通過對韶關發電廠#8機組凝結器真空低的原因分析，得出韶關發電廠#8機組真空低的主要原因為不銹鋼管結垢嚴重，影響金屬換熱效果，并針對類似原因引起凝結器真空低提出應對措施，提高機組運行中真空，以提高機組的安全經濟性。

【關鍵詞】凝結器真空管材結垢膠球清洗

1設備狀況

韶關發電廠＃8機組是1985年投產的國產200MW機組，配備鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產的HG-670/140-10型超高壓參數一次中間再熱單汽鼓自然循環鍋爐，汽輪機為哈爾濱汽輪機廠生產的N200－130－535/535型超高壓一次中間再熱凝汽式單軸三缸三排汽汽輪機，發電機為哈爾濱電機廠生產的QFQS-200-2型發電機。#8機組于2002年大修時進行了DCS控制系統改造，由原來的立盤硬操改為了DCS控制。汽輪機規范如表1所示。

表1－1＃8汽輪機技術規范?

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該機組配備三臺型號為N—13550的凝結器，采用直流供水，雙流程橫向布置，凝結器與低壓缸剛性連接，采用彈簧支撐，#8機于2002年的大修時將所有凝結器的換熱管材由原來的Hsn70－1(A)錫黃銅管更換為Tp304不銹鋼管，原因為原來用的銅管抗腐蝕性差及剛性不足，容易造成凝結器銅管泄漏。管材更換前后各凝結器技術參數未作改變，改造后各凝結器技術參數如表1－2所示。

表1－2凝汽器技術規范?

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機組真空系統采用兩套型號為TD－90的射水抽汽器，每臺運行時的額定抽汽量為90T/H，射水泵型號為14SH－19。機組運行中抽汽器一套運行，一套備用。同型號的兩臺機裝配四臺型號為沅江48Ⅰ－25的循環水泵，每臺泵的流量為15120T/H,正常單機運行時開兩臺循環泵，兩臺機運行時開三臺循環泵。

2 運行狀況

從2004年的2月開始，＃8機組的真空開始出現惡化，均在－90Kpa以下，到4月8日，＃8機組真空最低至－84.8Kpa，機組負荷只能帶130MW，排汽溫度高達53.8℃，凝結器端差最高達26.1℃，嚴重威脅機組的安全經濟運行，2004年＃8機組真空走勢如圖1所示。

圖12004年＃8機組凝結器真空走勢圖

汽輪機的功率可以由下式表示：

（（2-1）

其中pe—汽輪機軸功率，KW；

qm－汽輪機汽耗量，Kg/h；

h0、hc－蒸汽的初焓與終焓，Kj/Kg；

ηoe－汽輪機的相對內效率。

我們知道凝汽器的作用是將在汽輪機中做完功的蒸汽排出壓力盡可能地降低，從而使蒸汽在汽輪機中的可用焓降達到最大，以提高汽輪機的工作效率。由（2－1）可以看出，當蒸汽的初參數h0不變時，排氣壓力的升高使hc增大，蒸汽在汽輪機中的可用焓降Δh0減小，汽輪機的經濟性降低，依據2005年1月西安交通大學為該機組所做的節能診斷報告的數據，排汽溫度在53℃時由此而造成損失的標煤在12g/kw.h以上。另外由于排汽缸溫度的升高還將對機組產生以下不利影響：⑴排汽缸及軸承座受熱膨脹，可能引起中心變化，產生震動；⑵排汽溫度過高可能引起凝汽器銅管松弛，破壞嚴密性；⑶真空下降使排汽的容積流量減小，對末幾級葉片工作不利，末級要產生脫流及旋流，同時還會在葉片的某一部位產生較大的激振力，有可能損壞葉片，造成事故。

針對＃8機組凝結器真空低的情況，電廠的相關部門進行了原因分析并采取了一系列的措施來提高機組的真空，其中包括真空系統灌水查漏、充氦查漏、加強凝結器的反沖洗、增開循環水泵等，但效果甚微，2004年4月份利用機組臨修的機會進行了凝結器換熱鋼管的水力機械清洗，機組重新啟動后機組真空在凝結器進水溫度tw1為37.2℃的情況下上升至92KPa，效果良好。

3 原因分析

凝結器壓力其實為排汽壓力與凝結器中不凝結氣體壓力之和，可表示為：

pc=pa ps(3－1)

其中pc、pa、pS分別表示為凝結器壓力、凝結器中不凝結氣體分壓力和排汽分壓力。排汽壓力對應下的飽和溫度可以由下式求得：

ts=tw1 Δt δt(3-2)

Δt=tw2-tw1(3-3)

Δt=tb-tw2(3-4)

其中:ts－排汽溫度；

tw1、tw2－凝結器進、出水溫度；

Δt－循環水進出水溫差；

δt－凝結器端差。

由（3－2）式可以分析確定影響該機組凝結器真空的主要因素。

（1）要使凝結器有較高真空，需使排汽溫度ts降低，由圖2－1的相關運行數據可知，凝結器真空隨季節性變化的特征不是十分明顯，所以tw1不是影響該機組凝結器真空的主要因素；

（2）Δt可以用以下經驗公式表示，

Δt=(hc-hc′)/4.187m≈520/m（3－5）

其中m－循環倍率，實踐證明增開循環水泵，真空提升的值不大，只有1000Pa左右，所以可以排除Δt為凝結器真空影響的主要因素；

(3)凝結器端差δt的大小影響因素可以用下式表示：

（3－6）

式中:Ac－冷卻管總面積，m2；

k－凝結器總體傳熱系數，KJ/(m2·h·k)；

Dw－冷卻水量，t/h；

由（3－6）式可知，在Ac和Dw基本不變的情況下，影響凝結器真空的主要因素是凝結器總體傳熱系數k。

凝結器管材總體傳熱系數k[w/(m2·k)]利用美國熱交換協會HEI計算方法可表示為：

(3-7)

其中：c－計算系數；

βt－冷卻水修正系數；

βc－清潔系數；

βm－冷卻水管材和壁厚修正系數；

Vw－冷卻水流速m/s。

依據（3－2）和（3－7）分析＃8機組凝結器真空低的原因主要有以下幾點：

(1)2002年6月＃8機組進行大修時將三臺凝結器的換熱管材由原來的Hsn70－1(A)錫

黃銅管更換為Tp304不銹鋼管，根據相關部門的試驗資料，兩者之間的換熱系數差在15％左右，在換熱面積及布置方式基本沒有變化的情況下，換熱效果變差。

(2)該廠循環水為開式循環，水源取自北江，2000年以來循環水取水口上游1km左右的蒙浬水電站進行施工建設，造成循環水取水口的水質變壞，長期渾濁，致使＃8機組凝結器換熱管淤泥沉積，機組本身所裝設的反沖洗裝置在進行反沖洗時由于擾動性差很難將淤泥沖走，這些沉積的淤泥在長期的生物與物理作用下硬化結垢，致使換熱效果惡化。

(3)由于凝結器內管材通流面淤泥沉積結垢，致使流通面光潔度變差，使冷卻水流經凝結器冷卻管道時的流動阻力增大，循環水流速VW減慢，循環水流量減少，對流換熱效果變差。

(4)＃8機組真空嚴密性試驗長期不合格，真空嚴密試驗時真空下降值達1000～1500Pa/min，漏真空嚴重，使凝結器內空氣等不凝結氣體的分壓力Pa增加，凝結器壓力升高，排汽溫度升高，低壓缸排汽膨脹受阻，凝結器真空變差。

4處理措施和建議

(1)建議利用機組大修的機會進行技術改造，增加凝結器膠球清洗裝置，實踐證明凝結器膠球清洗裝置是避免凝結器冷卻管結垢行之有效的方法。

(2)機組運行中加強凝結器反沖洗，避免凝結器冷卻管堵塞影響凝結器真空，加強凝結器定期反沖洗的監督，延長凝結器反沖洗時間，提高凝結器反沖洗的效果，最大限度的減少冷卻管的堵塞和淤泥沉積結垢。

(3)利用機組臨修等停機機會進行凝結器冷卻管的水力機械清洗，實踐已經證明這種方法能有效的清除冷卻管中沉積的淤泥，提高凝結器真空，增加機組經濟性，建議在加裝膠球沖洗裝置之前每三個月進行一次冷卻管的水力機械清洗。

(4)利用機組停運的機會，加強對凝結器真空系統的查漏，確認泄漏點，如有必要大修時更換真空系統的部分腐蝕嚴重疏水管道和閥門，提高真空系統的嚴密性，盡可能的做的使機組的真空嚴密性在合格的范圍。

(5)在夏季天氣炎熱的時候，采取增開循環水泵，增加循環水流量的方法來阻止凝結器真空的惡化，通過試驗與計算尋找機組的最佳真空。

(6)運行中注意檢查主、再熱蒸汽管道疏水以及汽缸疏水關閉嚴密，減少凝結器的熱負荷；注意檢查凝結器各反沖洗門關閉嚴密，減少因管路短路造成的冷卻水損失。

參考文獻:
[1]席洪藻.汽輪機設備及運行[M].北京：水力電力出版社.1988.

[2]韓中合.田松峰.馬曉芳.火電廠汽機設備及運行[M].北京：中國電力出版社.2002.