凝汽器端差分析

翟振杰（广东粤电靖海发电有限公司，广东 揭阳515223）

凝汽器端差分析

翟振杰（广东粤电靖海发电有限公司，广东 揭阳515223）

结合我厂#1机组现场情况分析影响凝汽器端差的原因，提出有针对性的对策措施，并分析了实施后的效果而产生的经济效益和保证机组的安全运行。

凝汽器端差；运行维护；安全性；经济性

1 引言

凝汽器是凝汽式汽轮机的一个重要的组成部分，它的运行好坏直接影响到机组的热经济性和运行的可靠性。评价凝汽器的重要经济指标有凝汽器的真空度，凝结水的过冷度和凝结水的含氧量三个方面。凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，对汽轮机运行经济性和安全性均产生重大的影响。真空降低不仅令机组经济效率下降，还会使排汽缸温度升高，引起机组轴中心偏移，严重时会引起机组振动，因此，凝汽器真空状态的监测受到设计和运行部门的普遍重视。而凝汽器端差又直接影响着真空度的高低。因此，对凝汽器端差的分析必须加以重视，以此来提高机组的安全性和经济性。

2 影响凝汽器端差的原因分析

凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为凝汽器端差。

（1）冷却水温度，循环水温度升高，造成出口温度升高；

（2）机组负荷，凝汽器单位面积热负荷的影响；

（3）凝汽器钛管水侧或汽侧的洁净度，钛管结垢使换热效果降低，循环水出口温度较正常时低；

（4）凝汽器汽侧漏入空气，增大了传热热阻；

（5）循环水量减少（钛管进口堵塞、旋转滤网堵塞、海水退潮或循环泵故障），循环水出口温度升高；

（6）循环水管内水流速度；

（7）水位过高，淹没了部分管束，减少了换热面积等。

下面通过几组数据来说明影响端差的几个主要原因：

表1～3是我厂#1机组五月份几天运行统计的数据，表1：是同一负荷600MW下不同冷却水温度下的参数表；表2：是在接近同一冷却水温度下不同负荷下的参数表；表3：是在各对应负荷下取出八个相同负荷下的平均参数和总平均值对照表。

表1

表2

对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器钛管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，从表1可以看得出：端差值指标是当循环水温度升高，冷却水出口温度相应升高，端差愈大，反之亦然；表2可以看得出：在接近同一冷却水温度下，单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。

表3

实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面钛管污脏，致使导热条件恶化。我厂凝汽器端差设计值在5～6℃，凝汽器循环水进出口允许温升不超过9℃。从表3得出：循环水内侧平均端差在3.72℃左右，而外侧平均端差在1.53℃左右，明显看出#1机组的凝汽器端差偏低。从表1的循环水内外侧进出口温差可以看出在7～11℃左右，通过#1、2机组的对比也能看出来，#2机组真空比较正常，凝汽器循环水进出口温差最高不超过8℃，而内外侧基本上没有温差。从而能够说明进入凝汽器钛管内的冷却水量偏少，也就是钛管入口处有海洋生物堵塞的情况发生。从表1的循环水内外侧进出口温差可以看出，温差明显偏大。还可以从表1～3中可以看出凝汽器循环水内外侧端差基本上都有2℃以上的偏差，并且循环水外侧平均端差只有1.53℃，比设计规定值小很多，更能充分说明凝汽器循环水外侧有明显堵塞现象。这也是#1机组真空相对比较低的一个主要原因。#1机组循环水供水压力在0.13～0.14MPa，#2机组循环水供水压力在0.11～0.12MPa，钛管堵塞节流也会有一定影响。

由于#1机组循环水排水管离虹吸井比较长，抽吸能力比较强，在循环水经过低背压凝汽器后压力降到0.04～0.05MPa，在凝汽器高背压循环水侧成为微负压状态，在低背压凝汽器循环水出水到高背压凝汽器进水之间的人孔门和排空门关闭不严密的情况下就会有空气漏入，从而影响端差，对钛管换热就受到影响。

对于凝汽器水位高过钛管会直接影响换热，而影响端差。

3 运行维护措施

凝汽器真空是衡量凝汽器运行经济性的重要指标之一，而真空直接跟凝汽器端差息息相关，真空直接影响机组的安全性和经济性。一般运行经验表明，凝汽器真空每下降1kPa，机组汽耗会增加1.5～2.5%；而传热端差每升高1℃，供电煤耗约增加1.5～2.5%。因此怎样解决凝汽器端差非常必要，对于运行中的凝汽器来说，我们可以通过运行监视、调节维护，有以下几点改善措施：

（1）对于冷却水的影响，这是自然条件我们无法改变；

（2）机组负荷是中调给定这也是不能改变；

（3）对钛管洁净度的问题要从汽侧和水侧来考虑，水侧应尽快在负荷允许的条件下进行水侧半边清洗，将堵在钛管内的各种杂质清除，对循环水的旋转滤网、冲洗水泵进行定期的维护检查，防止各种杂质漏入循环水进入凝汽器。循环水前池定期加入一定的化学药品，防止海内贝壳等生物跑到凝汽器内寄生。汽侧主要是对凝结水、给水水质严格监测，防止水质恶化结垢，钛管泄漏海水进入凝结水造成凝结水水质恶化和过冷度的增加，应该通过化学在线的水质化验进行监测；

（4）对于凝汽器的内漏，应加强巡视轴封冷却器疏水水封桶水位、给水泵密封水回水水封桶水位监视和给水泵足够的密封水，真空破坏门关闭严密，对真空泵定期维护保证有足够的出力；

（5）凝汽器内循环水侧有空气，可以通过慢慢关闭凝汽器循环水出口门打开排空门来排空，提高水侧压力，排净空气后一定要将排空门关闭严密。这一点尤其应该小心循环水压力变化，对于钛管强度要求，安全性考虑。在排净空气后，应适当开大凝汽器循环水出口门，保证循环水压不用太高，可降低循环水泵出力而节约厂用电，提高经济性；

（6）对于低负荷下，两台循环水泵并列运行停运一台，减少循环水量能够降低端差和凝结水的过冷度，节约厂用电提高经济性。但这个对于机组安全运行有影响，这个措施不提倡。可以对系统改造或采用变频电动机。

4 实施效果

六月初在机组负荷允许的情况下，#1机组对凝汽器进行了半边清洗，并且效果明显。下面就列出在对#1机组凝汽器清洗后的数据进行一个对比，如表4。

表4

通过凝汽器清洗后，从表4可以很明显的看出几个显著的成效：

（1）机组真空有明显的提高，在同样的负荷下，其他条件不变，在循环水温更高的情况下机组真空平均提高了0.6kPa左右。从而降低机组的汽耗损失，提高了机组的经济性。

（2）凝汽器外侧端差有所改善，由清洗前的1.53℃的过低端差，经过清洗后提高到了3.54℃，而内侧端差相对降低，使内外侧端差基本无偏差。凝汽器的平均端差也有所下降，降低机组的供电煤耗，提高了机组的经济性。

（3）循环水内外侧进出口温差基本没有偏差，说明解决了一侧凝汽器钛管被堵塞的现象。循环水进出口允许温升明显下降，由原来最高的10.38℃下降到不超过设计值的9℃，现在最高也只有8.01℃，从而使凝汽器的热负荷变得均匀，以利于凝汽器的安全运行。

5 总结

凝汽器端差对机组安全性和经济性都有很大的影响，主要还是要通过我们在运行中的有力维护和正常监视来控制。

[1]朱新华，江运汉，张延峰，合编.电厂汽轮机.北京：中国电力出版社，1993，10.

[2]程明一，阎洪环，石奇光，合编.热力发电厂.北京：中国电力出版社，1998，5.

[3]杨诗成，王喜魁，合编.泵与风机.北京：中国电力出版社，1990，10. [4]陈 庚，主编.单元机组集控运行.北京：中国电力出版社，2001，5.

[5]广东粤电靖海发电有限公司，编.600MW机组集控运行规程（第五版）.

TK264.11

A

2095-2066（2016）22-0254-02

2016-7-20

翟振杰（1987-），男，电力运行助理工程师，本科，主要从事600MW火力发电机组集控运行工作。