摘要 根据新装小型机组试运行中普遍存在的低真空问题，综述了设计、设备、安装和运行多方面对凝汽器真空的影响，并依据低真空时出现的气体现象做出分析判断。提出了查找凝汽器低真空的方法和处置建议，减小了查找低真空问题的困难程度，对余热机组中不采用回热循环时进行了计算分析，指出了由此引起凝汽器的热负荷增大问题，对凝汽设备和系统的设计、安装和运行均有一定的使用价值。
关键词 凝汽器 真空 循环水 抽气器
汽轮机凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是凝汽器综合性能优劣的直接反映。凝汽器低真空对机组的影响主要有：（1）当真空降低时，汽轮机排汽温度上升，不仅使低压缸等部件膨胀过量，低压端轴封间隙减少，容易导致汽封片的磨损，而且严重时可引起轴弯曲，还使汽轮机末几级的焓降减少，引起轴向推力变化，危及机组的安全。（2）有关资料表明，真空下降1%时机组的热耗要增加0.6%～1%，显著地降低了机组的效率。
由于与真空有关系的系统较复杂，影响真空值的因素也较多，因此，一般中小型机组的低真空是令人感到十分棘手的问题。对新装机组来讲，可以从系统设计、凝汽设备缺陷、安装缺陷、想、运行方式等方面分析和查找问题。下面结合本人多年的安装、调试经验，针对新装机组经常发生的低真空现象，简要分析小型机组凝汽器低真空的原因，并提出适当的处置建议。
1 系统设计问题
1.1 凝汽器换热方式不正确
理论分析和实践都证明逆流换热的效果远远高于顺流换热，但有些机组的凝汽器循环水却设计为顺流换热方式。例如，承德鹰手营子电厂1,2号机组的凝汽器循环水就是这种方式。进入1994年3月份，随着冷却水温升高，排汽温度也升高，真空值下降，改为逆流换热后，低真空问题得到解决。
1.2 凝汽器选型小
这种问题一般发生在采用非回热循环的余热机组中。此类机组系统的设计中大多数采用余热而不采用非调整抽汽加热给水，即新蒸汽做功后全部排入凝汽器，这使凝汽器的热负荷严重增大。例如，北京市琉璃河水泥厂12MW余热机组采用非回热循环方式，凝汽器换热面积为常规12MW回热机组的设计，当环境温度为25℃，机组的最大负荷只能达到9MW，此时，凝汽器入口循环水温为32～33℃，出口温度为40℃，真空值为-85kPa左右,达到了机组运行极限。该机组在两种运行工况下的汽耗率分析如下（不考虑效率的影响）。
采用回热循环时汽轮机的汽耗率为
d回=3600/［χ1（i0-i1）+χ2（i0-i2）+χ3（i0-i3）+（1-χ1-χ2-χ3）（i0-in）］ (1)
不采用回热循环时汽轮机的汽耗率为
d=3600/（i0-in） (2)
式（1）、式（2）中：3600为电热当量，kJ/kW·h；χ1，χ2，χ3分别为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ级设计抽汽率，%；i0，i1，i2，i3，in分别为新过热蒸汽，Ⅰ～Ⅲ各级抽汽和排汽的设计焓值，kJ/kg；d回为采用回热循环时汽轮机的汽耗率，kg/kW·h；d为不采用回热循环时汽轮机的汽耗率，kg/kW·h。
查厂家汽轮机热力特性曲线纯凝设计工况给定的设计参数：χ1，χ2，χ3分别为6.09%，2.74%和8.7%；i0，i1，i2，i3，in分别为3305.06 kJ/kg，,2943.45 kJ/kg，,2783.93 kJ/kg，,2637.43 kJ/k和2358.3 kJ/kg。
新蒸汽流量D0=52 t/h，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ级抽汽量D1，D2和D3分别为3.166 t/h，1.426 t/h，4.526t/h。
将设计参数代入以上二式并计算，得
d回=4.113 kg/kW·h
d =3.802 kg/kW·h
由计算结果可得出，运行工况不采用回热循环的汽耗率d约为采用回热循环的汽耗率d回的92.4%，即
d/d回=3.802/4.113 ≈92.4%
采用回热循环时，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ级抽汽总流量为
3.166+1.426+4.526≈9.1（t/h）
则排放凝汽器的蒸汽流量为
52-9.1=42.9（t/h）
不采用回热循环运行时。新蒸汽流量为
D0= D0回×d/d回=52×3.802/4.113=48.1（t/h）
即新蒸汽流量48t/h全部排入凝汽器。非回热循环的凝汽器的热负荷比回热循环机组增加5.2t，即增加了12.2%。为保证机组的额定出力，必须增大凝汽器。
为简化计算，以上分析未考虑采用回热循环时排入凝汽器的蒸汽比容变化的影响。
2 凝汽设备缺陷
2.1 抽气器缺陷
对新装机组，抽气器自身达不到额定真空的情况时有发生，因此在机组第一次抽真空时，应首先检查抽气器真空值是否达到设计要求。例如，某电厂1号机组（6MW）试运时，投入主抽气器后真空值就迅速下降，经关闭空气门主抽气器自身抽真空检查仅为-0.02MPa，远远达不到设计值-0.095MPa。
2.2热井滤网缺陷
一些机组热井滤网在制造厂内钻孔时排孔较稀疏，通流面积小。如某电厂1号机组（6MW）试运时，进汽量增大后同时出现从抽气器排气口抽出水、热井五水位、凝结水泵断水、本出口压力为零、真空值下降的现象，这说明在滤网处节流。检查滤网发现其排孔稀疏，经过钻孔增加排孔数量后缺陷消除。
3 安装设备缺陷
3.1 真空系统的严密性差
真空系统比较庞大，安装接口较多，容易造成真空泄露，因此，在安装过程中，应特别注意法兰结合面的严密性和阀门的内外泄露。系统管道的安装一定要做到清洁无杂物以免造成阀门阀芯的损坏，有条件是抽汽等管道的法兰连接最好使用石墨缠绕垫片。
3.2 凝结水泵被杂物堵塞
在机组第一次试运行时，时常出现进汽量增大时热井满水使真空值下降，调节凝结水流量及防水都不能使水位下降，且凝结水泵在常压或真空工况下运行时电流均偏小、泵出口压力均偏低等现象，此时应检查凝结水泵，
3.3 凝结水泵盘根水封被堵塞
凝结水泵盘根水封管管径比较小，很容易堵塞使轴封断水，造成真空泄露。
4 运行方式
4.1 投用抽汽管道时疏水方式不正确
为节约用水，有些机组将真空系统外的蒸汽管道疏水不排至地沟，采用向系统内疏水，此时按常规疏水方式则会使真空急剧下降。
4.2 汽封系统进水
一般情况下，机组启动时局用新蒸汽作为汽封供汽汽源，因新蒸汽温度高，为降低汽封温度，在均压箱内投用凝结水喷水减温，如减温水量过大或均压箱疏水不畅，造成汽封系统进水，后汽封中断，则真空会迅速下降。
4.3 后轴封供汽减少
在额定负荷运行工况时，机组的后轴封供汽是由钱轴封漏汽和非调整抽汽提供的，当减负荷时后轴封供汽也相应减少，这时如果不做及时调整，就会使真空迅速降低。另外，新蒸汽压力下降也使轴封供汽减少，真空值降低。建议将汽封压力调整阀门传至运转层一便于操作。有条件时应安装热井水位自动调整器和汽封压力自动调整器。各专业在运行参数如负荷、气压等变化时应加强联系，汽机运行人员应注意后汽封和真空的变化，及时调整。
4.4 切换回热系统设备不及时
机组在设备故障时减负荷过快，未按规程要求切换回热系统设备，当抽汽管道由正压变为负压时，真空也迅速下降。
4.5 调节凝汽器热井水位的方式错误
运行过程中，凝汽器热井水位是靠调节凝结水阀门的开度来维持的，不应采用除盐水向热井补水的方式。而且补水时操作不当还会造成对非真空系统抽真空。例如，某电厂1号机组（6MW）凝汽器热井补水时因除盐水泵故障跳闸，使除盐水中断，又未能及时关闭热井补水门和与之并联的除氧器补水门，这相当于机组对除氧器抽真空，导致真空急剧下降紧急停机。
4.6 循环水量偏少
循环水量偏少，使循环水带走的排汽热量少，造成低真空。具体表现为，在负荷不变的情况下，循环水出口温度和排汽温度上升，凝汽器端差不变。
4.7 循环水系统操作失误
误操作使循环水的温度升高。例如，鲁南水泥厂12MW余热机组冬季预警线时因冷却水塔底部结冻，运行人员打开化冰水管阀门喷水化冰，用后忘记关闭阀门，由于喷水孔口径大，循环水未经冷却就几乎全部经喷水孔至循环水泵入口，机组运行一天多，真空值下降。
4.8 抽气器出力不足
工作水温高是使射水抽气器出力不足的主要原因之一。抽气器所造成的最低压力就决定于工作水温下的饱和压力，因此，特别是在夏季，当工作水温升高时，应向射水池内注入冷水以降低工作水温。
以下几种情况将造成损失抽气器出力不足
（1）蒸汽压力达不到额定值。此时可通过开大进口蒸汽阀来改善，如开大进口蒸汽阀仍达不到额定蒸汽压力，应检查进口蒸汽滤网是否堵塞，必要时清理或更换滤网。
（2）排气管冒蒸汽明显较大。排气管冒蒸汽多一般是因为通过抽气器的冷却水量不足，使进入抽气器的蒸汽不能充分凝结，此时应增大抽气器的冷却水量。
（3）排气管断续冒汽并伴有断续的气流声，发生这种现象一般说明喷嘴堵塞，应检查并疏通喷嘴。
（4）排气管向外喷出大量水滴。这是由于冷却器水位升高所造成的，应检查疏水门是否开度小，U型疏水管等是否堵塞，确信不存在问题时，再检查抽气器铜管是否破裂或从管板胀口处是否漏入凝结水。
5 其它原因造成的真空严密性破坏
机组在运行过程中，真空下降的原因很多，但往往是因为真空系统的严密性受到破坏所致。为保证严密性，应定期结合做真空严密性试验分析真空系统的严密程度，并可以用肥皂泡、蜡烛火焰或专用的检漏仪等方法查漏。发现问题及时消除。以下是严密性最容易出现问题之处：
（1）凝结水泵轴封盘根磨损容易造成真空严密性破坏。采用一般的石墨盘根作为凝结水泵的轴封盘根其磨损较快，磨损间隙过大时盘根水封就失去作用使空气顺其轴向漏入。建议定期压紧或更换盘根，有条件时最好使用聚四氟丝盘根。
（2）运行参数为负压的抽汽管道、疏水膨胀箱、凝汽器喉部排汽管道的法兰螺栓及阀门盖螺栓松弛也容易造成真空严密性破坏。特别是在机组频繁启动时，螺栓受交变应力的作用更容易松弛，建议在机组多次启动后热紧螺栓。
