《安全管理》之600MW机组真空低的原因 VIP免费

600MW机组真空低的原因摘要：发电厂真空系统存在真空偏低的问题相当普遍，邹县发电厂两台600MW机组也存在类似情况，严重威胁机组的安全运行。#5机组自试运以来，真空一直低于设计值，机组移交后，我厂围绕真空问题展开了一系列的工作。本文分析了#5机组真空偏低的原因，提出了具体处理措施，通过大修后的真空试验，证明取得了良好的效果。关键词：真空低；分析；治理1机组概述邹县发电厂三期工程装有两台600MW汽轮机，该汽轮机为日立-东方汽轮机厂联合生产的亚临界中间再热冲动凝汽式汽轮机，汽轮机为单轴三缸四排汽。汽轮机的型号为DH-600-40-T，额定功率为600MW，最大功率为658MW，为单缸单轴纯凝汽式汽轮机，其排汽向下排入凝汽器，两台小汽轮机与主机共用一台凝汽器。2真空系统设备说明该机组配套的凝汽器为双壳体，双背压双流程回热式。凝汽器按汽轮机最大连续工况，冷却水温20℃，管束清洁系数0.85，背压0.004MPa/0.0054MPa进行设计，并可在机组最大出力，冷却水温33℃，背压不大于0.0109MPa/0.0087MPa长期运行。凝汽器规范型号：N-36000型；设计压力：4.5/5.5kpa,冷却水温：20℃；冷却水管管径：ф25×1mm,冷却水管根数：44880；冷却面积：18000/18000m2；冷却水量：67700t/h；冷却水管长度：10400mm。采用刚性支承，喉部与汽轮机排汽缸采用不锈钢波形节连接，为了减小流动损失，采用了球型整体水室，如图1所示。图1凝汽器示意图凝汽器的设计可以直接接收汽机本体疏水、加热器疏水、低旁三级减温后蒸汽，低旁三级减温和#7、8低加布置在凝汽器喉部。3真空抽气系统3.1凝汽部分的抽汽双背压式凝汽器的抽气区按气体蒸汽混合物的冷却要求设计，在额定工况下，空气排气口的温度较凝汽器入口压力下的饱和蒸汽温度低4±0.5℃。双背压凝汽器的抽出系统为串联抽出系统，即空气由高背压凝汽器流向低背压凝汽器，然后由抽气管抽出。3.2外部抽气设备采用水环式真空泵每台机组配置三台真空泵，正常运行两台。机组启动时，三台同时投入运行。当三台真空泵并泵运行，凝汽器干拉真空达23.5KPa压力时所用时间不大于30分钟，真空泵为单级水环式旋转泵，工作水来自凝结水系统，冷却器冷却水来自开式循环冷却水系统。真空泵配备有空气泄漏检测装置，可以检查真空泵的工作性能。3.3凝汽器配置了二套凝汽器管子清洗系统.4邹县发电厂600MW机组运行情况及存在问题表1是邹县发电厂#5机自96年11月14日机组从投产至98年8月份停机大修前的真空状况。表1#5机组凝汽器相关运行参数时间负荷MW凝汽器真空A/Bkpa排汽温度A/B缸℃循环水进出水温度℃凝结水温度℃循环水温差℃凝汽器端差℃96.12.21600-93.7/-92.544/4514/26431218/1997.5.17602-93.2/-9345/4525/384313797.5.19554-93/-9244/4423.8/35.242.611.48.897.6.1599-92/-9144/4423/3613897.11.11488-95/-9240/4721/3245118/1598.4.714:00557-92/-9042/5320/29.4499.412.6/23.698.7.1723:00455-94/-9140/4829/3846.292/1098.7.1719:00389-90.7/-86.342.7/51.425.8/30.548.24.712.2/20.998.6.173:00346-92/-89.4539.7/44.625.82/30.543.344.689.4/14.198年4月份之前,循环水温度较低,且机组负荷一直带400MW左右,负荷变化不太明显,机组真空未显示出异常.在3月27日做CCS试验时,当负荷增至540MW,发现低压B缸排汽温度上升至56℃左右,B凝汽器真空为-83KPa此时循环水温度21℃,调整机组负荷使负荷降低后,真空明显上升；负荷增加,真空明显下降.在夜间循环水温度降低,当循环水温度为18℃时低压A缸真空即上升至-91KPa,排汽温度亦下降至45℃,增开一台循环水泵后,真空提高3KPa左右.循环水温度及循环水量对凝汽器真空的影响已经非常明显