600 MW汽輪機組凝汽器改造后性能分析

東朝陽，敦孟文

(河北西柏坡發電有限責任公司，石家莊 050400)

1 概述

河北西柏坡發電有限責任公司現有2臺超臨界600 MW燃煤機組，該機組配套N 38000型凝汽器，該凝汽器采用雙殼體、雙背壓、單流程、橫向布置、殼體和水室全焊接結構。

河北西柏坡第二發電有限責任公司600 MW汽輪機組由于運行多年，凝汽器傳熱性能變差，不能滿足增容改造后的機組背壓設計值。因此，對凝汽器進行改造，改造內容主要有凝汽器管板、支撐隔板、冷卻管、抽空氣管路、前水室、后水室更換。

2 問題分析及解決措施

導致凝汽器傳熱性能差的原因在于凝汽器內部空氣積聚或冷卻管臟污。在進行凝汽器管束清洗之后，凝汽器的運行狀態并沒有發生太大變化，證明凝汽器冷卻管內硬垢并不是引起傳熱性能變差的根本原因。凝汽器內空氣積聚和管內軟垢是引起凝汽器傳熱性能下降的主要原因。

凝汽器內部空氣積聚的原因有兩方面:外部原因主要是抽空氣方式不合理、真空泵抽空氣能力過小或者漏空氣量過大;內部原因主要是凝汽器內部管束布置不合理，空氣通道阻力較大，蒸汽分布不均勻等。目前高、低壓凝汽器采用并聯抽空氣的方式，并且在水環真空泵之前加裝了羅茨真空泵，采用二級抽空氣的方式，提高了空氣抽吸能力，但凝汽器性能并未因此而有較大改善。從而可以判斷，引起凝汽器內部空氣積聚的主要原因在凝汽器內部。

為使凝汽器性能滿足各工況的需要，必須對凝汽器進行改造。為此，河北西柏坡第二發電有限責任公司對600 MW汽輪機組凝汽器進行重新設計、改造，更換隔板、管束及內部結構，凝汽器面積由38 000 m2增加至39 600 m2，全面提高凝汽器性能。

3 改造后性能測試

依據改造后凝汽器技術協議，凝汽器性能以汽輪機VWO工況為設計點，性能考核與汽輪機VWO工況試驗同步進行。在600 MW、480 MW與320 MW工況下，分別測定了凝汽器的性能指標[1]。

3.1 試驗條件

凝汽器性能試驗與汽輪機熱耗率試驗同步進行，機組系統條件、隔離狀態、運行條件等與汽輪機熱耗率試驗一致。其系統條件為設備運行正常，熱力系統工作正常、無汽水泄漏，機組負荷不受電網限制，現場試驗測點已經安裝好，機組處于規定的隔離狀態。各參數測量方法與汽輪機熱耗率試驗中相應內容一致。凝汽器循環水流量通過熱平衡法求得。

為確保試驗的精度，重要測點采用了多重測點布置，如主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、再熱蒸汽溫度、再熱蒸汽壓力、高壓缸排汽溫度、高壓缸排汽壓力、除氧器出水溫度、凝汽器壓力等，所有試驗儀表均經第三方法定檢定機構校驗合格，精度滿足相關標準要求[2]。

3.2 試驗步驟

a.隔離系統使其滿足試驗要求，具體隔離要求參見隔離清單。

b.試驗前機組解除AGC方式、退出CCS機組遙控。

c.試驗開始前，將除氧器水箱、凝汽器熱井補水至較高水位，并調整至平衡狀態，保持除氧器水位穩定。

d.試驗前完成吹灰，試驗期間停止補水。

e.對各試驗工況調整鍋爐燃燒狀態，使機組負荷與主要運行參數滿足試驗要求，盡可能少用再熱器減溫水。調整汽機調節汽閥開度，使其滿足試驗基準。

f.各工況調整后，保持機組穩定運行一段時間。

g.試驗過程中，加強監視，確保機組安全穩定運行，如遇異常現象，則停止試驗，按河北西柏坡發電有限責任公司運行規程處理。試驗全部結束后，由試驗單位通知當班值長，恢復機組相關系統。

h.機組穩定后，試驗開始，通過數據采集系統自動采集試驗數據。

3.3 試驗取值與修正

通過加裝絕壓變送器實測得到凝汽器喉部壓力為凝汽器壓力Pc。凝汽器過冷度[3]Δt s-c=t st c，其中，t s為凝汽器壓力對應的飽和溫度;t c為熱井凝結水溫度，凝汽器端差δt=t s-t2，其中，t s為凝汽器壓力下的飽和溫度;t2為循環水出口溫度。

依據設計循環水進水流量與設計循環水進水溫度，通過修正計算將高、低壓凝汽器壓力修正到設計條件下。依據實際熱井平均運行水位，通過凝汽器廠家提供的修正曲線，對凝結水過冷度進行修正。

3.4 性能考核試驗分析

按改造后凝汽器技術要求，在汽輪機V WO工況下，對凝汽器性能指標進行了測試及分析，相關試驗結果見表1—2。

表1 VWO工況凝汽器試驗數據

表2 VWO工況凝汽器性能考核指標

年平均運行背壓(冷卻水溫20℃)考核指標:V WO工況下，修正到設計冷卻水溫(20℃)下的凝汽器平均壓力為4.977 k Pa，低于年平均運行背壓保證值5.0 k Pa。且V WO工況代表汽輪機最大通流能力，即凝汽器的最大熱負荷工況，高于年平均運行狀態下的凝汽器熱負荷。

銘牌工況滿發時凝汽器背壓考核指標:VWO工況下，機組負荷為620.6 MW，超過銘牌工況600 MW，此時凝汽器壓力為8.744 k Pa，低于保證值11.8 k Pa。

過冷度考核指標:V WO工況下，試驗過冷度為0.67℃，經熱井平均運行水位修正后過冷度為0.4℃，低于過冷度保證值0.5℃。

端差考核指標:V WO工況下，凝汽器端差為3.67℃，低于端差保證值4.33℃，因此，該項指標合格。

凝汽器出口凝結水含氧量考核指標:V WO工況下，凝汽器出口凝結水含氧量為4.536μg/L，低于凝結水含氧量保證值20μg/L。

3.5 性能試驗分析

為了評估本次凝汽器改造后的運行效果，在600 MW、480 MW與320 M W工況下分別進行了凝汽器性能試驗，試驗結果見表3—4。

表3 凝汽器性能試驗結果

凝汽器改造后3次不同工況性能試驗數值接近，對試驗結果進行對比，發現3次試驗結果凝汽器端差、凝汽器過冷度、高、低壓凝汽器壓力基本相差不大，都在設計保證值內，說明改造后凝汽器性能保持穩定，能夠滿足汽輪機提效改造后各工況需要。600 MW機組降低煤耗2.1 g/k Wh，凝汽器改造后可降低煤耗約2.70 g/k Wh，機組平均年運行7 000 h，年可節約標煤5 500 t，標煤價格為500元/t，年節約用煤費用約290萬元。

表4 修正到設計冷卻水進口溫度20℃和流量63 364 t/h條件下凝汽器壓力

4 結束語

通過對600 MW汽輪機組凝汽器進行重新設計、改造后，更換隔板、管束及內部結構，凝汽器面積由38 000 m2增加至39 600 m2，并通過試驗驗證從此改造使凝汽器性能得到全面提升，滿足汽輪機提效改造后各工況需要，并可實現機組節能降耗。