凝汽器抽真空系统存在问题的分析与解决

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影响凝汽器真空的原因和解决方法

影响凝汽器真空的原因和解决方法摘要：凝汽器主要作用是将汽轮机排汽凝结成水，去除非凝结气体，并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度，使得低压缸排汽参数尽可能低以提高汽水循环的效率。

所以保持凝汽器真空对整个机组的经济性和安全性很关键，在最近468MW机组的启动过程中，出现了真空达不到要求的情况，遂逐一排查，最终找到影响真空的漏点，经过处理后凝汽器压力恢复正常。

关键词：凝汽器；真空；真空泵；凝泵上海闵行燃气发电有限公司是上海电力控股投资的示范性工程项目，本工程建设1套468MW（F级）和一套745MW（H级）燃气-蒸汽联合循环发电机组。

本次启动试验是F级工业重型燃气轮机，后文统称为2号机。

2号机抽真空系统的主要设备包括：2台100%容量的真空泵，1台凝汽器，及其连接管道、截止阀、隔绝阀、控制阀等。

凝汽器型式为单背压、单壳体、双流程、轴向排汽。

两台真空泵为双级水环式真空泵，相比传统的单级泵，其抽气性能曲线下降平缓，可获得的空度更高，能耗更低，抗汽蚀能力也更好。

在常规运行中，在单台真空泵投入下，凝汽器背压达到5-9kpa的运行标注，满足燃气轮机的启动条件。

但在某次机组启动过程中，开启单台真空泵后，凝汽器背压始终维持在55kpa无法下降，真空无法完全建立，使机组启动陷入停滞。

一、真空无法下降的主要原因大气中的空气进入凝汽器负压系统是引起凝汽器真空下降的主要原因，在道尔顿的分压定理里在温度与体积一定时，混合气体中各组分气体的分压之和等于混合气体的总压。

其数学表达式为（1）：P = P1+P2 +……+Pi（1）对于机组来说P就是凝汽器中所有混合气体的总压，当P1是蒸汽压力时，其余的分压均为漏入凝汽器中的不凝结气体。

通过公式可知，当大气中不可凝结的气体，泄露进凝汽器真空系统，不凝结气体的比例上升，则除P1外分压力就会上升从而导致凝汽器的总压力变大，即真空度下降。

所以真空系统中有大量的空气进入，是对机组真空系统造成影响的最主要因素。

凝汽器真空系统运行与故障分析

供大家交流、学习。
【关键词】功能；真空；参数；处理；对策
２．２循环冷却水初温高冷却水初温直接影响着冷却水温升和端差进而影响真空。在冷却水流量一定的情况下，随着冷却水初温升高，凝汽器的真空相应降低，因此冷却水初温对凝汽器真空也有较大的影响，而且在冷却水不足的情况下，其影响更大。我厂采用ＣＲＦ系统从海水供水方式，对冷却水初温的调
况、真空系统严密状况及抽气器的工作状况等因素制约。凝汽器的清洁系数大小直接反映了凝汽器铜管的脏污程度和水侧１．３凝汽器真空的维持的传热性能，清洁系数减小，会使凝汽器的传热系数变小，加大了冷却水理想工况下（机组排汽全部是可凝结的蒸汽，真空系统绝对严与水管的温差，传热端差增大，真空降低。冷却管水侧的脏污是凝汽器真

热量带走，使得凝结过程能不间断地进行，这样凝汽器中的真空就建立高压疏水扩容器均接入凝汽器，增加了凝汽器额外热负荷，影响了机组真起来了。简单地说，此时凝汽器中的真空是由排汽凝结成水形成的。其空。所以机组稳定运行时必须尽量降低凝汽器所承受的额外热负荷。２．４凝汽器清洁系数对真空的影响真空水平的高低受冷却介质的温度、流量、机组排汽量、凝汽器传热情
密），只要进入凝汽器的冷却介质不中断，则凝汽器中的真空即可维持空恶化的一个重要原因。运行时水质差或水中污垢等引起钛管内表面在一定的水平上。但实际上，汽轮机组排汽中总是带有一些不可凝结的积垢或脏污，会导致凝汽器清洁系数下降。如果冷却水管及其管板被水还会造成凝汽器的冷却水量不足，其表现为冷却水温升的气体，处于高度真空状态下的凝汽器及其它部件也不可能做得完全密中杂物堵塞，封，总有一些空气通过不严密的部位漏入真空系统中。这两部分气体的升高，也同样增加了端差，影响真空。清洁系数对真空的影响相对较小，存在，给凝汽器的安全、经济运行带来了如下一些不利的影响：但也不容忽视，因为脏污不仅降低了真空，还会）ｊｎ￣ｌＪ管道腐蚀，影响机组ａ）影响凝汽器的传热工况，使凝汽器端差增大，机组的热效率降设备的安全性。

凝汽器真空低原因分析及处理凝汽器真空低的原因

凝汽器真空低原因分析及处理凝汽器真空低的原因【摘要】机组运行中，凝汽器真空降低将直接引起汽轮机汽耗增加和机组出力不足，保持凝汽器在合理的真空下运行，是提高汽机运行的热经济性、降低发电成本的主要措施之一。

本文主要针对湛江生物质电厂#1机组凝汽器真空偏低问题提出原因分析及检查处理。

【关键词】真空；凝汽器；轴封压力；循环水量1、前言湛江生物质电厂#1机组为50MW高温、高压、单轴、单缸、冲动、单排汽凝汽式汽轮机。

该机组于2022年8月份投产，是目前亚洲单机容量最大的生物质发电机组，#1机组投产后多次出现真空低的情况，严重影响机组带负荷。

为解决#1机凝汽器真空低问题，湛江生物质电厂的技术人员对凝汽器真空低问题进行细致分析，针对各种可能性进行检查，通过努力，最终解决#1机凝汽器真空偏低问题，有效提高了机组的经济性及安全性。

2、#1机组凝汽器真空低原因分析 2.1轴封蒸汽压力机组运行中，当轴封压力低于正常值时，汽轮机低压缸的轴封会因压力不足而导致轴封处空气漏入排汽缸内，低压轴封处有明显尖叫声，凝汽器真空下降。

轴封汽源正常运行时由除氧器供，除氧器运行的工况也会影响轴封压力的稳定。

而造成轴封压力低的原因可能是除氧器水位过高造成轴封蒸汽带水、除氧器压力波动、轴封压力调节阀故障、轴封供汽系统漏汽，轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足等。

2.2轴加满水或无水位运行机组启动过程中，由于调整不当或是轴封系统本身的原因使轴封加热器无水，轴封汽体混有部分空气进入轴封加热器由轴封加热器漏入凝汽器导致凝汽器真空下降，造成轴封加热器无水的原因可能是轴封加热器至凝汽器直疏门或轴加多级水封门开度过大，或是疏水门故障。

通过对轴加疏水系统进行改造，安装自动疏水器，使轴加一直维持正常稳定的水位，避免了轴加水位异常影响机组真空。

2.3循环水量及水温凝汽器真空是利用循环水冷却排汽形成的，循环水量及温度对凝汽器真空的影响较大。

在相同负荷下，循环水量大，或循环水温度低，通过凝汽器铜管换热加强，冷却排汽的效果越好。

凝汽器真空低原因分析和处理

#4机凝汽器真空低原因分析和处理刘海洋1概述大唐耒阳发电厂#4机组为300MW汽轮发电机组，采用我国东方汽轮机厂制造300MW亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

2014年对机组进行通流部分改造，改造后型号为N310-16.67/537/537。

凝汽器为N-17000-1型铜管单壳体、双流程、表面式凝汽器。

机组设计真空值为94.6KPa，报警值85.3 KPa，停机值80.3 KPa。

机组配置2台真空泵，正常时1台运行，1台备用。

并且在2012年对凝汽器胶球清洗装置进行改造。

2机组真空异常现象#4机组2014年通流部分改造后，夏季存在机组高负荷（250MW 以上）真空偏低，而且随机组负荷的增加，机组真空下降、凝汽器端差增大的异常现象。

图一：#4机组负荷真空变化(三台循环水泵运行)序号负荷MW真空KPa排汽温度℃循环水进水温度℃A侧循环水出水温度℃B侧循环水出水温度℃A侧凝汽器端差℃B侧凝汽器端差℃2015年7月底 #4机数据（#5循环水泵扩容后）1 151 93.8 38.3 29.5 34.2 36.2 4.1 2.12 180 93.5 38.8 28.5 34.2 36.15 4.6 2.653 212 93.2 40.4 28.8 35.38 37.18 5.02 3.224 258 91.9 43.2 29.35 37.26 39.02 5.94 4.185 280 91.52 43.88 29.16 37.56 39.30 6.32 4.586 300 91.33 44.98 28.77 37.92 39.48 7.06 5.57 320 90.18 46.74 29.22 39.12 40.81 7.62 5.93 2015年7月底 #3机数据（#5循环水泵扩容后）1 150 94.10 39.13 28.4 36.73 35.93 2.4 3.22 180 93.62 40.8 28.5 37.96 37.42 2.84 3.383 208 93.15 41.77 28.4 38.3 37.95 3.47 3.824 245 93.5 41.2 29.2 36.93 35.83 4.27 5.375 281 92.2 43.7 30 38.8 37.8 4.9 5.96 300 92.42 43.51 29 38.46 37.30 5.05 6.217 320 91.55 45.06 29.76 39.48 38.39 5.58 6.67 2013年7月中旬 #4机组数据（机组改造前）1 150 94.27 37.66 28.2 34.64 34.64 3.02 3.022 171 94.01 39.07 28.26 35.4 35.69 3.67 3.383 223 93.31 40.89 27.77 36.62 36.85 4.27 4.044 303 92.01 44.38 28.61 38.21 38.39 6.17 5.99图二： #4机组真空变化(二台循环水泵运行)7.18日序号负荷MW真空KPa排汽温度℃循环水进水温度℃A侧循环水出水温度℃B侧循环水出水温度℃A侧凝汽器端差℃B侧凝汽器端差℃1 153 94.15 34.42 25.81 31.95 34 2.47 0.422 172 93.67 35.68 25.89 32.96 34.86 2.72 0.823 220 92.79 38.56 25.99 34.80 36.71 3.76 1.85在汽轮机组运行中，凝汽器工作状况恶化将直接导致汽轮机汽耗增加和机组出力下降。

凝汽式汽轮机机组真空恶化原因分析及维护方法

凝汽式汽轮机机组真空恶化原因分析及维护方法摘要：凝汽式汽轮机真空度对机组实际生产过程中安全平稳运行起到了至关重要的作用。

因此，必须重视对其进行全面有效地控制与管理。

但由于多方面因素的限制，导致部分凝汽式汽轮机存在一定程度上的真空下降现象。

对此，需要采取针对性的控制措施。

从凝汽器系统，轴封系统和循环水系统3个角度分析了导致凝汽式汽轮机真空度下降的主要因素，从解决存在问题和加强检查维护等多个方面论述了解决凝汽式汽轮机真空下降的具体对策，以供参考。

关键词：凝汽式；汽轮机机组；真空恶化1热电企业凝汽式汽轮机运行过程中常会碰到真空逐步降低的情况，特别是在夏季凝汽器真空对于汽轮机运行经济性有很大影响，如果其他工况不发生变化，真空度每次改变1%,汽轮机汽耗率就会平均改变1%-2%。

由于真空降低，致使抽气量减小、排气温度增高和抽气量增加。

同时也导致凝结水含氧量增大、水质恶化等一系列不利现象发生。

因此，必须采取各种措施提高凝汽器真空。

不但使得机组能耗增加，影响机组的经济性，甚至会对机组的安全构成威胁，严重的还会减少发电负荷。

因此通常规定：当排汽压力上升至0.015Mpa时应减少负荷，当排汽压力增加至0.03Mpa附近时应完全卸除负荷，直到在规定工况下执行故障停机为止，这直接关系到企业经济效益。

而如果泄漏到空气中，不仅会使凝结水过冷，降低凝汽器除氧效果，使凝结水中溶入部分气体，导致凝结水系统设备和管道氧腐蚀而影响机组安全运行。

1凝汽器真空建立的原理凝汽器真空在机组启动阶段和正常运行时建立的机制不同。

机组启动后，凝汽器内真空的确立取决于真空泵对凝汽器内空气的抽离，这时真空确立的速度取决于真空泵容量和真空系统严密程度。

机组冲转时，有排汽流入凝汽器，排汽在冷却介质作用下冷凝为水。

水从排出口流出之后，温度升高；当水温达到一定程度，便开始凝结成水蒸气并释放出大量热能，从而使汽轮机转速提高。

乏汽冷凝成水后体积大为减小，原被蒸汽填充的容器空间内形成高度真空。

600MW超临界机组凝汽器真空度低的原因分析及治理

600MW超临界机组凝汽器真空度低的原因分析及治理摘要：汽轮机真空系统是重要辅助系统，其严密性直接决定着机组的经济性和安全性。

针对某新投产660MW超临界汽轮机组真空系统存在的问题，根据汽轮机组的运行方式，从设备检修和运行的角度分析真空度低的原因，从真空泵、小机轴封供汽、凝汽器运行等角度提出了治理措施。

利用检修机会对真空系统进行调整与治理，有效提高了机组运行的经济性。

关键词：汽轮机；凝汽器；真空度；严密性0引言机组真空度是电厂经济运行的主要指标，是运行中监测的重要参数，实践证明，机组真空度每降1kPa，机组发电煤耗增加0.13%左右［1-2］。

目前，国内对水冷机组真空严密性的研究已十分成熟，但实际运行中，只有极少数火电厂真空严密性试验结果能达到优秀值。

本文主要论述干热气候条件下某新投产机组真空系统的相关缺陷及排查过程，希望可为相似问题的处理提供借鉴。

本文探讨该新建机组投产以来真空系统采取的一系列检查、治理、防范措施，并对660MW汽轮机组真空系统泄漏存在的共性问题进行分析。

1设备概况该电厂汽轮机抽汽系统共有8级抽汽，分别给3台高压加热器、1台除氧器、4台低压加热器和2台给水泵汽轮机提供用汽。

锅炉出口的主蒸汽及再热蒸汽进入汽轮机做功后除部分抽汽外，汽轮机乏汽全部进入凝汽器内凝结成水。

凝结水经热水井收集后，由2台100%容量的凝结水泵升压，再依次经过轴封加热器、疏水冷却器、低压加热器进入除氧器加热并除氧，再由给水泵组进行升压，逐级通过高压加热器，然后进入蒸汽冷却器后送至锅炉。

该厂凝汽器循环水系统采用冷却塔二次循环方式，用水取自运河，地下水源作为补充和备用，每台机组配置2台循环水泵。

凝汽器真空系统配置3台真空泵，互相串、并联布置，运行方式为扩大单元制。

其中2台真空泵各对应1台凝汽器，另一台真空泵公共备用。

机组启动时，3台真空泵可同时运行。

机组正常运行时，2台运行，1台备用。

2凝汽器真空度低的原因排查及治理措施2.1管路泄漏启机过程中，凝汽器抽真空时，启动A真空泵，凝汽器真空度为-14.0kPa。

抽真空管道接错造成凝汽器真空偏低的分析及处理

某新建机组为哈尔滨汽轮机厂生产的Ｎ０一２５
ｌ．５５５５５４２７／３／３Ｂ型超高压一次中间再热三缸
二排汽冲动冷凝式汽轮机，凝汽器为哈尔滨汽轮机
厂生产的Ｎ一１８０ —１１０型凝汽器，具体技术规范
见表１。
表１凝汽器技术规范
对照进行检查未发现真空低的原因：机组循环水压力正常且只冲转到３０ｒｍｎ未接带负荷，００／ｉ循环冷却水量应该足够；通过开启循环水排空气门观察后认定，环水管内空气已排净；循机组为新建机
真空管道刚刚穿过半圆形挡汽板，未没有插进空冷
空管道进行改接，将其穿过半圆形挡汽板并插进空
冷区隔板，改接后的凝汽器内部结构及蒸汽流向图
见图２。
区隔板，这样如图１的箭头所示，蒸汽只经过了上水室的冷却并被抽走，而大量的空气却遗留在空冷区。
１抽真空管遭一
析原因后发现抽真空气管道位置接错，改接后凝汽空试验合格，汽侧真空系统泄漏的可能性被排除；开器工作正常，０ｒｍｎ３０／ｉ时真空为一．７Ｍａ取得机前对凝汽器钢管进行过检查，０００８Ｐ，不存在泄漏情况；从
良好效果。现将分析处理过程介绍如下。．表２的参数可以开出，循环水的温度在正常范围；轴封汽系统也投入正常。从凝汽器的运行参数来看，循环水的温升不够，仅为２８． ℃左右，而端差为２．℃左右，２１分析为真空
现凝汽器内部结构及蒸汽流向图见图１。
般来说，凝汽器真空偏低的原因主要有以下
．
１．Ｏ

抽汽凝汽式汽轮机真空波动原因分析与处理

本机组抽气系统配置一台启动抽气器和两台主抽气器，采用４．４ＭＰａ，４３０ ℃ 过热蒸汽作为动力。在机组启动前使用启动抽气器，使真空达到条件，机组启动后，启动抽气器切换至主抽气器工作，主抽气器为一开一备。在现场对主抽气器进行了切换，真空度未发生好转，最后投用启动抽气器同时运行，真空度仍然波动。对抽汽系统进行查漏，未发现漏点。因此判断抽气器不是真空波动的原因。
等。现场对真空系统所有管线进行了排查，密封良好。当查到轴封汽低压缸排汽管线时，发现无汽冒出，初步判断为轴封汽压力不够，现场开大旁路后真空未变化。对其轴封调节阀进行检查，确认调节控制装置正常。现场采取堵封管口措施以防止进一步破坏真空，因空气倒吸进低压缸抽
某厂空分装置配备的汽轮机为抽汽凝汽式汽轮机。该汽轮机轴功率３５．７８Ｍｗ，采用一台反
动式汽轮机一拖二的方式驱动空气压缩机和增压空气压缩机。该机组控制系统为ＩＴＣＣ综合控制系统。机组２００９年试车成功，之后运行平稳，在近期发生了真空波动现象，工况恶化，排气温度上升，给生产造成重大隐患。

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Ａｂｔａｔｓｒｃ：Ｔｈａｕｍｙｔｍｏｏｄｎｅｓｉｃｕｅｈａｕｍｕｒｕｎｏｎｃｉｇｐｐｓｈｅｖｃｕｓｓｅｆｒｃｎｅｓｒｎｌｄｓｔｅｖｃｕｐｍｐｇｏｐｓａｄｃｎｅｔｎｉｅ．Ｔｅ
关键词：凝汽器；抽真空系统；问题：改进中图分类号：Ｋ２４１１Ｔ６．文献标志码：Ｂ文章编号：１０ —１８（０１０ — ０８００７８ｌ２１）９０３ — ４
ＡｎｌｓｓａｄＳｌｔｏｓｏｏｌｍｓｉａｕｍｙｔｍｏｎｅｓｒａｙｉｎｏｕｉｎｆＰｒｂｅｎＶｃｕＳｓｅｆｒＣｏｄｎｅｓ
摘
要：凝汽器抽真空系统包括真空泵组以及附属的连接管路，水环式真空泵固有的 “ 限抽吸压力 ” 极
Hale Waihona Puke 运行特性可能会对降负荷过程中的凝汽器压力改善幅度形成制约，不合理的管路连接方式可能会造成
双背压凝汽器失去双背压设计功能。针对生产现场出现的一些抽真空系统问题案例进行技术分析，提出并实施了针对性的解决措施，最后还对改进效果进行了测试和评价。
Ｋ —ｉ，ＵｏｇｉＢ０ＪｇｓｎＴＮｉ — ｏｆ，ＥＪｘｎＳＮＹｎ－ｎｉｐｆ，Ａｉ－ｆ，ＯＧＸａｚｎｎｏｏｈ
Ｗｎｉｅ－ａｊｎ
（．ｈｊｎｎｒｙＧｏｐＣｒｏａｉ，ａｇｈｕ３０，ｈｎ；１ＺｅｉｇｅｇｒｕｏｐｒｔｎＨｎｚｏ０７ＣｉａＥｏ１０ａ２ＺｅａｇｌｃｉＰｗｒｅｔｎｅｅｒｈＩｓｔｔ，ａｇｈｕ３０１，ｈｎ）．ｈｊｎｅｔｃｏｅｓａｄＲｓａｃｔｕｅＨｎｚｏ１０４ＣｉａｉＥｒＴｎｉ
浙江省内近年来投产了很多的６０ＭＷ与０ｌ００ＭＷ的火电机组，相应配置了不同型式的０凝汽器。在ｌ９台６０ＭＷ机组中，除宁海一期的０４台机组采用单背压凝汽器外，其他机组都采用双背压凝汽器：在８台超超临界ｌ００ＭＷ机组０中，北仑ｉ期的２台机组采用单背压凝汽器外，除其他机组都采用双背压凝汽器。从凝汽器配置情
ｉｒｖｍｅｔｆｏｄｎｅｐｅｓｒｄｒｎｈｌａｒｄｃｉｎｒｃｓ．Ｔｈｕｒａｏａｌｐｐｃｎｅｔｎｍｐｏｅｎｏｃｎｅｓｒｒｓｕｅｕｇｔｅｏｄｅｕｔｐｏｅｓｉｏｅｎｅｓｎｂｅｉｅｏｎｃｉｏｍｅｈｄｍａｅｕｔｉｈｏｓｏｕｌｐｅｓｒｅｉｎｆｃｉｎｏｔｅｄａ — ｒｓｕｅｃｎｅｓｒｈｏｇｈｔｏｙｒｓｌｎｔｅｌｓｆｄａ— ｒｓｕｅｄｓｇｕｎｔｆｈｕｌｐｅｓｒｏｄｎｅ．Ｔｒｕｈｔｅｏｔｃｎｌｇｃｌａａｙｉｆｔｅｖｃｕｓｓｅｐｏｌｍａｅｎｓｔ，ｔｉａｅｒｎｓｆｒｒｎｅｆｒｈｅｈｏｏｉａｎｌｓｓｏｈａｕｍｙｔｍｒｂｅｃｓｓｏｉｅｈｓｐｐｒｂｇｏｗａｄａｄｐｒｏｍｓｔｅｉｓｌｔｏｓａｄｉｌｍｅｔｈｅｔａｄｅａｕｔｏｆｔｅｉｒｖｍｅｔｅｆｃｓｏｕｉｎｎｍｐｅｎｓｔｅｔｓｎｖｌａｉｎｏｈｍｐｏｅｎｆｅｔ．Ｋｅｒｓｏｄｎｅ；ｖｃｍｙｔｍ；ｐｏｌｍ；ｉｒｖｍｅｔｙｗｏｄ：ｃｎｅｓｒａｕｕｓｓｅｒｂｅｍｐｏｅｎ
浙江
３８
电力
ＺＥＩＮＬＣＲＣＰＷＥＨＪＧＥＥＴＩＯＲＡ
２１０１年第９期
凝汽器抽真空系统存在Ｉ的分析与解决闭题
柯吉欣，孙永平，包劲松，童小忠。吴文健
（．江省能源集团有限公司，杭州１浙３００；２浙江省电力试验研究院，杭州３０１）１０７．１０４
ｉｈｒｎｔ ”ｉｉｐｕｐｎｒｓｕｅｏｅａｉｇｃａａｔｒｓｉｆｔｅｗａｅｉｇｖｃｕｐｍｐｍａｅｔｉｔｔｅｎｅｅｌｔｍｉｇｐｅｓｒ ” ｐｒｔｈｒｃｅｔｏｈｔｒｒｎａｕｍｕｙｒｓｒｃｈｍｎｉｃ
况来看，平均背压较低、运行经济性较好的双背