沿海地区 1050MW机组凝汽器端差控制策略

姜志成

摘要：真空是影响汽轮机组接带负荷和热效率的一个重要经济指标，而凝汽器端差是凝汽器换热效果的重要指标，直接影响着真空的高低。某沿海燃煤电厂两台1050MW机组自投运以来，结合生产运行实际分析影响凝汽器传热端差的因素着手，提出了运行中降低传热端差的管控措施，改善凝汽器运行工况，提高机组运行经济性。

关键词：凝汽器；端差；安全经济运行

燃煤电厂地处福建省沿海，汽轮机凝汽器采用开式海水冷却。随着沿海地区污染问题的日渐突出，火电厂经一次滤网过滤后的水中仍有不少悬浮物和有机物，汛期时海洋微生物突涨直接威胁机组的安全运行。火电厂凝汽器传热端差每升高1℃，供电煤耗约增加1.5%-2.5%。因此，确保凝汽器的端差正常，对保证组安全经济运行具有重要意义。

1 1050MW燃煤火电机组设备系统简介

1.1 1050MW燃煤火电机组设备概况

2×1050MW超超临界燃煤发电机组，循环水系统采用单元制直流供水方式，每台机组设置3台循环水泵为主机凝汽器、引风机凝汽器、闭冷器、真空泵冷却器提供冷却水。循环水泵为立式混流泵，每台泵的单元进水流道里配有侧面进水旋转滤网，拦污栅，循环水泵出口管设有液控蝶阀。循环水管路经分流进入引风机小机凝汽器和开式水系统后，经过主机二次滤网，然后进入主机凝汽器，从主机凝汽器流出后经过虹吸井流入大海。3号机开式水及引风机小机凝汽器循环水回水至3号机虹吸井后，4号机开式水及引风机小机凝汽器循环水回水至4号机虹吸井前。T-MCR工况下主机循环水温升8.9/9.2℃，循环水冷却倍率63，引风机汽轮机循环水温升5℃，循环水冷却倍率63。

1.2 凝汽器长周期运概况

1050MW燃煤火电机组在连续安全稳定运行421天后，因机组运行周期长，凝汽器端差上升最高至5.69℃、换热效果明显变差，期间面临鱼汛，循环水旋转滤网脏污，凝汽器二次滤网堵塞等缺陷，机组长周期经济运行面临严峻考验。

1.3 凝汽器端差的定义及对经济性的影响

凝汽器端差的定义是凝汽器压力相对应的饱和蒸汽温度与循环冷却水出口温度之差。凝汽器端差是衡量凝汽器换热性能的重要参数，是反映凝汽器传热性能、真空严密性和循环水系统工作状况的一个性能指标，所以在凝汽设备运行监测中，凝汽器端差是一个非常重要的参数。一般运行经验表明，凝汽器端差每上升1℃，供电煤耗增加0.85g/kwh；端差每下降1℃，能降低供电煤耗0.68g/kwh。

根据机组实际运行情况看，凝汽器端差一般在5～7℃，端差越低则换热效果越好，经济效率越高。1050MW机组凝汽器设计端差为6.0/5.7，循环水流量30m³/s，循环倍率63，凝汽器钛管清洁系数0.85。

以δt表示端差，ts表示凝汽器压力相对应的饱和蒸汽温度，tw 表示循环冷却水出口温度，则δt=ts-tw，ts为单值函数，Pk=f （ts）。根据凝汽器传热方程可得如下理论公式：

式中，Δ t为冷却水温升；K为总换热系数；A为凝汽器总换热面积；Gw为冷却水流量；cp为冷却水比热容。

对已投运的凝汽器而言，通常情况下换热面积 A 是无法改变的，而冷却水比热容 cp 的变化量很小，可以忽略。由以上公式可知：传热端差δt与冷却水流量Gw 成正比，当Gw增加时，δt增大；同时，冷却水流量增加，加强了冷却水管内表面的对流换热，凝汽器的总换热系数K增大，K与端差δt成反比，δt 减小；另外，冷却水流量Gw增大，换热速率增大，冷却水温升Δt减小，由冷却水温升Δt与端差δt成正比可知端差也要减小。

2 影响机组凝汽器端差的主要因素

沿海地区火力发电机组凝汽器端差受多方面方面因素影响。为针对性制定对策，以下从单位热负荷、潮位、进水温度、真空 泵性能、循环水量、凝汽器清洁度、真空严密性等方面展开论述。

2.1 凝汽器单位热负荷的影响

凝气器端差随着凝汽器单位热负荷的增加而增加，在循环水入口温度较低时变化明显，随着凝汽器蒸汽负荷的增加凝汽器压力也同时增加。

2.2 循环水进水温度的影响

循环水进水温度对凝汽器的影响包含两方面，对凝汽器端差和压力的影响。当循环水量一定时，当负荷升高时端差受温度的影响越发明显，即端差随着循环水入口温度的增加而减小，对于沿海地区开式循环水系统而言，循环水进口温度主要受环境温度的影响。而凝汽器压力同时也随着循环水进水温度的升高而升高。

2.3 循环水流量的影响

凝汽器内部换热主要以对流换热为主，而对流换热与冷却水流速有很大的关系，一般情况下，流速越大，换热越强。因此循环水流量对凝汽器端差以及压力的影响非常明显，端差随着循环水流量的增加而减小，凝汽器压力随着循环水量的增加而减小。由于我厂循环水泵属于固定叶片、固定转速泵，不能调节冷却水压力和流量。因此，在不同负荷工况下，综合考虑循环水泵电耗的情况下，选择最优循环水泵运行方式，是优化凝汽器运行端差的重要手段。由表1可以看出，在不同负荷工况下，循环水流量对凝汽器端差影响明显。

负荷（MW）	循环水泵运行方式	凝汽器压力下饱和温度 （℃）	凝汽器冷却水温升 （℃）	凝汽器热负荷 （MW）	端差（℃）
1000	三泵并联	34.5/37	4.5/4.5	549/548	4.2/2.8
900	双泵并联	34.6/38	5/5	492/491	3.6/2.1
800	双泵并联	32.9/36	4.3/4.3	426/426	2.6/2.4
700	双泵并联	31.8/34	3.8/3.8	373/373	2/1.9
600	双泵并联	30.8/33	3.2/3.2	321/321	1.5/1.5
500	双泵并联	30.4/32	2.7/2	269/269	1.4/1.4

表1 循环水泵双/三泵运行方式对端差影响参数表

2.4 真空严密性对端差的影响

凝汽器正常工作时漏入的空气量危害巨大，因为空气导致蒸汽的饱和温度下降，降低了冷凝换热的能力，同时不凝结气体积聚在冷凝管附近，阻碍了凝汽器蒸汽和管壁的接触，影响了蒸汽的放热，使传热系数减小，端差增大。同时，凝汽器中的空气还会使凝结水含氧量和过冷度增加，影响机组的安全性和经济性。表2为我厂凝汽器真空严密性对机组端差的影响。

真空严密性（Pa/min）	排汽温度（℃）	循环水出水温度（℃）	端差变化 （℃）
300	38~41	33.5	2.36
200	38~40	32.9	1.84
100	38.1~39	32.5	1.24
50	38~38.5	32	0.02

表2 真空严密性对端差影响参数表

2.5 凝汽器清洁度对端差的影响

凝汽器清洁系数减小，钛管越脏污，凝汽器的传热系数就越小，传热端差就越大。凝汽器清洁度直接反映了凝汽器钛管的脏污程度和传热性能。由于电厂循环水采用海水，水质在热交换过程中，换热管内存在脏污泥沟，由于金属与污垢到热性能存在差异，凝汽器结垢不仅会使清洁系数降低，换热效率降低，汽轮机热耗增加，循环水运行水阻增大，而且，长时间结垢，还会造成换热管内壁发生电化腐蚀，导致换热管穿孔泄漏，使用寿命缩短。而冷却水一旦漏入蒸汽系统，还会污染蒸汽品质，造成锅炉结垢，燃烧效率下降，严重时甚至导致锅炉爆管，影响机组安全运行。

3 控制沿海地区凝汽器端差策略

3.1 开展冷端优化试验

由于我厂循环水泵属于固定叶片、固定转速泵，不能调节冷却水压力和流量。通常夏季循环水入口温度较高，机组又带较高负荷，一般高负荷采用一机三泵并联，而冬季循环水入口温度低，机组负荷较低，通常采用一机两泵并联。这种运行方式的调节能力有限，不能充分考虑循环水泵电耗对厂用电率的影响。而循环水量直接影响汽轮机的排汽凝结，凝结程度影响凝汽器真空，循环水量的需要值与机组负荷和循环水进水温度息息相关，因此迫切需要开展冷锻优化试验。

为寻求机组在不同循环水进口温度和不同运行负荷下的循环水泵最佳运行方式，确定机组最佳运行背压，提高机组运行的经济性，2017年电厂开展循环水冷端优化试验，西安热工院辅机研究所专家对我厂循环水系统进行摸底试验，根据在不同的水温条件下，通过现场采集运行数据和理论计算，得出了机组循泵最佳运行方式曲线图，确立了循泵最佳运行方案，并得出运行调整控制结论：

1. 当循环水进口温度＜23℃时，机组在任意负荷下均保持两台循泵运行；

2. 当循环水进口温度≥23℃且机组负荷≥1000MW时启动第三台循泵；

3. 当循环水进口温度≥24℃且机组负荷≥975MW时启动第三台循泵；

4. 当循环水进口温度≥25℃且机组负荷≥950MW时启动第三台循泵；

5. 当循环水进口温度≥26℃且机组负荷≥925MW时启动第三台循泵；

6. 当循环水进口温度≥27℃且机组负荷≥900MW时启动第三台循泵；

7. 当循环水进口温度≥28℃且机组负荷≥880MW时启动第三台循泵；

8. 当循环水进口温度≥29℃且机组负荷≥860MW时启动第三台循泵；

9. 当循环水进口温度≥30℃且机组负荷≥850MW时启动第三台循泵。

确保机组维持在最佳端差下运行，保证机组运行经济性。

图1 循环水泵最佳运行方式曲线图

3.2 控制凝汽器清洁度。

2017年度，电厂4号机组连续安全运行421天，创造当年国内百万机组连续运行小时数记录。但因胶球清洗装置运行效果不佳，伴随着机组运行小时数的增加，凝汽器钛管脏污，端差上升，也给机组的运行能耗指标带来了巨大压力。以1000MW 机组为例，新管清洁系数为0.90，如果管内垢厚0.10mm,清洁系数就会降至0.75，真空降低约0.6kPa,影响煤耗1.5g/kwh；泥垢厚度0.30mm，清洁系数就会降至0.47，真空降低约2.5kPa,影响煤耗6.25g/kwh。根据 1000MW 机组凝汽器特性曲线，在负荷率为 80%情况下，汽轮机真空每降低1KPa，机组少发10MW，影响煤耗2.5g/kwh，而一般大型煤电机组不同程度地存在泥垢沉积或清洗方面 的问题，可见清洁系数对机组经济性影响是很大的。

凝汽器胶球系统是目前最常规的清洗方式，属于电厂标准配置。胶球清洗系统虽然在一定程度上能够缓解凝汽器结垢问题。但是在大容量煤电机组使用中，经常存在收球率偏低、清洗效果差、运行工作量较大、系统可靠性低，维护工作量大等问题。

为此，公司引进了WSD（水蜘蛛式）凝汽器在线清洗机器人技术。通过计算机程序协调控制供水装置和清洗机器人装置，采用外部移动电机带动凝汽器内部的机器人装置定向行走，多功能泵组通过水力机械臂向机器人清洗机构提供（1.5-2.0）MPa的中压水，经喷嘴组喷出后在冷凝管口形成若干喷射泵，快速增加管内循环水流量，加大管内流速和紊流状态，冲走冷凝管堵塞物和泥垢，达到保证凝汽器钛管清洁度的目的。

该技术一方面与胶球清洗系统相辅相成，实现凝汽器全面在线清洗，弥补胶球清洗不足，另一方面在循环水低流速工况下，冲走管口堵塞物和管内泥垢，提高胶球收球率和凝汽器清洁度，在提升凝汽器换热效率的同时，充分发挥低负荷低流速工况下循环泵节电效益，有效提高机组整体经济运行水平。具有可靠性高、清洗效率高、清洗效果好、智能化程度高、运行成本低、延展性功能强等特点。有效提高机组整体经济运行水平，对于机组的经济运行有着深远的意义。

3.3 确保机组凝汽器真空严密性

针对真空严密性试验情况，积极开展消缺查漏工作，通过运行及维护人员的共同努力，目前电厂机组真空严密性试验结果：高压凝汽器26Pa/min,低压凝汽器14Pa/min,远低于国家＜133Pa/min优秀标准，处于国内领先水平。并通过以下措施确保机组真空严密性。

1. 定期开展阀门查漏活动，一旦发现真空严密性参数较差，立即查找漏点并消除。

2. 利用真空严密性试验报告，积极排查真空关联系统是否存在漏点。

3. 注意关联系统对真空系统的影响，如邻机加热系统，并定期对玄幻水室排空。

4. 积极共开展真空查漏专项活动，将阀门内漏排查、真空查漏工作列入机组日常定期工作。

3.4 日常运行管控措施

1. 加强循环水旋转滤网、二次滤网监视控制，并针对压差情况酌情采用循环水二次滤网降压冲洗。

2. 严格按要求定期进行循环水加药，在循环水前池定期添加药物去除海洋生物，另外在循环水系统停运前对系统进行加药保养。

3. 按要求投入凝汽器在线机器人清洗设备，加强凝汽器端差、背压、真空参数监视。

4. 利用低负荷期间，根据凝汽器端差值，酌情进行凝汽器半侧隔离清洗。

5. 加强汽水品质监督，并定期手工测试各项汽水指标，严格按照规程执行凝结水水质的处理流程，若确定凝汽器外漏，立刻进行排补或隔离查漏。

6. 至2018年机组4号机组凝汽器在线机器人清洗技术投运以来，4号机组凝汽器端差得到了极大的改善，充分提升凝汽器换热效率，有效提高机组整体经济运行水平。

图2 在线清洗技术运用后凝汽器端差变化趋势图

4 经济效益

按照大型火电机组凝汽器端差每下降1℃，能节约煤耗0.68g/kwh来计算。自2017年以来，凝汽器端差由最高5.26℃，降至2018年3月份最低1.6℃，共降低端差3.66℃，约合煤耗2.4888g/kwh，按神华煤价1吨600元、2017年发电量100亿千瓦时来计算，单台机组一年能节约成本近746.64万元，两台机组共节约成本1493.28万元，降耗成果可观。

5 结束语

基于沿海地区地域特点和区域内电网装机情况，火电机组的经济运行情况成为企业节能降耗的重要课题。本文通过两台超超临界1050MW机组冷源系统现状，分析了影响凝汽器端差的主要原因和问题，通过现场试验数据和效果分析，提出降低沿海地区百万机组凝汽器端差控制策略，收到了良好的节能效益，同时保证了机组的安全可靠性。

参考文献

[1]张新磊、凝汽器传热端差的影响因素及改善、广西节能、2015年02月、版本（2015年第02期）、页号11。

[2]王小波、影响凝汽器端差的因素分析及应对措施、机电信息，2013年04月、版本（2015年第07期）、页号76。

[3] 李聪、1000MW机组低负荷安全运行策略、华北电力技术，2014年02月、版本（2014年第02期）、页号50。

作者简介：

1. 姜志成（1977年6月5日），男，山东烟台人，本科，工程师，目前从事火电厂生产管理工作，主要研究方向为电厂安全经济运行。