660MW超超临界机组汽轮机真空系统异常情况的分析及处理探讨

S火电厂1号汽轮发电机组采用了N660-25/600/600型超超临界、四缸四排汽、中间再热、双背压凝汽式汽轮机, 由上海汽轮机厂生产, 但在2017年12月16日, 该汽轮机真空系统的严密性试验数据出现异常, 且#8低加无温升问题。

一、660MW超超临界机组概述

S火电厂1号机组设有八级抽汽系统, 分别供给4台低压加热器、3台高压加热器、1台除氧器及给水泵汽轮机用汽。在锅炉产生的主蒸汽及再热蒸汽进入汽轮机做功后, 乏汽会全部进入凝汽器内 (部分抽汽外) 进行凝结, 热井收集、凝结水泵升压后, 进入轴封加热器、表面式疏水冷却器、低压加热器#8、#7、#6、#5依次回热后进入除氧器加热、脱氧, 最后经给水泵升压, 即可经过高压加热器#3、#2、#1回热后送至锅炉。机组凝结水系统装有一拖二的变频器, 并设有100%容量凝结水泵2台。机组采用了单元制循环冷却水系统作为凝汽器循环冷却水系统, 该系统带有冷却塔, 且每台机组配置有循环水泵2台[1]。

为降低疏水温度, 低压加热器#5、#6以及高压加热器#1、#、2、#3均设有内置式疏水冷却器, 并采用了逐级自流方式进行疏水。凝汽器A、B壳体喉部设置有低压加热器#7、#8, #7低压加热器疏水与#8低压加热器疏水的汇合需经过1.5m高的U型弯管道, 随后还需要经过单级水封 (高13m) 直接排入凝汽器, #7、#8低压加热器疏水系统未设置可调整阀门, 且疏水与主凝结水的温差较小。凝结器的真空系统由3台并联布置的真空泵组成, 高、低压凝汽器内分别接出抽真空管路2根, 由此汇合成1根母管后进入真空泵组。

二、异常情况分析及试验检测

(一) 真空系统严密性试验

结合1号机组的真空系统严密性存在问题, 技术人员首先对低背压凝汽器容易漏空气部位开展了初步排查, 排查使用了氦质谱仪, 由于未发现漏点, 技术人员重新开展了真空系统严密性试验。试验过程中的机组负荷为523MW且其他参数稳定, 由此得出了真空系统严密性试验结果, 具体试验工况及相关分析如下:

1. 工况1

真空泵状态运行、真空泵入口气动门开、真空泵入口电动门开、凝汽器抽空气门 (高背压) 关、凝汽器抽空气门 (低背压) 开, 高背压凝汽器真空值 (开始) 为91.60kPa、高背压凝汽器真空值 (结束) 为88.40kPa、低背压凝汽器真空值 (开始) 为92.60kPa、低背压凝汽器真空值 (结束) 为93.59kPa、凝汽器严密性 (高背压) 为0.288kPa/min, 由此可发现凝汽器之间的真空相差5.19kPa, 低背压凝汽器真空先升高随后逐步下降, 结合真空泵的抽吸作用影响, 可确定高背压凝汽器泄漏。

2. 工况2

真空泵状态运行、真空泵入口气动门开、真空泵入口电动门开、凝汽器抽空气门 (高背压) 开、凝汽器抽空气门 (低背压) 关, 高背压凝汽器真空值 (开始) 为91.73kPa、高背压凝汽器真空值 (结束) 为91.64kPa、低背压凝汽器真空值 (开始) 为92.51kPa、低背压凝汽器真空值 (结束) 为91.86kPa、凝汽器严密性 (低背压) 为0.068kPa/min, 凝汽器真空基本一致, 高背压凝汽器真空出现显著上升, 结合真空泵的抽吸作用影响, 可确定低背压凝汽器轻微泄漏。

3. 工况3

真空泵状态停止、真空泵入口气动门关、真空泵入口电动门开、凝汽器抽空气门 (高背压) 关、凝汽器抽空气门 (低背压) 关, 高背压凝汽器真空值 (开始) 为91.733kPa、高背压凝汽器真空值 (结束) 为89.30kPa、低背压凝汽器真空值 (开始) 为92.23kPa、低背压凝汽器真空值 (结束) 为91.02kPa、凝汽器严密性 (高背压) 为0.509kPa/min、凝汽器严密性 (低背压) 为0.053kPa/min, 凝汽器平均真空严密性为0.281kPa/min, 同时结合其他数据可确定高背压凝汽器泄漏。

4. 工况4

真空泵状态停止、真空泵入口气动门关、真空泵入口电动门关、凝汽器抽空气门 (高背压) 开、凝汽器抽空气门 (低背压) 开, 高背压凝汽器真空值 (开始) 为91.68kPa、高背压凝汽器真空值 (结束) 为89.37kPa、低背压凝汽器真空值 (开始) 为91.69kPa、低背压凝汽器真空值 (结束) 为87.93kPa、凝汽器严密性 (高背压) 为0.128kPa/min、凝汽器严密性 (低背压) 为0.388kPa/min, 凝汽器平均真空严密性为0.258kPa/min, 可证明系统存在气塞现象、漏点, 但入口电动门的关闭在一定程度上抑制了泄漏, 因此可确定空气由真空泵轴端漏入。结合工况描述及试验结果, 可确定S火电厂1号机组抽真空系统和高背压凝汽器存在漏点, 且低背压凝汽器抽空气系统存在气塞现象。

(二) 循环水流向改变的影响分析

1. 凝汽器受到的影响

1号机组使用的凝汽器为单流程、双背压、双壳体表面式凝汽器, 但在技术查找凝汽器特性曲线时发现, 在100%的冷却水流量和热负荷、20℃冷却水温下, 高背压凝汽器压力、对应饱和水温度分别为5.55kPa与34.5℃, 低背压凝汽器压力、对应饱和水温度分别为4.3kPa与30.6℃, 压差为125mm水柱。深入分析不难发现, 低背压凝汽器内凝结水从分隔板到高背压内凝汽器回热分流盘的压差为67mm水柱, 而在循环水流向改变后, 压差会变为317mm水柱, 这是由于克服管系阻力的低背压凝汽器壳体凝结水能够平稳回流, 而循环水流向改变带来的水流分布不平稳、凝结水过冷度增大则会对凝汽器热井造成较大冲击[2]。

2. 机组受到的影响

在循环水流向改变后, 高温凝结水会进一步冷却, 这是由于凝汽器回热系统无法发挥作用, 1号机组凝结水含氧量增大且经济性大幅下降。由于现场循环水管道布置存在问题, #8低压加热器所处凝汽器背压较高, 这使得#7低压加热器抽汽顺畅, 但不利于#8低压加热器抽汽, 受凝汽器冷源损失增加影响, 机组效率出现了显著降低。同时, 增加的蒸汽流量增、湿度还造成了末几级叶片过负荷与侵蚀问题, 1号机组的安全因此受到了较为负面影响。

3.#8低压加热器问题分析

结合热力计算特性, 可得出THA工况下疏水冷却器及低压加热器运行参数, 结合参数统计不难发现, 由于#8低压加热器不抽汽, 需增大#7低压加热器抽汽量用以弥补。

4. 氦质谱仪检漏试验

使用氦质谱检漏仪进行阀门、法兰、焊缝等设备系统的逐一检查, 检查需在真空状态下进行, 氦质谱检漏仪的型号为PhoeniXL 300, 最终可确定漏点部位及漏率情况: (1) 漏点1。漏点为#8低加管道焊缝, 漏率为4500×10-9mbarL/s。 (2) 漏点2。漏点为A真空泵驱动端轴封, 漏率为6700×10-9mbarL/s。 (3) 漏点3。漏点为A真空泵自由端轴封, 漏率为4600×10-9mbarL/s。 (4) 漏点4。漏点为C真空泵驱动端轴封, 漏率为5000×10-9mbarL/s。 (5) 漏点5。漏点为C真空泵自由端轴封, 漏率为4050×10-9mbarL/s[3]。