S109FA機(jī)組凝汽器壓力異常分析與處理

薛志敏，熊 波，吳文青，陳志軍

(中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528403)

燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組作為一種新型、環(huán)保的能源動力機(jī)械，在我國已有多年發(fā)展歷史。其裝機(jī)容量不斷發(fā)展壯大，以啟?？?、易調(diào)峰、效率高、節(jié)能環(huán)保等優(yōu)點，逐步在國家電力能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)一席之地，并成為國家能源變革的主力軍。S109FA燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組有一臺燃?xì)廨啓C(jī)、一臺汽輪機(jī)、一臺余熱鍋爐、一臺發(fā)電機(jī)同軸布置組成，標(biāo)準(zhǔn)工況下額定出力390 MW，汽輪機(jī)出力約占聯(lián)合循環(huán)機(jī)組出力的三分之一。

凝汽器是火電機(jī)組的重要輔機(jī)，在電廠熱力循環(huán)中起著舉足輕重的作用，其運(yùn)行狀況惡化將直接引起汽輪機(jī)排汽壓力上升，機(jī)組熱耗、汽耗增大，出力下降，危害機(jī)組的安全運(yùn)行。凝汽器真空每惡化1 kPa，便會造成機(jī)組熱耗升高約0.8%，因此凝汽器的正常運(yùn)行對火電廠的安全、經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行有著重要的影響[1]。凝汽器真空取決于冷卻水進(jìn)水溫度tw1、冷卻水溫升Δt以及傳熱端差δt。李建剛[2]等提出了與凝汽器傳熱端差相對應(yīng)的臨界冷卻水量的概念，得出了凝汽器傳熱端差和冷卻水量的關(guān)系特性。曠仲和[3]建立了以汽輪機(jī)凝汽器端差替代清潔因數(shù)的解析算法，推導(dǎo)了相關(guān)參數(shù)對凝汽器端差的影響并建立了修正計算方法。江寧[4]等提出凝汽器水側(cè)清潔系數(shù)及汽側(cè)空氣量系數(shù)應(yīng)當(dāng)通過實測凝汽器總體傳熱系數(shù)與實測具體凝汽器在標(biāo)準(zhǔn)工況下的標(biāo)準(zhǔn)傳熱系數(shù)的比較求出。文中通過凝汽器熱力模型建立凝汽器三區(qū)特征因子，通過定量分析凝汽器壓力升高時三區(qū)特征因子快速得出凝汽器壓力升高的原因，為檢修判斷提供參考方向。

1 凝汽器熱力模型

1.1 凝汽器壓力

在凝汽器汽側(cè)內(nèi)，蒸汽是在汽側(cè)壓力對應(yīng)的飽和溫度下凝結(jié)[5]。在一定的冷卻面積下，在主凝結(jié)區(qū)蒸汽的凝結(jié)溫度ts為：

ts=tw1+Δt+δt

(1)

Δt=tw2-tw1

(2)

式中：tw1為循環(huán)水入口溫度，℃；tw2為循環(huán)水出口溫度，℃；Δt為循環(huán)水溫升，℃；δt為凝汽器的傳熱端差，℃。

通過式(1)計算出主凝結(jié)區(qū)的凝結(jié)溫度后就可求出該溫度相對應(yīng)的飽和蒸汽壓力ps，也就確定凝汽器壓力pc。

1.2 循環(huán)水溫升

根據(jù)凝汽器內(nèi)傳熱的熱平衡方程，凝汽器汽側(cè)蒸汽在凝結(jié)時放出的熱量應(yīng)等于循環(huán)水吸收的熱量，即：

Q=4 187×Dw×Δt

(3)

Δt=Q/(4 187×Dw)

(4)

式中：Q為凝汽器的傳熱量，kJ/h；Dw為進(jìn)入凝汽器的循環(huán)水量，t/h。

可以看出，循環(huán)水溫升與凝汽器的傳熱量、循環(huán)水量有關(guān)，在凝汽器傳熱量一定時，可通過控制循環(huán)水量改變循環(huán)水溫升進(jìn)而達(dá)到調(diào)整凝汽器壓力的目的。在相同凝汽器傳熱量下，當(dāng)循環(huán)水量增大時，循環(huán)水溫升下降，凝汽器壓力pc將降低，此時機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性將有所提高，但是循環(huán)水量增加需要廠用電增大。

1.3 傳熱端差

根據(jù)凝汽器傳熱方程有凝汽器汽側(cè)蒸汽凝結(jié)時，循環(huán)水吸收的熱量為：

Q=A×k×Δtm=4 187×Dw×Δt

(5)

式中：k為凝汽器的總體傳熱系數(shù)，kJ/(m2·h·℃)；A為循環(huán)冷卻水管外表面總面積，m2；Δtm為蒸汽與冷卻水之間的平均傳熱溫差，℃。

由于空冷區(qū)傳熱面積很小，一般可假設(shè)蒸汽凝結(jié)溫度ts沿冷卻面積不變，而用冷卻水的對數(shù)平均溫差代替平均傳熱溫差[5]，則：

Δtm=[(ts-tw1)-(ts-tw2)]/ln[(ts-tw1)/(ts-tw2)]=Δt/ln[(Δt+δt)/δt]

(6)

δt=Δt/(ek×A/(4 187×Dw)-1)

(7)

可以看出，傳熱端差與傳熱系數(shù)、冷卻面積、傳熱量和循環(huán)水量有關(guān)。對于已投運(yùn)的機(jī)組而言，凝汽器冷卻面積已定，在一定的蒸汽負(fù)荷和循環(huán)水量條件下，傳熱端差的大小主要取決于傳熱系數(shù)，而傳熱系數(shù)與凝汽器內(nèi)積存空氣量、凝汽器兩側(cè)表面的清潔程度有關(guān)。當(dāng)抽氣設(shè)備工作不正常或真空系統(tǒng)嚴(yán)密性差，將會使凝汽器內(nèi)積存空氣量增多，并在冷卻表面形成部分氣膜，妨礙傳熱，使傳熱端差升高；凝汽器兩側(cè)表面結(jié)垢或臟污會妨礙傳熱，引起傳熱端差升高。

1.4 傳熱系數(shù)

考慮到凝汽器汽側(cè)放熱系數(shù)的確定十分復(fù)雜及相對空氣含量的變化，目前，凝汽器總體傳熱系數(shù)k根據(jù)實驗和理論分析得到的經(jīng)驗公式進(jìn)行計算。通常使用的計算公式為：

k=14 650×Φ×Φw×Φt×Φz×Φd

(8)

(9)

(10)

Φz=1+(z-2)/10×(1-tw1/35)

(11)

(12)

單位時間內(nèi)在單位面積上冷凝的蒸汽量，稱為單位熱負(fù)荷，即：

dc=Dc/A

(13)

(14)

凝汽器單位面積蒸汽負(fù)荷的臨界值為：

(15)

1.5 相對傳熱指數(shù)

由凝汽器壓力確定的計算式可以看出，在循環(huán)水入口溫度tw1一定時，影響凝汽器壓力的主要因素可以通過循環(huán)水溫升Δt和傳熱端差δt表征出來。為更好地分析凝汽器壓力變化的影響因素，定量分析特征因子循環(huán)水溫升Δt和傳熱端差δt的變化趨勢，結(jié)合式(7)傳熱端差計算式定義循環(huán)水溫升Δt和傳熱端差δt比值的關(guān)系為相對傳熱指數(shù)ε：

ε=ek×A/(4 187×Dw)=Δt/δt+1

(16)

2 凝汽器三區(qū)特征因子

對于已投運(yùn)的某S109FA機(jī)組而言，其凝汽器的傳熱面積、管材、管徑、流程、管子數(shù)量等結(jié)構(gòu)特性均已經(jīng)固定，凝汽器相關(guān)參數(shù)見表1。根據(jù)凝汽器熱力模型可知決定機(jī)組運(yùn)行中凝汽器壓力的主要因素有：(1)循環(huán)水入口溫度，某S109FA機(jī)組循環(huán)水采用開式循環(huán)，循環(huán)水入口溫度由環(huán)境決定；(2)循環(huán)水量，它決定了循環(huán)水溫升，由循環(huán)水泵的運(yùn)行方式?jīng)Q定；(3)凝汽器的總體傳熱系數(shù)，其主要取決于傳熱面的臟污狀況以及汽側(cè)的空氣聚集情況。由凝汽器熱力模型知凝汽器特征因子有：循環(huán)水溫升、傳熱端差、相對傳熱指數(shù)。為了高效分析凝汽器壓力升高的故障所在，根據(jù)凝汽器工質(zhì)將凝汽器分成熱源區(qū)、空氣區(qū)、冷源區(qū)進(jìn)行分析，其實熱源區(qū)和空氣區(qū)同屬凝汽器汽側(cè)，并對凝汽器三區(qū)特征因子采用凝汽器熱力模型進(jìn)行定量分析。

表1 某S109FA機(jī)組凝汽器相關(guān)參數(shù)

2.1 熱源區(qū)

凝汽器熱源區(qū)主要是指進(jìn)入凝汽器汽側(cè)的熱量，主要包括低壓缸排汽攜帶的熱量，與凝汽器相連的疏水?dāng)U容器、旁路系統(tǒng)、疏水系統(tǒng)攜帶的熱量。凝汽器壓力影響因素較多，為定量分析熱源區(qū)變化的特征因子，將空氣側(cè)正常、循環(huán)水溫度25 ℃、清潔系數(shù)0.9作為定性條件，采用凝汽器熱力模型對某S109FA機(jī)組凝汽器熱源區(qū)變化時特征因子進(jìn)行計算并曲線化，見圖1、圖2。由圖1可得，相同熱負(fù)荷下，循環(huán)水溫升與循環(huán)水流量成反比，傳熱端差隨循環(huán)水流量變化影響較??；相同循環(huán)水流量下，循環(huán)水溫升和傳熱端差與熱源區(qū)同向變化且隨熱負(fù)荷變化而線性變化，循環(huán)水溫升與熱負(fù)荷變化成正比，傳熱端差也與循環(huán)水溫升成正比。由圖2可以看出，相同循環(huán)水流量下，相對傳熱指數(shù)隨熱負(fù)荷變化保持基本不變；相同熱負(fù)荷下，相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水流量增加而下降。

圖1 熱源區(qū)特征因子(溫升、傳熱端差)變化趨勢

圖2 熱源區(qū)特征因子(相對傳熱指數(shù))變化趨勢

2.2 空氣區(qū)

凝汽器空氣區(qū)是指與凝汽器汽側(cè)相連的管道及儀表閥門、低壓缸軸封系統(tǒng)、抽氣設(shè)備系統(tǒng)等。這個區(qū)域主要是凝汽器汽側(cè)積存的空氣含量，不凝結(jié)空氣的存在增加了殼側(cè)的傳熱熱阻，在管道表面形成一層氣膜，從而降低了傳熱系數(shù)，傳熱端差上升。一般情況下，凝汽器內(nèi)空氣主要來源于凝汽器負(fù)壓系統(tǒng)嚴(yán)密性差導(dǎo)致外界空氣吸入凝汽器、抽氣設(shè)備工作性能不正常導(dǎo)致空氣抽不完在凝汽器聚集。當(dāng)凝汽器內(nèi)空氣量增大，此時空氣分壓力提高，蒸汽分壓力降低，從而凝結(jié)水產(chǎn)生過冷。在凝汽器熱源區(qū)和冷源區(qū)正常下，空氣區(qū)異常的特征因子表現(xiàn)為循環(huán)水溫升和傳熱端差都增大，一般情況下空氣區(qū)異常的傳熱端差增大趨勢要比熱源區(qū)異常的傳熱端差增大趨勢大，很可能伴隨著凝結(jié)水過冷度增大和凝結(jié)水含氧量增大。機(jī)組運(yùn)行中，當(dāng)出現(xiàn)凝汽器真空下降，若同時凝結(jié)水過冷度增大，則可首先從空氣區(qū)查找原因，應(yīng)檢查凝汽器的空氣嚴(yán)密性和抽氣設(shè)備的工作性能。

2.3 冷源區(qū)

凝汽器冷源區(qū)是指凝汽器循環(huán)水側(cè)的冷源，主要影響因素包括進(jìn)入凝汽器的循環(huán)水量、循環(huán)水虹吸效果、凝汽器循環(huán)水側(cè)的清潔程度、循環(huán)水入口溫度等。對于凝汽器循環(huán)水采用開式循環(huán)的機(jī)組而言，循環(huán)水入口溫度是不可控，隨著江河水溫度變化而變化；而進(jìn)入凝汽器循環(huán)水量主要受循環(huán)水泵運(yùn)行方式及凝汽器二次濾網(wǎng)的堵塞程度影響。

凝汽器冷源區(qū)影響因素較多，為定量分析冷源區(qū)各主要影響因素變化的特征因子，將空氣側(cè)正常、80%額定熱負(fù)荷、清潔系數(shù)0.9作為定性條件，采用凝汽器熱力模型對某S109FA機(jī)組凝汽器冷源區(qū)循環(huán)水入口溫度、循環(huán)水量變化時特征因子進(jìn)行計算并曲線化，見圖3。由圖3可以看出，相同循環(huán)水入口溫度下，傳熱端差隨循環(huán)水量增大而增大，而相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水量增大而下降；相同循環(huán)水量下，傳熱端差隨循環(huán)水入口溫度增大而拋物線下降，而相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水入口溫度增大而拋物線上升；傳熱端差拋物線下降最低值的循環(huán)水入口溫度隨循環(huán)水量增大而增大，相對傳熱指數(shù)拋物線上升最高值的循環(huán)水入口溫度隨循環(huán)水量增大而增大。將空氣側(cè)正常、80%額定熱負(fù)荷、循環(huán)水溫度25 ℃作為定性條件，采用凝汽器熱力模型對某S109FA機(jī)組凝汽器冷源區(qū)循環(huán)水側(cè)清潔系數(shù)、循環(huán)水量變化時特征因子進(jìn)行計算并曲線化，見圖4。由圖4可以看出，相同清潔系數(shù)下，傳熱端差隨循環(huán)水流量增大而略有增大，相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水量增大而下降；相同循環(huán)水量下，傳熱端差隨清潔系數(shù)增大而下降，相對傳熱指數(shù)隨清潔系數(shù)增大而增大。

圖3 冷源區(qū)特征因子隨循環(huán)水溫、循環(huán)水量變化趨勢

圖4 冷源區(qū)特征因子隨清潔系數(shù)、循環(huán)水量變化趨勢

綜上所述，在空氣區(qū)和冷源區(qū)正常下，凝汽器熱源區(qū)的特征因子表現(xiàn)為循環(huán)水溫升和傳熱端差與熱源區(qū)同向變化且隨熱負(fù)荷變化而線性變化，相對傳熱指數(shù)隨熱負(fù)荷變化保持基本不變；在熱源區(qū)和冷源區(qū)正常下，凝汽器空氣區(qū)的特征因子表現(xiàn)為循環(huán)水溫升和傳熱端差增大，傳熱端差增大趨勢較熱源區(qū)大，凝結(jié)水過冷度增大和凝結(jié)水含氧量增大；在熱源區(qū)和空氣區(qū)正常下，相同循環(huán)水溫時，傳熱端差隨循環(huán)水量增大而增大，而相對傳熱指數(shù)隨循環(huán)水量增大而下降，傳熱端差隨清潔系數(shù)增大而下降，相對傳熱指數(shù)隨清潔系數(shù)增大而增大。

3 凝汽器壓力升高

3.1 凝汽器壓力升高分析

某S109FA機(jī)組2020年7月運(yùn)行中出現(xiàn)凝汽器壓力升高的異?，F(xiàn)象，收集凝汽器壓力正常與異常相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)并經(jīng)三區(qū)特征因子處理后見表2。其中2018年4月25日和2018年8月1日凝汽器壓力正常，其余4組為凝汽器壓力異常時的相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)。著手運(yùn)用凝汽器三區(qū)特征因子對凝汽器壓力升高的異?，F(xiàn)象結(jié)合表2相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行如下分析：(1)凝汽器壓力異常時首先通過凝汽器壓力的飽和溫度與低壓缸排汽溫度比較進(jìn)行分析判斷凝汽器壓力變送器正常；(2)機(jī)組負(fù)荷320 MW時，凝汽器壓力正常與異常時的循環(huán)水溫升分別是8.5 ℃、8.8 ℃，而凝汽器壓力正常與異常時的傳熱端差分別為2.7 ℃、8.0 ℃，這與空氣區(qū)的特征因子循環(huán)水溫升和傳熱端差增大不一致，且凝汽器壓力異常時檢查真空泵運(yùn)行正常，增開一臺真空泵運(yùn)行時凝汽器壓力未有變化，做凝汽器真空嚴(yán)密性試驗合格，則可確定空氣區(qū)異常不是造成凝汽器壓力升高的主要原因；(3)機(jī)組負(fù)荷320 MW凝汽器壓力正常與異常時循環(huán)水溫升基本一致，凝汽器壓力異常時傳熱端差達(dá)8.0 ℃與正常2.7 ℃比增大約2倍，與熱源區(qū)異?，F(xiàn)象“相同循環(huán)水流量下，循環(huán)水溫升和傳熱端差與熱源區(qū)同向變化且隨熱負(fù)荷變化而線性變化，循環(huán)水溫升與熱負(fù)荷變化成正比，傳熱端差也與循環(huán)水溫升成正比”不一致，相對傳熱指數(shù)分別是4.17、2.1與熱源區(qū)特征因子“相對傳熱指數(shù)隨熱負(fù)荷變化保持基本不變”不一致，且檢查與凝汽器相連的疏水?dāng)U容器、旁路系統(tǒng)、疏水系統(tǒng)正常，則確定熱源區(qū)異常不是造成凝汽器壓力升高的主要原因。

前述已排除空氣區(qū)和熱源區(qū)是造成凝汽器壓力升高的原因，至此可以確定冷源區(qū)異常是造成凝汽器壓力升高的原因。然而冷源區(qū)影響因素較多，需進(jìn)一步分析確定造成冷源區(qū)異常的主要因素，進(jìn)而快速處理凝汽器壓力升高的異?，F(xiàn)象，保證機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。從表2可以看出：(1)在負(fù)荷320 MW、循環(huán)水泵運(yùn)行方式一致時，凝汽器壓力正常與異常時的循環(huán)水溫升基本一致，而傳熱端差分別為2.7 ℃、8.0 ℃與冷源區(qū)特征因子“傳熱端差隨循環(huán)水量增大而增大”不一致，即可排除循環(huán)水量異常；(2)循環(huán)水入口溫度都為29.8 ℃，傳熱端差分別為2.7 ℃、8.0 ℃與“循環(huán)水入口溫度一定，在空氣區(qū)正常、熱負(fù)荷和循環(huán)水量一定時傳熱端差不變”不一致，則可排除循環(huán)水溫度對傳熱端差的影響；(3)凝汽器壓力正常與異常時的傳熱端差和相對傳熱指數(shù)分別是2.7 ℃、4.17和8.0 ℃、2.1 ℃，與冷源區(qū)清潔系數(shù)的特征因子“傳熱端差隨清潔系數(shù)增大而下降，相對傳熱指數(shù)隨清潔系數(shù)增大而增大”相關(guān)。

表2 凝汽器壓力正常與異常相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)

至此，通過定量分析凝汽器壓力正常與異常時的凝汽器三區(qū)特征因子，確定冷源區(qū)循環(huán)水側(cè)表面清潔系數(shù)低是凝汽器壓力升高的主要原因。由80%循環(huán)水量和相對傳熱指數(shù)為2.1結(jié)合圖4可知，凝汽器壓力升高時的循環(huán)水側(cè)表面清潔系數(shù)約為0.4，這與凝汽器清潔系數(shù)設(shè)計值0.9相差大，說明凝汽器鈦管臟污程度嚴(yán)重。

3.2 清潔系數(shù)低處理

通過前面分析確定循環(huán)水側(cè)表面清潔系數(shù)低是凝汽器壓力升高的主要原因，運(yùn)行人員增加凝汽器膠球清洗次數(shù)、時間以及每次清洗的膠球數(shù)量，發(fā)現(xiàn)凝汽器壓力未有改善，繼續(xù)檢查，凝汽器兩側(cè)膠球清洗系統(tǒng)運(yùn)行正常，進(jìn)一步檢查測量膠球直徑26 mm小于凝汽器鈦管直徑28.575 mm，導(dǎo)致膠球清洗系統(tǒng)未能起到良好的沖刷效果。

在機(jī)組停機(jī)備用期間，檢修打開凝汽器循環(huán)水側(cè)，發(fā)現(xiàn)鈦管臟污程度嚴(yán)重，這佐證了前面的凝汽器三區(qū)特征分析。經(jīng)過檢修使用高壓水對凝汽器鈦管進(jìn)行沖洗，干凈后機(jī)組應(yīng)電網(wǎng)需求啟動運(yùn)行，凝汽器相關(guān)運(yùn)行參數(shù)見表3，凝汽器鈦管清洗前后及凝汽器壓力正常的傳熱端差、相對傳熱指數(shù)曲線，見圖5。

圖5 凝汽器壓力正常與異常傳熱端差、相對傳熱指數(shù)變化

圖5中2019年7月27日、2020年8月1日、2020年9月11日的曲線分別表示凝汽器壓力正常、凝汽器鈦管臟污、凝汽器鈦管清洗后的傳熱端差、相對傳熱指數(shù)變化。從表3可以看出，凝汽器鈦管清洗后相同負(fù)荷下凝汽器壓力恢復(fù)較為正常；從圖4和圖5有，2019年7月27日、2020年8月1日和2020年9月11日凝汽器的清潔系數(shù)分別約0.8、0.4和0.68，這說明凝汽器鈦管沖洗后清潔系數(shù)有所好轉(zhuǎn)，但離清潔系數(shù)正常值還有一點差距，需進(jìn)一步采取規(guī)格合適的膠球進(jìn)行凝汽器膠球清洗。

表3 凝汽器鈦管沖洗后相關(guān)運(yùn)行數(shù)據(jù)

4 結(jié)論

綜上所述，影響凝汽器壓力的因素較多，通過運(yùn)用凝汽器熱力模型建立的凝汽器三區(qū)特征因子可以較快速分析造成凝汽器壓力異常的原因所在，文中凝汽器鈦管臟污是凝汽器壓力升高的原因分析即是三區(qū)特征因子運(yùn)用的佐證，為檢修判斷提供參考方向，保證機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。