陳義森

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟(jì)南250002）

電站凝汽器改造性能分析與評(píng)價(jià)

陳義森

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，濟(jì)南250002）

介紹145MW機(jī)組凝汽器改造的原因、技術(shù)方案和性能指標(biāo)。為驗(yàn)證改造效果，在改造前后分別進(jìn)行了凝汽器性能試驗(yàn)，根據(jù)測(cè)試和計(jì)算結(jié)果對(duì)凝汽器壓力、端差、水阻、凝結(jié)水過冷度等重要指標(biāo)在相近條件下進(jìn)行了對(duì)比分析，結(jié)果均達(dá)到性能保證值。對(duì)凝汽器改造后的換熱性能、經(jīng)濟(jì)性、可靠性以及影響凝汽器的因素進(jìn)行了分析評(píng)價(jià)，提出了進(jìn)一步提高凝汽器運(yùn)行性能的建議，供同類型機(jī)組凝汽器改造借鑒。

凝汽器；改造；分析評(píng)價(jià)

0 引言

某145 MW機(jī)組自投產(chǎn)以來就存在凝汽器壓力高（真空偏低）問題，導(dǎo)致機(jī)組帶負(fù)荷能力降低，熱耗偏高，夏季尤為明顯。造成機(jī)組真空偏低的原因有如下幾方面：凝汽器實(shí)際運(yùn)行熱負(fù)荷偏大，在機(jī)組140 MW純凝工況下，凝汽器運(yùn)行熱負(fù)荷超出凝汽器設(shè)計(jì)熱負(fù)荷約16%～17%；凝汽器端差比設(shè)計(jì)端差分別高0.6～1.2℃以上（140～145 MW純凝工況）；凝汽器壓力比設(shè)計(jì)值高0.6 kPa以上（140 MW純凝工況）；另外還有凝汽器堵管數(shù)較多，凝汽器換熱能力下降過快等。為解決機(jī)組上述問題，提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性，經(jīng)多方考察和論證，決定對(duì)凝汽器進(jìn)行改造。為驗(yàn)證改造效果，改造前、后分別進(jìn)行了凝汽器性能試驗(yàn)，根據(jù)性能試驗(yàn)測(cè)試和計(jì)算結(jié)果，對(duì)凝汽器重要指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比分析，并對(duì)改造后凝汽器的運(yùn)行和維護(hù)提出指導(dǎo)性意見。

1 改造方案

針對(duì)該凝汽器的實(shí)際運(yùn)行熱負(fù)荷高的特點(diǎn)，增加冷卻面積，重新優(yōu)化設(shè)計(jì)凝汽器的內(nèi)部結(jié)構(gòu)、更換冷卻管為TP304不銹鋼管（原為銅管）和凝汽器內(nèi)部有關(guān)部件，采用高效的內(nèi)部抽汽裝置的逆流換熱設(shè)計(jì)和抽汽口的合理布置，對(duì)水室進(jìn)行改造，以克服原設(shè)計(jì)前水室偏大和后水室偏小的不合理造成布水不均和水阻高的問題。改變中間支撐隔板間距，在管束排布、汽側(cè)通過適當(dāng)?shù)膿跗寮凹皳跛宓雀郊O(shè)置充分考慮組織蒸汽流動(dòng)，使達(dá)到管束熱負(fù)荷均勻，提高凝汽器傳熱系數(shù)，保持小的凝汽器端差；同時(shí)保證有少量蒸汽直達(dá)熱井凝結(jié)水表面加熱凝結(jié)水，保持凝汽器良好高效的傳熱和除氧效果，保持較小的凝汽器端差和凝結(jié)水過冷度。

凝汽器型式為單背壓、雙流程、單殼體、表面式，改造前后凝汽器主要技術(shù)規(guī)范見表1。

表1 凝汽器主要設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)范

改造后凝汽器主要性能指標(biāo)。機(jī)組純凝135MW工況下，凝汽器循環(huán)水入口溫度20/33℃，循環(huán)水量17 900 t/h，凝汽器的最低背壓值不大于4.9/10.02kPa。在設(shè)計(jì)條件下水側(cè)阻力小于48 kPa。凝汽器傳熱端差小于4℃。凝結(jié)水過冷度小于0.5℃。

2 改造前后性能試驗(yàn)結(jié)果比較

2.1 試驗(yàn)條件

凝汽器改造前性能試驗(yàn)時(shí)，機(jī)組負(fù)荷為120MW，真空下降率為0.256 kPa/min，機(jī)組真空嚴(yán)密性合格；凝汽器改造后性能試驗(yàn)時(shí)，機(jī)組負(fù)荷為135 MW，真空下降率為0.163 kPa/min，機(jī)組真空嚴(yán)密性合格。

在進(jìn)行凝汽器改造前、改造后試驗(yàn)時(shí)，循環(huán)水泵、射水抽氣器的運(yùn)行方式相同，均為A射水抽氣器、B循環(huán)水泵高速運(yùn)行模式；凝汽器冷卻水進(jìn)、出口門蝶閥開度均為100%。

2.2 凝汽器傳熱端差及壓力

凝汽器改造前、后性能試驗(yàn)時(shí)，冷卻水進(jìn)口溫度和冷卻水流量均不同，為便于對(duì)凝汽器改造前、后性能進(jìn)行比較，在計(jì)算過程中，將改造前、后性能試驗(yàn)計(jì)算結(jié)果均在相同的冷卻水流量和進(jìn)口溫度下進(jìn)行了修正。凝汽器改造前、后凝汽器端差及壓力變化見表2、表3（因篇幅所限，沒有列出25℃、30℃凝汽器入口循環(huán)水溫度的修正數(shù)據(jù)）、圖1、圖2。

表2 在冷卻水進(jìn)口溫度20℃條件下凝汽器改造前、后性能試驗(yàn)結(jié)果比較

表3 在冷卻水進(jìn)口溫度33℃條件下凝汽器改造前、后性能試驗(yàn)結(jié)果比較

圖1 凝汽器壓力與機(jī)組負(fù)荷、冷卻水溫度間關(guān)系

圖2 凝汽器端差與機(jī)組負(fù)荷、冷卻水溫度間關(guān)系

由表2、表3及圖1、圖2可以看出，改造后凝汽器端差和凝汽器壓力下降幅度較大，端差小于2.4℃，達(dá)到小于4℃保證值；135 MW工況下的壓力分別下降0.618 kPa、1.066 kPa。135 MW工況下的試驗(yàn)結(jié)果修正到設(shè)計(jì)冷卻水流量17 900 t/h、進(jìn)口冷卻水溫度20℃條件下，凝汽器壓力為4.562 kPa，達(dá)到并優(yōu)于設(shè)計(jì)保證值（4.90 kPa）；135 MW工況下的試驗(yàn)結(jié)果修正到設(shè)計(jì)冷卻水流量17 900 t/h、進(jìn)口冷卻水溫度33℃條件下，凝汽器壓力為9.034 kPa，達(dá)到并優(yōu)于設(shè)計(jì)保證值（10.02 kPa）。

在冷卻水進(jìn)口溫度和冷卻水流量相同的條件下，隨著機(jī)組負(fù)荷升高，凝汽器改造后性能提高幅度逐漸增大；相同機(jī)組負(fù)荷條件下，隨著凝汽器進(jìn)口冷卻水溫度的升高，凝汽器改造后性能提高幅度也逐漸增大，機(jī)組在夏季高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)的性能有更為顯著的提高。

在凝汽器進(jìn)口冷卻水溫度和流量相同的條件下，隨著機(jī)組負(fù)荷的升高，凝汽器壓力和傳熱端差改造后的變化趨勢(shì)相對(duì)于改造前變緩，主要原因是改造后的凝汽器換熱面積顯著增大，具備容納更多熱負(fù)荷的能力，其換熱性能較改造前更加穩(wěn)定。

2.3 凝汽器水阻及過冷度

將試驗(yàn)水阻修正到設(shè)計(jì)冷卻水流量（17900t/h）時(shí)，凝汽器A側(cè)水阻為58.748kPa，B側(cè)水阻為55.906 kPa，凝汽器兩側(cè)水阻均超過設(shè)計(jì)保證值（48 kPa），主要原因是改造后凝汽器通流面積減小。

在不同負(fù)荷下，凝結(jié)水過冷度最大為0.349℃，達(dá)到小于0.5℃的設(shè)計(jì)值。

3 凝汽器改造后的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益

由凝汽器壓力對(duì)熱耗率的修正關(guān)系和供電煤耗率與汽輪機(jī)熱耗率的關(guān)系，經(jīng)計(jì)算得到凝汽器改造前后供電煤耗率變化數(shù)值，冷卻水流量17 900 t/h，入口冷卻水溫度20℃供電煤耗率變化如表4所示，冷卻水流量17 900 t/h，入口冷卻水溫度33℃供電煤耗率變化如表5所示。

由表4、表5的結(jié)果看出：凝汽器改造后，隨著機(jī)組負(fù)荷的增加和循環(huán)水溫度的升高，凝汽器改造所得到的效益越高。在鍋爐熱效率和管道效率一定的情況下，凝汽器壓力在4.0～4.9 kPa的變化范圍內(nèi)，凝汽器壓力降低1kPa，機(jī)組供電煤耗降低約2.001g/kWh；凝汽器壓力在4.9～10 kPa的變化范圍內(nèi)，凝汽器壓力降低1 kPa，機(jī)組供電煤耗降低約3.127 g/kWh。

表4 凝汽器改造前、后供電煤耗率變化數(shù)值

表5 凝汽器改造前、后供電煤耗率變化數(shù)值

4 改造分析和評(píng)價(jià)

4.1 換熱性能分析

凝汽器改造后，換熱管由銅管更換為不銹鋼管，主凝結(jié)區(qū)冷卻管規(guī)格由D25mm×1mm變?yōu)镈18mm× 0.5 mm，換熱面積由7 600 m2增大為9 500 m2，通流面積由2.551 m2減少為2.422 m2。不銹鋼管相對(duì)于銅管導(dǎo)熱系數(shù)低，但因壁厚變薄可以降低部分熱阻，如果凝汽器冷卻水流量不變，通流面積的減小使冷卻水在管你的流速升高，又提高了管內(nèi)對(duì)流換熱系數(shù)，再考慮不銹鋼管表面清潔系數(shù)高和管束排列方式優(yōu)化等因素，后四項(xiàng)可能抵消不銹鋼導(dǎo)熱系數(shù)低對(duì)傳熱性能的影響，表2、表3和圖2都說明凝汽器改造后傳熱端明顯差降低，凝汽器改造后的整體換熱性能提高。

4.2 可靠性分析

該機(jī)組投產(chǎn)時(shí)間不到10年，堵管數(shù)已較多，這主要是銅管容易發(fā)生泄漏造成的。不銹鋼管具有優(yōu)良的耐腐蝕性、耐高速水流的沖刷性和抗氣蝕性，將很大程度地提高冷卻管的壽命，從而相應(yīng)提高凝汽器的壽命；不銹鋼管安裝工藝手段大大降低了凝汽器泄漏的可能性，凝汽器的無泄漏、［6］CHEN Y，BOSE A.Security analysis for voltage problems using a reduced model［J］.IEEE Trans on Power System，1990，5（3）：933-940.

［7］薛禹勝，徐泰山，劉兵，等.暫態(tài)電壓穩(wěn)定性及電壓跌落可接受性［J］.電力系統(tǒng)自動(dòng)化，1999，23（14）：4-8.

［8］楊冬，劉玉田，牛新生.分區(qū)電網(wǎng)限流運(yùn)行方式的綜合決策方法［J］.電力系統(tǒng)自動(dòng)化，2010，34（12）：34-38.

Performance Analysis and Evaluation for Power Plant Condenser after Reconstruction

CHEN Yisen
（State Grid Shandong Electric Power Research Institute，Jinan 250002，China）

The reconstruction reason，technical scheme and performance indicators of 145 MW unit condenser are introduced in detail.Condenser performance tests before and afte r reconstruction are conducted in order to verify the effect of the reconstruction.Under similar conditions，comparative analysis of various important indicators，such as condenser pressure，terminal temperature difference，water resista nce，the condensate supercooling degree are provided both for the test results and for calculation.Test results show that all guaranteed values have been achieved.Analysis and evaluation are also given on the condenser heat exchange performance，economic efficiency，reliability and the influencing factors of condenser.Suggestions for further improvement concerning condenser operation performance are put forward for reference of the reconstruction of condenser for the same type unit.

TK264.1+1

B

1007－9904（2015）02－0069－03

2014-07-20

王超（1981），男，高級(jí)工程師，從事電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行、電網(wǎng)規(guī)劃等工作；

崔力勃（1969），男，工程師，從事電網(wǎng)規(guī)劃、負(fù)荷預(yù)測(cè)、業(yè)擴(kuò)報(bào)裝、電網(wǎng)運(yùn)行等工作；

袁森（1978），男，高級(jí)工程師，從事調(diào)度計(jì)劃、負(fù)荷預(yù)測(cè)、調(diào)度運(yùn)行等工作；

張菁（1982），女，從事負(fù)荷預(yù)測(cè)、企業(yè)管理等工作；

程濤（1981），男，工程師，從事負(fù)荷預(yù)測(cè)，電網(wǎng)規(guī)劃等工作。