凝汽器查漏_
本厂2号机组凝汽器的管室容积大，传热管数多且长，现场超声背景很复杂，不适合采用超声波检漏法。且据化学水分析资料显示，凝结水水质指标未发生缓慢变坏的趋势，可断定凝汽器的传热管不存在泄漏。另外，由于机组设备较旧，因此可能的漏点多，漏点漏率比较大，且有些漏点可能处在人难以靠近、或在地下的管道处，用氦查谱查漏仪检漏难有满意效果。鉴于此，决定采用目前常用的检漏方法——真空灌水试验，具体有以下2种。
广东粤华发电有限责任公司(以下简称黄埔发电厂)2号发电机组投产至今已经近30年，它是上海东方汽轮机厂生产的N1252-135/550/550型超高压、中间再热、双缸双排汽单轴布置冲动凝汽式机组。发电机组采用双水内冷，凝汽器采用对分双流程海水冷却表面式，型号为N-7000-Ⅱ型。
该125MW机组自投产以来，机组的汽轮机真空系统多次不同程度地出现真空度偏低，其中多次是由凝汽器的严密性不足引起的。例如，2006年8月#2机组在一次热态启动后，运行人员发现凝汽器真空与历史数据比较会降低。经过对凝汽器真空下降原因的分析后，决定对#2机凝汽器作严密性试验。表1列出了该次试验的测试结果。
影响汽轮机真空的因素很复杂,包括凝汽器的严密性、凝汽器传热特性、凝汽器热负荷及循环水出水管顶部集有空气或虹吸中断、清洁系数、真空泵的出力不足、高-中压疏水系统大量内漏、冷却水量、循环水流量和进口水温、冷却水系统的特性等。其中，凝汽器的严密性对维持汽轮机真空特别的重要，但其失常却已成为汽轮机运行中常常会出现的故障之一。凝汽器的严密性包括2个方面：汽测真空系统和水侧两部分区域。本文就汽测真空严密性降低问题，结合黄埔发电厂#2机组凝汽器漏点的诊断与处理工程实践，对该类问题做多元化的分析研究。
(3)凝汽器的喉部伸缩节泄漏。运行中由于温度、压力和振动的影响，凝汽器喉部伸缩节焊缝常被拉裂而产生泄漏。此处漏点较隐蔽，采用氦质检漏不易发现，此时应采用灌水查漏法。如，韶关电厂8号机在用氦质检漏未查出漏点情况下，采用将真空系统灌水至汽缸轴封处，就在3组凝汽器喉部伸缩节处查出7处裂纹，最长裂纹达70mm。
凝汽器真空严密性是表征表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的重要的因素之一。严密性下降不仅会造成汽轮机排汽温度上升，有效焓降减小，循环效率降低，影响汽轮机的出力，而且还会导致排汽缸变形和振动，影响机组设备的安全性。运行经验表明：凝汽器的线kPa，汽轮机汽耗会增加1.5%~2.5%，功率约增加1%。因此，在机组运行过程中应密切监视真空系统真空值，当真空较低时，分析引起真空下降的原因、确定泄漏的部位，并选择合理的治理方案对提高真空系统的严密性意义重大。
由表1可见，该2#发电机组凝汽器的严密性不合格，每分钟线kPa/min，高于我国“固定式汽轮机技术条件”中对汽轮机真空系统严密性的标准规定，即：功率大于100MW的汽轮机,线严密性降低的原因及特征
严密性下降主要是由于真空系统存在泄漏，真空系统泄漏表现在外界空气漏入凝汽器，直接引起汽轮机真空度降低。现场运作情况表明，主要存在以下几处泄漏[1-6]。
则通过增大冷却水流量降低循环水温升即可得到显Hale Waihona Puke Baidu的真空治理效果。
采用上述方法对2#机组凝汽器计算表明，在负荷125MW附近运行时，该比值为Δt/δt=1.6。据此可初步确定：2#机组凝汽器真空下降很可能是由于严密性不足，其真空系统存在泄漏引起的。此时我们采用了以下2现场实验方法来进一步确认。
影响凝汽器真空的因素众多，分析复杂，可选择的措施也较多。众所周知，凝汽器内的蒸汽凝结空间是汽水两相共存的，其压力是蒸汽凝结温度下的饱和压力。依据文献[7-8]知，计算凝汽器真空即确定凝汽器的压力，可按下述公式计算：
Dc和Dw—进入凝汽器的蒸汽量和冷却水流量,t/h；Cp—水的定压比热，kJ/(kg·℃)。
(9)抽气器、低加进气门、疏水门泄漏以及其他类泄漏，如中压疏水系统内漏、凝汽器汽侧人孔门及喉接头泄漏、抽空气系统阀门泄漏、排汽管疏水U形水封被破坏等。
必需注意的是，当某一故障特征出现时，其具体表现及引起的原因是多方面的。凝汽器真空系统组成复杂结构庞大，可能的泄漏点很多，当真空偏低时，应先从表现出的特征，结合真空系统的查漏方法，确定引起真空下降的漏点的具置，加以治理。
(1)轴封供汽突然中断或轴封供汽压力过低。此时大量空气将漏入凝汽器，真空急剧下降。故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，转子因急剧冷却而产生负差胀。
(2)真空系统的管路破裂，如凝汽器铜管、最后一级低加的铜管等发生部分破裂。主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度和导电度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电机电流增加，真空急剧下降。
启动备用射水泵和备用射水抽气器运行，2#机组凝汽器的真空提高，排汽温度由初始的46℃下降至41℃。根据运行经验值可知，当启动备用射水泵以后，排汽温度下降超过1℃，可判定为负压系统漏空气。由于漏空气量不太大，因此在消除凝汽器泄漏故障前，可通过维持两台射水泵及射水抽气器运行来保持机组的经济运行。
凝汽器真空严密性差的问题是一个很复杂的问题，目前在实际在做的工作中已摸索出了几种行之有效的查漏方法。它们是：有灌水查漏、火烛法、卤素查漏法、超声法、氦质谱查漏仪。这几种方法的查漏机理不同，各有其优缺点。表3[10-11]对它们的最小可检漏率和检测方式等进行了比较。
试验时负荷在100MW或以上进行；慢慢关闭射水抽气器空气门，注意真空变动情况；自关闭射水抽气器空气门开始，每分钟记录机头真空读数和四只排汽温度计读数一次。试验5分钟后，开回射水抽气器空气门，测试结果如前面的表所列。
根据运行规程，每分钟线kPa/min时为合格，超过0.4kPa/min时为不合格，最后确认2#机组凝汽器的真空下降确实是由严密性不足，其真空系统存在泄漏引起的。另外，该真空严密性试验方法还应在每次消除严密性故障后再作一次，我们共进行了3次真空严密性试验，各次试验时的机组运行参数下表2所示。
火烛法和肥皂水沫法只能用来确定的大量漏气的漏点，且费时费力、准确性差，是通过观察蜡烛火焰摇曳情况，来确定漏气位置。另外，火烛法会威胁到氢冷发电机组的安全，均不适合本厂对凝汽器真空的查漏。
卤素检漏法的不足之处是响应时间长、检漏仪的敏感元件如长时间处于浓度较高的卤素气体中易产生中毒效应。超声波检漏法具有速度快、响应及时、检测方便等优点，但要求检测员有着非常丰富的经验，排除复杂的背景超声，且其精度只与泡沫检漏法相当。虽然氦质谱检漏仪可靠、灵敏度较高，但是也有其局限性，在不明真空泄漏的情况下进行查漏，需将阀门套及法兰保温拆除，工作量很大，有时也难于取得预期的效果。
【摘要】凝汽器真空严密性偏低一直是电厂机组运行中人们普遍关注的问题。文章在分析引起严密性降低的原因及其故障特征的基础上,结合黄埔发电厂#2机组凝汽器真空度下降的问题,对漏点查找工艺的选择做多元化的分析,并采用汽侧加水试验,确定引起#2机凝汽器真空下降的原因是:凝汽器外壳多处焊接口存在漏点,以及放水母管有漏点。经对其来修补焊,线kPa/min,真空回到正常状态。文章同时探讨了改善真空的几条技术措施,以进一步提升凝汽器线)低压缸结合面及安全门法兰泄漏。问题大多有：①汽缸制造、检修、安装质量有问题，汽缸法兰结合面不严或有残余应力存在，机组投运后出现漏汽。②机组启动、停止过程中加减负荷过快，汽缸夹层和法兰加热装置不正确使用；停机后汽缸保温打掉得过早或检修后保温包得不好，停机后缸温下降过快或者汽缸进冷汽、冷水等，使汽缸内外壁和法兰内外壁温差过大，致使上下缸结合面吻合度不好，局部产生间隙，大量空气由此进入排汽室，造成线)轴封系统结构不完善。单进、单出轴封系统轴封套上半部轴封无进、出汽管，只有下半部轴封套有进、出汽管，上半部轴封压力低，下半部轴封压力高,上、下轴封压力不均匀,影响轴封密封效果。
(8)小汽机轴封送汽不合理。机组运行时，主机轴封通过高低压差进行自密封和自动跟踪，而小汽机的轴封送汽则由于前后轴封由同一根管道从辅汽直接引入，前后轴封阻力不等，所以前后送汽压力难于调整和自动调节跟踪，导致了小机前后轴封漏空气。另外，若轴封供汽压力过低或小汽机轴封回汽门开启过大，都会使空气直接通过回汽总门进入凝汽器而影响线)高压扩容器汽管进凝汽器喉部焊口泄漏。由于凝汽器内呈负压状态，外界空气便通过高压扩容器汽管进入凝汽器的喉部焊口漏入，引起凝汽器线)汽轮机轴封系统调节不当。因轴封供汽压力不能随负荷的变化而做相应的调整，造成空气进入凝汽器汽侧而降低其真空度。汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封漏泄的较主要的因素。
