6 安装问题
目前用户对于不锈钢管与管板间的连接都要求采用胀接+焊接，普遍认为这是最可靠的连接方式，相反对于连接密封性能并不好的铜管没有人提出太多要求。众所周知，质量上乘的铜管与管板采用胀接形式正常使用20年没有任何问题；那么对于胀接密封性能优于铜管的不锈钢管正常使用30年也是没有问题的。为什么说不锈钢管的胀接密封性能优于铜管呢？我们知道，胀口失效不外乎：1.振动导致的疲劳松脱；2.冲刷腐蚀和电化学腐蚀；3.热胀冷缩导致拉脱。对于不锈钢管而言，由于弹性模量较大，疲劳松脱的可能性大大小于铜管，另外不锈钢管耐腐蚀性高于铜管，硬度高，耐冲刷腐蚀，而且热膨胀系数与碳钢壳体的热膨胀系数非常接近，因此三种失效因素对不锈钢管的影响都要远小于铜管。还有经过良好热处理的不锈钢管其延伸率都在50%以上（图7所示为不锈钢管、铜管胀接后的密合纹理对比），由此看来我们还是可以相信不锈钢管采用胀接的可靠性。
7 结论
采用强化换热管更换凝汽器铜管，需要加以考虑的因素有传热性能、腐蚀、冲蚀、振动、机械性能要求等，在考虑所有因素，并通过对使用多向扰流强化换热管（DR管）进行考查，发现现有凝汽器直接用多向扰流强化换热管（DR管）替换铜管是完全是可行的，这种改造方式可以在现有凝汽器中实现了安全性、经济性与可靠性统筹考虑。
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汽轮机真空系统泄漏治理
和优化改造
【摘要】本文对600MW超临界机组真空系统严密性不合格的治理以及对如何通过系统优化改造提高机组运行真空的问题进行了分析，提出了提高凝汽器真空的措施以及系统改造后的经济性分析，对电厂同类型问题有较好的借鉴作用。
【关键词】 真空 措施 真空系统严密性 改进
0 引言
汽轮机真空系统运行的好坏对汽轮机的安全性和经济性有很大的影响， 河南华润电力首阳山有限公司#1机组效率试验表明，机组在额定负荷600MW附近运行，真空变化1kPa，热耗率变化约56kJ/kW.h；300MW附近运行，真空变化1kPa，热耗率变化约97kJ/kW.h，各负荷工况下，真空提高1kPa，汽轮机出力平均增加5651kW。同时真空降低时，汽轮机排汽温度的升高，会引起汽轮机轴承中心偏移，严重时会引起汽轮机的振动；凝汽器真空降低时在保证机组出力不变时，必须增加蒸汽流量，导致轴向推力增大；另一方面，空气漏入凝结水中会使凝结水溶氧不合格，腐蚀热力系统设备，影响机组的安全运行。所以在汽轮机运行过程中，真空是一项非常重要的参数，真空值的高低，直接影响机组的经济性与安全性。下面就600MW超临界机组真空系统出现的异常情况和系统优化改造情况进行分析阐述。
1 凝汽器真空系统有泄漏点，真空严密性差
华润电力首阳山有限公司#1机自2007年6月C级检修启动后凝汽器真空严密性试验不合格，厂家设计优秀值为0.13kPa/min，良好值为0.27kPa/min，合格值为0.40kPa/min，而#1机真空严密性试验值由0.414kPa/min逐渐恶化至0.700kPa/min，至后期甚至真空严密性试验无法完成，严重影响机组的安全性和经济性。2007年10月，利用氦质检漏检漏仪进行查漏，经检查，发现凝汽器喉部焊缝处有漏点，但由于位置狭窄，泄漏面大，机组运行中无法处理。
在2008年9月的B级检修中，进行灌水查漏，第一次凝汽器高水位灌水查漏，发现高、低压凝汽器喉部波形膨胀节底板下焊缝的东西两侧出现了多处范围较长的漏点，详见图1，原密封水无压回水管至凝汽器封堵处也发现一处漏点，进行了内部查找可疑点补焊和东、西两侧外部整道焊缝补焊。第二次高水位注水查漏又发现低压侧凝汽器壳体和喉部焊缝西侧南端有约1米长裂纹漏点，以及疏放水系统三个外漏点，逐个进行了处理。分析造成泄漏的原因为安装时焊接工艺差，按标准需要进行内、外部焊接的凝汽器膨胀节与喉部连接部位，由于受现场位置等原因，而很大一部分焊缝仅进行了内部焊接，且焊接质量较差，凝汽器在运行和启停时膨胀造成焊缝开裂，出现漏真空现象，随着运行时间的加长，焊缝裂纹不断的扩展，造成凝汽器真空不断的恶化。经过处理后，#1机组的真空严密性试验为0.11kPa/min，达到优秀等级。
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图1 泄漏部位
2 真空系统优化改造
2.1汽泵密封水水封优化改造
2008年2月24日，#1机组负荷560MW，运行监盘人员发现#1机真空快速下降，高背压侧凝汽器真空由-96.95kPa下降为-95.08kPa，低背压侧凝汽器真空由-96.96kPa下降至-94.77kPa，运行人员检查循环水泵、真空泵运行正常，低背压侧真空下降幅度较大，因此怀疑1A汽泵密封水无压回水单级水封发生破坏，从而引起真空变化，随即将1A汽泵无压回水由凝汽器倒向地沟，凝汽器真空恢复正常，详见图2。
图2 真空波动曲线
随后，经过缓慢将汽泵密封水重新切换至凝汽器，真空稳定无变化。汽泵密封水无压回水为单级水封设计，经分析认为，密封水回水温度高引起汽化，单级水封高度偏小，密封水回水流量发生变化时惯性缓冲裕度小，导致水封破坏，引起真空波动。需对单级水封进行改造，提高水封装置回水接入凝汽器的高度，即把现有的11.5米水封高度提高到13米左右，以增强对各种运行工况的适应性，另外，为便于运行中对水封装置进行检查和缺陷处理，在水封装置出水口增加一道手动隔离门及门前的放空管路，见下图3，通过改造后，再未出现过因密封水水封破坏引起真空的异常波动。
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汽泵无压回水去凝汽器排地沟单级水封汽泵无压回水排空气去凝汽器排地沟单级水封改造前改造后图3 单级水封改造前后系统图
2.2 双背压凝汽器抽真空系统改造
两台600MW超临界机组凝汽器设计为双背压式凝汽器，经仔细分析凝汽器运行参数，发现低背压凝汽器运行中端差超过设计值，一般在7℃左右，最高时10℃左右（设计值6.59℃），高、低背压凝汽器真空差基本为0，比设计值低1kPa左右，低背压凝汽器运行效果较差。分析认为低背压侧凝汽器端差偏差大主要原因在于高低背压凝汽器抽空管道连接在一起，平衡了两侧凝汽器压力，使得高背压凝汽器排汽背压偏低，低背压凝汽器背压偏高，导致低背压凝汽器传热效果差，凝汽器真空低、端差大。
通过咨询设备厂家和对双背压机组电厂的了解，在进行了充分的可行性研究后，确定了两台600MW超临界机组凝汽器抽真空系统的改造方案，将抽真空方式由原来的单串联方式改为可串、可并联切换运行的抽真空方式，串联抽真空方式下，高低背压凝汽器抽真空系统连通运行，三台真空泵与原运行方式不变；并联抽真空方式下，高低背压凝汽器抽真空系统进行隔离，A、C真空泵分别单抽高、低背压凝汽器，B真空泵作为A、C真空泵的备用泵，见图4。
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