摘要：目前，火力发电厂主要的动力能量来源是汽轮机，而凝汽器是汽轮机冷端设备的重要组成部分，我国大部分电厂采用的是凝汽器水环真空泵系统，但其在维持机组真空过程中存在功率过大、抽真空效果易受工作液温度影响、端差大、凝结水溶氧超标、噪音大、维护成本高等问题。为缓解上述问题，在某电厂的2台300MW机组上进行抽真空系统节能改造技术示范应用建设，该技术主要是在机组原水环真空泵设备上并联一套干式螺杆真空泵系统，经过试运行，电流平均降低了83.75%，背压平均降低2kPa，凝结水溶氧降低至5μg/L以内。
关键词：水环真空泵；干式螺杆真空泵；节能；凝解水溶氧
火力发电主要的动力能量来源是汽轮机。在汽轮机工作过程中，凝气器是将蒸汽凝结，汽轮机排出的汽经过与冷却管换热，凝结成水，且需要凝汽器具有一定的真空度；对于汽轮机的发电机组来说，真空度（或压力）是最大的可控损失，因此真空泵对于凝汽器的真空效果和抽气系统的能耗有着较为重要的影响。本文通过查阅相关文献，了解水环真空泵应用现状，研究抽真空系统改造技术工艺，以低成本改造、满足机组运行需求为基础，以节能减排为准则，采用干式螺杆泵抽真空系统改造技术，缓解水环真空系统的凝汽器存在的率过大、抽真空效果易受工作液温度影响、端差大、凝结水溶氧超标、噪音大、维护成本高等问题。
1抽真空系统改造技术原理
1.1水环泵真空系统应用现状
目前，大型火力发电厂的凝汽器抽真空系统一般装有2～3台较大功率的水环式真空泵组，其中300MW机组一般装设2台，一运一备；600MW以上机组一般装设3台，二运一备。电厂在选择真空泵类型及设计时，主要以“快速启机的响应速度和最大的允许漏气量”为选型原则，满足机组运行启动要求（一般要求30min左右）；机组真空度达到要求后，一至两台运行维持机组真空需求，一台备用。水环真空泵具有泵的转数高、可与电动机直联，无须减速装置、速率快等优势。
1.2抽真空系统改造的必要性
随着运维技术的提高，电厂的凝气器正常运行中，凝汽器真空系统的真空泄漏量普遍小于设计时的400Pa/min，机组运行维持真空时，存在真空泵功率过大的问题；另外，水环真空泵的抽真空效果受工作液温度影响，在水环泵运行过程中，其局部的压力降低到实际工作液温度对应的饱和蒸汽压力以下的情况时，工作液的状态就会发生改变，产生汽化，生成气泡，并随着工作液移动至出口的高压区。在出口的高压区处，产生的气泡会破裂，蒸汽重新凝结，产生空穴，造成四周的工作液快速流入，形成高频的水锤，对叶片造成冲击，出现汽蚀现象。综上所述，水环真空泵的抽真空系统转子易汽蚀损坏，维护费用高；极限抽吸能力受工作水温限制，端差大；真空效果差、凝结水溶氧超标。
1.3技术原理
该技术是在凝汽器原抽真空设备基础上并联一套干式螺杆泵抽真空系统，利用干式螺杆真空泵特点、转子与泵体较小间隙设计、无摩擦，多程变螺距设计、功耗低，工作腔无需润滑油或密封水、极限真空度可达2Pa（一般水环真空泵的真空度为3～4kPa）；在发电机组启动期间利用原有真空泵组迅速建立机组真空，在机组正常运行时，利用凝汽器真空系统低漏入较少不凝气体运行特性，以较低能耗维持机组的真空度。干式螺杆真空泵结构原理示意图见图1。
2改造技术工艺流程
2.1系统概况
抽真空系统节能升级改造技术的主设备采用干式螺杆真空机组，工作腔无需润滑油或工作水，轴端采用无泄漏无磨损复合密封，变频调速，抽气速率可调，负荷适用范围较广。该系统采用模块化设计，具有完善的自动控制系统和保护逻辑、简单易维护，且占地面积小。
2.2工艺流程
发电厂凝汽器干式螺杆真空机组节能升级改造技术系统如图2所示，主要包括发电厂凝汽器、进气管路以及发电厂原水环真空泵组。进气管路的输出端连接发电厂原真空泵组和与其并联的干式高效真空机组；通过管道连接的进气手动阀；干式变螺距螺杆泵机组的受控端连接控制装置并与发电机组DCS控制系统连接。进汽手动阀和干式高效真空机组之间的管路中设有进气速关气动阀，进气速关气动阀的受控端连接控制装置的输出端。干式变螺距螺杆泵机组上设置有冷却水管路，用来冷却轴承温度。
2.3关键技术
2.3.1基于机组真空泄漏量模型算法定制系统抽气速率技术
由于电厂凝汽器真空系统严密性的逐步提高，根据机组运行状态下真空严密性的实际状况，采用机组真空泄漏量模型算法确定抽真空设备的抽气速率，定制化设计抽真空系统的功率，并采用变频调速设计，大幅度降低系统配置功率，更节能。
2.3.2无泄漏无磨损轴端复合密封技术
利用干式螺杆真空泵的特点，在轴端采用无泄漏无磨损复合密封，轴承润滑油不易乳化，使用寿命长。
2.3.3积木式模块化集成设计技术
采用积木式模块化集成设计技术，占地面积小于4m2，适合经优化空间设计后的各种发电机组现场空间，减少设备占地面积，简化设备接口，降低维护费用。设计有完善的保护逻辑和自动控制系统，系统简单易维护。
3改造技术应用
3.1应用单位概况
在某电厂的5号、6号机组进行示范建设，该电厂的汽轮机为国产引进型亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、湿冷抽气凝汽试汽轮机。两台机组分别配置2台纳西姆工业（中国）有限公司生产的ELMO-F2BE1353-OMY4型水环式真空泵，机组运行时一用一备，真空泵电机额度功率160kW，正常运行时，电流约为220A，运行功率约为145kW。某电厂的5号、6号机组配备的干式真空泵组具体设计参数见表1。
3.2试验工况
试验工况在电负荷220MW、热负荷390t/h，电负荷270MW、热负荷400t/h下，进行水环式真空泵运行和干式螺杆真空泵系统运行下的试验，具体工况有两种。其中工况1是在原水环真空泵系统运行状态下试验，工况2是在干式螺杆真空泵系统运行状态下试验。试验中，主机负荷，循环水泵运行方式与工况1相同；干式真空泵系统按照改造后运行状态进行试验。
3.3试验方法
根据热平衡设计图的规定，运行人员对机组的热力系统运行方式进行调整，使其符合设计要求，解列自动发电控制（简称“AGC”）。在机组正常运行时，停止锅炉吹灰操作，维持机组补水的稳定。在维持机组稳定运行的前提下，通过对机组的运行参数进行调整，使相关参数尽可能达到设计值，上下幅度符合试验规程。工况1：在水环式真空泵运行状态下，在试验运行负荷下，主要参数处于稳定状态；机组切除AGC，运行方式切换为机跟炉的方式或是机炉基本运行的方式，维持锅炉侧的各项参数稳定且不再变化，参数主要包括煤量、风量、主汽压力/温度及再热压力/温度、过碱流量、再碱流量等，其中的炉侧风量及煤量调节为手动调节状态，汽机电负荷、热负荷保持稳定；开启水环式真空泵，停运干式螺杆真空泵机组，隔离干式螺杆真空系统与正常运行系统（如关闭凝结水联络阀门、抽空气管联络阀门）；主要运行参数处于稳定状态后，运行1h后，记录试验所需的各项参数。工况2：在干式真空泵系统运行状态，试验运行负荷下，主要参数处于稳定状态；机组切除AGC，运行方式切换为机跟炉的方式或是机炉基本运行的方式，维持锅炉侧的各项参数稳定，参数主要包括煤量、风量、主汽压力/温度及再热压力/温度、过碱流量、再碱流量等，同时在试验过程中尽量控制锅炉燃烧量和给水流量的变化浮动，不要出现较大波动；开启干式螺杆真空系统，停运水环式真空泵；调整锅炉燃烧，主机的电负荷、热负荷尽量维持一致；主要运行参数处于稳定状态后，运行1h后，记录试验所需的各项参数。先水环式真空泵运行，再干式螺杆真空泵运行，试验参数除流量和功率每2min记录一次外，其它均应每5min记录一次；IMP数据采集系统采集频率通常设定为30s；若数据取自DCS系统，应将采集频率设定为2min。
3.3试验效果
5号机组电负荷220MW、热负荷390t/h条件下，投入1号水环式真空泵，退出干式真空泵组，水环式真空泵电流217.82A，排气压力3.47kPa，凝结水溶氧47.34ug/L；退出1号水环式真空泵，投入高效真空泵组，高效真空泵组变频器前电流39.7A，凝汽器真空1.60kPa，凝结水溶氧2.42ug/L；同原水环式真空泵运行相比，高效真空泵组的电流降低了81.77%；背压降低1.87kPa。6号机组电负荷270MW、热负荷400t/h条件下，投入1号水环式真空泵，退出干式真空泵组，水环式真空泵电流223.33A，凝汽器真空4.32kPa，凝结水溶氧12.61ug/L；退出1号水环式真空泵，投入高效真空泵组，高效真空泵组变频器前电流31.9A，凝汽器真空2.18kPa，凝结水溶氧2.93ug/L；同原水环式真空泵运行相比，高效真空泵组的电流降低了85.72%；背压降低2.14kPa。
4结论
从某电厂5号、6号机水环真空泵、干式螺杆真空泵切换运行，凝汽器端差、机组真空和凝结水溶氧参数变化分析，干式螺杆真空泵的极限真空度高，节能效效果好，可有效解决因水泵式真空泵极限真空限制、漏入真空系统的不凝气体无法完全抽出而造成的凝汽器端差大、真空差、凝结水溶氧高问题，在电厂凝汽器抽真空改造应用中具有广阔推广价值。该技术可以提高采暖季凝汽器真空度，随着低压缸排汽压力的降低，有效改善低压缸末级、次末级叶片鼓风状况。特别是对于采用“切除低压缸进汽灵活性改造”的供热机组，可以降低供热机组低压缸冷却蒸汽流量，增加供热抽气流量，进一步提升机组供热和调峰能力。
作者：杨一盈 郭江龙 郭岸松 单位：河北冀研能源科学技术研究院有限公司 秦皇岛秦热发电有限责任公司 河北省火力发电清洁高效热电联产技术创新中心
