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摘要:本文通过对汽轮发电机射水抽气系统、轴封系统和凝汽器的冷却系统进行分析和研究，找出了制约凝结器真空提升的主要原因，制定了技术升级和改造措施，提升了机组的真空度，提高了机组的热效率，取得了较好的效果。
关键词:凝结器；真空；轴封；热效率
1现状分析
凝结器是汽轮机组的重要辅机之一，是电厂热力循环的重要环节。首先，从循环效率看，凝汽器真空的好坏，即汽轮机组终参数的高低，对循环效率产生重要影响。汽轮机组凝汽器的运行状态对机组的经济性有重大影响，真空每降低1kPa，汽轮机组循环热效率降低1%左右。1#2#4#汽轮发电机凝汽器运行真空达不到设计值，夏秋两季较冬春季降低2kPa左右。真空降低，汽机的效率降低，发电汽耗就升高。
2原因分析
2.1射水抽气系统原因
抽气器抽出的蒸汽和不凝结气体排入射水箱后，使射水箱温度不断升高，为维持射水箱温度，需要不断补充低于射水抽气器工作温度（26℃）的水进行置换，使射水箱保持在26℃以下。由于射水箱补水原设计是补充循环水，在春季和冬季循环水温一般都低于26℃，射水抽气器工作正常。夏秋两季循环水温度一般都在26℃以上、最大时达到36℃，射水箱水温较高，影响了抽气器工作效率，对汽机真空影响较大。
2.2轴封系统原因分析
汽轮机轴封的作用是阻止汽缸内的蒸汽向外漏泄，低压缸排汽侧轴封是防止外界空气漏入缸。1#2#4#汽轮发电机低压侧轴封由于汽封安装间隙大及轴封套热变形等原因，导致汽封间隙严重超标，密封效果差，影响排汽缸的真空。另外均压箱对轴封进汽压力进行调整，但蒸汽温度仍然较高，易导致低压侧轴封套的热变形量较大，汽封间隙较大。
2.3 凝结器冷却系统原因
凝结器冷却水管束在运行时结垢或是被杂物堵塞。另外胶球投运时，由于部分胶球磨损太大，起不到清除铜管内沉积物的目的。凝结器水室内部密封不严存在死角现象，造成卡球，导致胶球回收率低，清洗效果差。由于上述等原因破坏了凝结器的正常工作，换热效果下降，使机组的真空下降。
3 技术改造
为提高汽轮机的循环热效率，通过对产生真空低的上述原因进行研究和分析，对射水抽气器系统、轴封系统和凝汽器冷却系统等进行技术改造措施，提高机组真空。
3.1射水抽气系统改造
2014年3月18号对4#汽轮发电机射水箱水温进行调整试验，射水箱水温从46.6℃降至30℃时，真空从88kPa升至90kPa，机组效率提升2%以上。
2013年1#2#4#发电机循环水平均温度见下表：
机组 6月份水温 7月份水温 8月份水温 9月份水温 10月份水温
1#发电机 28.2℃ 30℃ 32.5℃ 33.53℃ 29.7℃
2#发电机 28.97℃ 29.97℃ 32.3℃ 32.7℃ 29.53℃
4#发电机 28.76℃ 29.9℃ 32.44℃ 32.45℃ 29.41℃
通过调查发现，循环水补充的工业新水为深井水，水温较低，平均水温在20℃以下，将射水箱补充改造为工业新水，可有效降低射水箱水温，提高抽气器效率，提高凝汽器真空。
3.2轴封系统改造
3.2.1针对1#2#汽轮发电机低压侧轴封间隙较大的问题，用蜂窝接触式汽封替代梳齿式汽封，减少外部空气从轴封处漏入。
3.2.2针对均压箱内蒸汽温度较高，排汽侧轴封套高温变形的问题，通过在均压箱内增加一套喷淋装置，降低轴封蒸汽的温度，减少轴封套的热变形。
3.3凝结器冷却系统技术措施
针对凝结器铜管内部结垢、堵塞和胶球装置投运中存在的问题。制定如下技术措施：
3.3.1.对凝结器铜管定期检查，对堵塞的杂物等及时清理，对铜管进行高压冲洗。
3.3.2.对凝结器内部密封不严的进行处理，防止卡球现象；对连接凝结器的空气管、放水管等加装滤网，收球网内部保持光滑不卡球。
3.3.3.凝结器进口的二次滤网，定期冲洗、保持清洁，防止杂物等进入铜管和收球网。
3.3.4胶球磨损后及时更换，确保胶球的直径不小于铜管的直径。
4.改造实施
机组技术升级改造方案确定后，利用定修时间对凝结器的铜管进行检查，对结构严重的进行化学酸洗，对堵塞和泥垢较多的进行高压水冲洗；对射水系统的补水管路改造利用4月至5月的时间，集中敷设改造完成；射水箱均压箱和排汽缸轴封使用蜂窝接触式改造，利用1#2#机组定修和大修时间进行改造安装。
5.改造后运行效果
2013年夏季三台发电机射水箱水温一般在40℃～45℃之间，1#2#发电机真空在86kPa左右，4#发电机真空在88kPa左右，改造后1#发电机真空在88kPa左右，2#发电机真空在89kPa左右，4#发电机真空在90kPa左右，真空平均提高了约2kPa，提高了机组的热效率，取得了较好的效果。
作者简介：张 燕，女，工程师，主要从事设备管理工作。
关键词:凝结器；真空；轴封；热效率
1现状分析
凝结器是汽轮机组的重要辅机之一，是电厂热力循环的重要环节。首先，从循环效率看，凝汽器真空的好坏，即汽轮机组终参数的高低，对循环效率产生重要影响。汽轮机组凝汽器的运行状态对机组的经济性有重大影响，真空每降低1kPa，汽轮机组循环热效率降低1%左右。1#2#4#汽轮发电机凝汽器运行真空达不到设计值，夏秋两季较冬春季降低2kPa左右。真空降低，汽机的效率降低，发电汽耗就升高。
2原因分析
2.1射水抽气系统原因
抽气器抽出的蒸汽和不凝结气体排入射水箱后，使射水箱温度不断升高，为维持射水箱温度，需要不断补充低于射水抽气器工作温度（26℃）的水进行置换，使射水箱保持在26℃以下。由于射水箱补水原设计是补充循环水，在春季和冬季循环水温一般都低于26℃，射水抽气器工作正常。夏秋两季循环水温度一般都在26℃以上、最大时达到36℃，射水箱水温较高，影响了抽气器工作效率，对汽机真空影响较大。
2.2轴封系统原因分析
汽轮机轴封的作用是阻止汽缸内的蒸汽向外漏泄，低压缸排汽侧轴封是防止外界空气漏入缸。1#2#4#汽轮发电机低压侧轴封由于汽封安装间隙大及轴封套热变形等原因，导致汽封间隙严重超标，密封效果差，影响排汽缸的真空。另外均压箱对轴封进汽压力进行调整，但蒸汽温度仍然较高，易导致低压侧轴封套的热变形量较大，汽封间隙较大。
2.3 凝结器冷却系统原因
凝结器冷却水管束在运行时结垢或是被杂物堵塞。另外胶球投运时，由于部分胶球磨损太大，起不到清除铜管内沉积物的目的。凝结器水室内部密封不严存在死角现象，造成卡球，导致胶球回收率低，清洗效果差。由于上述等原因破坏了凝结器的正常工作，换热效果下降，使机组的真空下降。
3 技术改造
为提高汽轮机的循环热效率，通过对产生真空低的上述原因进行研究和分析，对射水抽气器系统、轴封系统和凝汽器冷却系统等进行技术改造措施，提高机组真空。
3.1射水抽气系统改造
2014年3月18号对4#汽轮发电机射水箱水温进行调整试验，射水箱水温从46.6℃降至30℃时，真空从88kPa升至90kPa，机组效率提升2%以上。
2013年1#2#4#发电机循环水平均温度见下表：
机组 6月份水温 7月份水温 8月份水温 9月份水温 10月份水温
1#发电机 28.2℃ 30℃ 32.5℃ 33.53℃ 29.7℃
2#发电机 28.97℃ 29.97℃ 32.3℃ 32.7℃ 29.53℃
4#发电机 28.76℃ 29.9℃ 32.44℃ 32.45℃ 29.41℃
通过调查发现，循环水补充的工业新水为深井水，水温较低，平均水温在20℃以下，将射水箱补充改造为工业新水，可有效降低射水箱水温，提高抽气器效率，提高凝汽器真空。
3.2轴封系统改造
3.2.1针对1#2#汽轮发电机低压侧轴封间隙较大的问题，用蜂窝接触式汽封替代梳齿式汽封，减少外部空气从轴封处漏入。
3.2.2针对均压箱内蒸汽温度较高，排汽侧轴封套高温变形的问题，通过在均压箱内增加一套喷淋装置，降低轴封蒸汽的温度，减少轴封套的热变形。
3.3凝结器冷却系统技术措施
针对凝结器铜管内部结垢、堵塞和胶球装置投运中存在的问题。制定如下技术措施：
3.3.1.对凝结器铜管定期检查，对堵塞的杂物等及时清理，对铜管进行高压冲洗。
3.3.2.对凝结器内部密封不严的进行处理，防止卡球现象；对连接凝结器的空气管、放水管等加装滤网，收球网内部保持光滑不卡球。
3.3.3.凝结器进口的二次滤网，定期冲洗、保持清洁，防止杂物等进入铜管和收球网。
3.3.4胶球磨损后及时更换，确保胶球的直径不小于铜管的直径。
4.改造实施
机组技术升级改造方案确定后，利用定修时间对凝结器的铜管进行检查，对结构严重的进行化学酸洗，对堵塞和泥垢较多的进行高压水冲洗；对射水系统的补水管路改造利用4月至5月的时间，集中敷设改造完成；射水箱均压箱和排汽缸轴封使用蜂窝接触式改造，利用1#2#机组定修和大修时间进行改造安装。
5.改造后运行效果
2013年夏季三台发电机射水箱水温一般在40℃～45℃之间，1#2#发电机真空在86kPa左右，4#发电机真空在88kPa左右，改造后1#发电机真空在88kPa左右，2#发电机真空在89kPa左右，4#发电机真空在90kPa左右，真空平均提高了约2kPa，提高了机组的热效率，取得了较好的效果。
作者简介：张 燕，女，工程师，主要从事设备管理工作。