凝汽器运行参数对其性能的影响分析

1、电站辅机 第1 期 2 0 0 2年 3月 凝汽器运行参数对其性能的影响分析 于新颖 ( 国家电力公司热工 研究院西安 7 1 0 0 3 2 ) 摘要 本文以 试脸数据为 基拙， 对影响凝汽器性能的诸多因 素， 知弃空产密性、 附 加热负 荷、 冷却水 流1、 冷却水注升、 传热端差、 凝汽器清洁度等进行了定性、 定贡分衍， 提出了改善凝汽器性能、 降 低机组热耗的途径。 关健词凝汽器 真 空 严密 性 热负 待 传热 端 差 过冷 度 清 洁系 数 凝汽器性能直接影响汽轮发电机组运行 的经济性和安全性。评价凝汽器性能的主要 指标是凝汽器真空度、 凝结水过冷度和凝结 水含载童。目 前国内火电

2、厂在役机组普遍存 在凝汽器真空度低、 凝结水过冷度大的问题， 严重影响了机组的经济运行。本文旨在通过 分析凝汽器运行参数对其性能的影响， 增强 对冷端重要性的进一步认识， 以加强冷端的 运行监督和运行优化， 提高机组运行经济性。 5 0 叼h 时， 传热系数降低2 4 %， 造成凝汽器 真空下降3 3 %。某台机组不同负荷时漏人 空气量对传热系数的影响见图 1 ; 一 台 5 0 MW机组漏人空气童对真空的影响见图 2 . 公.a奋门.巴忿吕 1 真空严密性 机组真空系统严密性直接影响凝汽器真 空度， 真空严密性的评价指标通常为真空下 降率; 我国电力行业目 前仍然沿用 固定式汽 轮机技术条件

3、) 中的规定， 功率大于l 0 0 M W 的汽轮机， 真空下降速度不大于4 0 0 P 可 m in , 小于l 0 0 MW的汽轮机， 真空下降速度不大 于6 6 6 . 6 国m in 则认为合格。但是， 对新型 大机组严密性指标将有更严格的要求。 真空严密性降低表示漏人真空系统的空 气量增加， 其结果降低了凝汽器的热交换效 率， 致使真空下降， 同时也增大了抽气器的负 荷。对一台1 2 5 MW机组进行的试验结果表 明， 当真空系统漏人空气量从2 5 k g / h 增加到 1 4 1 2 1 0 8 6 4 2 0 二二二七卜，曰= 5 0d = 4 4 ; d = 3 6 d =

4、2 8 !洲 盯二五卜之万阮户. 卜 .、 侧 ， ， 如 气士-、. 7 ) 、弓口 石 二 、 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 G . ( k g / h ) 图1 不同 热负荷d 下汤入空 气f C , , 对传热系救K的影晌 0 . 1 6 0 . 1 4 0 . 1 2 0 . 1 0 . 0 8 0 . 0 6 0 . 0 4 ， / _ / .习 尸 一 产尸尸. 目d盆1860.5心 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 G , ( k g / h ) 圈2 翻入空 气，q对真空P k 的影晌 第 1 期 2 (X)2 年 3 月 电站辅机 、，产、.户尸 内

5、J4 户.、J口、 国内在役机组真空严密性超标者甚多 主要泄漏部位通常分布在: _h 。 一 h 中、 低压汽缸轴封 中、 低压汽缸水平中分面 乱 二 4 . 1 87 ， m 山 且 _ 砂 屯丐 一1 低压缸防爆门 汽动给水泵小汽机轴封 汽动给水泵小汽机排汽碟阀前、 后法 真空段回热油汽管连接法兰 凝结泵盘根 低加疏水泵盘根 对于查漏发现的泄漏点， 必须认真对待， 根据漏率大小分期、 分批处理。经过严格堵 漏处理后， 机组严密性一定能够得到明显提 高; 表1 所示采用氮质谱检漏的实测数据， 充 分说明提高机组真空严密性的重要性和必要 性。 表 1 抓质谱检漏实例 电厂人 BCDEFGH 机

6、组( MW)1 oo 2 阅2 加别犯3 (X)1 252 (X日犯 处理前严密 性( P 时 m 运) 1 5 5 02 (XX)7 30刀 “ 5 以刃 处理后严密 性( 国 口 沁 ) 46 52 40月 肠4 50闷 习 03 7866 7 刀 7 处理前真空 ( %) 9394 。 39 1 . 49 1 处理后真空 % %97 . 395抖 . 46 注: 一检漏后未停机仅进行力所能 及的 初步处理; 八 -机组真空下降太快， 无法完成严密性试脸。 凡= f ( )( 5 ) 其中: Q 凝汽器热负荷 几低压缸当 量排汽t h ; 低压缸排汽始 h 。 凝结水焙 几冷却水流童 今

7、冷却水比 热 与 1 冷 却水进口 温度 t 冷却水出口 温度 乱传热端差 t 冷却水温升 m冷却倍率 t ， 凝汽器压力下饱和温度 K一一. 传热系统 A冷却面积 几凝汽器压力 由上述关系式可见， 对于几何条件一定 的在役凝汽器， 热负荷增加时， 冷却水温升增 加， 凝汽器端差也增加， 最后引起饱和温度上 升， 则凝汽器真空降低。 一台3 00h p 万机组凝汽器冷却水温升、 端差、 饱和温度和凝汽器压力与热负荷变化 率的理论关系曲线如图3 所示。 双辽电厂2 号机组， 额定工况时试验热 卜 _ _ 工 一 .耘洲护一 曰 . 曰 . 曰口白口 口呐尸，目 一tSr_ r es 一一 一 L

8、 一_ _ _.一! 月 厂一 - 一一- 一1 一 一一一 l t! L一 _习 !一 口1 日.， . . .月 口 . 从。 一二1 . 口， . 脚.口，.一 、丁 、 . ， t. 乓 ， .奋 卜.， 6t r胡卜一厂 获 凡 -一 刁 开户 二泊闷比泊 ，一 曰 . .曰如司巨.， 一， 一lry一!1 01Jndo一匕 d，J。工Jn乙，1 d书二尸 2 附加热负荷 凝汽器附加热负荷的增加， 有两方面原 因: 一是机组通流部分效率降低， 包括驱动给 水泵的水汽机， 导致汽耗率上升， 排汽量增 大; 二是阀门泄漏引起高品位蒸汽直接进人 凝汽器。 凝汽器的热力性能可由下列关系式表

9、一 1 0 5 0 O70 . 80 91 . 0 宕 21 . 3 (% 、 几 ( h ， 一 h 。 ) = 几 ( 鲡一 鲡)( 1) t + 乙 t + 瓦( 2 ) 圈3 负荷变化率与冷却水通升、 端差、 饱和沮度和凝汽器压力的变化关系 一- 一不Q 几= 电站辅机 第 1 期 2 (X)2年 3月 4 3. 5 一 祷 叼 卜 l 1 一 卜 一 卜 碑， 产尸喧口 二 J 二 东军不 户 州 口. .曰口.一- 一 目. 司阮万-尸 户 - 2 办 乙 ， -训卜尸州 中 户. 甲 尹 rr 尸.、之支 园 1 . 5 0 . 5 图 4 0 . 60 . 70 . 80 .

10、911 . 1 G(% ) 流t变化率与传热系数的关系 l 2 1 0 8 6 4 2 O. 、件淆 之落 - 、，、么 勿扮 、 明侣 、 . 月卜 气.嘴卜 一. 一 一 一.， 肠 . 叫卜. 川d名)名几 0 . 60 70 . 80 . 9 1 . (%) 图5 流，变化率与报汽器压力关系 _ 。 。 剑k 召 口r心 嘴J 口 以 、咬凡 气卜 坛 n丫、要叹 ! ” ，、 礴、) 勺匡 ，、 notJ一匕亡J月性，d，曰110 00000CV00 p.是变义司 0 . 5 0 . 60 . 7 0 . 8 0 . 911 . 1 G (%) 圈6 流，变化率与总体传热系数变化t的

11、关系 3 . 5 3 2 1 . 5 、 一 、 刃 夕 r ，“ 权 沙卿r .、 、 1 0 r 、.、 、州从 、寸 5 .5， . 、洲电、. 1 已d巴d叼 负荷增加了16. 9 %， 根据制造厂提供的性能 修正曲线查得， 凝汽器真空降低0 . 67戏a ， 热 耗增加40药 / k w. h ; 根据理论计算， 在热负荷 增加相当时， 凝汽器真空降低0 . 7 2 k P a o 3 冷却水流t 冷却水流量对凝汽器性能的影响来自 两 个方面: 第一， 从式( 1)可见， 冷却水流量变 化同热负荷变化一样， 使得冷却水温升和端 差发生变化， 从而影响饱和温度及真空; 第 二， 从式(

12、 6)和式( 7)可见， 冷却水流量的变化 改变了凝汽器传热管内的冷却水流速， 使得 总体传热系数改变， 势必波及凝汽器真空。 美国传热学会( H E I ) 标准( 表面式蒸汽 凝汽器 中， 计算总体传热系数的公式是: K= K 。 凡 风 凡( 6 ) KO = ， 护 瓦( 7 ) 其中: K 。 分 基本传数系数 肠清洁系数 风 冷 却水温度系 数 凡 管材和管壁修正系数 c : 传 热管内 径系 数 、冷却水流速 在电厂中， 循环水泵的配置和运行方面 通常存在问题较多， 如配置欠合理、 可调导叶 不调节、 设备老化等， 往往造成冷却水流量供 给不足。冷却水流量减小， 则冷却水温升和

13、端差增加， 总体传热系数减小， 冷却水温度越 高其流量变化对传热系数的影响越大。 图4 、 图5 及图6 、 图7 分别为不同冷却 水温度条件下冷却水流量相对变化与总体传 热系数、 凝汽器压力和凝汽器压力变化量之 间的 理论计算关系曲线。对3 0 0 MW机组计 算可知， 当冷却水人口温度加， 流量相对 减小20%时， 总体传热系数和凝汽器压力分 别较设计工况减小0 . 34U 刃 1 时. ( n%) 和 0 . s k P a ( 15%) ， 机组热耗增加48研k w. h 。 0 . 5 图 7 0 . 60 ， 70 80 . 9 11 . 1 G (%) 流t相对变化率与扭汽器压力

14、 绝对变化t的关系 4 冷却水温升 冷却水温升的变化直接影响机组真空， 引起冷却水温升变化的原因有: 一是冷却水 第 1 期 2 (X)2 年 3 月 电站辅机 流量变化， 二是进人凝汽器的热负荷变化， 三 是总体传热系数变化。无论何种原因造成冷 却水温升增加， 都将使凝汽器真空降低。一 台3 0()MW机组凝汽器冷却水温升与凝汽器 压力的变化关系参见图8;模拟计算结果表 明: 当冷却水温升增加1 时， 凝汽器压力约 上升0 . 4 k P a ， 影响热耗24研护 万 . ho 一bL口 心d巴 4 l 巨二 一 ;一 下一 - - 一一 一 月一-一一 一 l! ; l 宝 一 一一 长

15、产 卜 一 - 一 r - - - 一 _ _ _ _ 二 t- 一 仁 _ _ 一 该行刁 ! 一 -一 督， 可将实际运行 瓦与设计工况瓦进行比 较， 根据乱的变化来分析凝汽器运行状况。 通常采用以设计变工况计算为基础， 用凝汽 器性能试验数据加以 修正得出的图9 所示的 曲线。由图可见， 乱随着热负荷变化率价的 下降而减小， 当价 下降到某一数值后， 乱不 再随热负荷变化率尹 的下降而减小， 这是由 于随着凝汽器压力的降低， 漏气童增加而使 总体传热系数减小的原因。这一转折点到来 的先后取决于漏气量的大小与抽气设备的配 置。 图8 冷却水温升与凝汽器压力的关系 5 传热端差 凝汽器传热端

16、差是凝汽器运行监督的重 要指标之一， 传热端差的大小直接反映了凝 汽器性能的优劣。传热端差与冷却面积、 热 负荷及传热系数有关， 在一定热负荷和传热 系数时， 传热端差随冷却面积的增大而减小， 在实际设计中， 凝汽器不可避免地存在传热 端差， 设计传热端差一般在3 一10范围内， 多流程凝汽器可取at二 4 . 5 一6 . 5 ， 单流程 凝汽器可取at= 7 一9 ， 传热端差最小不得 低于2 . 8 。 将式( 3)代人式( 4)后得: l l 1 0 9 8 尸7 6 茗5 4 3 2 18) 扮bl、 山L 4 681 01 2 日 卜 二 厂t 膝 l尸 啥 - 一 l ! 洲 一

17、 一 t_ _ /才 干 / 才1 笋 ，一一 百一 J、 /县弓 万 ) 二不不不污 0 、 卜_ 越 洲. 川 蜻 弄 2 二 二 一 粆 ! 一下 0 5 0 . 6 0 7 0 . 8 0 . 9 1 . 0 1 . 1 1 . 2 1 ， 3 小 (%) 圈9 不同与下st与巾的关系曲 线 乌 6 t ( ) - 圈10 传热端差对凝汽姗压力的影晌 由此 可见， 瓦 增加 1 ， 凝汽器压力大约上升 0 . 3 5 k P a o 由 式( 8)可见， 对于一台凝汽器， 在热负 荷和冷却水条件一定时， 乱增加则表示凝汽 器传热性能恶化， 主要原因是由于传热管脏 污或汽侧积存空气所致。

18、与此同时， 山 也会 由于凝结水温的上升而下降。 在电厂运行中. 为了对 乱进行有效地监 6 凝结水过冷度 凝汽器运行时， 凝结水温度理论上应等 于凝汽器压力下的饱和温度; 但实际运行中， 由 于蒸汽流动存在阻力， 所以凝结水温度总 是低于凝汽器压力下的饱和温度， 其差值称 电站辅机 第 1 期 2 0 0 2年 3 月 为凝结水过冷度。 在旧式结构的凝汽器上， 由于冷却管管 束设计上的不足， 并未采用回热式结构， 所以 过冷度一般在 3 一5 0C。现代大型凝汽器均 采用回热式结构， 管束设计愈趋完善， 蒸汽流 动阻力很小， 在额定工况下运行时， 凝结水过 冷度可接近于零。凝结水过冷度是衡量

19、凝汽 器设计性能的主要指标。凝结水过冷度增 加， 将加大冷源损失， 降低作功能力， 直接影 响机组回热效率及凝结水品质。 对于在役凝汽器， 过冷度增加有以下几 方面的原因: 凝汽器中空气积存量的增加 在电厂运行中， 如果真空系统严密性欠 佳或抽气设备工作不正常， 则引起凝汽器内 部空气积存量的增加， 结果不仅使传热系数 降低、 真空下降， 而且使凝汽器内蒸汽分压力 下降、 燕汽凝结温度较凝汽器压力下的饱和 温度更低， 使过冷度增加。虽然空气泄漏量 不是影响对过冷度的主要因素， 但仍应引起 重视。 冷却水流量相对增加 在冷却水温度较低、 或部分负荷运行时， 电厂往往未相应减小冷却水流量， 甚至认

20、为 这样总是有利于提高真空度， 其实对于一给 定的凝汽器， 在不同的运行工况下均存在一 个极限真空， 达到此极限真空后， 再增加冷却 水流量不但增大循环水泵耗功， 而且引起凝 结水过冷。还需指出， 极限真空只是可以达 到的真空， 并非经济真空。 凝结水水位过高 当凝汽器热并水位过高时， 回热蒸汽的 流动受到限制， 使从传热管束落下的凝结水 不能得到充分回热， 就会增加凝结水的过冷 度。 更为严重的是， 当凝结水水位高至使部 分冷却管淹没时， 凝结水将会产生严重过冷。 凝结水水位过高往往是引起过冷度增大 的主要原因。 过冷度使机组作功能力的损失， 可借助 于等效熔降方法进行量化分析。当 凝汽器无

21、 过冷度时， 凝结水给为k， 当凝汽器有过冷 度时， 凝结水烙为h a I 凝结水由于过冷度引 起的给降为: A Z n =h 二 一h , , 则新蒸汽的等效烩降减少: , .H - a m 7 1 ( 9 ) 其中: 通过第一级加热器当 量抽 汽系数 ， ， 第 一 级 加 热 器 效 率 汽轮机组效率相对降低: 乙 H“ 。 。 。 ， 。 、 占 ， 1 = 月 炭访x 1 0 0 96 ( 1 0 ) 其中: 月 卜 一 一 新蒸汽等效治降 如果过冷度增加t ic， 国产2 0 0 MW机组 效率相对降低0 . 0 2 3 4 %, 国产3 0 0 M W机组 效率相对降低0 . 0

22、 2 1 5 %; 影响机组热耗约 2 研k W. h o 7 凝结水含氛t 凝结水含氧量增加， 有两个主要原因: 一是凝结水过冷度增大所致; 二是热并水位 以下的真空部分有空气漏人， 特别是凝结水 泵的人口 轴封处。 一个性能良好的凝汽器， 运行中凝结水 含氧 量 可达到5 阿L - 1 0 回L o H E I 标准规 定， 凝结水含氧 量4 2 p 目 L 属合格的中 等水 平， 一 般可1 4岁 L , 最好的可 簇7 阔L 。当 前国内3 0 0 MW机组凝汽器的含氧量保证值 一般1 5 回L a 8 清洁系数 由 式( 6 ) 可见， 清洁系数是影响总体传热 系数的主要因素。掌握凝

23、汽器运行清洁系 数， 有利于监督循环水质、 检验胶球清洗装置 运行， 及时排除隐患， 维护凝汽器高真空度运 行。清洁系数是一个隐形变量， 必须通过下 列计算得出: 由 式( 1 ) 得: 热负荷Q 第 1 期 2 0 0 2 年 3 月 电站辅机 由式( 4 ) 得: 总体传热系数 、1产、.产 1书2 111人 矛、了、 S t +t t o 种 一 一万一 一 of t 由式( 6 ) 得: 清洁系数 K-几 9 3 = Ko . P . 根据计算得出的清洁系数， 可以分析传 热管结垢和脏污程度， 或其它因素。例如某 台3 0 0 MW 机组凝汽器， 在冷却水人口温度 2 0 r - ,

24、额 定 工 况下 运 行 时凝 汽 器压 力 1 0 . 4 5 k P a ， 通过试验和计算得出， 额定工况 时清洁系数仅为0 . 4 0 一0 . 4 5 ， 因此认为传热 管脏污严重。结果检修时发现传热管内壁严 重结垢， 而且大量传热管内堵有异物。 虽然与设备质量不无关系， 但是， 运行管理不 足仍是主要因素。近年来， 许多电厂加大技 改投资力度， 斥巨资对1 2 5 M W, 2 0 0 M W和 国产3 0 0 M W机组进行了通流部分改造行， 提高了循环效率， 取得了明显的收益。笔者 认为， 如果通过对冷端系统参数优化调整、 加 强运行管理、 或进行适当的技术改造， 其产出 投人率会远远高于通流部分改造， 总收益相 当 可观。例如一台3 0 0 M W机组， 低压缸改 造后，