135MW機(jī)組凝汽器端差增大的原因分析

江蘇國(guó)信協(xié)聯(lián)能源有限公司 邵文軍

1 引言

凝汽器端差增大，會(huì)造成真空降低，熱耗增大，影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，嚴(yán)重時(shí)影響機(jī)組安全運(yùn)行。本公司的C135-13.24/0.981/535/535型汽輪機(jī)組配套的凝汽器主要設(shè)計(jì)參數(shù)如下。

型號(hào)：N7800—3（右）、N7800—4（左）；冷卻水溫度20℃；冷凝管材質(zhì)HSn70-1B ；冷凝管尺寸：ф25×1㎜（HSn70-1B）（右）、ф25×0.8㎜（TP304）（左）；長(zhǎng)度8100mm；冷凝管數(shù)量12426根；設(shè)計(jì)壓力：水側(cè)0.25MPa、汽側(cè)0.1MPa。

從2020年起，發(fā)現(xiàn)C135型機(jī)組凝汽器端差數(shù)值在接近工況下，與前兩年比，數(shù)值明顯增大，為此運(yùn)行通過(guò)對(duì)影響凝汽器端差的原因進(jìn)行了逐一排查、分析。

2 135MW 機(jī)組凝汽器端差增大

從2020年起，發(fā)現(xiàn)C135型機(jī)組凝汽器端差數(shù)值明顯增大，相同影響工況下，真空同比均有不同程度下降，見(jiàn)表1。

從表1可以看出，在機(jī)組負(fù)荷、供熱、循環(huán)水進(jìn)口溫度接近的運(yùn)行工況下，端差呈逐年上升趨勢(shì)，且同工況下凝汽器端差2020年比2017年增加了近1.54℃，真空在接近工況下歷年來(lái)總體也呈下降趨勢(shì)，同比下降約0.5kPa 左右，排汽溫度同比上升1.15℃（與真空下降值基本對(duì)應(yīng)）。

表1 135MW 機(jī)組凝汽器端差增大

查找相關(guān)資料，凝汽器端差每增大1℃（夏季/冬季），135MW 機(jī)組供電煤耗升高約1.95/0.86g/kWh，真空每降低1%，135MW 機(jī)組供電煤耗升高3.65g/kWh。

以端差上升值為基準(zhǔn)，135MW 機(jī)組發(fā)電量以120000kWh/H 計(jì)算：

120000kWh/H×24H×300天（有效利用天數(shù)）×（1.95+0.86）/2g/kWh（煤耗平均值）×1.54℃＝1869.4（噸）。

以真空下降值為基準(zhǔn)，135MW 機(jī)組發(fā)電量以120000kWh/H 計(jì)算：

120000kWh/H（平均每小時(shí)電量）×24H×300天（有效利用天數(shù)）×3.65×0.5g/kWh（煤耗平均值）＝1576.8（噸）。

兩種計(jì)算方法結(jié)果基本接近，1臺(tái)135MW 機(jī)組全年因端差增大多消耗標(biāo)煤近1600t，隨著煤價(jià)的上漲和節(jié)能減排工作的推進(jìn)，一年造成的損失還是可觀的。

3 135MW 機(jī)組凝汽器端差增大排查、分析

影響凝汽器端差的原因較多，主要有真空嚴(yán)密性、機(jī)組熱負(fù)荷（負(fù)荷及供熱流量）、循環(huán)冷卻水（包括水溫、水量等）及汽、水品質(zhì)、凝汽器清潔度等，當(dāng)凝汽器構(gòu)造確定后，真空嚴(yán)密性的運(yùn)行維護(hù)、汽水品質(zhì)監(jiān)測(cè)、凝汽器的膠球清洗的方式、相關(guān)熱工表計(jì)的校對(duì)等都對(duì)凝汽器端差有一定影響，除了設(shè)計(jì)因素和運(yùn)行人員無(wú)法左右的因素外，在眾多因素中，影響135MW 機(jī)組凝汽器端差逐漸增大有哪些，為此根據(jù)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行方式、系統(tǒng)及運(yùn)行維護(hù)方面進(jìn)行調(diào)整，分析、排查如下。

3.1 真空系統(tǒng)密封性

機(jī)組的真空嚴(yán)密性的好壞主要會(huì)造成凝汽器汽側(cè)空氣及不凝結(jié)氣體積聚，影響凝汽器傳熱系數(shù)，從而使端差增大，嚴(yán)重時(shí)影響機(jī)組真空，對(duì)機(jī)組安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行帶來(lái)不利，根據(jù)本公司135MW 機(jī)組系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)主要有以下幾個(gè)方面，

3.1.1 射水抽氣系統(tǒng)

射水抽氣系統(tǒng)的影響主要有兩方面。一是射水抽氣器和射泵出力不足：為節(jié)約廠用電，公司射水泵出力采取電機(jī)變頻調(diào)整，運(yùn)行人員在運(yùn)行中調(diào)高了射水泵出口壓力，觀察真空無(wú)變化，說(shuō)明現(xiàn)在射水泵電機(jī)變頻出力調(diào)至75%左右是能夠滿足射水抽汽系統(tǒng)水壓要求。二是射水箱水溫，因從射水抽氣器中抽出的汽水混合物進(jìn)入射水箱，故射水箱水溫會(huì)升高，公司射水箱用常補(bǔ)水加溢流的方式維持熱量平衡，以此來(lái)保證射水抽氣器效率，同時(shí)也能根據(jù)射水箱水溫及時(shí)調(diào)節(jié)補(bǔ)水門(mén)開(kāi)度，經(jīng)查水溫正常，調(diào)整后對(duì)端差影響不大。

3.1.2 軸封系統(tǒng)

軸封系統(tǒng)的影響因素主要有軸封壓力、軸封加熱器水位等。公司機(jī)組軸封壓力大部分時(shí)間在自動(dòng)控制狀態(tài)下運(yùn)行，軸封汽壓力一般控制在規(guī)定范圍的上限或高于上限運(yùn)行，從低壓缸軸封處查漏情況看，不存在轉(zhuǎn)子軸端漏氣（汽）情況，說(shuō)明軸封壓力調(diào)整正常。機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)，公司軸封加熱器水位采用自動(dòng)疏水器調(diào)整，從現(xiàn)場(chǎng)水位保持情況來(lái)看，軸封加熱器水位一般保持在150mm 左右，為判斷軸加疏水系統(tǒng)是否影響凝汽器漏真空，采取調(diào)高軸加水位、隔絕軸加疏水后進(jìn)行真空嚴(yán)密性試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果證實(shí)，總體對(duì)凝汽器真空嚴(yán)密性影響不大。

3.1.3 真空系統(tǒng)漏空氣

在機(jī)組正常運(yùn)行期間，真空嚴(yán)密性的評(píng)價(jià)指標(biāo)通常為真空下降率（PA/MIN）；本公司135MW 機(jī)每月需進(jìn)行兩次真空嚴(yán)密性試驗(yàn)來(lái)檢驗(yàn)機(jī)組真空嚴(yán)密性優(yōu)劣（一般每月5日和20日為定期工作），做真空嚴(yán)密性試驗(yàn)時(shí)，負(fù)荷應(yīng)穩(wěn)定在80%額定負(fù)荷以上進(jìn)行。在射水抽氣器空氣門(mén)關(guān)閉后，真空下降往往不準(zhǔn)，一般在開(kāi)始試驗(yàn)后3min 開(kāi)始計(jì)算數(shù)據(jù)，共做8min，以后5min 平均計(jì)算作為結(jié)果。規(guī)定真空下降400PA/MIN 以內(nèi)合格，真空下降130PA/MIN 以內(nèi)為優(yōu)。通過(guò)真空嚴(yán)密性試驗(yàn)的結(jié)果，當(dāng)真空系統(tǒng)嚴(yán)密性變差時(shí)，進(jìn)行及時(shí)地排查，堵漏或隔絕，以維持真空系統(tǒng)嚴(yán)密性，從而保證凝汽器端差不增大。

135MW 機(jī)組運(yùn)行過(guò)程中，檢查真空嚴(yán)密性方法公司采用的是保鮮膜加肥皂泡沫水的方式檢查漏真空點(diǎn)，因汽輪機(jī)系統(tǒng)復(fù)雜，故特別對(duì)真空系統(tǒng)的各負(fù)壓區(qū)域內(nèi)閥門(mén)的法蘭、連接點(diǎn)、真空表計(jì)等設(shè)備及系統(tǒng)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，當(dāng)有異常時(shí)，對(duì)表排查，對(duì)零星查出的漏點(diǎn)及時(shí)消除。同時(shí)，利用汽輪機(jī)組停機(jī)檢修的機(jī)會(huì)進(jìn)行檢漏，將水灌滿凝汽器蒸汽空間維持一定水位及時(shí)間使處于真空狀態(tài)下的所有設(shè)備和管道充水，從而檢查有水滲漏的地點(diǎn)，相較而言，停機(jī)灌水查漏效果也較明顯。

總體上一旦出現(xiàn)真空嚴(yán)密性變差的現(xiàn)象后，都能夠及時(shí)地排查和進(jìn)行堵漏、處理，從表2中135MW機(jī)組歷年真空系統(tǒng)嚴(yán)密性數(shù)據(jù)看還是正常的。

表2 135MW 機(jī)組歷年真空系統(tǒng)嚴(yán)密性數(shù)據(jù)

說(shuō)明真空系統(tǒng)密封性總體正常，相關(guān)數(shù)據(jù)也在合理范圍內(nèi)，不是影響端差增大的主要原因。

3.2 凝汽器熱負(fù)荷

凝汽器端差隨著熱負(fù)荷的增大而升高，并且在循環(huán)水量，總傳熱系數(shù)等于常數(shù)的條件下，端差同凝汽器負(fù)荷成正比例關(guān)系。因表1 （135MW 機(jī)組凝汽器端差增大）。

對(duì)比中主要影響凝汽器熱負(fù)荷的電、熱及冷卻水參數(shù)接近，故對(duì)端差增大的因素影響相同，因此對(duì)系統(tǒng)中一些不確定的影響凝汽器熱負(fù)荷因素進(jìn)行了排查：如低壓加熱器空氣門(mén)（與凝汽器汽側(cè)相連）串聯(lián)開(kāi)度、凡進(jìn)入高低壓疏水?dāng)U容器（與凝汽器汽側(cè)相連）的疏水門(mén)、一些非經(jīng)常性進(jìn)入凝汽器的疏水等，對(duì)此類內(nèi)漏進(jìn)行排查統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)有內(nèi)漏的閥門(mén)復(fù)緊，消缺；經(jīng)檢查在疏水內(nèi)漏這方面總體存在，但數(shù)量不大，可控，說(shuō)明凝汽器熱負(fù)荷變化也不是使凝汽器端差增大的主要原因。

3.3 表計(jì)、汽水品質(zhì)的管理

一是表計(jì)準(zhǔn)確率方面。運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)測(cè)量溫度偏差大或認(rèn)為顯示異常，會(huì)在第一時(shí)間通知熱工檢修，通過(guò)幾次校驗(yàn)，測(cè)量?jī)x表是準(zhǔn)確的，誤差也在測(cè)量精度的范圍之內(nèi)，影響較小。

二是汽輪發(fā)電機(jī)組的汽、水品質(zhì)管理。污垢的導(dǎo)熱系數(shù)較小，冷卻水管外側(cè)（蒸汽側(cè)）或內(nèi)側(cè)（循環(huán)水側(cè)）出現(xiàn)污垢，均會(huì)導(dǎo)致凝汽器總的傳熱系數(shù)降低，凝汽器端差升高。

在冷卻水管外側(cè)（蒸汽側(cè)）水、汽方面本公司主要采用的方法為監(jiān)測(cè)凝結(jié)水、除氧器水、給水、爐水及蒸汽相關(guān)指標(biāo)，保證蒸汽品質(zhì)，有異常及時(shí)加藥、排污，防止蒸汽帶鹽，導(dǎo)致凝汽器汽側(cè)冷卻管表面結(jié)垢，相關(guān)數(shù)據(jù)如下。

凝結(jié)水水質(zhì)測(cè)量數(shù)據(jù)：（pH：9.14（標(biāo)準(zhǔn)9.0-9.3）；硬度：0umol/l（標(biāo)準(zhǔn)：0）；鈉離子3.6ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤5）；溶氧：5ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤40）；電導(dǎo)率：4.75us/cm）。

除氧器水質(zhì)測(cè)量數(shù)據(jù)：（硬度：0umol/l 溶氧：5ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤7）；鈉離子3.7ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤5），水水質(zhì)測(cè)量數(shù)據(jù)：pH：9.17（標(biāo)準(zhǔn)9.0-9.3）；硬度：0umol/l；鈉離子3.6ug/l；SiO2：9ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤20）；NH3：0.6mg/l（標(biāo)準(zhǔn)0.4-1）；溶氧：5ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤7）；電導(dǎo)率：4.65us/cm）。

鍋爐水水質(zhì)測(cè)量數(shù)據(jù)：左側(cè)：pH：9.42（標(biāo)準(zhǔn)9-9.7）；堿度：0.04/0.11mmol/l（標(biāo)準(zhǔn)0.4-1）；磷酸根：0.9mg/l（標(biāo)準(zhǔn)≤3）；SiO2：290ug/l（標(biāo)準(zhǔn)＜450）；電導(dǎo)率：12.96us/cm（標(biāo)準(zhǔn)＜20）。右側(cè)（pH：9.38（標(biāo)準(zhǔn)9-9.7）；堿度：0.03/0.10mmol/l（標(biāo)準(zhǔn)0.4-1）；磷酸根：0.8mg/l（標(biāo)準(zhǔn)≤3）；SiO2：230ug/l（標(biāo)準(zhǔn)＜450）；電導(dǎo)率：10.78us/cm（標(biāo)準(zhǔn)＜20）。

主蒸汽測(cè)量數(shù)據(jù)：飽和蒸汽（左側(cè)/右側(cè)）：（電導(dǎo)率：4.58/4.72us/cm；鈉離子：3.6/3.7ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤5）；SiO2：9/8ug/l；（標(biāo)準(zhǔn)≤15））。

過(guò)熱蒸汽（左側(cè)/右側(cè)）：電導(dǎo)率：4.69/4.82us/cm；鈉離子：3.5/3.7ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤5）；SiO2：10/9ug/l；（標(biāo)準(zhǔn)≤15）。

再熱蒸汽鈉離子測(cè)量數(shù)據(jù)：3.6ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤5）；SiO2：9ug/l（標(biāo)準(zhǔn)≤15）。對(duì)比標(biāo)準(zhǔn)汽輪機(jī)、鍋爐各項(xiàng)水、汽品質(zhì)均合格，說(shuō)明凝汽器銅管汽側(cè)結(jié)垢總體正?？煽?。

在凝汽器冷卻水管內(nèi)側(cè)（循環(huán)水側(cè)）：本公司135MW 機(jī)組采用冷卻塔閉式循環(huán)水系統(tǒng)，冷卻塔填料脫落、冷卻塔周邊煤場(chǎng)煤粉、樹(shù)枝等雜物會(huì)散落至冷卻塔內(nèi)，對(duì)冷卻塔水質(zhì)有一定影響，為清除水中垃圾，目前采用在循泵進(jìn)口增加濾網(wǎng)清洗洗裝置清除雜物，總體大的雜物進(jìn)入冷卻水系統(tǒng)可控。

冷卻水在循環(huán)冷卻水系統(tǒng)中不斷循環(huán)使用，由于水的溫度升高，水流速度的變化，以及水的蒸發(fā)，造成各種無(wú)機(jī)離子和有機(jī)物質(zhì)的濃縮，一般天然水中都溶解有重碳酸鹽，這種鹽是冷卻水發(fā)生水垢附著的主要成分。在循環(huán)冷卻水系統(tǒng)中，重碳酸鹽的濃度隨著蒸發(fā)濃縮而增加，因此當(dāng)冷卻水中溶解的碳酸氫鹽較多時(shí)，水流通過(guò)換熱器表面，特別是溫度較高的表面，就會(huì)受熱分解，另其溶解度不是隨溫度的升高而加大，而是隨著溫度的升高而降低。因此，在換熱器傳熱表面上，這些難溶性鹽很容易達(dá)到過(guò)飽和狀態(tài)而在水中結(jié)晶，尤其當(dāng)水流速度小或傳熱面較粗糙時(shí)，這些結(jié)晶沉淀物就會(huì)沉積在傳熱表面上，形成通常所稱的水垢，是降低換熱器的傳熱效率的主要影響因素。為保證冷卻塔水質(zhì)，本公司采用冷卻塔定期排水，同時(shí)在循環(huán)冷卻水補(bǔ)水中加入次氯酸鈉溶液來(lái)進(jìn)行水處理，并且定期監(jiān)測(cè)水質(zhì)，有異常時(shí)及時(shí)調(diào)整加藥量，但由于外部水質(zhì)環(huán)境的變化，總體補(bǔ)水環(huán)境較為惡劣，故在加強(qiáng)循環(huán)水水質(zhì)的處理和冷卻塔的排污的情況下，對(duì)于凝汽器水側(cè)銅管內(nèi)部，還會(huì)采取膠球定期循環(huán)清洗來(lái)維護(hù)凝汽器銅管內(nèi)部的清潔度，但這方面總體不穩(wěn)定因素較多。

3.4 凝汽器的清潔程度

在排除了機(jī)組真空嚴(yán)密性、熱負(fù)荷、蒸汽品質(zhì)等因素后，影響凝汽器端差最主要就是凝汽器水側(cè)的清潔程度。凝汽器長(zhǎng)年連續(xù)運(yùn)行，冷卻水管表面臟污、結(jié)垢，減弱了傳熱效果，降低了傳熱系數(shù)，從而使端差增大，排汽溫度升高，機(jī)組真空降低。為了保持凝汽器冷卻水管內(nèi)表面的清潔和水流暢通，目前本公司使用的方法是利用海綿膠球每天定期清洗，把比冷卻水管內(nèi)徑大1～2mm、比重適當(dāng)?shù)暮＞d膠球放入裝球室，在膠球泵的作用下，膠球被送入凝汽器循環(huán)水進(jìn)水管，膠球通過(guò)凝汽器后與循環(huán)水一起進(jìn)入收球網(wǎng)，隨后由膠球輸送泵抽出，再進(jìn)入裝球室，如此循環(huán)，膠球不斷擦洗凝汽器冷卻水管內(nèi)壁，使之保持清潔[1]。同時(shí)，加強(qiáng)在清洗過(guò)程中保證投球數(shù)和收球數(shù)，以免有膠球留在系統(tǒng)中，影響傳熱效果。在膠球清洗系統(tǒng)設(shè)備確定的情況下，影響膠球清洗的主要原因有清洗時(shí)間、投用球數(shù)、膠球磨損情況、收球率等，為此運(yùn)行逐一采取了以下方法試驗(yàn)。

一是增加投用球數(shù)、更換新球。投球數(shù)由原400粒/側(cè)增至500粒/側(cè)，為排除膠球磨損影響，全部更換新球，經(jīng)清洗后凝汽器端差同比下降較前明顯，但至6.1℃左右就下降不明顯了，說(shuō)明短時(shí)間內(nèi)還是有效果的，但不能較好地解決問(wèn)題。

二是增加膠球清洗次數(shù)。由每天1次改為每天3次，增加膠球清洗次數(shù)后，端差能維持在6.1℃左右，說(shuō)明膠球清洗次數(shù)也不是端差增大的主要原因。

三是保證膠球收球率及循環(huán)效果。在系統(tǒng)、設(shè)備、膠球種類確定后，影響收球率最主要的因素是循環(huán)水壓力，為此循環(huán)水壓力低時(shí)，循環(huán)水泵由3臺(tái)增開(kāi)至4臺(tái)，循環(huán)水壓力由0.175MPa 升至0.2MPa，共多收出老球100多粒，收球率接近100%，4臺(tái)循泵工況下膠球清洗后端差與3臺(tái)循泵工況下膠球清洗后對(duì)比凝汽器同工況端差下降近0.5℃，但端差仍有6.1℃左右，說(shuō)明膠球收球率及循環(huán)效果在循環(huán)水壓力低時(shí)需注意，但也不是端差偏高的主要原因。

通過(guò)對(duì)歷年凝汽器端差等數(shù)據(jù)的匯總和對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)端差受水溫影響較明顯（冬季端差明顯上升），分析原因主要是冬天水溫低，凝汽器真空高，循泵運(yùn)行臺(tái)數(shù)減少后循環(huán)水壓力下降，膠球循環(huán)率及清洗效果較差，影響了膠球清洗質(zhì)量。

從以上試驗(yàn)和對(duì)比可以看出，截至目前為止，加強(qiáng)膠球清洗能使凝汽器端差下降明顯，但維持時(shí)間不長(zhǎng)，凝汽器端差至6.1℃左右就下降不明顯了，說(shuō)明總體凝汽器冷卻銅管水側(cè)易臟且需加強(qiáng)清洗才能維持現(xiàn)狀，但受水質(zhì)變化大及設(shè)備老化和水溫低時(shí)膠球清洗效果差的影響，反映出凝汽器銅管水側(cè)已結(jié)垢，同時(shí)凝汽器檢修時(shí)從外觀也可以看出凝汽器內(nèi)壁較臟且難清除；用膠球清洗已不能根本解決問(wèn)題，凝汽器端差較高，已影響到機(jī)組的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，需徹底解決此隱患。

4 對(duì)策

經(jīng)過(guò)分析認(rèn)證，在確認(rèn)了135MW 機(jī)組凝汽器端差逐年增大的原因?yàn)槟骼鋮s水管水側(cè)結(jié)垢，以及設(shè)備老化造成后，利用運(yùn)行現(xiàn)有調(diào)整手段已不能使凝汽器端差明顯下降的情況下，利用135MW機(jī)組大修時(shí)進(jìn)了凝汽器更換銅管的技術(shù)改造，用TP316L 不銹鋼螺紋管更換了原凝汽器銅管，徹底解決凝汽器銅管外殼銹蝕老化、水側(cè)結(jié)垢的問(wèn)題，經(jīng)過(guò)改造后凝汽器投運(yùn)正常，在同工況下135MW 機(jī)組凝汽器端差能維持在3.5～4.0℃，同比下降2.5℃，從而明顯提高了凝汽器的換熱效率，保證了凝汽器良好運(yùn)行，降低了機(jī)組的熱耗。

5 結(jié)語(yǔ)

影響汽輪機(jī)凝汽器端差增大的因素很多，在運(yùn)行調(diào)整、監(jiān)測(cè)過(guò)程中，根據(jù)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行狀況，對(duì)影響的各因素做出綜合判斷，認(rèn)真解決好運(yùn)行過(guò)程中發(fā)現(xiàn)的問(wèn)題，并進(jìn)一步細(xì)化分析原因，采取針對(duì)性的措施，加強(qiáng)系統(tǒng)的排查和堵漏，提出解決方案，從而保證凝汽器在良好工況下運(yùn)行，為汽輪機(jī)組的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行夯實(shí)基礎(chǔ)。