真空严密性指标

真空严密性指标
真空严密性指标
1、试验条件：
凝汽器真空正常，并处于稳定状态。

机组负荷应稳定在80％以上额定负荷。

试验时应保持机组负荷及其运行参数稳定。

新安装或大修后的机组应进行真空严密性试验。

机组正常运行，每月进行一次。

2、试验步骤：
维持机组负荷在480MW以上，保持运行工况稳定。

记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及其低压缸排汽温度。

全停真空泵。

每30S记录一次凝汽器真空值，共记录5分钟。

启动真空泵。

取后3分钟的下降值，求得平均值算出真空平均下降速度。

3、真空严密性评价标准如下：
1)优：0.133KPa/分（1mmHg/分）。

2)良：0.266KPa/分（2mmHg/分）。

3)合格：0.399KPa/分（3mmHg/分）。

4、试验注意事项：
试验时，如真空下降至－86KPa或排汽温度上升至80℃，应立即停止试验，启动真空泵，恢复真空系统运行。

试验前应该检查备用真空泵良好备用。

试验前真空必须在89KPa以上
负荷应在80%额定负荷（有的机组是在额定负荷）下进行。

真空下降速度小于0.4kpa/min为合格，超过时应查找原因。

另外，在试验时，当真空低于87kpa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。

汽轮机主要性能指标及控制措施一、汽轮机热耗率(kJ/kWh)1可能存在问题的原因1.1汽轮机通流部分效率低1.1.1汽轮机高、中、低压缸效率低。

1.1.2汽轮机高压配汽机构的节流损失大。

1.2蒸汽初参数低。

1.3蒸汽终参数高。

1.4再热循环热效率低，再热蒸汽温度低，再热器减温水量大。

1.5给水回热循环效率低，给水温度低。

1.6凝汽器真空差。

1.7汽水系统（疏放水、旁路系统）严密性差。

1.8机组辅汽量过大。

……2解决问题的措施2.1提高蒸汽初参数的措施。

2.2提高再热蒸汽温度，尽量减少再热器减温水量。

2.3提高凝汽器真空。

2.4提高给水温度。

2.5达到规定负荷后，及时调整调节阀运行方式，减少阀门节流损失。

2.6合理、经济地调整机组抽汽供辅汽量。

2.7保持热力系统严密性，及时消除减温水阀门、疏放水系统、旁路系统等内漏问题。

2.8合理调整高压调节阀的重叠度。

2.9结合机组检修对汽轮机通流部件进行了除垢、调整动静间隙。

2.10进行汽轮机通流部分改造。

……二、凝汽器真空度(%)1可能存在问题的原因1.1真空严密性差1.1.1低压缸轴封间隙大，轴封供汽压力低。

1.1.2多级水封及单级水封的影响。

1.1.3汽轮机及给水泵汽轮机负压系统漏空气。

1.1.4凝汽器喉部膨胀节破损。

1.2凝汽器冷却水管换热效果差1.2.1胶球投入率和收球率的影响。

1.2.2凝汽器冷却水水质差，水管结垢。

1.3循环水进水温度及进水量影响。

1.4射水抽气器或真空泵系统存在缺陷。

1.5射水池或真空泵冷却器水温高，致使抽真空效果差。

1.6凝汽器水位高。

……2解决问题的措施2.1运行措施2.1.1调整和控制低压轴封压力在规定范围内。

2.1.2定期对真空系统进行查漏，及时分析解决。

2.1.3合理调整多级水封及单级水封水量，防止水封不良造成漏空。

2.1.4加强对胶球清洗装置的管理，提高胶球系统的投入率和收球率。

2.1.5定期对循环冷却水加药，对循环水泵进水滤网或水塔滤网进行巡查和清除杂物，防止凝汽器冷却水管结垢、堵塞。

火力发电厂技术经济指标计算方法（摘自《中华人民共和国电力行业标准（DL/T904-2004）》）1 汽轮机技术经济指标1.1 汽轮机主蒸汽流量汽轮机主蒸汽流量是指进入汽轮机的主蒸汽流量值(kg/h)1.2 汽轮机主蒸汽压力汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值(MPa)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。

如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。

1.3 汽轮机主蒸汽温度汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值(℃)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。

如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。

1.4 最终给水温度最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值(℃)。

1.5 最终给水流量最终给水流量是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后主给水管道内的流量(kg/h)。

如有两路给水管道，应取两路流量之和。

1.6 凝汽器真空度凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占当地大气压的百分数，即(72) 式中: ηzk - 凝汽器真空度，%; Pby —汽轮机背压(绝对压力)，kPa; Pdq —当地大气压，kPa。

1.7 排汽温度排汽温度是指通过凝汽器喉部的蒸汽温度值(℃)，条件允许时取多点平均值。

1.8 真空系统严密性真空系统严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示，即真空系统下降速度=真空下降值(Pa)/试验时间(min) (73) 试验时，负荷稳定在额度负荷的80%以上，关闭连接抽气器的空气阀(最好停真空泵)，30s后开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟应不大于400Pa。

参见DL/T501101.9 机组的汽耗率、热耗率、热效率1.9.1 机组平均负荷机组平均负荷是指统计期间汽轮发电机组的发电量与运行小时的比值，即(74) 式中: Ppj —机组平均负荷，kW; Wf —统计期内机组发电量，kW.h; h —统计期内机组运行小时，h。

1号机真空严密性查漏实施方案国电克拉玛依2×350MW热电联产工程1号汽轮机真空系统漏点排查方案项目名称：国电克拉玛依2×350MW热电联产工程1号机组真空系统漏点排查及处理批准：审核：编写：克拉玛依发电有限公司二○一四年七月1号汽轮机真空系统漏点排查方案1、成立专项领导小组（1）成立专项领导小组职责：运行：检修：（2）查漏原则：无论之前所有检查结果和成绩如何，一切从零开始进行新一轮检查。

（3）会议组织：小组于2014年7月21日周一召开首次会议，以后每三天或一周召开一次碰头会，总结经验，部署下一步行动；2、真空严密性控制目标汽轮机真空系统严密性是关系到汽轮机安全、经济运行的一项重要指标。

真空系统严密性评价指标：真空下降速度≤260Pa/min为合格；真空下降速度≤200Pa/min为良好；真空下降速度≤100Pa/min为优秀。

3、运行重点检查部位和外接系统漏点控制措施（运行专业组负责）（1）五段抽汽安全阀、凝汽器低压缸中分面结合部位；（2）高加危急疏水等部位做运行试验；（3）外接系统中所有阀门必须经过严密性检查，检查处于负压状态的阀门是否采用了真空型或水封型阀门，高、低旁阀、高排通风阀等运行检查是否内漏；（4）汽轮机低压缸前后轴封、给泵汽轮机轴封等通过调整轴封供汽压力进行试验，判断供汽量是否满足隔绝空气条件；（5）给水泵汽轮机排汽缸和主机低压缸法兰连接结合面该位置变形量大易产生泄漏；（6）外接系统管道保温在保温前是否有遗留的孔洞或未安装的测点；（7）主机及小机轴封部位（重点为排查B小机）；（8）主机及小机向空排气门（重点为排查B小机）；（9）厂区采暖加热器及加热器底部疏水至凝结器疏扩相关管道阀门；（10）厂区采暖供、回水集箱运行排气至凝结器疏扩相关管道及阀门；（11）厂区采暖加热器运行排气至凝结器疏扩相关管道及阀门。

重点控制部位：本次查漏以普查为主，对所有可能发生泄漏的部位地毯式进行检查，但根据前期检查结果，尤其对以下部位需要重点关注。

真空保压合格标准
真空保压合格标准是指在真空环境下进行密封测试时，所需达到的合格要求。

其主要包括以下几个方面：
1.保压时间：在真空环境下进行密封测试时，需要保持一定的时间来观察试件是否会出现泄漏现象。

通常情况下，保压时间的要求与试件的材质、结构及应用场景有关。

2.泄漏率：真空环境下试件的泄漏率是一个重要指标，其要求与试件的应用场景有关。

一般来说，泄漏率越低，试件的密封性能越好。

3.最大允许泄漏率：在实际应用中，试件的泄漏率不可能为零。

因此，需要制定最大允许泄漏率，以便在制造和使用过程中，对试件的泄漏情况进行检测和控制。

4.密封性能：真空保压测试的主要目的是测试试件的密封性能，因此其密封性能是考核试件是否合格的重要指标。

在试件经过一定的保压时间后，没有出现泄漏现象，则说明其密封性能较好。

综上所述，真空保压合格标准需要综合考虑试件的材质、结构、应用场景等因素，制定出一套适用的测试规范，以确保试件具备良好的密封性能。

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真空度试验标准真空度试验标准是指用于衡量和评估真空系统中真空度水平的标准规范。

真空度是指单位面积内所包含的气体分子数量，是评估真空设备性能的重要指标之一。

以下将介绍一份关于真空度试验标准的2000字说明。

一、引言真空技术在科学研究、工业生产等领域中发挥着重要作用，而真空度试验则是评估和验证真空系统性能的关键步骤。

为确保真空度试验结果的准确性和可比性，制定一份符合国际标准的真空度试验标准具有重要意义。

本文将就真空度试验标准的制定原则、试验方法及标准限值等方面进行详细阐述。

二、真空度试验标准的制定原则1.科学性原则：真空度试验标准应基于科学性和准确性，确保试验方法和评估指标能够反映真实的真空系统性能水平。

2.可靠性原则：真空度试验标准应具有较高的可靠性，通过可重复性试验结果能够得到相近的评估数据。

3.标准化原则：真空度试验标准应尽量与国际现有标准接轨，确保试验结果的可比性和通用性。

4.实用性原则：真空度试验标准应具备一定的实用性，试验方法应简便易行，试验设备和仪器也应易于操作和维护。

三、真空度试验标准的试验方法1.蓄气法：通过向真空系统注入一定量的气体，观察气体压力变化来评估真空度水平。

2.抽气法：通过真空泵将真空系统抽降至一定压力，观察抽气过程中系统压力的变化情况，从而评估真空度水平。

3.气体扩散法：将真空系统密封后，观察气体扩散的速率来评估真空度水平。

4.质谱法：通过质谱仪检测真空系统中气体成分的组成和浓度，进而评估真空度水平。

四、真空度试验标准的标准限值真空度试验标准的标准限值取决于不同应用领域和真空设备的要求。

一般而言，真空度试验标准的标准限值可以按照以下几个方面进行划分：1.绝对真空度：绝对真空度是指完全抽空状态下的真空度，实验标准限值可按照压力等级进行划分，如高真空（1×10-6～1×10-7 Pa）、超高真空（1×10-8～1×10-9 Pa）等。

技术经济指标体系：构成一个火力发电厂技术经济指标体系的指标约120个左右;按照其相互影响和从属关系;一般可分为四级:一级指标是指发电厂热力经济性的总指标-供电煤耗或全厂净效率；二级指标是指直接影响供电煤耗的指标;如厂用电率、锅炉效率、汽机效率等；三级指标是指直接影响二级指标的指标;如飞灰、真空、辅机单耗等；四级指标是指直接影响三级指标的指标;如氧量、循环水入口温度、真空严密性、高加投入率等..1、供电煤耗供电煤耗是指火电厂每向电网供1kW.h电量所耗用的标准煤量;单位：g/kW.h..它代表了一个火力发电厂设备、系统的健康水平、检修维护的工艺水平、运行管理的优化精细水平以及燃料管理水平高低的综合性的技术经济指标..我厂设计院提供设计煤耗为332 g/kW.h;按照制造厂提供的机、炉效率计算理论设计供电煤耗为318 g/kW.h..供电煤耗的计算方法：供电煤耗分正反平衡两种计算方法..原电力部规定的上报方法为以入炉煤量计量和入炉煤机械采样分析的低位发热量按正平衡计算;反平衡校核;以煤场盘煤调整后的煤耗数据上报..集团公司规定正反平衡差不得超过5 g/kW.h..正平衡供电煤耗：供电煤耗=标煤量/供电量=标煤量/发电量-厂用电量标煤量=原煤量×入炉低位热值/标煤热值正平衡供电煤耗反映了一个火电厂综合能耗管理水平;计算的准确性主要与皮带秤计量的准确性和入炉煤采样的代表性有关..反平衡供电煤耗：反平衡供电煤耗是指以汽轮发电机组热耗率、锅炉效率、管道效率、厂用电率直接计算得出的供电煤耗..他直接反映了机组的效率水平;其优点是随时都于机效、炉效等技术指标有直接因果关系;影响煤耗变化的因素直观;便于日常开展指标监控..计算的准确性主要与现场表计的准确度和机组运行的稳定性有关..供电煤耗=热耗率/29.308×锅炉效率×管道效率/1-厂用电率供电煤耗管理的两个环节：供电煤耗与原煤的采购、检质、计量、存储、入炉燃烧、机组效率、负荷率和关口表的计量等诸环节都有关系..入炉以后的环节管理不好;会导致机组效率降低;运行煤耗升高;我们称为技术煤耗；而入炉前环节管理不好;将直接导致煤耗虚高;我们称为管理煤耗；只有同时管好这两个环节;才能有效降低一个火电厂的综合煤耗..2、生产厂用电率生产厂用电率是指发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率..3、综合厂用电率综合厂用电量与发电量的比率：综合厂用电率 =发电机有功电量—上网电量/ 发电机有功电量；直接厂用电率 = 高厂变有功电量 / 发电机有功电量4、利用小时发电量与发电设备平均容量的比率;是反映发电设备时间利用水平的指标..5、单位发电油耗单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量..单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量6、单位发电油耗单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量..单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量7、综合发电水耗单位发电用新鲜水量是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量不含重复利用水;主要有除灰用水、冷却塔排污水、转机冷却用水等未回收部分..单位：kg/kwh综合发电水耗=发电用新鲜水量/发电量8、补水率 %发电补水率指统计期内汽、水损失量;锅炉排污量;空冷塔补水量;事故放水汽损失量;机炉启动用水损失量;电厂自用汽水量等总计占锅炉实际总增发量的比例..DL/T904-2004发电补水率=发电补水量/∑锅炉增发量×1009、汽水损失率 %指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总增发量的百分比..汽水损失率 =汽、水损失量/∑锅炉增发量×100汽、水损失量=Dfd-Dwq+Dzy+Dwg+Dch+Dpw +Dhs10、锅炉效率 %锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比..分正反平衡两种计算方法;一般火电厂采用反平衡计算法;我厂9、10机组设计锅炉效率92.23%;实际运行在91%左右;锅炉效率1个百分点影响机组煤耗约3.5 g/kW.h..影响锅炉效率的主要参数有排烟温度、飞灰、煤质等..11、排烟温度℃排烟温度指锅炉低温空气予热器的出口烟气温度..排烟温度升高会造成排烟焓增加; 排烟损失增大; 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/kW.h..我厂9、10机组在空预器入口温度为20℃时设计排烟温度为133℃..空预器性能、烟道积灰、炉膛、制粉系统漏风、灰分增大、风量和燃烧调整等因素直接影响排烟温度指标..12、空气预热器漏风率 %空气预热器漏风率;为漏入空气预热器烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气质量之比率..式中：α分别为空气预热器出口、进口处烟气过量空气系数过量空气系数计算方法：21/21－该处的氧量空预器漏风对锅炉效率影响较小;它主要影响吸、送风机电耗..我厂空预器改造后保证值为9%;目前在10%左右..13、飞灰可燃物 %飞灰可燃物指飞灰中含碳量占总灰量的百分率..飞灰可燃物反映炉内燃烧的好坏;反映碳元素燃烧的程度;是影响锅炉效率的第二大因素..我厂设计飞灰为4.2%;实际运行在2.5-3%;一般情况下;飞灰1个百分点影响煤耗1.3 g/kW.h..14、氧量 %烟气含氧量反映烟气中过剩空气的多少;是氧量与烟气量的体积百分比..炉烟氧含量的大小影响燃烧效果;氧量不足;烟气中会产生一氧化碳、氢、甲烷等气体;增加化学不完全燃烧热损失;同时也会造成飞灰增大;氧量太大则会造成排烟量增加;排烟热损失增大;因此氧量是锅炉燃烧调整的重要参数..我厂设计炉膛出口氧量为4.2%..15、制粉单耗 kWh/吨原煤指制粉系统磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、给粉机等每磨制1吨原煤所消耗的电量..制粉单耗=制粉系统耗电量/入炉原煤量制粉单耗指标主要反映煤的可磨性和制粉系统运行的经济性;同时也可从侧面反映入炉煤计量的准确性..提高制粉系统出力是降低制粉单耗的最有效途径..16、制粉耗电率 %指统计期内制粉系统消耗的电量占机组发电量的百分比..制粉电率在反映煤的可磨性和制粉系统运行经济性的同时;更直接的反映了入炉煤热值的高低..17、煤粉细度 %煤粉细度是指将煤粉用标准筛筛分后;留在筛子上的剩余煤粉质量占筛分总煤粉质量百分比..火电厂一般使用R90和R200两种规格的筛子; R90表示孔径筛孔的内边长为90微米;留在筛子上的煤粉越多;煤粉细度约大;煤粉越粗..我厂设计的煤粉细度为12+2%..煤粉细度主要影响飞灰和制粉单耗等指标..18、低位发热量 kj/kg低位发热量是指燃料经完全燃烧;但燃烧物中的水蒸汽仍以气态存在时的反应热;它不包括燃烧中生成的水蒸汽放出的凝结热..我厂设计的入炉煤低位发热量为24110 kj/kg;目前实际运行在19000 kj/kg左右;它主要影响炉效和厂用电率等指标..19、灰分 %煤炭中所有可燃物质在815±10℃下完全燃烧以及煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣;称为灰份..我厂设计收到基灰分25.62%;实际运行为31%左右;它主要影响排烟温度和制粉单耗等指标..20、挥发分 %煤炭在900±10℃下密闭加热到1分钟以后;从煤中分解出来的液体蒸汽状态和气体产物;减去煤中所含的水份;即为煤的挥发份..挥发份一般用干燥无灰基表示Vaf..我厂设计干燥无灰基挥发份15.85%;实际运行为17%左右;它是决定锅炉着火和燃烧稳定性的重要指标;主要影响飞灰可燃物..21、送、引风机单耗 kWh/吨汽指锅炉产生每吨蒸汽送、引风机消耗的电量..送、引风机单耗=送、引风机耗电量/∑锅炉增发量送、引风机耗电率=送、引风机耗电量/∑发电量×10022、一次风机单耗 kWh/吨煤一次风机单耗=一次风机耗电量/∑入炉煤量23、除灰、除尘单耗kWh/吨煤是指产生一吨蒸汽除灰、除尘系统所有耗的电量..除灰、除尘用电主要包括炉排、捞渣机、碎渣机、冲灰泵、除尘泵、灰浆泵、轴封泵、电除尘器及照明用电量等..24、汽轮发电机组热耗率 kj/kWh是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量..它反映汽轮发电机组热力循环的完善程度;是考核其性能的重要指标..一次中间再热汽轮机的热耗率计算公式：我厂9、10机组设计的热耗率为8005kj/kWh;目前实际运行在8500kj/kWh左右..25、汽轮发电机组绝对电效率汽机效率%汽轮发电机组每发一千瓦时电能;占汽轮机内所消耗热量的百分数..我厂设计44.97%;实际运行在42.4%左右..汽机效率=3600/汽轮发电机组热耗率×10026、给水温度℃指最后一个高压加热器出口的联承阀后给水温度..利用抽汽加热给水;目的是减少汽机侧冷源损失;提高循环热效率..给水温度与高加投入率、机组负荷、加热器性能、给水旁路严密性等关系密切..我厂设计为271 ℃..27、高加投入率 %高加投入率是指高加投入时间占机组运行时间的百分比..它与高加的启动方式、运行操作水平、检修工艺、和高加本身的性能有密切关系;三台高加全部停运;影响煤耗约9.5 g/kW.h..28、真空度 %真空度是指真空占大气压力的百分率..提高真空度目的在于降低排汽压力..排汽压力愈低;绝热焓降愈大;汽机热效率就高..但有个限度;即达到极限真空为止..超过极限真空;反而不经济..我厂设计绝对排汽压力5.39kpa..真空度降低1个百分点大约影响热耗率的1%;约3 g/kW.h..29、凝汽器端差℃排汽温度与凝汽器出口水温度之差为凝汽器端差..凝汽器设计端差一般选4.5-6.5℃..端差增大;排汽温度和压力增大;真空变坏..端差与循环水流量、凝汽器结构、汽阻、真空泵性能、铜管的清洁程度、真空系统严密性等有关..端差增大1℃约影响真空0.3kpa;煤耗1 g/kW.h..30、真空严明性 Pa/min真空严密性是指机组真空系统的严密程度;以真空下降速度表示.. 真空系统下降速度=真空下降值Pa/试验时间min试验时负荷稳定在80%以上;关闭连接抽气器的空气阀最好停真空泵;30S后开始每0.5 min记录机组真空值一次;共计录8 min;取后5 min的真空下降值;200MW 以上机组平均每分钟应不大于400 Pa为合格..31、凝结水过冷度℃凝结水过冷的温度称过冷度..凝结水过冷使循环水带走过多的热量;反而使机组的经济性降低..正常运行时过冷度一般为0.5-1 ℃..过冷度=排汽温度-凝结水温32、循环水入口温度℃指进入凝汽器入口冷却水温度;是影响真空度重要指标之一..当凝汽器热负荷和循环水量一定时;循环水入口温度愈低;冷却效果越好;真空会越高;闭式循环机组入口温度除与季节气温有关外;还与冷却设备水塔、喷水池的冷却效率有关..设计为20 ℃..33、循环水温升℃指排循环水出口温度与入口温度之差..他与循环水泵出力、系统阻力、铜管结垢、堵杂物造成循环水量变化有直接关系..同负荷下温升的大小;说明循环水量的大小;因此可作为循泵调度的参考指标..温升变化1℃;影响热耗变化0.3-0.5%;煤耗1-1.5 g/kW.h..。

[300MW直接空冷机组真空严密性试验方法探讨]真空严密试验最新标准直接空冷机组庞大的空冷凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分,其作用是在汽轮机排汽口处建立并维持真空,使蒸汽在汽轮机内膨胀到指定的凝汽器压力,以提高汽轮机的可用焓降,将焓降转变为机械功,同时将汽轮机排汽凝结成水,重新作为锅炉给水补到热力循环系统中。

其运行工况的正常与否,直接影响到整个机组的安全和经济运行。

凝汽器的真空,即汽轮机的排汽压力,是蒸汽在凝汽器内凝结与凝结水之间形成的平衡压力。

汽轮机排汽在恒压下将汽化潜热传给冷却介质,凝结成水。

蒸汽凝结成水时,体积骤然缩小(在正常情况下体积约缩小300000倍),所以凝汽器内会形成高度真空。

机组在实际运行中，进入凝汽器(ACC)的气体主要来自负压系统的管道、阀门和汽轮机低压缸的微漏，此外新蒸汽、疏水,蒸汽排放及凝结水系统的补水等也要带入一部分气体。

机组在正常运行中进入热血传奇私服凝汽器的气体，实际上并非纯蒸汽,而是汽、气混合物。

凝汽器内的压力就是这些混合气体的分压力之和。

系统设置的真空泵就是不断地将漏入凝汽器的不凝结气体抽出,以免漏入凝汽器的不凝结的气体逐渐累积,使凝汽器内的压力升高，不可凝气体影响ACC换热,使得真空下降，机组效率降低，此外漏入空气会使凝结水含氧量高导致凝结水系统管道，设备腐蚀。

机组冬季运行,漏入的气体会形成气穴，影响管束内蒸汽的流动，导致ACC管束局部过冷。

2真空严密性试验的方法及标准 2.1真空严密性试验的方法目前大容量机组普遍采用全部停运真空泵开始计时8min，取后5min 的平均值计算真空下降值的方法进行真空严密性试验。

有的电厂采用停运真空泵，计时15min～30min，取全部时段的平均值计算真空下降值。

后一种方法由于时间长，机组运行工况无法保证不变。

空冷机组真空受环境温度、风向、风速等的影响本身在发生改变，真空的下降值不能全面、准确的反映ACC的空气漏入量。

前一种方法因为时间短，受外界影响较小，从实际试验情况看，也能比较正确的反映空冷系统的严密性，目前普遍被采用。

真空严密性试验的目的是检查汽轮机负压区域是否存在，由于设备原因导致的漏空气现象，并且这样缺陷有可能发展严重威胁到真空，威胁到机组而进行的一种试验。

在机组正常运行时，由于真空泵的作用，如果系统只有很小漏量，时完全能满足正常运行时的真空，如果漏量大又没及时发现就可能造成事故，所有要隔离真空泵，通过分析真空下降趋势来判断系统漏量，如果做出来是不合格的（表示漏量大）要立即对真空系统进行检查，找出原因，及时处理。

至于为什么不能在大负荷情况下做的原因我想是因为低负荷负压区大将更真实反映真空系统是否严密。

先说一下为什么不定在额定负荷：做真空严密性试验时，总是不可避免的会出现真空下降，如果此时机组处于额定负荷运行，会有什么现象？真空差了，协调指令还是额定负荷，那势必会造成蒸汽流量的增加，如果真空变得很差，那蒸汽流量就会增加更多，在额定负荷下，蒸汽流量只要少许增加，汽机就会过负荷，就会造成轴向位移增加等一系列不正常变化，因此，这个试验不能在额定负荷下做。

; C1 B2 \# I) S% w4 @; ^8 Y: k6 B9 @# D. }; s) [+ ]6 `; A& R' \7 C6 V再说一下为什么不定在50%负荷：这个原因大家也都说的很清楚了，负荷越低，真空系统漏点越多，实际上到了80%负荷，该是正压的地方已经是正压了。

不在50%负荷下做，还有一个原因就是考虑到试验时的方便性与可操作性，想想看，如果放在50%负荷做，是不是为了这个试验运行人员还得停磨煤机，这样操作起来不经济也麻烦，一般的机组都能在70-100%负荷范围内不用切磨的，运行人员直接点点鼠标就行了。

再说了，为了试验把负荷降到50%负荷，也影响电厂的总的发电量呀。

呵呵。

% ?8 H2 n1 O ?8 H! J8 w+ `$ W- t. G3 w那我再问大家一个问题，刚才说了，50%负荷下，真空系统的漏点要比80%负荷多，那么，为什么在50%负荷时我们没有发现汽机的真空比80%负荷低呢？% g+ N8 C2 N% G ^其实，影响汽机真空的不仅仅是漏点，还有一个重要的方面就是凝汽器的热负荷。

电厂汽轮机真空严密性不合格原因分析及处理摘要：汽轮机真空严密性是衡量汽轮机真空系统漏气量大小的一个重要指标。

本文首先对汽轮机出现真空严密性不合格的主要原因进行阐述，然后分析常见处理方法和处理要点，最后提出相关对策，旨在为促进我国电厂汽轮机稳定运行提供帮助。

关键词：电厂；汽轮机；真空严密性；措施分析1电厂汽轮机出现真空严密性不合格的主要原因①可能出现了低压轴封漏空气问题，它导致低压缸轴端气封原安装梳齿密封结构被有效封闭，它的气封径向间隙预留尺寸范围在0.6~0.9mm左右。

不过考虑到齿牙中间存在环形腔室，因此它的环向流动可最大限度减少涡流降速效果。

该过程中还必须考虑到阻气偏差效果问题，如果泄漏量过大可能会导致机组启停过程中胀差会变大，其汽封短齿部分会出现明显的“掉台”问题，漏气严重，弹簧片弹性也会相应减弱，汽封块间隙变大。

所以在机组运行过程中必须深度考量这一问题，适当提高轴封压力时刻检查其是否存在内漏问题。

②真空系统中的法兰结合面容易出现泄漏问题，在进行灌水查漏过程中如果发现问题必须进行消缺处理，根据真空系统取样和仪表管路状态进行分析，保证在每次冷态启动之前都进行一次灌水查漏实验，检查其法兰界面是否存在泄漏问题。

③系统轴封加热器必然会存在多级水封漏空气状况，它导致机轴多级水存在排气阀加装过程中出现了严重的内漏问题，且水封在此时被严重破坏，无法正常运行。

2常见的汽轮机真空严密性分析方法目前，常用的真空系统查漏方法有：压水查漏法、打压法、氦质谱仪检漏法、超声波检漏法。

其中，氦质谱仪查漏法主要工作原理是将氦质谱仪的吸枪口直接连到机组抽真空设备水环真空泵汽水分离器的出口，根据设备状况、运行参数,初步分析机组可能的泄漏点，然后将氦气持续喷到可疑处，如该处有泄漏，氦气会被吸入机组真空系统，经过几分钟时间，被机组吸入的氦气会通过真空泵排出而进入吸枪，被吸进氦质谱分析仪，氦质谱仪利用不同气体具有不同压缩比的特点和不同荷质比的气体离子具有不同电磁特性的特点将示踪气体氦气检测出来。

东亚电力（厦门）有限公司#2机组真空检测治理报告西安世豪电力科技有限公司2013年7月工作单位：西安世豪电力科技有限公司工作人员：王鑫.韩从飞.王耀祖项目负责人：王鑫工作时间：2013年7月编制：王鑫1真空系统查漏目的1)汽轮机真空系统漏入空气时，由于空气的存在，蒸汽与冷却水的换热系数降低，造成凝汽器换热效率下降。

当漏入空气大，水环真空泵不能够将漏入的空气及时抽走，就会导致机组的排汽压力和排汽温度上升，这样就会降低汽轮机组的效率，同时可导致凝结水溶氧增加，造成低压设备氧腐蚀。

因此法规规定，真空下降速度应小于400pa/min，当超过时应查找原因。

2)东亚电力（厦门）有限公司#2机组真空严密性不合格，高达900pa/min，为此委托我公司进行查漏和治理，通过治理达到要求270 pa/min以下。

2机组概况1)东亚电力#2号机组汽轮机是配套西门子SGT5-4000F系列燃气轮机用的联合循环汽轮机。

燃机-汽机采用一拖一、单轴布置方式。

联合循环汽轮机采用了西门子典型HE型汽轮机结构形式，上海电气电站设备有限公司按照西门子的技术和规范设计制造。

2)汽轮机为SIEMENS公司生产的型号为H30-25，E-30-25-1×12.5（TCF1）三压、再热、双缸凝汽式汽轮机，室内安装，全周进汽式，无调节级，主要以滑压方式运行，采用高压、中压、低压蒸汽旁路系统。

从高压过热器来的主蒸汽经高压缸做功后，经再热冷段在再热器前与中压过热器来的蒸汽汇合后进入再热器，而后经再热热段进入中压缸，做完功后的蒸汽从中压外层进入低压缸，低压过热器来的蒸汽在低压缸内汇合后进入低压缸做功，低压缸排汽轴向排入凝汽器。

汽轮机只有一个低压排汽缸，无高、低加等回热系统。

机组布置见下图：3真空系统漏点检测范围根据东亚电力（厦门）有限公司机组的具体情况，确定对如下设备检进行详细检测：1)凝汽器及相连的负压系统2)凝结水泵系统3)抽真空系统4)与真空相连的疏水系统5)主机高.中低压缸轴封等所有与真空相关的系统6)真空系统中焊缝、管接头、法兰和阀门接合处，轴封及预留口等一切可能存在的泄露部位等等4检测和治理时间甲乙双方约定的检测治理时间：2013年7月1日至7月31日，实际工作时间为7月9日至17日。

真空系统严密性保证措施一、概述在汽轮机真空系统严密性试验中，真空下降速度是评价真空系统严密性的重要指标。

由于机组真空系统是一个庞大而复杂的管道系统，没有一套科学、实用、可操作的质量保证措施，真空系统严密性很难实现。

为确保#1机组真空系统严密性指标控制在0.3KPa/min 以内，我们将采取以下保证措施。

二、组织保证三、措施保证1、凝汽器安装1.1 本台机组凝汽器安装由制造厂派人员进行安装，凝汽器安装质量由制造厂进行控制。

1.2 凝汽器封闭a.凝汽器接颈内部全面清理，待低压缸具备拼装条件后，开始拆除隔离层。

在拆除过程中，一定要注意不能让物件落入不锈钢管区伤害不锈钢管。

b. 人孔门封闭前必须将结合面清理干净，垫片放置在中间位置，对称紧固螺栓，需经检查确认、验收合格。

c.抽汽管道及低压缸连接的密封焊需经验收合格。

1.3 设备接口全面检查，封闭备用接口。

设备外部连接管道全部接通后，根据设备接口列表对所有接口逐一检查，是否存在法兰接口不严密或焊接接口漏焊的现象。

备用口全部封闭，检查结束办理检查签证单，检查人员在签证单上签字。

2、凝泵安装2.1 凝泵进出口法兰连接严密，无泄漏。

2.2 凝泵入口滤网上盖垫片完好，螺栓紧固无泄漏。

2.3 出口管道插在滤网后的管道上。

2.4 凝泵盘根水封正常，入口管道疏水阀及放气阀严密无泄漏。

2.5 凝泵的空气管需要符合规范及制造厂要求进行3、系统管道、阀门安装3.1系统阀门安装前必须有制造厂出厂厂合格证，并验明无误后方可安装。

3.2阀门安装前必须核对阀门型号与连接方式，真空阀不得以其它型式的阀门代替。

3.3阀门尽可能的使用焊接式，法兰式的螺栓坚固需方向、长短一致，垫片与法兰相配套。

3.4采用法兰连接的阀门，法兰密封面接触良好。

在安装法兰连接件时，要仔细检查其接3.5汽水管道法兰垫片采用不锈钢石墨缠绕垫片，安装时冷紧，热态运行时热紧。

3.6 减少管接头连接，多采用焊接连接。

有些小管径管子为拆卸方便，采用管接头连接，就增加了漏点，所以在安装过程中，注意管道走向，在必须采用管接头连接的情况下，尽量采用球形接头的管接头。

真空严密性试验要求
1、负荷在250～300MW之间和200MW时进行（即：高低负荷各做一次），做试验时，机组维持某一负荷不变，以确保排汽量无较大变化；
2、机组的风机控制退出自动运行，切为“手动”，即保持当时高低速运行台数不变；
3、环境风速较小，尽量小于3m/s；
4、试验期间，环境温度尽可能变化小；
5、真空泵入口门操作采取先关门，后停泵方法进行（备用真空泵入口门可以先关闭）；
6、轴封维持正常运行压力，尽量维持不向外冒汽；
7、凝结泵密封水适量开启，以不向外甩水为准；
8、特殊情况下（如调整前后机组严密性比较时）做严密性时，可将轴封、密封水调大进行；
9、计算方法：
1）、开始计时时间以关门、停运真空后时间为准；
2）、每次做试验时间为30分钟，取后20分钟试验数据求平均值，即为严密性试验结果。

运行部
2008年1月。

第一条为落实《中国国电集团公司绿色火电站建设指导意见》，在工程建设全过程实施精细化管理，提高投产质量，特制定《汽轮机真空严密性质量控制指导意见》 (以下简称《指导意见》)。

第二条本《指导意见》提出了汽轮机真空严密性质量控制的目标、措施，以及检验、验收、签证等环节的要求。

第三条本《指导意见》合用于集团公司系统控股建设的所有火电工程项目。

第四条集团公司负责汽轮机真空严密性质量控制的指导意见的制定、修改工作，并定期检查指导意见的执行情况。

第五条各分(子)公司负责催促检查项目公司落实指导意见，并对工程质量进行检查考评，对最终质量结果提出考核意见。

第六条项目公司应负责组织项目参建单位，将指导意见主要内容落实到合同条款、工程相关技术文件中，加强工程建设过程精细化管理。

项目公司对项目安装完成后质量进行检查和评估，如汽轮机真空严密性达不到良好以上要求，属安装单位未严格执行质量控制措施，对安装单位、监理单位按合同进行处罚。

第七条汽轮机真空系统严密性是关系到汽轮机安全、经济运行的一项重要指标。

真空系统严密性差不仅会造成汽轮机循环效率降低，同时增加了抽真空设备的功耗，严重时会导致汽轮机轴向推力变大、轴承振动增大。

第八条真空系统严密性评价指标：真空下降速度≤0.4kPa/min 为合格；真空下降速度≤0.27kPa/min 为良好；真空下降速度≤ 0.133kPa/min 为优秀；第九条真空系统严密性控制的关键部位：凝汽器本体；与凝汽器本体相关的外接设备和系统。

第十条真空系统严密性控制的主要环节：凝汽器本体安装；与凝汽器本体相关的外接设备和系统安装；凝汽器真空严密性检查；凝汽器真空严密性试验；验收及签证。

第十一条基本要求1、项目公司签订安装合同和监理合同时，必须明确真空系统严密性质量控制要求，在合同中明确奖罚条款。

2、监理单位在安装前应组织对施工方案进行审查。

施工方案中应包括保证真空系统严密性的控制措施，项目公司应参预审查并提出意见。

直接空冷系统真空严密性研究（1、山西大唐国际云冈热电有限责任公司，山西大同037039 ）（2、华北电力大学能源与动力工程学院,，北京10220）摘要：真空严密性试验是确定凝汽器真空是否泄漏的重要方法，而漏空气是影响直接空冷机组真空的主要因素之一。

从理上分析了空冷凝汽器经历的传热和热力学过程，建立了空冷凝汽器真空严密性的数学模型，由此得到了进行严密性试验时背压随试验时间的变化关系，为分析空冷机组真空严密性变化规律提供了依据。

以200MW空冷机组数据为例进行了实例计算，对比实际进行真空严密性试验测得的关系曲线，两者基本相似。

并由此引出对不同容量的直接空冷机组真空严密性试验标准的探讨，指出不同机组应根据其真空容积和设计漏空气量制定合适的标准。

关键词：直接空冷；空冷凝汽器；真空严密性；真空严密性试验；机组热经济性中图分类号：TK264.1Study of Vacuum Tightness for Direct Air-cooled SystemYin hai-yu[1](1.SHANXI DATANG INTERNATIONAL YUNGANG THERMAL POWRECO.,LTD.,Datong,Shanxi 037039,China)（2.ABSTRACT：The mathematical model of vacuum tightness experiment for condenser of 200MW air-cooled power plant is established. The relation between back-pressure and time of experiment is got through a example. And it is similar with the actual measured data. The standard of vacuum tightness experiment for the direct air-cooled units of different capacities is also discussed. This paper point out that the different units should develop an appropriate standard based on its vacuum volume and designed leakage air volume.Key words: direct air-cooled; air-cooled condenser; vacuum tightness; vacuum tightness experiment; thermal economy of unit1.引言直接空冷机组中凝汽器的一个主要作用是在汽轮机排汽口处建立并维持一定的真空，使蒸汽在汽轮机内膨胀到指定的凝汽压力，以提高汽轮机的可用焓降，将更多的焓降转变为机械功，因此真空值已成为空冷汽轮机经济运行的一个主要指标，而真空严密性是影响汽轮机真空的一个主要因素。

直接空冷机组的真空严密性试验方法及标准!"#$$%&’()*’+,-’.,’*/0"102’"10"30/45(3,#’6(3&#//7(1)81(’华北电力科学研究院有限责任公司9北京:;;;<=>刘邦泉摘要?我国北方地区普遍寒冷缺水@电站建设往往受制于水源A直接空冷方式逐渐引起重视A但直接空冷系统庞大@真空严密性试验如何进行@原先标准是否能在该系统上继续使用@是值得探讨的问题A介绍了我国首台大型直接空冷机组BB 山西大唐云冈热电有限责任公司9简称云冈热电> C;;.D直接空冷机组真空严密性试验的过程及方法@供大家参考A关键词?直接空冷E真空严密性E标准中图分类号?+F C G<H:文献标识码?6文章编号?:;;I&J:K:9C;;<>;=&;;:;&;C:真空的形成原理凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分@其作用是在汽轮机排汽口处建立并维持要求的真空@使蒸汽在汽轮机内膨胀到指定的凝汽器压力@以提高汽轮机的可用焓降@将更多的焓降转变为机械功@同时将汽轮机排汽凝结成水@再重新作为锅炉给水@参加到热力循环系统中去A其运行工况的正常与否@直接影响到整个机组的安全和经济运行A 凝汽器的真空@即汽轮机的排汽压力@是蒸汽在凝汽器内凝结与凝结水之间形成的平衡压力A 汽轮机排汽在恒压下将汽化潜热传给冷却介质@凝结成水A冷却介质的温度总是要低于被凝结蒸汽的温度@这样才能使凝汽器正常工作A由于蒸汽凝结成水时@体积骤然缩小9如在<H J L M"的压力下@干蒸汽比水的体积约大C N;;;倍>@所以凝汽器内会形成高度真空A实际上汽轮机装置不可能绝对严密@处于真空状态的汽轮机低压排汽室O凝汽器管道和阀门总会有一定数量的空气漏进来@此外锅炉来的新蒸汽O疏水@蒸汽排放等也要带来一部分气体A因此@进入凝汽器的实际上并非纯蒸汽@而是汽气混合物A凝汽器内的压力就是这些混合气体的分压力之和A因此@系统设有真空泵不断地将漏入凝汽器的空气抽出@以免漏入凝汽器的不凝结的空气逐渐积累@使凝汽器内的压力升高A凝汽器内真空越高@汽轮机的可用焓降就越高@更多的焓降转变为机械功@因此机组效率越高A 对于采用直接空冷凝汽器96P P>的机组来说@6P P使用空气作为冷却媒质@因此该类冷却系统无须使用冷却水A对于气候寒冷干燥缺水的北方地区来说@这种冷却方式更具有发展潜力@正越来越引起人们重视A对于直接空冷机组@影响真空的因素很多@主要有空冷系统进口空气的温度O 进口空气的流量O真空系统的严密性等@其中进口空气的温度完全受当地自然条件所决定@即随着气候O季节而变化@人力难以改变@而进口空气的流量则可以通过强制冷却的空冷风机在一定范围内来调节AC真空严密性的意义对6P P而言@尽最大的努力防止空气进入其真空系统是至关重要的A不可凝气体的增加可能影响排空系统的运行并导致下列危害?9:>影响6P P内换热条件@机组效率下降E9C>凝结水含氧量高导致的腐蚀问题E9I>在寒冷季节运行时@当环境温度低于Q C R时将导致凝结水结冰A真空严密性试验就是为了检验真空系统漏入空气量的大小A按照部颁标准@新建大型机组的真空严密性的指标为;H I L M"S%(1@试验以真空泵全部停止开始计时@试验进行N%(1@取后=%(1真空下降的平均值计算AI云冈热电真空系统组成云冈热电:O C号机组9C TC;;.D>是我国首次在大型机组上采用直接空冷技术A其真空系统主要包括汽轮机排汽装置O6P P及高低压加热器O凝结水箱O本体疏水泵等组成A系统抽空气靠I台水环真空泵A在正常情况下@采用一用一备的;:华北电力技术U V W+X P X Y U6Z[Z P+W Y PM V DZ W U/\=C;;<万方数据方式来排除真空系统的不可凝气体!"真空严密性试验过程由于直接空冷系统过于庞大#就如何进行真空系统严密性试验#参建各方都没有太大的把握!最后决定先按部颁标准方法先进行试验#看试验结果如何#再进行讨论!$%%&年’%月$$($)日#我们在空冷风机投自动位置和手动位置分别进行了’号机组真空严密性试验!试验时全部真空泵停止运行!试验共进行了*+,-#机组负荷分别为$%%./和’*% ./#具体试验数值见表’!表00号机组真空严密性试验结果试验时间1+,-空冷风机自动位机组负荷$%%./空冷风机手动位机组负荷’*%./真空1234真空1234%5667)56$7$’5667656$$5667856’78&5667$56’7’"5697)56%7685697656%7"95697856%65697&59)7**5697’59)78两次真空严密性试验结果分别为%7$$2341+,-和%7&$2341+,-!从试验结果看#空冷风机在自动位置时#真空严密性较好!我们认为这主要是因为直接空冷系统比较庞大#真空泵抽走的不单是空气#同时还抽走了一部分蒸汽#而且试验时机组投入协调控制#当真空开始下降时#蒸汽焓降减少#作功能力降低#汽机负荷降低#协调控制为维持汽机转速#发指令使汽机调门开大#导致进汽量增大!当真空泵停止后#这部分蒸汽导致了:;;短时间内热负荷增加#因此#试验前几分钟真空下降较快#随着试验的进行#蒸汽和凝结水之间重新达到平衡点#真空下降速度减慢#这时候真空下降的数值才能反映系统漏入空气量的多少!风机投自动时#由于试验时风机转速稍有增加#:;;内蒸汽和凝结水之间很快达到平衡点#因此#对空冷机组来说#应该在风机投自动的情况下进行试验比较合适!如果风机转速控制采用手动控制#即在试验时保持不变#那么为保证机组进汽量不变#应该将机组协调切除#保证汽机调门开度不变#即<=>功率反馈也不能投入!为保证进入:;;的蒸汽能充分凝结#试验时空冷风机转速最好以高转速运行#这样可以排除蒸汽不能凝结的影响!$%%&年’’月’%日#我们在空冷风机自动的情况下#又进行了一次试验#试验时负荷’68./#真空5687$234!具体试验数值见表$!表?负荷为0@A./时真空严密性试验结果试验时间1+,-真空1234试验分钟数1+,-真空1234 %5687$656$76’56"7**56$798$56"79)56$79&56"7%’%56$788"56&78’’56$7"8856&7%’$56$7"8956$7*本次试验前*+,-真空严密性结果为%7$62341+,-!由于本次试验持续时间较长#我们可以看出#在最后8+,-内#真空下降幅度很小#才%7%82341+,-!说明漏入系统的空气量很小!通过试验#参建各方一致认为机组真空系统严密#达到了部颁标准要求!8对试验标准的探讨空冷厂家B=:公司对真空系统的要求#机组在分部试运期间安装完成之后#对:;;的真空系统实施分三段进行$"C气压法气密性试验D试验压力8%234E!试验系统包括汽轮机后的排汽管道(配汽管道(:;;的换热管束(连接管路D凝结水(抽气E(水箱D疏水(凝结水E等各部分!试验标准是压力下降不超过82341$"C时认为系统严密!分段打压后系统进行整体气密性试验#方法同分段打压#标准为系统压力下降不超过’% 2341$"C时认为系统严密!从气密性试验的要求来看厂家对真空系统的要求相当高!这主要是为了确保真空系统的高度严密!从电建公司在安装过程中的实际试验结果来看#达到这一要求并不难!因此#%7&2341+,-的真空严密性标准#对直接空冷机组来说应该还是可以适用的!对于真空严密性试验的时间#空冷厂家B=:公司要求试验时间为’%F’8+,-!这主要是考虑直接空冷系统的真空系统比较庞大#真空泵停止运D下转第’"页E’’G H I8$%%"华北电力技术G J K L>;>M G:=N=;L K M;3J/=K万方数据取上述哪中方案!设备都要进行改造"第一个方案要换除盐水泵!第二个方案要换排汽装置疏水"新建直接空冷机组应接受云冈热电在凝结水系统的经验教训!在建设期间就要充分考虑直接空冷机组真空系统和凝结水系统的特点!采取上述措施!使系统更加合理!将凝结水溶氧尽量控制在合格的范围内"#收稿日期$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$%&’’()’*)&+,#上接第-页,.*顺流风机与逆流风机的出力匹配问题现有的风机控制方式下!顺流风机和逆流风机接受同样的指令而同时提高或降低转速"其实!顺流和逆流风机不一定要同等程度的增减频率!逆流风机可以有稍许偏置!例如顺流风机*+/0时!逆流风机达到*1/0!这样也许能够更快更有效地保证真空!同时经济性更好"这一点尚需要试验研究加以考证".(结论上述十多个问题涉及了空冷系统的布置2风机调节2空冷机组安全和经济性特点2空冷系统日常运行维护等等!点多面广"一些问题和想法尚未经过现场试验和理论计算进行论证"此外!空冷机组的有关潜在问题也会逐步暴露出来"#收稿日期$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$%&’’()’*)&+,#上接第..页,行后系统稳定需要的时间相对要长一些"但我们从这&台直接空冷机组的调试来看!只要空冷系统安装时把关比较严!按标准进行1345的试验也能保证机组真空严密性指标在合格范围之内"6结论尽管直接空冷机组真空系统比较庞大!但完全能按照部颁标准’7*89:;345的真空严密性标准进行试验"#收稿日期$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$$%&’’()’()&+,<消息<长三角将再建=>???@A 核电站正为今后电力紧张发愁的长三角!最近传来好消息!未来几年!上海临近省份的沿海地区将上马一批核电站建设项目!预计总容量为.*’’’BC "据了解!&’’(年是上海缺电情况相对严重的一年"上海电力公司预测!夏季最高用电负荷将达到.6D ’’BC !同比增长.+7&EF 夏季上海新增发电机组容量为-’’BC !市外受电最大为*’(’BC "在不考虑备用应急电力的情况下!上海的电力缺口仍高达*.&’BC "为缓解长三角电力紧张的核电规划包括秦山核电四期.&’’BC 机组2浙江台洲三门6’’’BC 2福建莆田(’’’BC 2江苏连云港(’’’BC !其中.’’’BC 将于今年年底投产"而秦山核电站二期2三期新投产发电的机组包括.台6+’BC 和&台D &1BC "来自华东电网公司发展规划部门的消息说!目前这些核电站项目的前期筹备工作正在紧锣密鼓地进行!估计将在&’’+年或&’’6年开工建设!&’.’年左右将正式投运发电!届时将大大缓解长三角乃至华东地区的电力供应困难!改写当地过多依靠外来供电的历史"目前!华东电网公司已与秦山核电站二厂2三厂在上海签定了购售电合同!合同规定&家电厂&’’(年将向华东电网提供不少于.+’亿8CG 的电量!据悉上海将从秦山核电中分得四分之一左右的份额"有关人士表示!秦山核电站将对上海及其他临近省份的缺电情况起到缓解作用"另外!三峡水电站日前已决定将超计划发电以支援其他缺电地区!秦山核电站也将加快二期机组的投运速度"华北电力科学研究院信息所(.华北电力技术H I J K /L /M H N O P O L K J M L9I CO J H QR +&’’(万方数据。

浅谈汽轮机组真空系统严密性摘要分析形成原理及影响机组真空的主要因素,特别是真空严密性,结合我厂两台200MW机组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。

关键词凝汽器;真空;方法;措施众所周知,机组凝汽器真空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。

1提高汽轮机组真空系统严密性的经验凝汽器真空下降,会使蒸汽在汽轮机内的焓降减少,从而使汽轮机出力下降和热经济性降低。

一般真空下降1%,汽耗约增大1%-2%。

同时焓降减小,还会增大级的反动度,使轴向推力增加,从而使推力轴承受的负荷加大,严重时会使推力瓦块乌金熔化。

此外,凝汽器真空下降,使低压缸排汽温度升高,造成低压缸热膨胀变开和低压缸后面的轴承上抬,破坏机组的中心从而发生振动,也会使凝汽器钢管的内应力增大,以致破坏凝汽器的严密性,还会使低压段端部轴封的径向间隙发生变化,造成摩擦损坏。

汽轮机组的真空系统是由抽真空系统和轴封系统两部分组成,其作用就是用来建立汽轮机组的低背压,也就是用来建立凝汽器的高真空,使蒸汽能够最大限度的把热焓转变为汽轮机的动能。

在汽轮机组尚未投入运行时,凝汽器中的真空取决于抽真空系统所建立的真空;在汽轮机组投入运行后,抽真空系统只是把泄漏到汽轮机内部的空气和不凝聚气体及时抽走,凝汽器内的真空主要取决于进入凝汽器内的蒸汽与循环冷却水的热交换情况,而蒸汽与循环冷却水的热交换情况主要取决于凝汽器的换热面积、循环冷却水温度(循环冷却水温度取决于当地的环境温度)和循环水量。

由此可见,在具体的电厂生产环境下(也就是说,在具体的环境温度条件下),要确保凝汽器内具有良好的真空,必须保证抽真空系统性能良好,有足够大的凝汽器换热面积和足够的循环冷却水量。

2019年 05月#1机真空严密性报告试验人员：试验日期：报告编写：审核：批准：一、试验目的汽轮机凝汽器严密性的好坏直接关系到凝汽器真空和凝结水品质。

真空严密性检测的目的是检测凝汽设备真空系统内的管路、附件以及凝汽器本身的各个结合面的严密程度，判断凝汽器以及真空系统严密性的优劣，找出漏点，提高机组经济性。

二、试验依据DL/T1290013直接空冷机组真空严密性试验方法三、试验条件1.空冷岛顶部环境风速不大于3m/s。

2.应在无雨、无雪的气候条件下进行试验。

3.备用真空泵工作性能应正常，在良好备用状态。

4.应停运空冷岛喷淋冷却装置。

5.机组各设备运行正常。

四、试验要求1.试验期间机组负荷应在480MW以上稳定运行。

2.应解除机组AGC控制，保持进汽调门开度不变。

3.应维持主再热蒸汽参数不变。

4.应保持空冷风机转速和运行风机台数不变。

5.停止运行真空泵并开始记录时间。

五、实验步骤1.关闭水环真空泵入口门，停运水环真空泵。

2.每30s一次记录排气压力,记录10分钟。

3.启水环真空泵，打开水环真空泵入口门。

4.保持其他条件不变，继续记录排汽压力，直至排汽压力基本恢复到试验前水平，结束试验。

六、试验注意事项1.试验期间应保证汽轮机安全，振动、胀差等主要参数在规定范围内运行。

2.试验中应记录机组负荷、环境风速、环境温度、风机频率、风机运行台数、轴封供汽压力、主再热蒸汽压力、温度。

七、试验标准及判据1、空冷机组真空下降不超过100Pa/min且每个数据波动不超过50Pa为优良，真空下降不超过200Pa/min且每个数据波动不超过50Pa为合格。

2、试验时，启水环真空泵后，机组背压恢复到基本稳定的时间小于机组背压上升时间。

八、试验时机组相关参数九、试验数据分析及结论（见附表）。