤45000Nm3/h空分装置压缩机组驱动用抽汽凝汽式汽轮 机组。 其中，凝汽器真空度对凝汽式汽轮机组运行安全 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,真空降低时会增加蒸汽流量,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。因此,对造成汽轮机组真空高的原因进行分析并采取预防措施十分必要。 为保持凝汽系统中蒸汽凝结时建立的真空和良好的换热效果，由抽气器将漏入空气冷却器系统的空气（包括未凝蒸汽）不断抽出，汽轮机配置有起动抽气器和双联两级抽气器，在起动抽气器的排空管路上装有消音器以降低噪声。抽气器均是射汽抽气式，以辅助蒸汽作汽源。 为防止汽缸前汽封处高温蒸汽漏入轴承箱造成轴承温度升高及润滑油中带水；防止后汽封处空气漏入排缸而使真空恶化，汽轮机采用了封闭式汽封系统，主要由气动汽封压力调节器以及管道、阀门等组成，正常运行时封汽压力0.108Mpa。
１６科技资讯 科技资讯 ＳＣＩＥＮＣＥ ＆ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ ２００７ ＮＯ．１６ ＳＣＩＥＮＣＥ ＆ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ 工 业 技 术 徐州坝山热电公司２×１５ＭＷ供热发电机组，最大抽气量：１６０ｔ／ｈ（２×８０），额定抽气量：１００ ｔ／ｈ（２×５０），抽气温度：３０２℃，抽气压力：０．９８１ＭＰａ。扣除场内自用气，直接可外供汽：１５７．９ ｔ／ｈ。 近年来，由于燃煤价格的过渡上涨，用热价格没有得到及时调整，已使全国绝大多数的热电企业陷入了严重的经济困难，一方面是煤价的升高使热电企业的运行成本高于用热价格，而另一方面要大幅度的调整用热价格，还要考虑到老百姓的承受能力，这就关系到社会的稳定和国计民生的大问题，要短时间内解决这些问题也是不现实的。因此，节约能源，降低消耗，依靠企业内部挖潜改造也势在必行。而采用循环水供热则是一条很好的途径。 １ Ｃ１５－４．９／０．９８１－３汽轮机组，改造为低真空运行、循环水供热技术经济分析％ １．１ 汽机改造前主要参数表％ Ｃ１５－４．９／０．９８１－３机组的额定参数：％额定功率：１５０００ＫＷ￥额定进汽流量：１００Ｔ／Ｈ￥额定进汽压力：４．９ＭＰａ￥额定进汽温度：４７０℃￥额定抽汽流量：５０Ｔ／Ｈ￥额定抽汽压力：０．９８１ＭＰａ￥额定抽汽温度：３０２℃ 额定排汽压力：０．００５８２８ＭＰａ￥额定排汽温度：３３℃￥ Ｃ１５－４．９／０．９８１－３机组改造为低真空运行后参数：％ 排汽压力：０．０４－０．０５ＭＰ％ 排汽温度：７０℃％ 凝结水温度：７５－８０℃％循环水温度：６５－７５℃ １．２ 热负荷概况 绿地世纪城距徐州坝山环保热电公司１．２公里，一期建筑面积约１３０万平方米，总的采暖面积为１３０万平方米。二期向东扩建（１００万平方米）和徐州坝山环保热电公司一路之隔，是循环水供热所选的特佳位置（循环水供热由于循环水温度相对较低（供回水温度一般为７０／５０℃），不适宜做长距离输送（一般在５公里之内）。 １．３ 循环水供热安全技术分析 抽凝式汽轮机低真空运行，利用循环水供热是节约能源、改善环境、提高热电企业经济效益的有效途径。国家计委、经贸委、建设部、国家环保总局联合下发的计《２０００》１２６８号文《关于发展热电联产的规定》明确指出：热电联产具有节约能源，改善环境，提高供热质量，增加电力供汽等综合效益。文件规定５０ＭＷ以下的供热式汽轮发电机级须符合以下指标：ａ 总热效率年平均大于４５％。ｂ 热电联产的热电比平均大于１００％，抽凝式汽轮机低真空运行，利用循环水供热，其系统热效率可达到７０％—８０％左右，热电比可达到８００％，经济效率显著。中、低压凝汽式汽轮机组冬季低真空运行供热虽说目前积累较多经验，但也存在许多问题，诸如，对机组发电量有影响，机组运行安全性较差（排汽缸温度高，振动增大，凝汽器承压等），我公司在进行改造前，借鉴有益经验，同时加入许多技术创新点。下面从安全技术、经济角度，简要分析两台１５ＭＷ汽轮机的改造． （１）在不增加主要设备的情况下，利用抽凝式汽轮机排汽潜热，采用循环水城市居民供暖，凝汽器作为表面式加热器，循环水被加热后对外供热，凝汽器内汽侧的压力决定了循环水的温度，它们之间的关系表示为： ｔｗ２＝ｔｓ－ｓｔ 其中：ｔｗ２——循环水出口温度℃ｔｓ—凝汽器压力所对汽的饱和温度℃ｓｔ—凝汽器所热温差一般为５—１５℃正常情况下，１５ＭＷ汽轮机运行时的排汽压力为０．００５ＭＰ左右，所对应的温度为３３℃，循环水出口温度为２５℃左右，这不能满足采暖和供热水的要求，必须提高凝汽器工作压力。由于机组安全性等原因的限制，汽轮运行时凝汽器的压力只能提高到０．０４—０．０５ＭＰａ，相应的饱和温度为７５—８０℃，循环水出口温度为６５—７５℃，７０℃热水直接供热已能满足供暖要求，回水温度为５５—６０℃。 １５ＭＷ抽凝式汽轮机在正常工业供汽情况下，有４３ｔ／ｈ的蒸汽排到凝汽器，将汽轮机的排汽压力提高到０．０５ＭＰａ，其排汽温度为８１℃，循环水出口的温度可达到７０℃，根据计算可知一台１５ＭＷ抽凝式汽轮机在满足正常工业抽汽的条件下，低真空运行循环水供暖面积可达到５０万平方米。 （２） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖对汽轮机转子的轴向推力、气缸的膨胀、凝汽器的强度进行校核计算。根据已运行的机组经验对汽轮机转子的轴向推力、气缸的膨胀影响不大不需改动。改动的项目有： ａ．将凝汽器循环水由双路双流程改为单路四流程。其目地一是提高循环水在管内的流速，这样既可以减少铜管结垢，又可增强换热效果；二是提高循环水的出口温度。（见下图） ｂ．考虑到机组改为低真空运行循环水供热后，凝汽器所承受的压力由０．１５Ｍｐａ上升到０．３Ｍｐａ，所以将凝汽器大盖钢板厚度由２０ｍｍ改为２６ｍｍ，端盖一侧的加强杆由３个增加到６个。 ｃ．为了解决抽凝机组改低真空循环水供热，排汽过热度高的问题，在凝汽器排汽口加装二组除盐水喷水装置。 ｄ．为了减少机组改为低真空运行引起轴向推力增加的问题，将前汽封平衡盘漏汽改至低加。两台机组改造费４０万元，工期每台１５天（包括厂家校核计算的费用）。 （３） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖，如外网供热面积达到５０万平方米。汽轮机的发电能力及抽汽能力不受任何影响，如外网供暖面积２５万ｍ２，则循环水回水温度升高，真空降低，影响发电负荷降低，为发满电负荷，可采取外网供暖与凉水塔并用的办法。具体方法是这样，将凝汽器一侧的排水，用阀门节流的方法将一部分循环水送进凉水塔降温。同时用循环水泵将凉水塔降温后的水，用泵出口门节流送进凝汽器，达到凝汽器循环水进出平衡。循环泵送出的水和外网循环回水一同进入凝汽器。 （４） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖如达到５０万ｍ２时，同时可带满电负荷及工业抽汽，此时机组进汽量比非低真空运行增加１３吨，如按１３吨蒸汽耗原煤２．５吨，按原煤单价４００元／吨计算，供暖１００天，增加蒸汽成本为２．５×４００×２４×１００＝２４０万元，考虑增加的循环泵的电费、水费、维修费用约计１００万元，成本应为３４０万元，５０万平方米的供暖收入为５０×１．２ｘ２４×１００／１００元／平方米＝１４４０万元，一台机组低真空循环水供暖效益为１４４０－３４０＝１１００万元。 （５） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖面积 ２×１５ＭＷ抽凝机组改低真空供热分析 孙乐场 （徐州坝山环保热电公司） 摘 要：针对徐州坝山热电公司供热发电机组技改一案例，从安全技术、经济上分析了抽凝汽轮机组改低真空供热的可行性。进一步提出此项技改存在哪些创新，从而得出：低真空供热能做到环保、节能、经济，是小型火电厂，热电厂继续生存和发展的途径。关键词：环保 节能 创新 效益 生存中图分类号：Ｘ３文献标识码 ： Ａ 文章编号 ：１６７２－３７９１（２００７）０６（ａ）－００１６－０２
汽轮机排汽真空影响因素探析 汽轮机排汽真空影响因素探析 真空降低分以下三种情况： 一、正常运行时：负荷增加；循环水量减少；循环水温升高。 二、设备有故障时：真空泵（抽气器）故障；凝汽器水位高；真空系统漏气；前、后汽封损坏；循环水系统故障；凝汽器结垢；凝结水泵故障。 三、操作失误：汽封断汽；各负压阀门误开；补水带气。 各影响因素除影响真空外，还影响端差和过冷却度，同时还有温度、压力等其它变动现象，只要认真分析，就能确定。凝汽器内存在三种换热，即：蒸汽在铜管外壁的凝结换热；铜管内外壁的传导换热；铜管内水的对流换热。它们的热阻和构成凝汽器的传热热阻。各影响因素都会对换热产生影响。近似地，蒸汽凝结放热等于循环水吸热量，也等于传热量。一、循环水系统故障只会使真空降低，对过冷却度和端差影响不大。 1）凝汽器冷却水管板脏污、出口水室存气，会使冷却水量减少，同样负荷，进出口温差增大，出口水温升高，进口压力上升，出口压力稍降。因水量减少，液相对流传热热阻增加，传热降低，传热温差增大，凝汽温度升高，真空降低。但端差基本不变，或稍有下降。 2）进水管道阻塞，使泵与凝汽器入口间阻力增加，压差增大，而凝汽器进出口压差减少，压力均下降。 3）循环水泵故障（吸水水位低、入口滤网堵塞、叶轮磨损、吸入空气）会使整体压力下降，泵电流降低。 4）出口管道堵塞，会使水量减少，堵塞点前整体压力上升。 水温变化及对真空影响同1） 5）部分循环水泵跳闸，会使水压和真空立即迅速下降，泵电流消失，必须果断降负荷，开备用泵。 二、换热管结垢，会使污垢热阻（导热）增加，总热阻增加，传热温差增加，进出口水温变化不大，而凝结温度升高，端差增大，过冷却度不变。 三、凝汽器存气，空气会附着在换热管上，它的传热系数很低，总热阻增加，传热温差增大，端差增大。因为空气的存在，凝汽器中蒸汽分压小于排汽中的，所以凝结温度小于排汽温度，即过冷却度增加。 造成存气的原因有真空系统漏气和真空泵（抽气器）故障。 真空泵（抽气器）故障时，真空系统严密性试验是合格的。
第二章汽轮机真空下降的原 因 在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施，从而提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,以便直接提高整个汽轮机组的热经济性。 第一节汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征 在汽轮机组的正常运行中我们可以通过各种仪表、数据来了解和分析汽轮机凝汽器的真空度好坏情况。一般汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征有： （1）真空表指示降低； （2）排汽温度升高； （3）凝结水过冷度增加；
（4）凝汽器端差增大； （5）机组出现振动； 第二节汽轮机凝汽器真空度下降原因分析 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述：一、循环水量中断或不足 ⑴循环水中断 循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零；凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降；冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障；循环 毕业设计（论文）说明书专用第7页 水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停
低真空循环水供热存在的问题及解决方法 1 低真空循环水供热原理及应用 2001年，国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》1.6.7条：“在有条件的地区，在采暖期可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。因此，低真空循环水供热符合现行规定。自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂将部分装机容量＜50MW的凝汽式汽轮机用于低真空运行，采用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源[1、2]。威海市热电厂、牟平县热电厂、乳山市热电厂、荣成市热电厂等多家电厂已采用低真空循环水供热多年，技术可靠，运行稳定。 2 低真空循环水供热的特点 采取低真空循环水供热时，汽轮机组无需大规模改造，只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管接入供热系统。为保证凝汽器低真空安全运行，正常情况下水侧压力不能超过0.196MPa，热网回水温度一般低于50℃。因此，必须加固凝汽器，使其承压达到0.4MPa，供、回水温度采用60、50℃为宜[3]。由于低真空运行只是汽轮机的特殊变工况，对汽轮机本体没有改动，但凝汽器在低真空运行期间，汽轮机组的发电量受供热量直接影响[1]。因此，合理确定供热面积对低真空运行汽轮机组的经济运行影响很大。 3 存在的问题及解决方法 3.1 基本情况 荣成市斥山热电厂是国内最早的小型热电厂之一，拥有2台蒸发量为35t/h的蒸汽锅炉和2台装机容量为6MW的抽汽凝汽式汽轮热电机组。2001年，该厂建设以这2台热电机组为热源的低真空循环水供热工程，设计供热能力为34.4MW，最大供热能力为45.8MW。供热首站内所有设备按照设计供热能力考虑，设计供、回水温度为60、50℃，采用低温水直供方式，不设二级热力站，总规划供热面积为60×104m2。 由于对低真空循环水供热运行缺乏经验，2004年当供热面积仅为30×104m2时，即暴露出供热能力不足现象，各供热区域水力失调严重，用户满意率较低，热网运行的安全性与经济性较低。
汽轮机凝汽器真空度下降原因分析在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。汽轮机的真空下降会使汽轮机的可用热焓降减少器综合性.凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空；是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,直接提高整个汽轮机组的热经济性。 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述： 一、循环水量中断或不足 ⑴循环水中断 循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零；凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降；冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障；循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停机。 ⑵循环水量不足 循环水量不足的主要特征是：真空逐步下降；循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决： ①若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。
汽轮机凝汽器最佳真空的影响因素及确定方法 发表时间：2017-07-04T11:33:12.393Z 来源：《电力设备》2017年第7期作者：曲智超[导读] 摘要：凝汽器真空是汽轮机运行时的一个重要参数，对汽轮机的抽气设备安全有着重要的影响。现有的凝汽器最佳真空的确定方法只适用于凝汽器水侧管壁清洁、汽轮机真空系统严密性正常或抽气设备运行性能正常的情况。 （华电电力科学研究院浙江杭州 310030）摘要：凝汽器真空是汽轮机运行时的一个重要参数，对汽轮机的抽气设备安全有着重要的影响。现有的凝汽器最佳真空的确定方法只适用于凝汽器水侧管壁清洁、汽轮机真空系统严密性正常或抽气设备运行性能正常的情况。未考虑到循环水流量变化引起凝汽器真空变化的同时对汽轮机排汽阻力、凝结水过度冷却及凝结水含氧量的影响，同时还未考虑到锅炉补给水对凝汽器真空的影响。文中首先对凝汽器 清洁率对最佳真空的影响进行了分析,然后提出一种新的凝汽器最佳真空的确定方法,该方法利用凝汽器综合清洁系数来体现凝汽器水侧管壁脏污程度、汽轮机真空系统严密性及抽气设备运行性能对最佳真空的影响,从而提高了最佳真空的确定精度。结合其他的影响因素，归纳总结出确定汽轮机凝汽器最佳真空的方法。 关键词：汽轮机;凝汽器；最佳真空；方法 1前言 随着我国电力市场体制的逐渐完善,竞价上网的全面展开,对汽轮机运行经济性提出了更高的要求。其中,大容量汽轮机主要辅机的合理运行方式对汽轮机的运行经济性产生很大的影响。在汽轮机众多的辅助设备中,当给水泵采用小汽轮机带动后,冷却水系统中的循环水泵成为耗电量最大的设备,约占汽轮发电机组额定发电量的1%-1.5%。这就要求汽轮机运行部门根据当时的汽轮机负荷和冷却水温度,及时调整冷却水系统的运行方式,调整循环水泵的运行台数,实现冷却水系统的优化运行,保持凝汽器在最佳真空下运行,最大限度地提高汽轮机的运行经济性。 目前,凝汽器最佳真空的确定,一般都采用计算的方法，即通过计算得到对应当时冷却水温度、冷却水流量及汽轮机排汽量之间的关系,从而得到当时的凝汽器真空,再利用与前述试验方法类似的过程,得到凝汽器的最佳真空。但现有的计算方法在计算凝汽器端差时,均是在假定当时凝汽器水侧管壁的清洁、真空系统严密性状态正常或抽气设备性能良好的情况下进行计算,而对这些因素失常时的情况考虑不够。为此,首先对现有的通过凝汽器性能计算确定最佳真空的方法进行了分析,指出其存在的问题,最后,提出一种考虑水侧管壁清洁程度、真空系统严密性或抽气设备工作性能的最佳真空的确定方法。 2影响凝汽器真空的主要因素在设备运转正常的情况下，凝汽器的蒸汽压力可以通过饱和温度来确定，而饱和温度又直接受到循环水入口温度、循环水温升和凝汽器端差的影响，所以，这三者是影响凝汽器真空的主要因素。循环水入口温度主要受环境因素的影响较大，相同设备在冬天和夏天产生的循环水温度差异非常明显。冬天温度明显较低。入口温度还与冷却设备有一定关系，设备越好，冷却效果越好，相应的入口温度越低。根据凝汽器热平衡公式可以推算出，循环水温升主要取决于循环水的流量，循环水流量越小温升越高，真空越低。而现实生产中，循环水量主要由循环水泵决定，与循环水泵的流量和并联台数密切相关。凝汽器端差是凝汽器内汽轮机排汽压力对应的饱和温度与循环水出口温度之差，根据凝汽器热平衡公式可以推出，凝汽器端差主要受凝汽器传热系数、循环水量和排汽量的影响，凝汽器传热系数越高，凝汽器端越小，真空越高。一切影响凝汽器传热系数的因素都将影响真空。 3影响凝汽器最佳真空的因素传统的最佳真空就是指，改变循环水量使机组电功率的增加值与循环水泵所耗功率的增加值之间的差值达到最大时所对应的真空。而忽略了循环水费用、循环水最小流速、凝汽器脏污程度、真空泵损耗功率等带来的影响，从而使计算结果与现实理想结果产生偏差。 3.1最佳循环水量的影响 根据传统的最佳真空确定方法而推算出的最佳循环水量，虽然考虑了输送循环水过程中所产生的单设备功率消耗，实现了循环水系统的经济优化，但在循环水运行费用上，没有考虑水资源的消耗，以及对河流大气造成的环境污染问题。随着社会的进步，人们对环境的重视程度越来越高，政府的相关部门对环境污染问题控制严格，凝汽器所消耗的循环水量以及因此而产生的热水、热气的排放对环境的污染，因此而带来的经济损失也是不容忽视的。所以说传统的最佳真空只是能量意义上的最佳真空，要想达到真正意义上的经济最佳真空，就必须要考虑循环水本身的费用，这样才能保证汽轮机运行时的经济收益最大化。 3.2清洁程度的影响 传统的最佳真空确定方法，是在理想的情况下，假定凝汽器管壁清洁，但现实生产中这此因素不可能完全符合要求，传统的最佳真空确定方法对以上因素没有考虑。当凝汽器管壁不够清洁时，虽然循环水流量以及循环水泵消耗的功率受到的影响非常小，但是凝汽器的传热系数却受到了较大的影响，进而使得凝汽器的端差发生变化，最终影响凝汽器的最佳真空的确定。可见清洁程度在最佳真空的确定过程中也是必须要考虑的因素。 3.3真空泵单耗的影响 在汽轮机的运行过程中，由于设备密封性能等原因，难免会有空气进入汽轮机当中，从而影响凝汽器的最佳真空。而正空泵的作用就是不停的将这部分空气抽走，使得凝汽器的真空保持在最佳状态下，当真空泵运转正常、容量适合的时候，凝汽器的最佳真空主要受循环水入口温度、循环水温升和凝汽器端差等因素影响，但是当真空泵运转不正常、容量偏小时，它就不能及时的将汽轮机内的空气抽走，从而使得汽轮机的背压升高，凝汽器的真空降低，从而使得汽轮机的循环热效率大大降低。可见真空泵等抽气设备也是影响凝汽器最佳真空的一个重要因素。 3.4过冷度和含氧量的影响 凝汽器中所含的空气是产生过冷度的主要原因，漏入的空气量越多，凝结水的温度就越低，产生的过冷度就愈大，从而造成的损失就愈大。另外背压的降低会使得凝结水中的氧气含量增加，氧气含量的增加又会加大凝结水对管路和低压加热器的腐蚀，从而使得整个机组的经济性和安全性大大降低，为了除去氧气含量，势必增加除氧费用。 4凝汽器最佳真空的确定方法
汽轮机调节级压力过大的危害有哪些？ 汽轮机调节级压力过大将使调节级焓降增加，将造成调节级动叶片过负荷，轴向推力增大，使轴向位移增大，损坏推力瓦，造成轴向碰摩故障 当汽轮机采用喷嘴调节时，第一级的进汽截面积随负荷的变化在相应变化，因此通常称喷嘴调节汽轮机的第一级为调节级。其它各级统称为非调节级或压力级。压力级是以利用级组中合理分配的压力降或焓降为主的级，是单列冲动级或反动级。 汽轮机调节级压力异常的原因及处理方法。 ⑴变化原因： A：汽门开大而升高； ①负荷增加； ②汽压或汽温下降，使蒸汽流量增加； ③真空严重下降，使蒸汽流量增加； ④通流部分磨损，调节级或第一、二压力级叶片进口打坏； ⑤抽汽量增加。 B：汽机叶片通流部分结垢，调节级压力升高。 ⑵调节级压力变化的影响： ①正常运行时，调节级压力可代表机组负荷变化，负荷突降至0，调节级压力也跌至0，调节级汽压是随蒸汽流量的增加而上升的，如负荷不变，调节级压力上升是说明蒸汽流量增加。机组经济性发生变化，调节级压力过高，汽轮机通流部件强度易发生严重超限，因此一般汽轮机除规定最高负荷外，
还规定调节级最高汽压的限额。 ②调节级压力上升，可以判断汽机通流部分的清洁状况，分析叶片是否结垢，在分析叶片有否结垢情况时，不宜选择同一负荷比较，因为负荷受汽压、汽温或真空等因素影响，应选择同一蒸汽流量下与大修后通汽部分清洁时比较，如果上升，说明通流部分结了盐垢。 ③ΔP=（P—P净）/P净×100%； P：实测的调节级汽压； P净：叶片在大修后洁净状况下的调节级汽压 ΔP：调节级压力相对增大值； 一般要求调节级压力相对增长值不超过5%，如果超过15%，应设法带低负荷清洗叶片。叶片结垢严重会影响机组出力不足，由于效率下降，蒸汽流量上升，机组运行经济性变差叶片结垢使反动度上升，轴向推力增加，叶片长期结垢运行易发生断叶片事故 叙述汽轮机调节级压力异常的原因及处理方法叙述汽轮机调节级压力异常的原因及处理方法。 在正常运行中，调节级压力与主汽流量基本成正比，引起调节级压力异常的原因有： (1)有于仪表测量原因，造成指示失准。 (2)汽轮机通流部分积盐垢，造成通流面积减小。 (3)由于金属零件碎裂或机械杂物堵塞通流部分或叶片损伤变形。
简析火电厂汽轮机低真空运行的原因及对策 发表时间：2019-03-12T11:18:49.550Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者： 1赵文 2姚建宝 [导读] 摘要：汽轮机内部的真空程度是决定整个汽轮机凝汽器的成本高低、是否安全、运行是否流畅稳定的重要因素。 （华电新疆发电有限公司红雁池分公司新疆乌鲁木齐 830047） 摘要：汽轮机内部的真空程度是决定整个汽轮机凝汽器的成本高低、是否安全、运行是否流畅稳定的重要因素。导致汽轮机组低真空运行的原因较多，在实际工作中需要进行特别关注，及时发现问题所在，并采取切实有效的措施加以解决，确保机组能够安全、稳定的运行。 关键词：火电厂；汽轮机；低真空运行；原因；对策 一、火电厂汽轮机真空低的理论依据 现在电厂发电设备大多用的是凝气式汽轮设备。但是这种发电设备有很多不足，比如说真空系统不够严密导致漏气，从而使发电设施一直在较低的真空状态下运行，这就导致了发电设备无法正常使用，效益降低。在较低真空状态下，很容易造成人力物力的浪费，因为我们需要不断对发电系统定期进行检查并且不断维修，从而会降低汽轮机的使用年限，发电能力也会随之下降。经过分析可知，为确保经济效益的增长和汽轮机的正常运行，我们必须对汽轮机发电过程遇到的低真空问题进行分析，并找出相应的解决措施，有依据、有技术地处理此类问题。凝气式汽轮机在使用过程中由于低真空的影响，往往会很大程度上降低整个系统的工作效益，并且导致系统内部温度的不断上升，使得汽轮机内部设备如排气缸等变形或者不正常振动，从而影响发电设施使用时间的长短。 二、火电厂汽轮机低真空运行的原因 2.1凝汽器真空的严密性不足 这个原因是导致真空系统受影响的最重要因素，究其原因，主要是在系统内部，因为是真空的，内部压力相比较与外部大气压，要小得多，一旦出现密封性能无法达到要求时就会出现空气泄露进凝汽式汽轮机内部的情况，比如空气通过凝汽器壁、接入凝汽器径部的相关管道发生泄漏的情况，还有部分结合面没有结合紧密，导致空气泄漏，以及由于一些系统之间没有很好地进行密封，导致空气在系统与系统之间贯穿，不利于加热系统的正常加热、加压系统的良好加压。在凝汽器内，漏入的空气并不能凝结，这是导致真空度降低的科学依据。 2.2抽气器工作恶化 一旦出现抽气器中的相关部件运行不正常的情况时，就需要注意可能是故障泵的温度过高导致的，比如，水箱内的存水位低于正常水位时，就不能有效降低水泵的温度，导致系统温度升高，出现运行故障。有效处理方案是：一、及时开启水箱，让水位回归正常，有效降低温度。二、检查相关部件是否存在堵塞情况，一旦有这样的情况发生，就需要及时疏通，避免因堵塞严重造成器械故障。还有，定期对尾管进行检测，一旦存在大量污垢，就需要及时清除，如果有生锈情况，就需要考虑及时更换，不能因为这些原因导致的阻力增大，影响抽气效果。 2.3循环冷却水的进水温度高 在机组运行中，由于冷却塔的运行状况不正常而导致水塔的出水温度升高时，就会造成真空恶化的情况。同时由于空气湿度大或环境的温度高而使冷却塔的循环水温降有所减少，从而引起凝汽器的循环水进水温度大大升高，也会导致真空恶化。另外循环冷却水的用量不足也会造成真空降低。当循环冷却水的使用量低于设计的限值时，就会造成排汽的压力升高，此时凝汽器的排汽温度也会随之升高，从而降低了汽轮机真空。当凝汽器两侧的通水量分配不均时，也会造成真空降低。 2.4凝结水系统的影响 导致系统不能正常运行的因素是多方面的，但具体来说，主要有这两点：污垢因素。它是造成系统内的水流量受限的主要因素，因为一旦管道内壁结成的污垢过多，就会缩小管道容量，单位时间内的管道输水量就会减少，从而导致循环水达不到预定的量，使得系统的使用效率下降了。还有就是传热效果达不到预期，污垢太多，对热能的传导有一定的阻碍作用，热能不能及时地传递出去，不利于凝汽器的正常运行。如果是凝结水泵的逆止门发生故障就会使凝汽器中的水倒流，最终造成的结果就是凝汽器的水位升高淹没铜管，从而令汽轮机处于一种低真空状态的运行，若铜管管壁出现裂纹甚至劈裂就会加大凝结水的硬度，随之令结水泵的出口水压及电流同时上升或下降，如果火电厂的工作人员不能准确分析而是将凝结水管的再循环阀门开大就会造成严重后果。一般情况下，如果疏水膨胀箱内出现负荷异常情况，很可能是由于阀门没有很好地密封处理，这是因为，一旦蒸汽系统内的几个阀门处理不到位，很可能导致疏水不畅，疏水量与正常值偏离过大，导致负荷过大。 三、提升火电厂汽轮机真空度的相关对策 3.1按时将沉积淤泥进行清洗 因为沉积的淤泥与污垢，会使火电厂凝汽器等各种不同设备的正常运行，受到非常重大的影响，所以很有必要按时将冷却管当中的沉积淤泥或者是污垢等杂质进行清洗。不过，在对凝汽器的铜管进行清洗的过程中，一定要让所有设备的运行处于停止状态，而这针对火电厂来讲比较困难。因此，火电厂员工可通过机组维修的空隙时间开展清洗工作，从而使凝汽器的铜管顺畅得到保障。 3.2凝结水系统的处理方法 应该在循环水系统中，将与之相应的胶球清洗器进行安装，从而使循环水在凝汽器当中产生的附着物或者是锈蚀情况得到下降。并且，将此种类型的清洗器进行安装，也能够在很大程度上加大传热效果，使机器的运行效率得到提升。想要确保凝汽器当中具有稳定且可以控制的冷却水压，那么便可将管网的补水泵加以安装，同时还可将报警器安置于凝汽器的进水压力表当中等。通过这种方式，当凝汽器压力未达到标准时，报警器便会自动发出警报。除此之外，还需按时检查凝结器的真空系统，在进行大规模维修过程中，可把已被腐蚀的阀门和疏水管道换新，进而使真空系统的密封性能得到有效提升，并尽量让机组真空严密性达到规范标准。想要使机组一直保持在平稳状态中运行，那么可通过大规模维修机组，把凝汽器的低真空问题做出技术改动，例如，可把一些凝结器的胶球清洗装备适当增加。 3.3确保机组的冷却循环水量 针对火电厂的汽轮机机组来讲，通常在初入春天或是冬季的时候，循环水与其它季节相比，入口温度会相对比较低。在这个时候，单机循环泵只要在运行过程中，便可以让凝汽器初中处在比较低的真空状态下开展工作。所以，对于火电厂机组的有关人员，可按照具体形