江蘇國信協(xié)聯(lián)能源有限公司 邵文軍

1 引言

凝汽器端差增大，會造成真空降低，熱耗增大，影響機組的經(jīng)濟性，嚴重時影響機組安全運行。本公司的C135-13.24/0.981/535/535型汽輪機組配套的凝汽器主要設計參數(shù)如下。

型號：N7800—3（右）、N7800—4（左）；冷卻水溫度20℃；冷凝管材質(zhì)HSn70-1B ；冷凝管尺寸：ф25×1㎜（HSn70-1B）（右）、ф25×0.8㎜（TP304）（左）；長度8100mm；冷凝管數(shù)量12426根；設計壓力：水側0.25MPa、汽側0.1MPa。

從2020年起，發(fā)現(xiàn)C135型機組凝汽器端差數(shù)值在接近工況下，與前兩年比，數(shù)值明顯增大，為此運行通過對影響凝汽器端差的原因進行了逐一排查、分析。

2 135MW 機組凝汽器端差增大

從2020年起，發(fā)現(xiàn)C135型機組凝汽器端差數(shù)值明顯增大，相同影響工況下，真空同比均有不同程度下降，見表1。

從表1可以看出，在機組負荷、供熱、循環(huán)水進口溫度接近的運行工況下，端差呈逐年上升趨勢，且同工況下凝汽器端差2020年比2017年增加了近1.54℃，真空在接近工況下歷年來總體也呈下降趨勢，同比下降約0.5kPa 左右，排汽溫度同比上升1.15℃（與真空下降值基本對應）。

表1 135MW 機組凝汽器端差增大

查找相關資料，凝汽器端差每增大1℃（夏季/冬季），135MW 機組供電煤耗升高約1.95/0.86g/kWh，真空每降低1%，135MW 機組供電煤耗升高3.65g/kWh。

以端差上升值為基準，135MW 機組發(fā)電量以120000kWh/H 計算：

120000kWh/H×24H×300天（有效利用天數(shù)）×（1.95+0.86）/2g/kWh（煤耗平均值）×1.54℃＝1869.4（噸）。

以真空下降值為基準，135MW 機組發(fā)電量以120000kWh/H 計算：

120000kWh/H（平均每小時電量）×24H×300天（有效利用天數(shù)）×3.65×0.5g/kWh（煤耗平均值）＝1576.8（噸）。

兩種計算方法結果基本接近，1臺135MW 機組全年因端差增大多消耗標煤近1600t，隨著煤價的上漲和節(jié)能減排工作的推進，一年造成的損失還是可觀的。

3 135MW 機組凝汽器端差增大排查、分析

影響凝汽器端差的原因較多，主要有真空嚴密性、機組熱負荷（負荷及供熱流量）、循環(huán)冷卻水（包括水溫、水量等）及汽、水品質(zhì)、凝汽器清潔度等，當凝汽器構造確定后，真空嚴密性的運行維護、汽水品質(zhì)監(jiān)測、凝汽器的膠球清洗的方式、相關熱工表計的校對等都對凝汽器端差有一定影響，除了設計因素和運行人員無法左右的因素外，在眾多因素中，影響135MW 機組凝汽器端差逐漸增大有哪些，為此根據(jù)機組實際運行方式、系統(tǒng)及運行維護方面進行調(diào)整，分析、排查如下。

3.1 真空系統(tǒng)密封性

機組的真空嚴密性的好壞主要會造成凝汽器汽側空氣及不凝結氣體積聚，影響凝汽器傳熱系數(shù)，從而使端差增大，嚴重時影響機組真空，對機組安全、經(jīng)濟運行帶來不利，根據(jù)本公司135MW 機組系統(tǒng)運行維護主要有以下幾個方面，

3.1.1 射水抽氣系統(tǒng)

射水抽氣系統(tǒng)的影響主要有兩方面。一是射水抽氣器和射泵出力不足：為節(jié)約廠用電，公司射水泵出力采取電機變頻調(diào)整，運行人員在運行中調(diào)高了射水泵出口壓力，觀察真空無變化，說明現(xiàn)在射水泵電機變頻出力調(diào)至75%左右是能夠滿足射水抽汽系統(tǒng)水壓要求。二是射水箱水溫，因從射水抽氣器中抽出的汽水混合物進入射水箱，故射水箱水溫會升高，公司射水箱用常補水加溢流的方式維持熱量平衡，以此來保證射水抽氣器效率，同時也能根據(jù)射水箱水溫及時調(diào)節(jié)補水門開度，經(jīng)查水溫正常，調(diào)整后對端差影響不大。

3.1.2 軸封系統(tǒng)

軸封系統(tǒng)的影響因素主要有軸封壓力、軸封加熱器水位等。公司機組軸封壓力大部分時間在自動控制狀態(tài)下運行，軸封汽壓力一般控制在規(guī)定范圍的上限或高于上限運行，從低壓缸軸封處查漏情況看，不存在轉子軸端漏氣（汽）情況，說明軸封壓力調(diào)整正常。機組正常運行時，公司軸封加熱器水位采用自動疏水器調(diào)整，從現(xiàn)場水位保持情況來看，軸封加熱器水位一般保持在150mm 左右，為判斷軸加疏水系統(tǒng)是否影響凝汽器漏真空，采取調(diào)高軸加水位、隔絕軸加疏水后進行真空嚴密性試驗，試驗結果證實，總體對凝汽器真空嚴密性影響不大。

3.1.3 真空系統(tǒng)漏空氣

在機組正常運行期間，真空嚴密性的評價指標通常為真空下降率（PA/MIN）；本公司135MW 機每月需進行兩次真空嚴密性試驗來檢驗機組真空嚴密性優(yōu)劣（一般每月5日和20日為定期工作），做真空嚴密性試驗時，負荷應穩(wěn)定在80%額定負荷以上進行。在射水抽氣器空氣門關閉后，真空下降往往不準，一般在開始試驗后3min 開始計算數(shù)據(jù)，共做8min，以后5min 平均計算作為結果。規(guī)定真空下降400PA/MIN 以內(nèi)合格，真空下降130PA/MIN 以內(nèi)為優(yōu)。通過真空嚴密性試驗的結果，當真空系統(tǒng)嚴密性變差時，進行及時地排查，堵漏或隔絕，以維持真空系統(tǒng)嚴密性，從而保證凝汽器端差不增大。

135MW 機組運行過程中，檢查真空嚴密性方法公司采用的是保鮮膜加肥皂泡沫水的方式檢查漏真空點，因汽輪機系統(tǒng)復雜，故特別對真空系統(tǒng)的各負壓區(qū)域內(nèi)閥門的法蘭、連接點、真空表計等設備及系統(tǒng)進行了統(tǒng)計，當有異常時，對表排查，對零星查出的漏點及時消除。同時，利用汽輪機組停機檢修的機會進行檢漏，將水灌滿凝汽器蒸汽空間維持一定水位及時間使處于真空狀態(tài)下的所有設備和管道充水，從而檢查有水滲漏的地點，相較而言，停機灌水查漏效果也較明顯。

總體上一旦出現(xiàn)真空嚴密性變差的現(xiàn)象后，都能夠及時地排查和進行堵漏、處理，從表2中135MW機組歷年真空系統(tǒng)嚴密性數(shù)據(jù)看還是正常的。

表2 135MW 機組歷年真空系統(tǒng)嚴密性數(shù)據(jù)

說明真空系統(tǒng)密封性總體正常，相關數(shù)據(jù)也在合理范圍內(nèi)，不是影響端差增大的主要原因。

3.2 凝汽器熱負荷

凝汽器端差隨著熱負荷的增大而升高，并且在循環(huán)水量，總傳熱系數(shù)等于常數(shù)的條件下，端差同凝汽器負荷成正比例關系。因表1 （135MW 機組凝汽器端差增大）。

對比中主要影響凝汽器熱負荷的電、熱及冷卻水參數(shù)接近，故對端差增大的因素影響相同，因此對系統(tǒng)中一些不確定的影響凝汽器熱負荷因素進行了排查：如低壓加熱器空氣門（與凝汽器汽側相連）串聯(lián)開度、凡進入高低壓疏水擴容器（與凝汽器汽側相連）的疏水門、一些非經(jīng)常性進入凝汽器的疏水等，對此類內(nèi)漏進行排查統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)有內(nèi)漏的閥門復緊，消缺；經(jīng)檢查在疏水內(nèi)漏這方面總體存在，但數(shù)量不大，可控，說明凝汽器熱負荷變化也不是使凝汽器端差增大的主要原因。

3.3 表計、汽水品質(zhì)的管理

一是表計準確率方面。運行人員發(fā)現(xiàn)測量溫度偏差大或認為顯示異常，會在第一時間通知熱工檢修，通過幾次校驗，測量儀表是準確的，誤差也在測量精度的范圍之內(nèi)，影響較小。

二是汽輪發(fā)電機組的汽、水品質(zhì)管理。污垢的導熱系數(shù)較小，冷卻水管外側（蒸汽側）或內(nèi)側（循環(huán)水側）出現(xiàn)污垢，均會導致凝汽器總的傳熱系數(shù)降低，凝汽器端差升高。

在冷卻水管外側（蒸汽側）水、汽方面本公司主要采用的方法為監(jiān)測凝結水、除氧器水、給水、爐水及蒸汽相關指標，保證蒸汽品質(zhì)，有異常及時加藥、排污，防止蒸汽帶鹽，導致凝汽器汽側冷卻管表面結垢，相關數(shù)據(jù)如下。

凝結水水質(zhì)測量數(shù)據(jù)：（pH：9.14（標準9.0-9.3）；硬度：0umol/l（標準：0）；鈉離子3.6ug/l（標準≤5）；溶氧：5ug/l（標準≤40）；電導率：4.75us/cm）。

除氧器水質(zhì)測量數(shù)據(jù)：（硬度：0umol/l 溶氧：5ug/l（標準≤7）；鈉離子3.7ug/l（標準≤5），水水質(zhì)測量數(shù)據(jù)：pH：9.17（標準9.0-9.3）；硬度：0umol/l；鈉離子3.6ug/l；SiO2：9ug/l（標準≤20）；NH3：0.6mg/l（標準0.4-1）；溶氧：5ug/l（標準≤7）；電導率：4.65us/cm）。

鍋爐水水質(zhì)測量數(shù)據(jù)：左側：pH：9.42（標準9-9.7）；堿度：0.04/0.11mmol/l（標準0.4-1）；磷酸根：0.9mg/l（標準≤3）；SiO2：290ug/l（標準＜450）；電導率：12.96us/cm（標準＜20）。右側（pH：9.38（標準9-9.7）；堿度：0.03/0.10mmol/l（標準0.4-1）；磷酸根：0.8mg/l（標準≤3）；SiO2：230ug/l（標準＜450）；電導率：10.78us/cm（標準＜20）。

主蒸汽測量數(shù)據(jù)：飽和蒸汽（左側/右側）：（電導率：4.58/4.72us/cm；鈉離子：3.6/3.7ug/l（標準≤5）；SiO2：9/8ug/l；（標準≤15））。

過熱蒸汽（左側/右側）：電導率：4.69/4.82us/cm；鈉離子：3.5/3.7ug/l（標準≤5）；SiO2：10/9ug/l；（標準≤15）。

再熱蒸汽鈉離子測量數(shù)據(jù)：3.6ug/l（標準≤5）；SiO2：9ug/l（標準≤15）。對比標準汽輪機、鍋爐各項水、汽品質(zhì)均合格，說明凝汽器銅管汽側結垢總體正常可控。

在凝汽器冷卻水管內(nèi)側（循環(huán)水側）：本公司135MW 機組采用冷卻塔閉式循環(huán)水系統(tǒng)，冷卻塔填料脫落、冷卻塔周邊煤場煤粉、樹枝等雜物會散落至冷卻塔內(nèi)，對冷卻塔水質(zhì)有一定影響，為清除水中垃圾，目前采用在循泵進口增加濾網(wǎng)清洗洗裝置清除雜物，總體大的雜物進入冷卻水系統(tǒng)可控。

冷卻水在循環(huán)冷卻水系統(tǒng)中不斷循環(huán)使用，由于水的溫度升高，水流速度的變化，以及水的蒸發(fā)，造成各種無機離子和有機物質(zhì)的濃縮，一般天然水中都溶解有重碳酸鹽，這種鹽是冷卻水發(fā)生水垢附著的主要成分。在循環(huán)冷卻水系統(tǒng)中，重碳酸鹽的濃度隨著蒸發(fā)濃縮而增加，因此當冷卻水中溶解的碳酸氫鹽較多時，水流通過換熱器表面，特別是溫度較高的表面，就會受熱分解，另其溶解度不是隨溫度的升高而加大，而是隨著溫度的升高而降低。因此，在換熱器傳熱表面上，這些難溶性鹽很容易達到過飽和狀態(tài)而在水中結晶，尤其當水流速度小或傳熱面較粗糙時，這些結晶沉淀物就會沉積在傳熱表面上，形成通常所稱的水垢，是降低換熱器的傳熱效率的主要影響因素。為保證冷卻塔水質(zhì)，本公司采用冷卻塔定期排水，同時在循環(huán)冷卻水補水中加入次氯酸鈉溶液來進行水處理，并且定期監(jiān)測水質(zhì)，有異常時及時調(diào)整加藥量，但由于外部水質(zhì)環(huán)境的變化，總體補水環(huán)境較為惡劣，故在加強循環(huán)水水質(zhì)的處理和冷卻塔的排污的情況下，對于凝汽器水側銅管內(nèi)部，還會采取膠球定期循環(huán)清洗來維護凝汽器銅管內(nèi)部的清潔度，但這方面總體不穩(wěn)定因素較多。

3.4 凝汽器的清潔程度

在排除了機組真空嚴密性、熱負荷、蒸汽品質(zhì)等因素后，影響凝汽器端差最主要就是凝汽器水側的清潔程度。凝汽器長年連續(xù)運行，冷卻水管表面臟污、結垢，減弱了傳熱效果，降低了傳熱系數(shù)，從而使端差增大，排汽溫度升高，機組真空降低。為了保持凝汽器冷卻水管內(nèi)表面的清潔和水流暢通，目前本公司使用的方法是利用海綿膠球每天定期清洗，把比冷卻水管內(nèi)徑大1～2mm、比重適當?shù)暮＞d膠球放入裝球室，在膠球泵的作用下，膠球被送入凝汽器循環(huán)水進水管，膠球通過凝汽器后與循環(huán)水一起進入收球網(wǎng)，隨后由膠球輸送泵抽出，再進入裝球室，如此循環(huán)，膠球不斷擦洗凝汽器冷卻水管內(nèi)壁，使之保持清潔[1]。同時，加強在清洗過程中保證投球數(shù)和收球數(shù)，以免有膠球留在系統(tǒng)中，影響傳熱效果。在膠球清洗系統(tǒng)設備確定的情況下，影響膠球清洗的主要原因有清洗時間、投用球數(shù)、膠球磨損情況、收球率等，為此運行逐一采取了以下方法試驗。

一是增加投用球數(shù)、更換新球。投球數(shù)由原400粒/側增至500粒/側，為排除膠球磨損影響，全部更換新球，經(jīng)清洗后凝汽器端差同比下降較前明顯，但至6.1℃左右就下降不明顯了，說明短時間內(nèi)還是有效果的，但不能較好地解決問題。

二是增加膠球清洗次數(shù)。由每天1次改為每天3次，增加膠球清洗次數(shù)后，端差能維持在6.1℃左右，說明膠球清洗次數(shù)也不是端差增大的主要原因。

三是保證膠球收球率及循環(huán)效果。在系統(tǒng)、設備、膠球種類確定后，影響收球率最主要的因素是循環(huán)水壓力，為此循環(huán)水壓力低時，循環(huán)水泵由3臺增開至4臺，循環(huán)水壓力由0.175MPa 升至0.2MPa，共多收出老球100多粒，收球率接近100%，4臺循泵工況下膠球清洗后端差與3臺循泵工況下膠球清洗后對比凝汽器同工況端差下降近0.5℃，但端差仍有6.1℃左右，說明膠球收球率及循環(huán)效果在循環(huán)水壓力低時需注意，但也不是端差偏高的主要原因。

通過對歷年凝汽器端差等數(shù)據(jù)的匯總和對比分析，發(fā)現(xiàn)端差受水溫影響較明顯（冬季端差明顯上升），分析原因主要是冬天水溫低，凝汽器真空高，循泵運行臺數(shù)減少后循環(huán)水壓力下降，膠球循環(huán)率及清洗效果較差，影響了膠球清洗質(zhì)量。

從以上試驗和對比可以看出，截至目前為止，加強膠球清洗能使凝汽器端差下降明顯，但維持時間不長，凝汽器端差至6.1℃左右就下降不明顯了，說明總體凝汽器冷卻銅管水側易臟且需加強清洗才能維持現(xiàn)狀，但受水質(zhì)變化大及設備老化和水溫低時膠球清洗效果差的影響，反映出凝汽器銅管水側已結垢，同時凝汽器檢修時從外觀也可以看出凝汽器內(nèi)壁較臟且難清除；用膠球清洗已不能根本解決問題，凝汽器端差較高，已影響到機組的經(jīng)濟運行，需徹底解決此隱患。

4 對策

經(jīng)過分析認證，在確認了135MW 機組凝汽器端差逐年增大的原因為凝汽器冷卻水管水側結垢，以及設備老化造成后，利用運行現(xiàn)有調(diào)整手段已不能使凝汽器端差明顯下降的情況下，利用135MW機組大修時進了凝汽器更換銅管的技術改造，用TP316L 不銹鋼螺紋管更換了原凝汽器銅管，徹底解決凝汽器銅管外殼銹蝕老化、水側結垢的問題，經(jīng)過改造后凝汽器投運正常，在同工況下135MW 機組凝汽器端差能維持在3.5～4.0℃，同比下降2.5℃，從而明顯提高了凝汽器的換熱效率，保證了凝汽器良好運行，降低了機組的熱耗。

5 結語

影響汽輪機凝汽器端差增大的因素很多，在運行調(diào)整、監(jiān)測過程中，根據(jù)機組實際運行狀況，對影響的各因素做出綜合判斷，認真解決好運行過程中發(fā)現(xiàn)的問題，并進一步細化分析原因，采取針對性的措施，加強系統(tǒng)的排查和堵漏，提出解決方案，從而保證凝汽器在良好工況下運行，為汽輪機組的經(jīng)濟運行夯實基礎。