600 MW超臨界機組凝汽器運行方式優化

余盛杰，葉文華

（廣東珠海金灣發電有限公司，珠海 519070）

1 偏離雙背壓設計要求

金灣發電有限公司3、4號機組，是由上海汽輪機有限公司采用美國西屋公司技術，設計制造的N600-24.2／566／566引進型600 MW超臨界、一次中間再熱、三缸四排汽、單軸、凝汽式汽輪機。雙背壓凝汽器由汽輪機制造廠家配套提供，單殼體、雙流程、表面式、橫向布置，型號為N-34000。

由于海水先流經低壓凝汽器，待一定溫升后再流經高壓凝汽器，所以循環水溫不同，凝汽器壓力也不同。在循環水入口側的凝汽器，由于海水溫度較低，冷卻效果好，所以凝汽器的壓力比較低；相反，在循環水出水側的凝汽器，由于海水溫度升高，冷卻效果下降，所以凝汽器的壓力較高。

在額定負荷工況時，24℃海水溫度下的高壓凝汽器背壓約為6.575 k Pa；低壓凝汽器背壓約為5.250 k Pa，壓差約為1.325 k Pa（電廠在南方地區）。然而，這兩臺機組投產以來，高低壓側凝汽器并沒有分開運行，而是將兩側凝汽器抽空氣聯絡閥打開，單臺真空泵維持真空，處于單背壓運行方式。雖然節省了1臺真空泵所消耗的廠用電，卻破壞了原先設計的雙背壓運行方式。高、低壓凝汽器之間的壓力為－93 kPa，低壓缸A、B的排汽溫度為42℃。即，兩臺機組的凝汽器偏離了雙背壓設計功能。低壓凝汽器抽真空存在一定受阻現象，而且有傳熱惡化現象，降低了機組的經濟性。

2 雙背壓凝汽器運行分析

20世紀60年代初，美國開始在大容量發電機組中采用多壓凝汽器，日本則在60年代中期從美國引進這一技術，并不斷創新。1978年，前蘇聯在K-800-240-3型機組上采用雙背壓運行方式。截止2002年，國外已有20%～30%的大型機組采用雙背壓凝汽器運行。

我國600 MW機組也采用雙背壓凝汽器運行，給電廠帶來了可觀的經濟效益。以600～1 000 MW機組為例，可提高電廠經濟性0.2%～0.3%。在相同凝汽器熱負荷、冷卻水溫、冷卻面積和冷卻水流量均不變時，采用雙背壓凝汽器運行的經濟性，主要表現在以下兩個方面。

1）單背壓和雙背壓凝汽器平均排汽溫度的差異，引起凝汽器背壓的降低。單壓和雙壓凝汽器的平均排汽溫度之差［1］為：

式中：Δts為單背壓和雙背壓凝汽器平均排汽溫度之差；Δt為單背壓凝汽器的溫升；δt為單背壓凝汽器的端差；δt1為雙背壓凝汽器后低壓凝汽器的端差；δt2為雙背壓凝汽器后高壓凝汽器的端差。

由式（1）可見，當Δts大于0時，采用雙背壓凝汽器才經濟，而且冷卻水溫越高，獲益越大。

2）低壓側凝結水在高壓側吸收熱量，提高了混合后的凝結水溫，相應使得最后一級加熱器的抽汽量減少，汽輪機排汽增大，做功能力提高。

據文獻［1］介紹：對單背壓凝汽器和雙背壓凝汽器的傳熱工況進行了研究，認為在循環冷卻水溫較高的工況下，多壓凝汽器的熱經濟性較好；當循環冷卻水溫低于一定程度時，多壓凝汽器的熱經濟性比單壓凝汽器還要差。多壓凝汽器對于南方氣溫比較高（特別是夏天）的地區（冷卻水溫度高）經濟效益比較好。其中的推導計算式為：

式中：Δts為雙背壓凝汽器的平均蒸汽凝結溫度低于單背壓凝汽器蒸汽凝結溫度的度數；Δt為循環水的溫升；δt為凝汽器端差；R為自定義的量，它和循環水溫升、凝汽器端差有關。

為了進一步簡化式（2），令

由式（2）可以看出，簡化后的自定義量R和循環水溫升、凝汽器端差兩個量有關。端差δt變大，R值跟隨變小，Y值增大較快；Δt增大時，R增大，Y值減小較快。在最理想的狀態下δt＝0，此時R＝1，所以R值永遠小于1。

由式（3）可以看出，當循環水入口溫度較低時，δt增大，R減小，Y增大，式（3）中的δt和（0.5Δt）Y雖然都增大，但δt－（0.5Δt）Y將減小，使得Δts變小。當循環水溫度下降到一定程度時，Δts為負值，此時雙背壓凝汽器的經濟性比單背壓凝汽器的還要差。相反，在南方的電廠，由于循環水入口溫度較高，雙背壓凝汽器的經濟性就能較充分的體現出來。

基于以上分析，在每年的3～12月份，3、4號汽輪機關閉凝汽器抽空氣聯絡閥，凝汽器采用雙背壓運行方式，提高機組的經濟性；在1～2月份，由于天氣寒冷，海水溫度較低，則開啟凝汽器抽空氣聯絡閥，凝汽采用單背壓運行方式，用以降低低壓缸差脹，同樣提高機組的經濟性。

3 優化凝汽器運行方式

3.1 凝汽器雙背壓運行方案分析

依據3、4號汽輪機組凝汽器的設計參數：循環水溫升Δt＝8.7℃、高壓凝汽器端差δt2為5.4℃，低壓凝汽器端差δt1為5.16℃。利用式（1）算得Δts＝0.53℃。即，在設計參數下，雙背壓運行時的蒸汽冷凝溫度比單背壓運行時低0.53℃。雙背壓的終參數要比單背壓運行時低。假設端差δt＝5.2℃不變，循環水溫升Δt變化，計算結果如表1所示。

表1 循環水溫升Δt與Δt s的變化關系 ℃

由表1可見，凝汽器鈦管越臟，循環水溫升Δt越大，則Δts值越大，雙背壓運行的經濟性越好。

將4號機組2011年8月26日10：00的凝汽器運行參數，代入上述公式進行驗證。當時，機組負荷為600 MW、循環水入口水溫為28℃、循環水出口溫度為37℃、循環水溫升Δt＝9℃、凝汽器端差δt＝5.3℃、低壓缸排氣溫度為42℃。依據式（1）計算，得Δts＝0.545℃。就是說，雙背壓運行時會比單背壓運行時蒸汽的平均凝結溫度低0.545℃，而當循環水入口水溫低于17℃、循環水出口溫度為26℃、凝汽器端差為5℃時，雙背壓運行的凝汽器經濟性比單背壓要低。

3.2 采用雙背壓運行的實施效果

基于上述理論計算與分析，在機組帶額定負荷下，通過啟動C真空泵，然后關閉凝汽器抽空氣聯絡閥，對4號機組凝汽器進行雙背壓運行工況試驗。3、4號機組凝汽器抽真空系統管路連接圖，如圖1所示。

圖1 抽真空系統管路連接圖

由圖1可見，只要A、B凝汽器各啟動1臺真空泵，關閉凝汽器抽空氣聯絡閥，即可實現凝汽器雙背壓運行。雙背壓運行數據如表2所示。

表2 雙背壓運行試驗數據

由表2可以看出，在機組負荷（612 MW）保持不變的狀況下，凝汽器切至雙背壓運行方式，低壓凝汽器的真空上升了1.35 k Pa；凝汽器真空比單背壓運行時總體提高0.7 kPa，排汽溫度總體下降了1.25℃，表明低壓凝汽器的傳熱狀況得到一定的改善。高壓、低壓凝汽器的壓差約為1.08 k Pa，恢復了正常的壓差，機組的經濟性有了顯著的提高。例如：2012年3月15日09：31：12，機組負荷為604 MW，凝汽器A真空為－96 k Pa，凝汽器B真空為－97 k Pa，單背壓凝汽真空為185 k Pa，雙背壓凝汽真空為158 kPa。由單背壓切至雙背壓凝汽真空變化曲線如圖2所示。

圖2 單背壓切至雙背壓真空變化曲線

4 結論

1）金灣發電有限公司3、4號機組，在每年1～2月份海水溫度低于17℃時，執行凝汽器單背壓運行方案，避免低壓缸排汽溫度過低，既保證了機組經濟性，又有利于降低低壓缸差脹，確保機組安全運行。

2）在每年3～12月份海水溫度較高時，執行凝汽器的雙背壓運行方式，機組有顯著的節能效果。根據《火力發電廠節能和指標管理技術》統計分析，600 MW超臨界機組凝汽器真空每提高1 kPa，汽機熱耗下降1.05%（或排汽溫度變化1℃影響煤耗變化1.1 g／k Wh）。凝汽器轉為雙背壓方式運行真空提高0.7 k Pa，可推算出機組供電煤耗降低1.3 g／k Wh。以2臺600 MW超臨界機組年供電量70億k Wh計算，1年可節省標煤9 800 t，按850元／t計算，可節省成本830萬元（已剔除增加1臺真空泵運行的廠用電成本），經濟效益十分可觀，同時還可減少二氧化硫等污染物排放的社會效益。

［1］ 胡洪華，居文平，黃廷輝.大型電站雙背壓凝汽器優化運行的研究和實踐［J］.熱力發電，2003，（3）：8-11.