基于參數分析的電廠真空查漏方法研究

顧柳棟， 胥建群， 皇甫澤玉， 陳曉欣， 張浩峰， 張建東

(1. 東南大學 能源熱轉換及其過程測控教育部重點實驗室， 南京 210096； 2. 華能蘇州熱電有限責任公司， 江蘇蘇州 215129)

在熱力發(fā)電廠中，凝汽器的作用是在汽輪機排汽口建立起一定的真空，提高汽輪機的做功能力，達到降低煤耗、節(jié)能減排的效果[1-2]。一般熱力發(fā)電廠的真空系統(tǒng)主要包括凝結水系統(tǒng)和真空泵系統(tǒng)，主要有凝汽器、真空泵、抽氣器等輔助設備[3-4]。

真空嚴密性是監(jiān)視機組真空系統(tǒng)漏氣量的主要指標。受設備老化和檢修質量影響，真空系統(tǒng)出現漏點，使得機組真空系統(tǒng)漏氣量增大，造成凝汽器過冷度和端差增加，真空泵電流升高，機組的經濟性下降[5]。電廠一般定期進行真空嚴密性試驗來判斷機組真空區(qū)域泄漏情況，以此判斷是否存在漏點。對真空系統(tǒng)查漏一般采用凝汽器注水查漏[6]、氦質譜儀查漏[7]、超聲波查漏[8]等方法。由于凝汽器注水查漏簡單易行、成本低、對設備和人員操作要求不高，因此電廠一般采用凝汽器注水查漏。

凝汽器注水查漏須要在機組停運檢修時進行，但機組在冷卻狀態(tài)下，真空系統(tǒng)的部件受溫度影響變化很大；因此，實際工作中會出現凝汽器注水查漏試驗時結果合格，機組投運后真空系統(tǒng)依然存在漏點的情況。筆者通過對真空系統(tǒng)泄漏前后機組的運行參數進行分析，從而在機組運行時大致確定漏點位置，組織查漏。

1 機組漏空氣現象

某熱電廠配置2臺C60/8.83-1.27型抽凝式汽輪發(fā)電機，3臺SG-240/540-M257型循環(huán)流化床鍋爐，按照三爐兩機母管制，同時配置2臺WY150-9.8/540-1.27/300-15.3/158型減溫減壓器，配合2臺抽凝機組向熱用戶供熱。圖1為該廠熱力系統(tǒng)簡圖。

JG1、JG2—1號、2號高壓加熱器；JD1、JD2、JD 3—1號、2號、3號低壓加熱器；CY—除氧器；R—軸端自密封汽；C、D、F、S —軸封漏汽。

圖1 熱力系統(tǒng)簡圖

1號機組在運行期間出現6號抽汽溫度異常上升，最高至140 ℃。現場對1號機組6號抽汽A/B側抽汽逆止閥進行測溫，發(fā)現溫度達110 ℃，判斷1號機組真空系統(tǒng)可能存在漏空氣。

通過對1號機組的軸封加熱器疏水管和3號低壓加熱器的危急疏水U形管進行補水(見圖1)，同時控制3號低壓加熱器水位在650 mm運行，可以降低1號機組6號抽汽溫度至69 ℃，1號機組6號抽汽溫度能夠控制在正常范圍內。

但是，1號機組長時間運行后，再次出現6號抽汽溫度上升、低壓加熱器疏水泵無法正常出水現象。對3號低壓加熱器的疏水U形管進行補水(見圖2)，無法使6號抽汽溫度有效下降，機組真空度無法恢復至正常范圍內。

圖2 回熱系統(tǒng)圖

2 機組真空泄漏的原因分析

2.1 參數分析

圖3和圖4為1號機組真空度和6號抽汽溫度歷史曲線。

圖3 真空泄漏歷史曲線圖

圖4 6號抽汽溫度異常曲線圖

由圖3可以看出：當機組真空度為-96.03 kPa時，機組6號抽汽溫度達到141.25 ℃，而6號抽汽壓力為-0.003 MPa，即絕對壓力為0.098 MPa，查汽水熱力特性表，該壓力下對應飽和溫度為99.03 ℃，此時6號抽汽蒸汽為過熱蒸汽。

由圖4可以看出：3號低壓加熱器疏水溫度出現短暫升高后下降現象，判斷應有高溫蒸汽進入6號抽汽管道。

圖5為軸封系統(tǒng)圖。在正常情況下，機組前汽封3級處漏汽引入6號抽汽，隨6號抽汽進入3號低壓加熱器。但是，此時前汽封3級處漏汽進入6號抽汽管道后，無法正常進入3號低壓加熱器，而是被吸入汽缸，進入凝汽器的熱源增加，機組真空度下降。表1為3號低壓加熱器設計參數和泄漏故障處理前后的運行數據。

圖5 軸封系統(tǒng)圖

表1 真空泄漏參數表

2.1.1 機組末級流量變化分析

設計工況下、泄漏前和處理后的6號抽汽蒸汽均為濕蒸汽狀態(tài)，抽汽溫度分別為62.10 ℃、60.42 ℃、59.63 ℃，溫度穩(wěn)定于60 ℃左右，泄漏狀態(tài)時抽汽溫度上升至129.60 ℃。根據圖5推測3號低壓加熱器內空氣積聚、壓力上升，導致軸封抽汽倒流入機組末級通流部分，使得6號抽汽溫度上升。

根據弗留格爾公式：

(1)

式中：qm0、qm01為變工況前、后通過級組的蒸汽質量流量，kg/s；p0、p01為變工況前、后級組前的蒸汽壓力，MPa；pz、pz1為變工況前、后級組后的蒸汽壓力，MPa；T0、T01為變工況前級組前、后的蒸汽溫度，K。

將表1中的數據代入式(1)，計算異常參數下的機組流量變化。變工況后機組排汽質量流量變?yōu)轭~定工況的1.690 3倍，在循環(huán)冷卻水流量未改變的情況下，造成凝汽器壓力上升。

2.1.2 3號低壓加熱器空氣漏入分析

根據道爾頓定律，混合氣體全壓力等于其組成氣體分壓力之和。

pk=pa+ps

(2)

式中：pk為密閉容器內混合氣體全壓力，MPa；pa為密閉容器內空氣壓力，MPa；ps為密閉容器內蒸汽壓力，MPa。

3號低壓加熱器內平均溫度應當為該容器內部壓力下飽和溫度。將3號低壓加熱器疏水溫度(見表1)視為3號低壓加熱器內蒸汽側平均溫度，則出現漏空氣時3號低壓加熱器疏水溫度為89.50 ℃；查汽水熱力特性表，對應飽和壓力為0.068 9 MPa?？紤]6%管道損失，6號抽汽進入3號低壓加熱器后的壓力為0.073 3 MPa，而實際運行時6號抽汽絕對壓力為0.097 9 MPa。根據式(2)可得pa=0.024 6 MPa。

2.2 現場系統(tǒng)檢查

電廠組織人員對1號機組負壓區(qū)域進行查漏，嘗試將3號低壓加熱器疏水并入1號低壓加熱器、2號低壓加熱器疏水，實現疏水逐級自流，發(fā)現低壓加熱器疏水泵無法出水，3號低壓加熱器水位迅速升高，但沒有出現以往6號抽汽溫度升高的現象，據此分析認為3號低壓加熱器本體和疏水管區(qū)域有漏點。

將1號機組低壓加熱器疏水恢復1號低壓加熱器至3號低壓加熱器逐級自流運行方式后，對3號低壓加熱器疏水區(qū)域進行可見范圍內堵漏，利用密封膠水對3號低壓加熱器疏水器和疏水旁路、2號低壓加熱器疏水至3號低壓加熱器區(qū)域的閥門和法蘭縫隙填縫，排除其漏空氣的可能性，將范圍縮小至3號低壓加熱器本體底部區(qū)域。由于受空間限制，僅能對底部接口法蘭進行涂密封膠水處理，無法對法蘭端蓋面進行全面檢查。

在拆除3號低壓加熱器底部保溫過程中，1號機組2臺真空泵電流分別從96 A和93.5 A升至97 A和93.7 A，并能穩(wěn)定在此電流值附近。分析認為，當保溫拆除后，3號低壓加熱器底部漏點部位充分暴露在空氣中，空氣漏入量增加。

隨后在對1號機組3號低壓加熱器疏水管道進行噴涂油漆和玻璃膠水的過程中，發(fā)現3號低壓加熱器疏水管道有1道裂紋。一方面要求運行人員在調整中注意控制3號低壓加熱器水位，避免波動，防止因汽水激振造成裂紋擴大；另一方面對裂紋部位進行填縫處理。

圖6、圖7為1號機組處理前后進行真空嚴密性試驗曲線圖，表2為試驗數據?？梢钥闯觯禾幚砬埃? min真空嚴密性試驗中后5 min平均每分鐘凝汽器壓力上升574 Pa，8 min內凝汽器端差升高11.91 K；處理后，8 min真空嚴密性試驗中后5 min平均每分鐘凝汽器壓力上升148 Pa，8 min內凝汽器端差升高2.08 K。

圖6 治理前8 min真空嚴密性試驗曲線

圖7 治理后8 min真空嚴密性試驗曲線

處理后1號機組真空嚴密性比處理前有大幅改善。考慮到機組運行的安全性，計劃在1號機組檢修時對3號低壓加熱器底部疏水管道全部更換。

表2 1號機組處理前后8 min真空嚴密性試驗數據

3 結語

通過汽輪機參數分析對真空泄漏診斷是一個系統(tǒng)性的工作，一方面需要對系統(tǒng)負壓區(qū)有充分的認識，另一方面需要對參數變化帶來的影響有充足的經驗，這樣才能將每個參數變化與對應的系統(tǒng)位置相聯(lián)系，開展有針對性的治理工作。筆者通過某熱電廠的真空查漏案例，首先從理論上對凝汽器真空度降低與3號低壓加熱器內泄漏產生原因進行分析；其次結合現場檢查結果對理論分析結果驗證并在維修后對機組檢驗，驗證檢修效果。主要結論如下：

(1) 利用道爾頓定律和弗留格爾公式，對泄漏時機組運行數據進行計算與分析： 3號低壓加熱器的漏入空氣系數達到0.25，造成了3號低壓加熱器內無法維持負壓，前汽封3級高壓漏汽倒吸進入汽缸末級組，引起6號抽汽溫度異常升高；汽輪機的排汽量變?yōu)轭~定工況的1.690 3倍，凝汽器熱負荷上升導致凝汽器真空度降低。

(2) 對機組負壓區(qū)域進行查漏，將3號低壓加熱器疏水并入1號低壓加熱器、2號低壓加熱器實現疏水逐級自流，發(fā)現低壓加熱器疏水泵無法出水，3號低壓加熱器水位迅速升高，6號抽汽溫度無升高的現象。認為3號低壓加熱器本體和疏水管區(qū)域有漏點，利用密封膠水對3號低壓加熱器疏水器和疏水旁路、2號低壓加熱器疏水至3號低壓加熱器區(qū)域的閥門和法蘭縫隙填縫，排除其漏空氣的可能性后將范圍縮小至3號低壓加熱器本體底部區(qū)域，隨后在對3號低壓加熱器疏水管道進行噴涂油漆和玻璃膠水的過程中，發(fā)現3號低壓加熱器疏水管道有1道裂紋，驗證了理論分析結果。對裂縫修補后，測得6號抽汽溫度恢復到正?？煽販囟?；對修補的機組的凝汽器進行真空嚴密性試驗，真空度達到運行標準。