汽轮机凝汽器真空低的原因分析及解决方案

通过对韶关发电厂#8机组凝结器真空低的原因分析，得出韶关发电厂#8机组真空低的主要原因为不锈钢管结垢严重，影响金属换热效果，并针对类似原因引起凝结器真空低提出应对措施，提高机组运行中真空，以提高机组的安全经济性。

【关键词】凝结器真空管材结垢胶球清洗

1设备状况

韶关发电厂＃8机组是1985年投产的国产200MW机组，配备锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-10型超高压参数一次中间再热单汽鼓自然循环锅炉，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200－130－535/535型超高压一次中间再热凝汽式单轴三缸三排汽汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QFQS-200-2型发电机。#8机组于2002年大修时进行了DCS控制系统改造，由原来的立盘硬操改为了DCS控制。汽轮机规范如表1所示。

表1－1＃8汽轮机技术规范 

 

项目	单位	规范
型号		N－200－130－535/535
额定/经济功率	MW	200/200
额定主汽压力	MPa	12.752
额定主汽温度	℃	535
额定再热蒸汽压力	MPa	2.063
额定再热蒸汽温度	℃	535
背压	MPa	0.00538
低压缸排汽量	T/H	420
冷却水流量	T/H	29300
通流级数	级	37

 

该机组配备三台型号为N—13550的凝结器，采用直流供水，双流程横向布置，凝结器与低压缸刚性连接，采用弹簧支撑，#8机于2002年的大修时将所有凝结器的换热管材由原来的Hsn70－1(A)锡黄铜管更换为Tp304不锈钢管，原因为原来用的铜管抗腐蚀性差及刚性不足，容易造成凝结器铜管泄漏。管材更换前后各凝结器技术参数未作改变，改造后各凝结器技术参数如表1－2所示。

表1－2凝汽器技术规范 

 

项目	单位	规范
凝结器型号		N--13550
壳体数	台	3
冷却面积	㎡	13550
管径	mm	25×1
管数	根	18993
材质		TP304不锈钢
管长	m	9154
凝结水流量	T/H	421.3
循环水流量	T/H	29300
冷却倍率		69.547

 
机组真空系统采用两套型号为TD－90的射水抽汽器，每台运行时的额定抽汽量为90T/H，射水泵型号为14SH－19。机组运行中抽汽器一套运行，一套备用。同型号的两台机装配四台型号为沅江48Ⅰ－25的循环水泵，每台泵的流量为15120T/H,正常单机运行时开两台循环泵，两台机运行时开三台循环泵。

2 运行状况

从2004年的2月开始，＃8机组的真空开始出现恶化，均在－90Kpa以下，到4月8日，＃8机组真空最低至－84.8Kpa，机组负荷只能带130MW，排汽温度高达53.8℃，凝结器端差最高达26.1℃，严重威胁机组的安全经济运行，2004年＃8机组真空走势如图1所示。

图12004年＃8机组凝结器真空走势图

汽轮机的功率可以由下式表示：

（（2-1）

其中pe—汽轮机轴功率，KW；

qm－汽轮机汽耗量，Kg/h；

h0、hc－蒸汽的初焓与终焓，Kj/Kg；

ηoe－汽轮机的相对内效率。

我们知道凝汽器的作用是将在汽轮机中做完功的蒸汽排出压力尽可能地降低，从而使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，以提高汽轮机的工作效率。由（2－1）可以看出，当蒸汽的初参数h0不变时，排气压力的升高使hc增大，蒸汽在汽轮机中的可用焓降Δh0减小，汽轮机的经济性降低，依据2005年1月西安交通大学为该机组所做的节能诊断报告的数据，排汽温度在53℃时由此而造成损失的标煤在12g/kw.h以上。另外由于排汽缸温度的升高还将对机组产生以下不利影响：⑴排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生震动；⑵排汽温度过高可能引起凝汽器铜管松弛，破坏严密性；⑶真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片工作不利，末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。

针对＃8机组凝结器真空低的情况，电厂的相关部门进行了原因分析并采取了一系列的措施来提高机组的真空，其中包括真空系统灌水查漏、充氦查漏、加强凝结器的反冲洗、增开循环水泵等，但效果甚微，2004年4月份利用机组临修的机会进行了凝结器换热钢管的水力机械清洗，机组重新启动后机组真空在凝结器进水温度tw1为37.2℃的情况下上升至92KPa，效果良好。

3 原因分析

凝结器压力其实为排汽压力与凝结器中不凝结气体压力之和，可表示为：

pc=pa ps(3－1)

其中pc、pa、pS分别表示为凝结器压力、凝结器中不凝结气体分压力和排汽分压力。排汽压力对应下的饱和温度可以由下式求得：

ts=tw1 Δt δt(3-2)

Δt=tw2-tw1(3-3)

Δt=tb-tw2(3-4)

其中:ts－排汽温度；

tw1、tw2－凝结器进、出水温度；

Δt－循环水进出水温差；

δt－凝结器端差。

由（3－2）式可以分析确定影响该机组凝结器真空的主要因素。

（1）要使凝结器有较高真空，需使排汽温度ts降低，由图2－1的相关运行数据可知，凝结器真空随季节性变化的特征不是十分明显，所以tw1不是影响该机组凝结器真空的主要因素；

（2）Δt可以用以下经验公式表示，

Δt=(hc-hc′)/4.187m≈520/m（3－5）

其中m－循环倍率，实践证明增开循环水泵，真空提升的值不大，只有1000Pa左右，所以可以排除Δt为凝结器真空影响的主要因素；

(3)凝结器端差δt的大小影响因素可以用下式表示：

（3－6）

式中:Ac－冷却管总面积，m2；

k－凝结器总体传热系数，KJ/(m2·h·k)；

Dw－冷却水量，t/h；

由（3－6）式可知，在Ac和Dw基本不变的情况下，影响凝结器真空的主要因素是凝结器总体传热系数k。

凝结器管材总体传热系数k[w/(m2·k)]利用美国热交换协会HEI计算方法可表示为：

(3-7)

其中：c－计算系数；

βt－冷却水修正系数；

βc－清洁系数；

βm－冷却水管材和壁厚修正系数；

Vw－冷却水流速m/s。

依据（3－2）和（3－7）分析＃8机组凝结器真空低的原因主要有以下几点：

(1)2002年6月＃8机组进行大修时将三台凝结器的换热管材由原来的Hsn70－1(A)锡

黄铜管更换为Tp304不锈钢管，根据相关部门的试验资料，两者之间的换热系数差在15％左右，在换热面积及布置方式基本没有变化的情况下，换热效果变差。

(2)该厂循环水为开式循环，水源取自北江，2000年以来循环水取水口上游1km左右的蒙浬水电站进行施工建设，造成循环水取水口的水质变坏，长期浑浊，致使＃8机组凝结器换热管淤泥沉积，机组本身所装设的反冲洗装置在进行反冲洗时由于扰动性差很难将淤泥冲走，这些沉积的淤泥在长期的生物与物理作用下硬化结垢，致使换热效果恶化。

(3)由于凝结器内管材通流面淤泥沉积结垢，致使流通面光洁度变差，使冷却水流经凝结器冷却管道时的流动阻力增大，循环水流速VW减慢，循环水流量减少，对流换热效果变差。

(4)＃8机组真空严密性试验长期不合格，真空严密试验时真空下降值达1000～1500Pa/min，漏真空严重，使凝结器内空气等不凝结气体的分压力Pa增加，凝结器压力升高，排汽温度升高，低压缸排汽膨胀受阻，凝结器真空变差。

4处理措施和建议

(1)建议利用机组大修的机会进行技术改造，增加凝结器胶球清洗装置，实践证明凝结器胶球清洗装置是避免凝结器冷却管结垢行之有效的方法。

(2)机组运行中加强凝结器反冲洗，避免凝结器冷却管堵塞影响凝结器真空，加强凝结器定期反冲洗的监督，延长凝结器反冲洗时间，提高凝结器反冲洗的效果，最大限度的减少冷却管的堵塞和淤泥沉积结垢。

(3)利用机组临修等停机机会进行凝结器冷却管的水力机械清洗，实践已经证明这种方法能有效的清除冷却管中沉积的淤泥，提高凝结器真空，增加机组经济性，建议在加装胶球冲洗装置之前每三个月进行一次冷却管的水力机械清洗。

(4)利用机组停运的机会，加强对凝结器真空系统的查漏，确认泄漏点，如有必要大修时更换真空系统的部分腐蚀严重疏水管道和阀门，提高真空系统的严密性，尽可能的做的使机组的真空严密性在合格的范围。

(5)在夏季天气炎热的时候，采取增开循环水泵，增加循环水流量的方法来阻止凝结器真空的恶化，通过试验与计算寻找机组的最佳真空。

(6)运行中注意检查主、再热蒸汽管道疏水以及汽缸疏水关闭严密，减少凝结器的热负荷；注意检查凝结器各反冲洗门关闭严密，减少因管路短路造成的冷却水损失。

参考文献:
[1]席洪藻.汽轮机设备及运行[M].北京：水力电力出版社.1988.

[2]韩中合.田松峰.马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M].北京：中国电力出版社.2002.