薛志敏，熊 波，吳文青，陳志軍

(中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528403)

燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組作為一種新型、環(huán)保的能源動(dòng)力機(jī)械，在我國已有多年發(fā)展歷史。其裝機(jī)容量不斷發(fā)展壯大，以啟?？臁⒁渍{(diào)峰、效率高、節(jié)能環(huán)保等優(yōu)點(diǎn)，逐步在國家電力能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)一席之地，并成為國家能源變革的主力軍。S109FA燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組有一臺燃?xì)廨啓C(jī)、一臺汽輪機(jī)、一臺余熱鍋爐、一臺發(fā)電機(jī)同軸布置組成，標(biāo)準(zhǔn)工況下額定出力390 MW，汽輪機(jī)出力約占聯(lián)合循環(huán)機(jī)組出力的三分之一。

凝汽器是火電機(jī)組的重要輔機(jī)，在電廠熱力循環(huán)中起著舉足輕重的作用，其運(yùn)行狀況惡化將直接引起汽輪機(jī)排汽壓力上升，機(jī)組熱耗、汽耗增大，出力下降，危害機(jī)組的安全運(yùn)行。凝汽器真空每惡化1 kPa，便會(huì)造成機(jī)組熱耗升高約0.8%，因此凝汽器的正常運(yùn)行對火電廠的安全、經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行有著重要的影響[1]。凝汽器真空取決于冷卻水進(jìn)水溫度tw1、冷卻水溫升Δt以及傳熱端差δt。李建剛[2]等提出了與凝汽器傳熱端差相對應(yīng)的臨界冷卻水量的概念，得出了凝汽器傳熱端差和冷卻水量的關(guān)系特性。曠仲和[3]建立了以汽輪機(jī)凝汽器端差替代清潔因數(shù)的解析算法，推導(dǎo)了相關(guān)參數(shù)對凝汽器端差的影響并建立了修正計(jì)算方法。江寧[4]等提出凝汽器水側(cè)清潔系數(shù)及汽側(cè)空氣量系數(shù)應(yīng)當(dāng)通過實(shí)測凝汽器總體傳熱系數(shù)與實(shí)測具體凝汽器在標(biāo)準(zhǔn)工況下的標(biāo)準(zhǔn)傳熱系數(shù)的比較求出。文中通過凝汽器熱力模型建立凝汽器三區(qū)特征因子，通過定量分析凝汽器壓力升高時(shí)三區(qū)特征因子快速得出凝汽器壓力升高的原因，為檢修判斷提供參考方向。

1 凝汽器熱力模型

1.1 凝汽器壓力

在凝汽器汽側(cè)內(nèi)，蒸汽是在汽側(cè)壓力對應(yīng)的飽和溫度下凝結(jié)[5]。在一定的冷卻面積下，在主凝結(jié)區(qū)蒸汽的凝結(jié)溫度ts為：

ts=tw1+Δt+δt

(1)

Δt=tw2-tw1

(2)

式中：tw1為循環(huán)水入口溫度，℃；tw2為循環(huán)水出口溫度，℃；Δt為循環(huán)水溫升，℃；δt為凝汽器的傳熱端差，℃。

通過式(1)計(jì)算出主凝結(jié)區(qū)的凝結(jié)溫度后就可求出該溫度相對應(yīng)的飽和蒸汽壓力ps，也就確定凝汽器壓力pc。

1.2 循環(huán)水溫升

根據(jù)凝汽器內(nèi)傳熱的熱平衡方程，凝汽器汽側(cè)蒸汽在凝結(jié)時(shí)放出的熱量應(yīng)等于循環(huán)水吸收的熱量，即：

Q=4 187×Dw×Δt

(3)

Δt=Q/(4 187×Dw)

(4)

式中：Q為凝汽器的傳熱量，kJ/h；Dw為進(jìn)入凝汽器的循環(huán)水量，t/h。

可以看出，循環(huán)水溫升與凝汽器的傳熱量、循環(huán)水量有關(guān)，在凝汽器傳熱量一定時(shí)，可通過控制循環(huán)水量改變循環(huán)水溫升進(jìn)而達(dá)到調(diào)整凝汽器壓力的目的。在相同凝汽器傳熱量下，當(dāng)循環(huán)水量增大時(shí)，循環(huán)水溫升下降，凝汽器壓力pc將降低，此時(shí)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性將有所提高，但是循環(huán)水量增加需要廠用電增大。

1.3 傳熱端差

根據(jù)凝汽器傳熱方程有凝汽器汽側(cè)蒸汽凝結(jié)時(shí)，循環(huán)水吸收的熱量為：

Q=A×k×Δtm=4 187×Dw×Δt

(5)

式中：k為凝汽器的總體傳熱系數(shù)，kJ/(m2·h·℃)；A為循環(huán)冷卻水管外表面總面積，m2；Δtm為蒸汽與冷卻水之間的平均傳熱溫差，℃。

由于空冷區(qū)傳熱面積很小，一般可假設(shè)蒸汽凝結(jié)溫度ts沿冷卻面積不變，而用冷卻水的對數(shù)平均溫差代替平均傳熱溫差[5]，則：

Δtm=[(ts-tw1)-(ts-tw2)]/ln[(ts-tw1)/(ts-tw2)]=Δt/ln[(Δt+δt)/δt]

(6)

δt=Δt/(ek×A/(4 187×Dw)-1)

(7)

可以看出，傳熱端差與傳熱系數(shù)、冷卻面積、傳熱量和循環(huán)水量有關(guān)。對于已投運(yùn)的機(jī)組而言，凝汽器冷卻面積已定，在一定的蒸汽負(fù)荷和循環(huán)水量條件下，傳熱端差的大小主要取決于傳熱系數(shù)，而傳熱系數(shù)與凝汽器內(nèi)積存空氣量、凝汽器兩側(cè)表面的清潔程度有關(guān)。當(dāng)抽氣設(shè)備工作不正?；蛘婵障到y(tǒng)嚴(yán)密性差，將會(huì)使凝汽器內(nèi)積存空氣量增多，并在冷卻表面形成部分氣膜，妨礙傳熱，使傳熱端差升高；凝汽器兩側(cè)表面結(jié)垢或臟污會(huì)妨礙傳熱，引起傳熱端差升高。

1.4 傳熱系數(shù)

考慮到凝汽器汽側(cè)放熱系數(shù)的確定十分復(fù)雜及相對空氣含量的變化，目前，凝汽器總體傳熱系數(shù)k根據(jù)實(shí)驗(yàn)和理論分析得到的經(jīng)驗(yàn)公式進(jìn)行計(jì)算。通常使用的計(jì)算公式為：

k=14 650×Φ×Φw×Φt×Φz×Φd

(8)

(9)

(10)

Φz=1+(z-2)/10×(1-tw1/35)

(11)

(12)

單位時(shí)間內(nèi)在單位面積上冷凝的蒸汽量，稱為單位熱負(fù)荷，即：

dc=Dc/A

(13)

(14)

凝汽器單位面積蒸汽負(fù)荷的臨界值為：

(15)

1.5 相對傳熱指數(shù)

由凝汽器壓力確定的計(jì)算式可以看出，在循環(huán)水入口溫度tw1一定時(shí)，影響凝汽器壓力的主要因素可以通過循環(huán)水溫升Δt和傳熱端差δt表征出來。為更好地分析凝汽器壓力變化的影響因素，定量分析特征因子循環(huán)水溫升Δt和傳熱端差δt的變化趨勢，結(jié)合式(7)傳熱端差計(jì)算式定義循環(huán)水溫升Δt和傳熱端差δt比值的關(guān)系為相對傳熱指數(shù)ε：

ε=ek×A/(4 187×Dw)=Δt/δt+1

(16)

2 凝汽器三區(qū)特征因子

對于已投運(yùn)的某S109FA機(jī)組而言，其凝汽器的傳熱面積、管材、管徑、流程、管子數(shù)量等結(jié)構(gòu)特性均已經(jīng)固定，凝汽器相關(guān)參數(shù)見表1。根據(jù)凝汽器熱力模型可知決定機(jī)組運(yùn)行中凝汽器壓力的主要因素有：(1)循環(huán)水入口溫度，某S109FA機(jī)組循環(huán)水采用開式循環(huán)，循環(huán)水入口溫度由環(huán)境決定；(2)循環(huán)水量，它決定了循環(huán)水溫升，由循環(huán)水泵的運(yùn)行方式?jīng)Q定；(3)凝汽器的總體傳熱系數(shù)，其主要取決于傳熱面的臟污狀況以及汽側(cè)的空氣聚集情況。由凝汽器熱力模型知凝汽器特征因子有：循環(huán)水溫升、傳熱端差、相對傳熱指數(shù)。為了高效分析凝汽器壓力升高的故障所在，根據(jù)凝汽器工質(zhì)將凝汽器分成熱源區(qū)、空氣區(qū)、冷源區(qū)進(jìn)行分析，其實(shí)熱源區(qū)和空氣區(qū)同屬凝汽器汽側(cè)，并對凝汽器三區(qū)特征因子采用凝汽器熱力模型進(jìn)行定量分析。

表1 某S109FA機(jī)組凝汽器相關(guān)參數(shù)

2.1 熱源區(qū)

凝汽器熱源區(qū)主要是指進(jìn)入凝汽器汽側(cè)的熱量，主要包括低壓缸排汽攜帶的熱量，與凝汽器相連的疏水?dāng)U容器、旁路系統(tǒng)、疏水系統(tǒng)攜帶的熱量。凝汽器壓力影響因素較多，為定量分析熱源區(qū)變化的特征因子，將空氣側(cè)正常、循環(huán)水溫度25 ℃、清潔系數(shù)0.9作為定性條件，采用凝汽器熱力模型對某S109FA機(jī)組凝汽器熱源區(qū)變化時(shí)特征因子進(jìn)行計(jì)算并曲線化，見圖1、圖2。由圖1可得，相同熱負(fù)荷下，循環(huán)水溫升與循環(huán)水流量成反比，傳熱端差隨循環(huán)水流量變化影響較?。幌嗤h(huán)水流量下，循環(huán)水溫升和傳熱端差與熱源區(qū)同向變化且隨熱負(fù)荷變化而線性變化，循環(huán)水溫升與熱負(fù)荷變化成正比，傳熱端差也與循環(huán)水溫升成正比。由圖2可以看出，相同循環(huán)水流量下，相對傳熱指數(shù)隨熱負(fù)荷變化保持基本不變；相同熱負(fù)荷下，相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水流量增加而下降。

圖1 熱源區(qū)特征因子(溫升、傳熱端差)變化趨勢

圖2 熱源區(qū)特征因子(相對傳熱指數(shù))變化趨勢

2.2 空氣區(qū)

凝汽器空氣區(qū)是指與凝汽器汽側(cè)相連的管道及儀表閥門、低壓缸軸封系統(tǒng)、抽氣設(shè)備系統(tǒng)等。這個(gè)區(qū)域主要是凝汽器汽側(cè)積存的空氣含量，不凝結(jié)空氣的存在增加了殼側(cè)的傳熱熱阻，在管道表面形成一層氣膜，從而降低了傳熱系數(shù)，傳熱端差上升。一般情況下，凝汽器內(nèi)空氣主要來源于凝汽器負(fù)壓系統(tǒng)嚴(yán)密性差導(dǎo)致外界空氣吸入凝汽器、抽氣設(shè)備工作性能不正常導(dǎo)致空氣抽不完在凝汽器聚集。當(dāng)凝汽器內(nèi)空氣量增大，此時(shí)空氣分壓力提高，蒸汽分壓力降低，從而凝結(jié)水產(chǎn)生過冷。在凝汽器熱源區(qū)和冷源區(qū)正常下，空氣區(qū)異常的特征因子表現(xiàn)為循環(huán)水溫升和傳熱端差都增大，一般情況下空氣區(qū)異常的傳熱端差增大趨勢要比熱源區(qū)異常的傳熱端差增大趨勢大，很可能伴隨著凝結(jié)水過冷度增大和凝結(jié)水含氧量增大。機(jī)組運(yùn)行中，當(dāng)出現(xiàn)凝汽器真空下降，若同時(shí)凝結(jié)水過冷度增大，則可首先從空氣區(qū)查找原因，應(yīng)檢查凝汽器的空氣嚴(yán)密性和抽氣設(shè)備的工作性能。

2.3 冷源區(qū)

凝汽器冷源區(qū)是指凝汽器循環(huán)水側(cè)的冷源，主要影響因素包括進(jìn)入凝汽器的循環(huán)水量、循環(huán)水虹吸效果、凝汽器循環(huán)水側(cè)的清潔程度、循環(huán)水入口溫度等。對于凝汽器循環(huán)水采用開式循環(huán)的機(jī)組而言，循環(huán)水入口溫度是不可控，隨著江河水溫度變化而變化；而進(jìn)入凝汽器循環(huán)水量主要受循環(huán)水泵運(yùn)行方式及凝汽器二次濾網(wǎng)的堵塞程度影響。

凝汽器冷源區(qū)影響因素較多，為定量分析冷源區(qū)各主要影響因素變化的特征因子，將空氣側(cè)正常、80%額定熱負(fù)荷、清潔系數(shù)0.9作為定性條件，采用凝汽器熱力模型對某S109FA機(jī)組凝汽器冷源區(qū)循環(huán)水入口溫度、循環(huán)水量變化時(shí)特征因子進(jìn)行計(jì)算并曲線化，見圖3。由圖3可以看出，相同循環(huán)水入口溫度下，傳熱端差隨循環(huán)水量增大而增大，而相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水量增大而下降；相同循環(huán)水量下，傳熱端差隨循環(huán)水入口溫度增大而拋物線下降，而相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水入口溫度增大而拋物線上升；傳熱端差拋物線下降最低值的循環(huán)水入口溫度隨循環(huán)水量增大而增大，相對傳熱指數(shù)拋物線上升最高值的循環(huán)水入口溫度隨循環(huán)水量增大而增大。將空氣側(cè)正常、80%額定熱負(fù)荷、循環(huán)水溫度25 ℃作為定性條件，采用凝汽器熱力模型對某S109FA機(jī)組凝汽器冷源區(qū)循環(huán)水側(cè)清潔系數(shù)、循環(huán)水量變化時(shí)特征因子進(jìn)行計(jì)算并曲線化，見圖4。由圖4可以看出，相同清潔系數(shù)下，傳熱端差隨循環(huán)水流量增大而略有增大，相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水量增大而下降；相同循環(huán)水量下，傳熱端差隨清潔系數(shù)增大而下降，相對傳熱指數(shù)隨清潔系數(shù)增大而增大。

圖3 冷源區(qū)特征因子隨循環(huán)水溫、循環(huán)水量變化趨勢

圖4 冷源區(qū)特征因子隨清潔系數(shù)、循環(huán)水量變化趨勢

綜上所述，在空氣區(qū)和冷源區(qū)正常下，凝汽器熱源區(qū)的特征因子表現(xiàn)為循環(huán)水溫升和傳熱端差與熱源區(qū)同向變化且隨熱負(fù)荷變化而線性變化，相對傳熱指數(shù)隨熱負(fù)荷變化保持基本不變；在熱源區(qū)和冷源區(qū)正常下，凝汽器空氣區(qū)的特征因子表現(xiàn)為循環(huán)水溫升和傳熱端差增大，傳熱端差增大趨勢較熱源區(qū)大，凝結(jié)水過冷度增大和凝結(jié)水含氧量增大；在熱源區(qū)和空氣區(qū)正常下，相同循環(huán)水溫時(shí)，傳熱端差隨循環(huán)水量增大而增大，而相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水量增大而下降，傳熱端差隨清潔系數(shù)增大而下降，相對傳熱指數(shù)隨清潔系數(shù)增大而增大。

3 凝汽器壓力升高

3.1 凝汽器壓力升高分析

某S109FA機(jī)組2020年7月運(yùn)行中出現(xiàn)凝汽器壓力升高的異?，F(xiàn)象，收集凝汽器壓力正常與異常相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)并經(jīng)三區(qū)特征因子處理后見表2。其中2018年4月25日和2018年8月1日凝汽器壓力正常，其余4組為凝汽器壓力異常時(shí)的相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)。著手運(yùn)用凝汽器三區(qū)特征因子對凝汽器壓力升高的異?，F(xiàn)象結(jié)合表2相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行如下分析：(1)凝汽器壓力異常時(shí)首先通過凝汽器壓力的飽和溫度與低壓缸排汽溫度比較進(jìn)行分析判斷凝汽器壓力變送器正常；(2)機(jī)組負(fù)荷320 MW時(shí)，凝汽器壓力正常與異常時(shí)的循環(huán)水溫升分別是8.5 ℃、8.8 ℃，而凝汽器壓力正常與異常時(shí)的傳熱端差分別為2.7 ℃、8.0 ℃，這與空氣區(qū)的特征因子循環(huán)水溫升和傳熱端差增大不一致，且凝汽器壓力異常時(shí)檢查真空泵運(yùn)行正常，增開一臺真空泵運(yùn)行時(shí)凝汽器壓力未有變化，做凝汽器真空嚴(yán)密性試驗(yàn)合格，則可確定空氣區(qū)異常不是造成凝汽器壓力升高的主要原因；(3)機(jī)組負(fù)荷320 MW凝汽器壓力正常與異常時(shí)循環(huán)水溫升基本一致，凝汽器壓力異常時(shí)傳熱端差達(dá)8.0 ℃與正常2.7 ℃比增大約2倍，與熱源區(qū)異?，F(xiàn)象“相同循環(huán)水流量下，循環(huán)水溫升和傳熱端差與熱源區(qū)同向變化且隨熱負(fù)荷變化而線性變化，循環(huán)水溫升與熱負(fù)荷變化成正比，傳熱端差也與循環(huán)水溫升成正比”不一致，相對傳熱指數(shù)分別是4.17、2.1與熱源區(qū)特征因子“相對傳熱指數(shù)隨熱負(fù)荷變化保持基本不變”不一致，且檢查與凝汽器相連的疏水?dāng)U容器、旁路系統(tǒng)、疏水系統(tǒng)正常，則確定熱源區(qū)異常不是造成凝汽器壓力升高的主要原因。

前述已排除空氣區(qū)和熱源區(qū)是造成凝汽器壓力升高的原因，至此可以確定冷源區(qū)異常是造成凝汽器壓力升高的原因。然而冷源區(qū)影響因素較多，需進(jìn)一步分析確定造成冷源區(qū)異常的主要因素，進(jìn)而快速處理凝汽器壓力升高的異?，F(xiàn)象，保證機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。從表2可以看出：(1)在負(fù)荷320 MW、循環(huán)水泵運(yùn)行方式一致時(shí)，凝汽器壓力正常與異常時(shí)的循環(huán)水溫升基本一致，而傳熱端差分別為2.7 ℃、8.0 ℃與冷源區(qū)特征因子“傳熱端差隨循環(huán)水量增大而增大”不一致，即可排除循環(huán)水量異常；(2)循環(huán)水入口溫度都為29.8 ℃，傳熱端差分別為2.7 ℃、8.0 ℃與“循環(huán)水入口溫度一定，在空氣區(qū)正常、熱負(fù)荷和循環(huán)水量一定時(shí)傳熱端差不變”不一致，則可排除循環(huán)水溫度對傳熱端差的影響；(3)凝汽器壓力正常與異常時(shí)的傳熱端差和相對傳熱指數(shù)分別是2.7 ℃、4.17和8.0 ℃、2.1 ℃，與冷源區(qū)清潔系數(shù)的特征因子“傳熱端差隨清潔系數(shù)增大而下降，相對傳熱指數(shù)隨清潔系數(shù)增大而增大”相關(guān)。

表2 凝汽器壓力正常與異常相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)

至此，通過定量分析凝汽器壓力正常與異常時(shí)的凝汽器三區(qū)特征因子，確定冷源區(qū)循環(huán)水側(cè)表面清潔系數(shù)低是凝汽器壓力升高的主要原因。由80%循環(huán)水量和相對傳熱指數(shù)為2.1結(jié)合圖4可知，凝汽器壓力升高時(shí)的循環(huán)水側(cè)表面清潔系數(shù)約為0.4，這與凝汽器清潔系數(shù)設(shè)計(jì)值0.9相差大，說明凝汽器鈦管臟污程度嚴(yán)重。

3.2 清潔系數(shù)低處理

通過前面分析確定循環(huán)水側(cè)表面清潔系數(shù)低是凝汽器壓力升高的主要原因，運(yùn)行人員增加凝汽器膠球清洗次數(shù)、時(shí)間以及每次清洗的膠球數(shù)量，發(fā)現(xiàn)凝汽器壓力未有改善，繼續(xù)檢查，凝汽器兩側(cè)膠球清洗系統(tǒng)運(yùn)行正常，進(jìn)一步檢查測量膠球直徑26 mm小于凝汽器鈦管直徑28.575 mm，導(dǎo)致膠球清洗系統(tǒng)未能起到良好的沖刷效果。

在機(jī)組停機(jī)備用期間，檢修打開凝汽器循環(huán)水側(cè)，發(fā)現(xiàn)鈦管臟污程度嚴(yán)重，這佐證了前面的凝汽器三區(qū)特征分析。經(jīng)過檢修使用高壓水對凝汽器鈦管進(jìn)行沖洗，干凈后機(jī)組應(yīng)電網(wǎng)需求啟動(dòng)運(yùn)行，凝汽器相關(guān)運(yùn)行參數(shù)見表3，凝汽器鈦管清洗前后及凝汽器壓力正常的傳熱端差、相對傳熱指數(shù)曲線，見圖5。

圖5 凝汽器壓力正常與異常傳熱端差、相對傳熱指數(shù)變化

圖5中2019年7月27日、2020年8月1日、2020年9月11日的曲線分別表示凝汽器壓力正常、凝汽器鈦管臟污、凝汽器鈦管清洗后的傳熱端差、相對傳熱指數(shù)變化。從表3可以看出，凝汽器鈦管清洗后相同負(fù)荷下凝汽器壓力恢復(fù)較為正常；從圖4和圖5有，2019年7月27日、2020年8月1日和2020年9月11日凝汽器的清潔系數(shù)分別約0.8、0.4和0.68，這說明凝汽器鈦管沖洗后清潔系數(shù)有所好轉(zhuǎn)，但離清潔系數(shù)正常值還有一點(diǎn)差距，需進(jìn)一步采取規(guī)格合適的膠球進(jìn)行凝汽器膠球清洗。

表3 凝汽器鈦管沖洗后相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)

4 結(jié)論

綜上所述，影響凝汽器壓力的因素較多，通過運(yùn)用凝汽器熱力模型建立的凝汽器三區(qū)特征因子可以較快速分析造成凝汽器壓力異常的原因所在，文中凝汽器鈦管臟污是凝汽器壓力升高的原因分析即是三區(qū)特征因子運(yùn)用的佐證，為檢修判斷提供參考方向，保證機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。