真空低原因分析和处理措施

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1、真空低原因分析和处理措施一、情况概述：我发电公司机组近期真空不理想，在循环水温度33.5€、负荷达到12MW时真空最低时-88Kpa。较机组启动时真空有所下降。参数对比:负荷真空凝汽器东侧进水温度汽侧温凝汽器西侧进水温度凝汽器西侧出水温度排温汽度端差机组刚启动12MW-92.2Kpa33.9°C39.2°C33.0°C40.7°C45.5°C东6.3西4.812MW88.3Kpa35.2°C42.7°C34.9°C42.2°C50.8°C东8.1西&6二、检查分析1、做三次真空严密性试验，结果分别为0.22Kpa/

2、min、0.20Kpa/min、0.12Kpa/min,机组真空严密性是良好和优秀。2、循环水温度高，虽然近口环境温度下降，循环水温度也有所下降，但最低时仍高于33°C、高于设计值。3、抽汽设备效率下降，或射水池温度高，达到45°C。4、胶球清洗系统收球率低，胶球系统未能起到清洗作用。三、处理措施1、对可能对真空系统产牛影响的管道、阀门的法兰用黄油涂抹。2、对排汽缸人孔和顶部安全膜板的螺栓进行紧固，并用黄油对结合面接缝处进行涂抹。3、防止后汽封供汽量不足，试验提高轴封供汽压力，关小轴封加热汽进汽阀门，没有明显改变。

3、4胶球收球率低，怀疑凝汽器水侧有问题，用测温枪对凝汽器水侧端盖进行测温检查，测量结果如下表：位置凝汽器循环水北侧进口盖板小人孔处温度(°C)凝汽器循环水南侧盖板小人孔处温度(°C)凝汽器循环水北侧出口盖板小人孔处温度(°C)凝汽器循环水出口母管温度(°C)东侧32.437.73639.2西侧32.437.83939.7通过测量温度得出，凝汽器东侧循环水进口温度32.4,经过第一回程换热后温度为37.7(温升5.3°C)；经过第二回程换热后温度为36摄氏度(温升为-1.7°C),经第二次换热后循环水温度没有升高，反而

4、下降，分析为东侧循环水进出口间隔板不严密，有一部分水未经凝汽器管束直接进入凝汽器出口侧，导致凝汽器出口测温度下降；同时胶球清洗系统收球率下降，推测可能与凝汽器东侧隔板不严有部分水短路有关。对比凝汽器西侧测量温度基本符合要求，但也不排除微量泄漏的可能。9月1日停止#1循环水泵运行，对凝汽器东侧进行开盖检查，检查发现横隔板与凝汽器盖板、横隔板与凝汽器管板之间有缝隙缺少胶条，并有夹球现象。将横隔板拉出，用隔板专用密封胶条进行填充处理后压紧。盖板回装后。对凝汽器西侧隔板进行检查处理。处理后真空较处理前提高2Kpa。5、9月

5、2日，对胶球系统进行胶球投入，收球率大幅提高,达到95%,较处理前收球率提高30%。凝汽器端差降低3°C,真空提高到-(93-94)Kpao四、处理结果:经过以上措施处理，凝汽器真空有所提高，到9月6日，负荷12MW时，真空已经上升到-94Kpa左右，但尚未达到理想状态，我们对真空问题还在进一步处理。发电公司牛产部2015/09/13