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【摘要】本文针对鹤煤热电厂真空抽汽系统存在的问题，着重对真空泵运行工况进行了分析，通过对真空泵冷却水源的改造，提高了真空泵的工作效率，进而提高真空抽汽系统效率，提高了机组经济性。
【关键词】效率；改造；经济性
1.概况
鹤壁煤电股份有限公司热电厂2×135 MW燃煤发电机组系国家第三批重点技术改造“双高一优”项目。主要设备为：发电机选用东方电机厂制造型号为QF-135-2-13.8空气冷却的发电机组。锅炉选用东方锅炉厂生产的DG 445 13.7 Π 1型超高压、一次中间再热、自然循环、固体排渣燃煤锅炉。汽轮机制造型号为C135-13.2/0.245/535/535/型超高压、单轴、双缸双抽（一级可调）、一次中间再热、凝汽式汽轮机。于2005年4月开工建设，两台机组分别于2007年2月和6月进入商业化运营。
2.汽轮机凝汽器真空偏低的主要原因
（1）汽轮机真空系统严密性差，对大型凝汽器的真空系统，其漏入的空气量一般不应超过12Kg/h-15Kg/h。有的机组运行中，实际漏入的空气量远远超过这个数值，竟达到40Kg/h，升至更大，对汽轮机组的真空影响很大。
（2）设计考虑不周或循环水泵选择不当。循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从而影响真空。
（3）凝汽器钢管内严重结垢，恶化传热效果，使机组真空降低。尤其是当钢管内结有较厚的的硬垢后，凝汽器钢管整体的传热系数呈直线下降。
（4）真空抽汽系统设计不合理或设备存在缺陷亦可使得机组真空受影响，大型机组一般采用的是射水抽气器或射气抽气器等真空抽汽设备，而该厂采用的是水环式真空泵，系统较为简单，但效果不如采用射水抽气器或射气抽气器的抽汽效果，同时由于夏季循环水和真空泵工作液温度均较高使得真空泵的工作效率夏季较为严重，达不到机组的设计要求。
（5）回热系统运行不正常，高低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相同的有关阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空。
（6）汽轮机轴封供汽系统设计不合理，有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽管，造成低压缸两端轴封供汽量不足。使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽器真空。
（7）冷却塔冷却面积设计偏小，冷却塔的配水槽及淋水孔、溅水碟等被脏物堵塞，冷却效果变差，冷却后的水温偏高，使真空降低。
（8）凝汽器高水位运行，淹没了下部部分水管，使该部分水管失去冷却作用。
（9）循环水温度比制造厂设计规定值偏高，影响机组真空。
（10）汽轮机二级旁路系统的有关隔离阀门不严密，运行状态下漏气，使凝汽器真空降低。
3.项目确立
该厂真空系统的抽气设备采用的是水环式真空泵。根据真空泵的设备原理可知影响真空泵性能的因素有：
3.1工作液温度
凝汽器抽真空系统的真空泵密封水作为泵的工作液，其温度对真空泵的工作效率有着直接影响。由于密封水的冷却水温度偏高，加上从凝汽器抽出的空气和蒸汽混合物不断对密封水加热，以及工作液在真空泵内摩擦产生热量，通常实际的工作液温度远大于这一设计值。随着工作液温度升高，泵的抽吸能力大大降低，致使凝汽器背压也随之升高。为提高真空泵的工作效率，提高抽吸能力，就必须降低真空泵工作液的温度。
3.2吸入气体温度
研究发现，随着吸入气体温度和密封水温度的升高，真空泵抽吸性能下降，泵的极限抽吸压力升高。
要提高真空泵的工作效率（即提高抽吸速度），并降低极限抽吸压力，至少有两个途径：一是降低真空泵工作液的温度；二是降低真空泵吸入气体温度，即凝汽器来的空气一水蒸气混合物的温度。
4.改造方案选定
针对以上情况经过分析讨论总结出来了该厂机组真空泵存在的问题并制定了改造方案，具体如下：
4.1机组运行中真空泵系统存在的问题
机组真空泵采用凝结水作为工作用水，工作水冷却器的冷却水为开式循环水，然而，由于夏、秋季开式循环水温度较高，通过冷却器冷却后的真空泵工作水进水温度多高于33℃，甚至达到38℃，远远超过其设计温度，造成了真空泵抽吸能力大幅下降，性能恶化，使机组无法在最佳的工况下运行，严重影响了机组的经济性。
4.2改造方案
为改善夏、秋季真空泵抽吸能力不足的问题，需对真空泵工作水冷却器的水源进行了改造，降低真空泵工作水的温度来提高真空泵的工作效率。而从该厂的所有可用于做冷却水的水源来分析可知由于施工限制单独接一路冷却水源不现实。因此必须从现有的系统来选定最为可靠、方便和有效的水源。
该厂主厂房来水共有工业水、软化水、除盐水、小城镇来水和消防水等几路水源。该厂真空泵冷却水原水源为工业水，故不再考虑采用工业水的问题。比较其他几路水源中消防水由于为消防专用不能使用，除盐水温度一般在25℃左右且造价太高，软化水和小城镇来水的温度一般在20℃左右，所以水源就锁定在软化水和小城镇来水上。从汽轮机房内各路水源的布置图中我们可以发现，如果要采用小城镇来水的话由于小城镇来水是该厂的生活用水水源，在生活水用水高峰期时其压力不能够保证。而软化水是从软化水车间经软化水泵升压后接至热网补水，位置接近两台机组真空泵安装位置，管道安装方便，使用操作起来比较简单，故选择用此路水源作为真空泵冷却器改造后的冷却水源。
鉴于此，从软化水泵至热网补水的管道分别接一路至#1、#2机组的两台真空泵冷却器，此路水源通过测量在夏秋两季比工业水系统水温低3-5℃，且由于软化水泵的升压作用压力高于工业水，这样在夏秋两季采用软化水泵来水供真空泵冷却器，可使真空泵工作水水温保持在较低的温度，通过降低真空泵工作水水温以提高真空泵的出力，进而提高了凝汽器真空和机组的效率，而春冬季仍可采用原来的方式进行冷却。
5.改造效果及经济效益
两台机组的真空泵系统改造完成后对两台机组在不同时段各做了3次测试。每次试验时，在同一负荷下，分别记录了真空泵冷却器采用工业水水源和采用软化水水源两种情况下机组的真空，以进行两种情况的对比，每次试验均在冷却水源改变后真空泵工作水和冷却器进回水温度温度后至少运行1个小时后记录，确保了工况稳定。
试验证明系统能够实现凝汽器真空比改造前提高1KPa以上，且能保证设备运行正常，机组稳定。
该厂两台机组全年平均负荷为120MW，改造后两台机组真空提高效果最好的时间段为5-9月（共5个月），在这段时间改变真空泵冷却器的冷却水水源，机组真空可平均提高1KPa，根据135MW火电机组参数变化对煤耗影响的情况看，机组真空每变化1KPa对煤耗影响为3.7g，故由以上情况可以得出：
5个月总运行小时：
5×30×24=3600小时，
每小时两台机组共发电量：
120000KW×2=240000KW，也就是两台机组每小时发电为240000度。
综上可知，这五个月共节煤量（折合为标煤）为：
3600×240000×3.7=3196800000g=3196.8t
由此我們可以看到，通过对真空泵工作水冷却器冷却水源的改造对机组经济性的影响，同时我们也看到了由此产生的经济效益。
【参考文献】
[1]葛晓霞，缪国钧.循环水系统运行方式优化分析.电站辅机，2000，1.
[2]杨普让.汽轮机凝汽设备及运行管理.水利电力出版杜，1993，10.
【关键词】效率；改造；经济性
1.概况
鹤壁煤电股份有限公司热电厂2×135 MW燃煤发电机组系国家第三批重点技术改造“双高一优”项目。主要设备为：发电机选用东方电机厂制造型号为QF-135-2-13.8空气冷却的发电机组。锅炉选用东方锅炉厂生产的DG 445 13.7 Π 1型超高压、一次中间再热、自然循环、固体排渣燃煤锅炉。汽轮机制造型号为C135-13.2/0.245/535/535/型超高压、单轴、双缸双抽（一级可调）、一次中间再热、凝汽式汽轮机。于2005年4月开工建设，两台机组分别于2007年2月和6月进入商业化运营。
2.汽轮机凝汽器真空偏低的主要原因
（1）汽轮机真空系统严密性差，对大型凝汽器的真空系统，其漏入的空气量一般不应超过12Kg/h-15Kg/h。有的机组运行中，实际漏入的空气量远远超过这个数值，竟达到40Kg/h，升至更大，对汽轮机组的真空影响很大。
（2）设计考虑不周或循环水泵选择不当。循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从而影响真空。
（3）凝汽器钢管内严重结垢，恶化传热效果，使机组真空降低。尤其是当钢管内结有较厚的的硬垢后，凝汽器钢管整体的传热系数呈直线下降。
（4）真空抽汽系统设计不合理或设备存在缺陷亦可使得机组真空受影响，大型机组一般采用的是射水抽气器或射气抽气器等真空抽汽设备，而该厂采用的是水环式真空泵，系统较为简单，但效果不如采用射水抽气器或射气抽气器的抽汽效果，同时由于夏季循环水和真空泵工作液温度均较高使得真空泵的工作效率夏季较为严重，达不到机组的设计要求。
（5）回热系统运行不正常，高低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相同的有关阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空。
（6）汽轮机轴封供汽系统设计不合理，有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽管，造成低压缸两端轴封供汽量不足。使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽器真空。
（7）冷却塔冷却面积设计偏小，冷却塔的配水槽及淋水孔、溅水碟等被脏物堵塞，冷却效果变差，冷却后的水温偏高，使真空降低。
（8）凝汽器高水位运行，淹没了下部部分水管，使该部分水管失去冷却作用。
（9）循环水温度比制造厂设计规定值偏高，影响机组真空。
（10）汽轮机二级旁路系统的有关隔离阀门不严密，运行状态下漏气，使凝汽器真空降低。
3.项目确立
该厂真空系统的抽气设备采用的是水环式真空泵。根据真空泵的设备原理可知影响真空泵性能的因素有：
3.1工作液温度
凝汽器抽真空系统的真空泵密封水作为泵的工作液，其温度对真空泵的工作效率有着直接影响。由于密封水的冷却水温度偏高，加上从凝汽器抽出的空气和蒸汽混合物不断对密封水加热，以及工作液在真空泵内摩擦产生热量，通常实际的工作液温度远大于这一设计值。随着工作液温度升高，泵的抽吸能力大大降低，致使凝汽器背压也随之升高。为提高真空泵的工作效率，提高抽吸能力，就必须降低真空泵工作液的温度。
3.2吸入气体温度
研究发现，随着吸入气体温度和密封水温度的升高，真空泵抽吸性能下降，泵的极限抽吸压力升高。
要提高真空泵的工作效率（即提高抽吸速度），并降低极限抽吸压力，至少有两个途径：一是降低真空泵工作液的温度；二是降低真空泵吸入气体温度，即凝汽器来的空气一水蒸气混合物的温度。
4.改造方案选定
针对以上情况经过分析讨论总结出来了该厂机组真空泵存在的问题并制定了改造方案，具体如下：
4.1机组运行中真空泵系统存在的问题
机组真空泵采用凝结水作为工作用水，工作水冷却器的冷却水为开式循环水，然而，由于夏、秋季开式循环水温度较高，通过冷却器冷却后的真空泵工作水进水温度多高于33℃，甚至达到38℃，远远超过其设计温度，造成了真空泵抽吸能力大幅下降，性能恶化，使机组无法在最佳的工况下运行，严重影响了机组的经济性。
4.2改造方案
为改善夏、秋季真空泵抽吸能力不足的问题，需对真空泵工作水冷却器的水源进行了改造，降低真空泵工作水的温度来提高真空泵的工作效率。而从该厂的所有可用于做冷却水的水源来分析可知由于施工限制单独接一路冷却水源不现实。因此必须从现有的系统来选定最为可靠、方便和有效的水源。
该厂主厂房来水共有工业水、软化水、除盐水、小城镇来水和消防水等几路水源。该厂真空泵冷却水原水源为工业水，故不再考虑采用工业水的问题。比较其他几路水源中消防水由于为消防专用不能使用，除盐水温度一般在25℃左右且造价太高，软化水和小城镇来水的温度一般在20℃左右，所以水源就锁定在软化水和小城镇来水上。从汽轮机房内各路水源的布置图中我们可以发现，如果要采用小城镇来水的话由于小城镇来水是该厂的生活用水水源，在生活水用水高峰期时其压力不能够保证。而软化水是从软化水车间经软化水泵升压后接至热网补水，位置接近两台机组真空泵安装位置，管道安装方便，使用操作起来比较简单，故选择用此路水源作为真空泵冷却器改造后的冷却水源。
鉴于此，从软化水泵至热网补水的管道分别接一路至#1、#2机组的两台真空泵冷却器，此路水源通过测量在夏秋两季比工业水系统水温低3-5℃，且由于软化水泵的升压作用压力高于工业水，这样在夏秋两季采用软化水泵来水供真空泵冷却器，可使真空泵工作水水温保持在较低的温度，通过降低真空泵工作水水温以提高真空泵的出力，进而提高了凝汽器真空和机组的效率，而春冬季仍可采用原来的方式进行冷却。
5.改造效果及经济效益
两台机组的真空泵系统改造完成后对两台机组在不同时段各做了3次测试。每次试验时，在同一负荷下，分别记录了真空泵冷却器采用工业水水源和采用软化水水源两种情况下机组的真空，以进行两种情况的对比，每次试验均在冷却水源改变后真空泵工作水和冷却器进回水温度温度后至少运行1个小时后记录，确保了工况稳定。
试验证明系统能够实现凝汽器真空比改造前提高1KPa以上，且能保证设备运行正常，机组稳定。
该厂两台机组全年平均负荷为120MW，改造后两台机组真空提高效果最好的时间段为5-9月（共5个月），在这段时间改变真空泵冷却器的冷却水水源，机组真空可平均提高1KPa，根据135MW火电机组参数变化对煤耗影响的情况看，机组真空每变化1KPa对煤耗影响为3.7g，故由以上情况可以得出：
5个月总运行小时：
5×30×24=3600小时，
每小时两台机组共发电量：
120000KW×2=240000KW，也就是两台机组每小时发电为240000度。
综上可知，这五个月共节煤量（折合为标煤）为：
3600×240000×3.7=3196800000g=3196.8t
由此我們可以看到，通过对真空泵工作水冷却器冷却水源的改造对机组经济性的影响，同时我们也看到了由此产生的经济效益。
【参考文献】
[1]葛晓霞，缪国钧.循环水系统运行方式优化分析.电站辅机，2000，1.
[2]杨普让.汽轮机凝汽设备及运行管理.水利电力出版杜，1993，10.