张弛

摘要：本文以安徽某60万双凝器火电机组真空查漏实例，使用高科技设备-氦质谱检漏仪，对，定量的分析机组负压区可能存在的异常漏点，从而找到真空异常原因，进而解决了机组低负荷时真空异常。

关键词：真空严密性；氦质谱检漏仪；低负荷真空异常；轴封汽

前言：

提高真空严密性的必要性：凝汽器设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，其工作性能直接影响汽轮机的安全性、可靠性、稳定性和经济性，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经济性有着直接影响，有资料显示，真空毎下降1Kpa，机组热耗将增70kj/KW，热效率降低1.1%。因此分析凝汽器真空严密性降低原因，制定处理措施，维持机组最佳真空运行，可以提高汽轮机组热经济性。该电厂，目前抽真空设备采用2套高效维持真空泵组和3台传统水环真空泵（简称大水环真空泵）组合布置，机组开机过程中，使用1台或2台大水环真空泵进行抽真空。机组负荷带至30万负荷后，停用大水环真空泵，投用2套高效维持真空泵组维持2台凝汽器抽真空工作。

一、真空系统状况：

该公司#1机在2018年6月23日10：44 #1机组负荷310MW时B凝器压力6.5Kpa，缓慢下降至8.4Kpa，立即启动B真空泵运行，提高#1机轴封压力至25Kpa并打开低压轴封疏水，B凝器真空上升至6.3Kpa；2018年6月29日 0：38 #1机组负荷在400MW～350MW时凝器B侧排汽压力由6.63Kpa上升至7.27Kpa，启动B真空泵运行，抬高#1机轴封汽压力至40Kpa、切换备用轴加风机运行，停用B真空泵检查B侧凝汽器排汽压力均维持不了，立即启动B真空泵运行，7：16 #1机组降负荷，检查B侧凝器排汽压力由6.07Kpa上升至6.82Kpa，启用B真空泵运行；6月30日0：28 #1机负荷385MW，B侧凝汽器压力由6.35KPa缓慢上升至6.82kpa，启用C真空泵运行后，该压力缓慢下降并维持6.5kpa以下。0：41试停用#1机B维持真空泵后，B侧凝汽器压力由6.2上升至6.5kpa，随即将B维持真空泵启用。至此该机组低负荷时（≤400MW）仍需启用B或C真空泵运行用以维持B凝汽器真空。

二、真空系统查漏工作：

为解决#1机B凝汽器真空下降问题，该公司先后召开了几次专题会，会上分析了造成B凝汽器真空降低的原因，制订了对低压缸轴封进汽滤网进行排污和对凝汽器负压系统进行查漏的工作安排。根据会议安排，在6月29日17：40对#1机低压缸轴封进汽滤网进行排污；在2018年7月12日-7月20日对#1机真空系统采用氦气检漏仪进行查漏。查漏前于7月11日做#1机真空严密性试验（负荷505MW），试验结果：A侧真空下降速率为142Pa/min（良），B侧真空下降速率为152Pa/min（良）。

针对#1机真空严密性试验数据未达到优秀标准和低负荷时B凝汽器真空降低的异常情况特制定了查漏方案，采用氦气检漏仪对如下部位进行重点检查：

标准：数量级10-4至10-5为大漏点，数量级10-6为较大漏点，数量级10-7为中漏点，数量级10ˉ8为微漏，1.0×10ˉ8为不漏（0值）

三、数据分析

通过上表查漏数据可看出：

#1机目前大漏点和较大漏点主要为：A、B低压缸防爆门（汽端），A、B低压缸防爆门（励端），A、B小机防爆门，A低压缸前轴封（调端），B低压缸后轴封（电端），B小机前轴封。

由此可见，#1机B低压缸和小机3只防爆门漏率较大，兩台机轴封的漏率几乎都处于10ˉ6数量级。

#1机B小机前轴封存在异常，表现是：40万负荷以下时存在向小机汽缸内漏空气情况，漏点数量级为10-4（大漏点），该异常可能是导致此次B凝汽器真空异常的主要原因。而A、B凝汽器真空严密性经常不达优的状态，主要还是由于大机、小机防爆门低压缸轴封漏率大造成。

四、处理措施和效果

1.针对#1机组6只防爆门漏点，汽机专业部考虑临时使用587密封胶或厚柏漆等涂料进行堵漏，后期将利用机组调停机会对防爆门铅板进行更换，以达到彻底处理。

防爆门堵漏完成后于7月20日对#1机组做真空严密性试验，负荷由560MW下降至525MW，轴封汽压力30Kpa，关闭低压轴封汽减温水调节门，给水泵汽轮机轴封蒸汽疏水阀，B低压缸端部（电机端）汽封进汽温度140℃，试验结果：A侧真空下降速率为68Pa/min（优），B侧真空下降速率为0Pa/min（优）。于7月24日再次对#1机组做真空严密性试验（负荷550MW左右，轴封汽压力30Kpa，关闭低压轴封汽减温水调节门、给水泵汽轮机轴封蒸汽疏水阀，#1机低压缸端部外汽封温度140℃，停用A、B罗茨真空泵运行），试验结果：A侧真空下降速率为112Pa/min（优），B侧真空下降速率为38Pa/min（优）。

通过复查后的数据看，防爆门漏点堵漏后对机组真空严密性有效果。

2.针对B小机前轴封在低负荷时造成真空异常情况，汽机专业部分析：可能是此前因小机前轴封漏汽造成小机润滑油带水情况，而对小机轴封进汽隔离门开度进行了调整，造成B小机轴封在低负荷时自密封供汽压力不足。汽机专业部联系运行人员对B小机轴封进汽隔离门开度进行慢慢实验调整到合适开度后，已解决低负荷真空异常情况和小机润滑油带水的问题。

3.针对低压缸轴封漏真空问题，专业部分析认为：

根据历次停机灌水查漏及本次氦质谱查漏结果并结合2018年6月24日#1机B凝汽器真空与低压缸轴封汽温度变化趋势分析，可以确定影响#1机凝汽器真空严密性数据主要泄露点是低压缸前、后轴封，低压缸前、后轴封漏真空的主要原因是进入#1机低压轴封蒸汽温度低。根据上汽运行维护说明书要求：进入低压轴封蒸汽需满足两个条件，一个是温度，另一个是过热度；低压缸汽封所用蒸汽的温度下限121℃，上限为177℃。汽封系统温度控制器必须整定在 149℃。小机轴封进汽温度为120-180℃，同时要求进入汽轮机汽封内的蒸汽应保持 14℃以上的过热度；依据饱和蒸汽压力与温度对照表：当蒸汽压力20Kpa时对应饱和蒸汽温度120.23℃，因此在轴封汽压力为20Kpa时进入低压轴封蒸汽温度应为134.23摄氏度，目前#1机轴封汽压力为30Kpa，而进入低压缸端部轴封蒸汽温度仅有130℃；该温度低于30Kpa时对应的饱和温度（133.54℃）不能满足轴封汽系统工作要求。

根据2017年8月22日低压轴封汽管道改造方案，需尽快对压轴封汽减温水调整门反馈组态进行调整（组态已完成下装），完善该方案关于低压轴封汽减温水反馈组态调整要求。目前#1、#2机低压轴封减温水调整门反馈信号均取自轴封汽母管温度测点（2017年度利用红外线测温仪对轴封汽母管温度测点处水平段进行测温，发现轴封汽母管外壁上部温度179℃，底部为107℃。分析认为轴封汽温度各点差异较大，主要原因为低压轴封汽母管蒸汽温度偏低减温喷水在管道内不能完成二次蒸发造成减温水在管道内淤积），由于该位置测点信号不能反映轴封汽母管内蒸汽温度，更不能真实反映轴封汽支管经过排气缸后进入低压轴封蒸汽温度，#1机低压轴封汽减温水调整门以此测点为反馈信号，由于该测点温度始终大于149℃，造成减温水调整门始终处于喷水状态，使#1机低压轴封汽温度达不到过热度要求，实际进入轴封内蒸汽为湿饱和蒸汽影响低压轴封密封效果，甚至在低负荷时需启动备用真空泵运行才能维持凝汽器真空。

五、总结

此次真空查漏工作，很好的对机组负压区可能存在的漏点进行普查，对各处漏点进行了定量分析检查提供数字依据，为以后真空查漏处理指明了方向。

（作者单位：皖能马鞍山发电有限公司）