傅小军++郑国强

摘 要：茂名臻能热电有限公司超临界600 MW机组自2014年初投入商运至今，凝汽器端差以及凝汽器水阻同设计参数相差较大，严重影响机组的经济性运行，该文主要针对超临界600 MW机组在168调试阶段和2014年投入商业运行至今凝汽器各运行参数的变化情况进行比较，对引起凝汽器经济性指标变差的原因进行分析及提出相应处理和改进建议，防止今后凝汽器重复出现端差及水阻增大偏离机组设计值，提高机组凝汽器的经济指标。

关键词：凝汽器 经济性 端差 水阻 真空 传热效果

中图分类号：TM621.3 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）03（b）-0018-02

茂名臻能热电有限公司超临界600 MW汽轮机为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界机组，型号为：CC600/523-24.2/4.2/1.0/566/566，采用一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式汽轮机，最大连续出力为662 MW，额定出力为600 MW，机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。凝汽器主要規范：型号：N-38000-12，冷却面积：38 000 m2；设计水阻为72 kPa；设计温度为27℃；设计循环水流量为68 587 t/h，管材规格：TP304/φ25×0.5/φ25×0.7；共有38 432根钢管，采用闭式循环水系统，三台循环水泵，冬季二泵运行，夏季三泵运行，凝汽器没有装设类似胶球清洗类的设备。

1 凝汽器运行现状及存在问题

（1）凝汽器水阻增大：凝汽器水阻在机组168试验启动二台或三台循环水泵运行时只有30 kPa和80 kPa，但凝汽器水阻随着机组的运行时间逐渐增大的，且增大的速率比同类型机组大，三台循环泵运行时从168调试时水阻80 kPa增大至今129.7 kPa水阻，凝汽器水阻最大增加了49.7 kPa，图1是自机组168调试至今凝汽器水阻增大的变化曲线趋势图（数据来源取自SIS系统机组运行的数据，数据取点方法是机组负荷、凝汽器进水温度尽量接近相同的运行参数，且循环水泵运行台数相同）。

（2）循环水母管压力增加：循环水母管压力随着机组凝汽器水阻增大的趋势也是增大的，证明了循环水泵出口至凝汽器进口管道不存在堵塞的现象，图2是自机组168调试至今循环水母管压力增大的变化曲线趋势图（数据来源同图1相同）。

（3）凝汽器端差增大：凝汽器端差增大将使凝汽器运行的经济性下降，随着168调试后机组投入商业运行至机组超低排放改造前，凝汽器端差最大达9.3℃，这大大地降低了机组的经济性，图3是机组凝汽器端差各负荷段168试验以来的变化曲线趋势图（数据来源同图1相同）。

2 凝汽器经济性的分析

从图1和图2可知，凝汽器的水阻是随着机组运行时间逐渐增大，而凝汽器水阻的增大直接造成循环水母管压力升高，影响每台循环水泵的出口压力升高，机组二台循环水泵运行时，168调试时循环水母管压力0.23 MPa（扬程：23.4 m）。单台循环水泵流量为27 360 t/h（7.6m3/s），现时循环水母管压力0.267 MPa（扬程：27.15 m），单台循环水泵流量为25 380 t/h（7.05 m3/s），单台循环水泵流量减少了1 980 t/h，总循环水流量减少3 960 t/h；机组三台循环水泵运行时，168调试时循环水母管压力0.29 MPa（扬程：29.5 m），单台循环水泵流量为23 400 t/h（6.5 m3/s），现时循环水母管压力0.331 MPa（扬程：33.75 m），单台循环水泵流量为18 900 t/h（5.25 m3/s），单台循环水泵流量减少了4 500 t/h，总循环水流量减少13 500 t/h，由于凝汽器水阻增大直接导致凝汽器冷却水量减少，也是造成凝汽器端差增大的主要原因这一。且由于凝汽器水阻增大，使循环水泵总的电耗增加，且循环水量减少，从历史数据查得二台循环水泵运行时总电流增大4.5 A，每小时约增加耗电40 kW·h，三台循环水泵运行时总电流增大7.8 A，每小时约增加耗电72.8 kW·h，由此引起循环水泵的电耗至少每年将增加约20万度电（按二台循环水泵运行，每年机组运行时间5 000 h计算）。

从图3凝汽器端差变化曲线可知，凝汽器端差从168调试至现在升高了3.21～3.28℃，按凝汽器端差每升高1℃影响机组标准煤耗0.7g/kW·h算（根据经验公式计算得出），那么在机组600MW运行时凝汽器端差将增加机组的煤耗约2.296 g/kW·h，如果按机组平均负荷65%计算，凝汽器端差将影响机组煤耗约1.5 g/kW·h，那么每年多耗的标准煤达3 450 t（按每年发电量23亿计算）。

从以上凝汽器水阻和端差的经济性分析来看，在机组投入运行这么短的时间里凝汽器的经济指标影响机组的经济性这么大是比较严重。

3 影响凝汽器各经济指标的原因分析

（1）凝汽器水阻：凝汽器水阻增大的原因：一是凝汽器内的钢管摩擦系统增大；二是凝汽器的通流面积减小引起，在机组停止运行期间，检修人员打开凝汽器水侧检查，发现凝汽器钢管内堆积的污泥较严重，钢管内的流通面积较小，说明引起凝汽器水阻的原因是凝汽器钢管内严重结垢和积污泥造成的，而水阻增大既会造成循环水泵耗电量变大，且会使凝汽器的循环水量减少，还会影响端差增加，使凝汽器的整体经济性下降。

（2）凝汽器端差：凝汽器端差是凝汽器压力下的饱和水蒸气温度与凝汽器冷却水出口温度之差，是衡量凝汽器经济性的重要指标，引起凝汽器端差增大原因通常有：凝汽器钢管内污脏、循环水量减少、凝汽器漏入空气、疏水阀内漏入凝汽器、循环水进水温度变高、机组负荷变化等。600 MW超临界机组在同样的负荷、循环水进水温度、且真空严密性试验合格、#7机组内漏疏水阀较少的情况下进行机组凝汽器经济性试验，得出相关数据，因此循环水进水温度、机组负荷、凝汽器漏空气、疏水阀内漏影响凝汽器端差的因素可排除，所以影响#7机凝汽器端差增大的主要原因是凝汽器钢管内污脏、循环水量少。

而造成凝汽器钢管内积污泥和结垢的主要原因主要有循环水含盐量高、污浊度高（含沙、泥量多）、循环水加药配方不合理造成某些物质容易造成钢管内结垢。

4 结语

通过对#7机组凝汽器的运行状况分析，机组运行这么短时间凝汽器钢管内就结垢这么严重，且影响凝汽器水阻和端差增大的速率之大是600 MW超临界机组少见的，因此，为了防止今后600 MW超临界机组凝汽器重复出现类似问题而影响机组经济性，提出以下改进措施和建议。

（1）机组停运检修时彻底清洗干净凝汽器钢管（酸洗或碱洗），使凝汽器钢管恢复至机组投产时的清洁水平。

（2）为了防止今后再出现凝汽器钢管清洁度下降，应考虑增加冷水塔旁滤设备，从源头上保证冷水塔供给机组凝汽器的循环水始终是干净的，不会在凝汽器内积泥和结垢。

（3）增加在线清洗凝汽器钢管的设备，使凝汽器钢管始终保持干净不积污泥和结垢。

（4）优化冷水塔化学的加药配方，使凝汽器钢管内不易沉积污泥和结垢，一是控制循环冷却水的浓缩倍数在规定范围内，保证循环冷却水质稳定，推荐采用连续排污、连续补水的方式控制浓缩倍数，杜绝间断排污尤其是长时间不排污。二是调整水质稳定剂配方，降低水质稳定剂的锌盐含量，增加水质稳定剂的分散能力。三是加强杀菌灭藻处理，将循环冷却水的黏液形成菌控制在1.0×104个/mL以下。

（5）由于冷却塔离进厂公路较近，应在冷却塔周边绿化、种树形成隔离带防止路边扬尘漂进冷却塔。

参考文献

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[2] 曹志猛.国产600MW超临界机组热力系统节能研究[D].长沙理工大学，2008.

[3] 任跃斌.超临界600MW机组汽动给水泵密封漏水原因分析与改进[J].科技风，2011（13）：114，118.