(中国石化集团茂名石化分公司，广东 茂名 525000)

0 引 言

50 MW汽机发电机组机组采用的是某汽轮电机有限责任公司生产的型号为CC50-9.5/4.0/1.27，高压、单缸、单轴、双抽汽、冲动冷凝式汽轮机。配套发电机为某发电机设备制造的60 MW空冷发电机。

汽轮机主要设计参数见表1。

表1 汽轮机主要设计参数

1 凝汽器系统及真空研究目的

1.1 凝汽器性能试验

(1)凝汽器主要技术参数

凝汽器为对分双流程表面式凝汽器，主要设计技术参数见表2。

表2凝汽器主要技术参数

(2)试验工况及内容

这次凝汽器试验的汽轮机组发电负荷为49.43 MW，进汽流量为256 t/h，一级高压蒸汽抽汽流量为36.55 t/h，二级低压蒸汽抽汽流量为55.52 t/h，满足测试负荷的要求。试验期间，汽轮机组的凝汽器和回热系统运行工况如主蒸汽压力、主蒸汽温度、循环水流量、主蒸汽流量等重要参数保持稳定至少30分钟。由于凝汽器热负荷是难以测量的量，主蒸汽参数维持额定参数运行主要是用参数控制保证凝汽器热负荷在额定参数下运行。凝汽器试验测点如图1所示。

图1凝汽器试验测点

(3)凝汽器性能试验测试数据

这次试验是在汽轮机正常运行工况下进行的，具体试验数据见表3。

(4)试验数据计算及分析

根据凝汽器性能试验测取数据，按照标准提供的公式进行计算，主要性能参数计算值见表4。

表3凝汽器性能试验测量值

表4凝汽器主要性能参数计算值汇总

从上述指标进行评定，该凝汽器总体运行状况较好，基本达到设计和经济运行的需要。对主要性能参数分析如下：

(1)凝汽器水阻略微偏大。凝汽器修正后凝汽器水阻42.3 kPa，比同类凝汽器水阻值39 kPa高3.3 kPa。说明凝汽器或附属管道阻力比设计值偏大。考虑利用机组检修时对凝汽器内部情况拆盖进行检查并采取高压水枪冲洗等有效措施，保持凝汽器铜管和附属管路清洁。

(2)凝汽器冷却水管结垢程度一般。计算结果显示该凝汽器冷却水管清洁系数低于设计清洁系数。在试验期间，冷却水管流速为1.32 m/s，根据凝汽器与真空系统运行维护导则相关要求，HSn70-1管材允许的最低流速为1.0 m/s，流速较高时将有利于减少铜管结垢的几率。考虑利用机组检修对凝汽器铜管抽样检测，保持铜管内部清洁。

1.2 凝结水量和冷却水量的影响

凝汽器的一个重要设计原则是按额定的蒸汽量、冷却水进口温度和冷却水量考虑设计的。而实际运行工况上述参数都会随着工况的变化而动态变化。当冷却水进口温度降低，换交换能力增强，吸热量将会增加，导致蒸汽冷凝的温度下降，同步使排汽压力降低，凝汽器内真空增加。本汽轮机组凝汽器的冷却水量稳定，平均进出水的温差在10 ℃左右，进出水温差总体较大。循环冷却水的温升与凝汽器蒸汽进入量成正比关系，与循环冷却水量成反比关系。分析2#汽轮机负荷调整时的参数趋势，如图2所示。

图2汽轮机真空凝液量趋势

从图2可以得出，汽轮机组真空度随凝液量增加而下降，相反则真空明显上升，可见真空度受凝液量影响较大。凝汽器额定蒸汽进汽量为125 t/h，在实际运行中，排汽量为130 t/h,与设计值相比增加5%左右，在不改变现状下增开一台循环水冷却泵，采用在增加循环冷却水量的方式提高真空，循环冷却水泵的电机功率为1 120 kW，这将导致装置电耗增加明显，虽然在一定程度上提高真空，但运行方式不经济。

2 优化方向的确定

绘制凝汽器不同汽、水温度变化规律曲线是监督凝汽器运行特性一种有效的方法[2]。本汽轮机组绘制的凝汽器运行特性监督曲线见图3。绿色段表示在额定工况下汽轮机组的凝汽器在冷却水温升、传热端差、过冷度的变化趋势曲线，红色段表示实际运行工况下本汽轮机组冷却水进口温度、冷却水出口温度、凝汽器真空下的饱和温度和凝结水出水温度变化趋势曲线，并将两种不两同的曲线进行比较，便可得出差异，从而进一步评价凝汽器的运行状况。

图3凝汽器运行特性监督曲线

根据图3实际运行趋势线A-B斜率较额定趋势线T1-T2斜率增大，意味着随着冷却水流量减少，冷却水水温升高；运行趋势线B-C斜率较额定趋势线T2-TS斜率变大，意味着随着传热端差升高，传热性能反而变差，可能代表冷却水管结垢或抽真空设备工作偏离设计工况；运行趋势线C-D斜率较额定趋势线TS-Tc斜率变大，意味着随着凝结水过冷度升高，系统严密性反而降低，代表凝汽器水位过高或抽真空设备偏离设计工况[3]；要求检查冷却水系统，包括冷却塔性能，影响凝汽器热负荷增加的装置内的疏水和排汽状况，进一步降低凝汽器额外热负荷，从而改善真空和提高经济性[5]。

3 结束语

通过试验研究，实施后可提高真空1 kPa，增加发电1 000 kW，降低供电标煤耗1～2 g/kWh，节能效果显著。