300MW尖峰凝汽器系统调研报告

两台300MW机组凝结排汽温度高的原因分析及解决方案报告一、设备简介我厂两台300MW机组均为东方汽轮机厂生产的亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机。

其中低压缸采用双缸结构，为对称分流式，凝汽器为单壳体、双流程、汽流向心、表面式凝汽器。

凝汽器的工作过程：正常工作时，冷却水由循环水泵输入到中间的两个前水室，经过凝汽器中间的两组管束，流到后水室，经转向通过凝汽器外侧的两组管束流回到两侧的前水室并排出凝汽器。

蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到管子全长上，经过管束中央通道及两侧通道使蒸汽能够全面地进入主管束区，通过冷却水管的管壁与冷却水进行热交换后被凝结；部分蒸汽由中间通道和两侧通道进入对凝结水进行回热，以消除过冷度，起到除氧作用。

剩余部分汽气混合物经空冷区再次进行热交换后，少量未凝结的蒸汽和空气混合物经抽气口由真空设备抽出。

凝结水汇集在热水井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。

二、运行中存在的问题两台300MW机组在启、停机过程或低负荷运行时（通常是200MW及以下，这里重点针对低负荷运行时的情况），出现排汽温度比对应真空下的饱和温度高2度以上，在冬天真空高的时候此现象尤为突出，高出4－6度，这不仅影响到机组的安全经济运行，而且我们在计算过冷度时，通常是用排汽温度减去凝结水温度，这就给指标计算带来较大的误差。

三、问题分析上面是＃11机组在某一低负荷工况时的参数，从表中可以看出，凝结水温度已经很接近对应真空下饱和温度，凝结水过冷度几乎为零，事实上是低压缸排汽温度偏高了。

这是由于各蒸汽管道疏水存在内漏，特别是进入＃1扩容器的主要有主蒸汽管道以及汽机本体的高温高压疏水较多，经扩容后，一部分变成过热的蒸汽以一定流速进入凝汽器喉部，该部分蒸汽有70℃－80℃，另一部分被凝结成水的则进入热水井，而进入＃2扩容器的主要有高、低加危及疏水和除氧器溢流疏水，正常运行时基本没有。

汽轮机在低负荷运行时，进汽量较少（冬天真空较高，带同等负荷所需蒸汽量更少），低压缸排汽的余速较小，通过凝汽器喉部时，被从扩容器经过扩容产生的热蒸汽阻碍，热蒸汽进入喉部后通过辐射作用对位于凝汽器喉部的低压缸排汽测点造成影响，使其所测排汽温度偏高，而且＃1扩容器比＃2的影响要大的多，这里就不考虑＃2扩容器的影响。

书山有路勤为径，学海无涯苦作舟
提高300MW 机组凝汽器真空度的实践
通过对影响机组真空度各种因素的周密论证，结合实际检修工作中的
经验，制定了一套针对性强的方案并实施，使检修改造后的机组运行真空有了
很大幅度的提高，提高了机组运行经济性。

凝汽器真空度是汽轮机组经济运行的重要指标，直接影响整个机组的出
力和热耗率，是机组冷端系统设备运行状态的集中体现。

据计算：凝汽器真空
度每变化0.1 kPa，机组供电煤耗变化0.309 g/kWh，较差的凝汽器真空度使机组冷源损失增大，热耗增高，煤耗增大。

因此，保证凝汽器的最佳真空度是发电
厂经济运行的重要内容，成为电厂节能降耗的手段之一，受到越来越广泛的重视。

而凝汽器内所形成的真空受凝汽器换热状况、真空系统严密性状况、水塔
运行状况、循环水的温度、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约，因
此提高机组的真空度是个系统工程，需要从多方面着手进行分析解决。

1、影响机组凝汽器真空度的因素分析
影响机组凝汽器真空度的因素可通过下面公式表示：
2.4、对循环泵进行增容增效改造
将2 台循环泵中的1 台泵重新设计安装叶轮、导叶体及吸入喇叭管等部件，并配用新型2 000 kW 大功率双速电机。

改造泵可实现高速370 r/min～低速329 r/min 运行，与另1 台旧泵配合可以实现低速、高速、工频、低速+工频、高速+工频等5 种运行优化方式，灵活多样。

这不仅增加了循环水流量，优化了运行方式，而且一年中大部分时间可实现单泵运行，节约厂用电效果可观。

2.5、增强水塔的换热效果。

武乡及漳山尖峰系统调研报告9月26日去武乡、漳山电厂学习借鉴尖峰冷却系统及投运后的运行调整。

一、武乡电厂尖峰系统1、武乡电厂尖峰系统改造概述武乡西山发电有限责任公司2×600MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538型亚临界参数、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式。

武乡西山发电有限责任公司2×600MW直接空冷凝汽式机组，分别于2006年10月、2007年1月投产发电，是国内较早投入运行的600MW直接空冷机组，机组设计背压15kPa，夏季满发背压34 kPa，供电煤耗长期在350g/kw.h以上，与国内先进水平有较大距离。

经过考察论证，2012年武乡电厂对2×600MW直接空冷凝汽式机组进行了尖峰凝汽器改造工程，该工程由山西电力设计院负责设计，主体安装单位为山西华通电力工程公司，项目于2012年6月份建成投运。

该项目设计为在机组夏季额定工况下投运时，保证机组排汽压力降低4KPA，2013年9月经过电科院试验论证，各负荷工况下均能满足排汽压力降低4KPA的要求，达到了将600MW直接空冷机组高温季节的满发排汽背压降低从而降低供电煤耗的目的。

2、机组参数：2.1汽轮机设备参数：制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司型号： NZK600-16.7/538/538型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机额定功率：600MW额定蒸汽参数：高压主汽门前蒸汽压力：16.67MPa.a高压主汽门前蒸汽温度：538℃中压主汽门前蒸汽压力：3.324MPa.a中压主汽门前蒸汽温度：538℃额定进汽量：1830.79t／h额定排汽压力：15kPa.a能力工况背压：34kPa.a2.2尖峰冷却系统设备技术参数（单台机组）：设计背压：27KPa（循环冷却水温度为33℃）最高运行背压：48KPa冷却蒸汽量：175t/h循环水压力：0.25 MPa最大循环水量：6000 t/h冷却水温：正常20℃；最大33℃循环冷却水温升15℃，(由33℃升至48℃)。

300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造分析本文对300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造进行了分析，阐述了凝汽器改造的必要性，并从技术角度进行了可行性分析，同时简述改造技术路线。

标签：凝汽器；给水泵汽轮机；分析0 前言本次是在2×300MW亚临界机组上改造，其给水泵布置采用1×100%汽动给水泵+1×25%电动定速给水泵方式，给水泵汽轮机（小机）和主机共用一台凝汽器，即小机乏汽排入主机凝汽器中。

1 改造的必要性凝汽器作为一个重要的汽轮机组辅机，是影响火力发电机组安全经济运行的一个重要因素，因此如何有效的提高凝汽器的工作效率，是提高汽轮机组工作效率的关键问题，保持凝汽器良好运行工况，保证达到最有利的真空是电厂节能的重要内容。

目前冷却系统采用表凝式间接空冷系统，两机一台即良台机组公用一座间接空冷塔，在夏季高温季节，环境温度对机组真空影响较大，给水泵汽轮机乏汽排入主凝汽器，增加了凝汽器的热负荷，使机组真空降低，影响机组运行经济性，已经不能满足国家政策要求。

从可节能降耗角度分析，降低煤耗对于企业的长期发展和生存有重要意义，因此发电厂实给水泵汽轮机凝汽器改造是十分必要的。

2 项目的可行性空冷机组汽轮机的冷却系统（凝汽器系统）有两种布置方式，一种布置方式为给水泵汽轮机和主机共用一台凝汽器，给水泵汽轮机做功后的乏汽直接排入主机凝汽器，共同冷却，主机真空和给水泵汽轮机具有相同的真空值。

另一种布置方式，给水泵汽轮机和主机凝汽器（排汽系统）分开布置，给水泵汽轮机采用单独的凝结水系统，布置凝汽器、循环水泵和凝结水泵，循环水冷却采用机力通风塔。

单独设置给水泵凝汽器，减轻了主机凝汽器的热负荷，等同于一部分乏汽分流至给水泵汽轮机凝汽器，也可以提高机组运行的真空。

3 从理论情况来分析机组正常运行中，汽轮机排汽进入凝汽器，受到冷却介质（循环水）的冷却而凝结成水，蒸汽凝结成水后，其体积成千上万倍的缩小，原来由蒸汽充满的容器空间就形成了真空，在理想工况下，只要进入凝汽器的冷却介质不中断，则凝汽器内的真空便可维持在一定水平上，但实际上，汽轮机组排汽总带有一些不可凝结的气体，处于高度真空状态下的凝汽器和其他设备也不可能做到完全封闭，总有一些空气通过不严密处漏入真空系统中，这些气体的存在，影响凝汽器的传热，使凝汽器的端差增大，进而影响凝汽器的真空。

300MW直接空冷尖峰冷却系统的研究与应用1.前言我国西北地区煤矿较多，前期大量建造湿冷机组，但水资源缺乏，不适宜大容量湿冷机组；后期政策调整改为空冷机组，为了确保煤电的经济性，该地区大量投运空冷火力发电机组。

随着国内火力发电技术的发展和进步，以及国家对空冷机组能耗要求的提高，空冷机组主要的技术经济效益，成为了研究重点和难点。

在进行火力发电过程中，空冷汽轮机组在汽轮机组尾部的排汽冷却采用空气冷却，但近年来北方地区环境温度逐年提升，夏季高温季节时段延长，导致空冷机组夏季不能满负荷运行，且运行背压偏高，经济性严重受到影响。

2.空冷机组冷端特点因国家政策的调整，火力发电机组现阶段的供电煤耗普遍偏高，特别是空冷机组，因其采用空气冷却的方式，不仅换热效率低，而且耗电量大，增大了厂用电率，空冷机组冷端参数的特点主要有：1.空冷机组随负荷变化真空的变化较大；2.空冷机组的排汽焓值高；3.空冷机组较同等量湿冷机组乏汽量大；4.空冷机组排汽干度大；5空冷机组真空变化受环境温度影响较大。

以上原因导致空冷机组经济性差，从冷端角度来分析，解决空冷机组煤耗高的方法是加强冷端散热能力，加强冷端散热能力的方式有很多种：1、前几年很多空冷机组对空冷岛进行了加装喷淋装置的改造，喷淋的水采用软化水，费用昂贵，而且喷淋后由于空气中污染物较多，会对空冷岛翅片造成腐蚀，甚至使空冷岛翅片受力变形。

翅片内有高温乏汽，在60-70℃下，外部的喷淋水极易对翅片造成结垢现象。

2、增加空冷岛散热单元，这种改造费用昂贵且需要有足够的场地，一般电厂A排外就是发电机出线至变电站，很难有场地。

3、尖峰冷却系统，这是一种将空冷机组部分乏汽通过分流冷却的方式，降低空冷岛的散热压力，以降低机组背压。

相当于双冷源运行，效果确实很好，但是耗水量也较大。

如果附近有城市中水或其他水源可以考虑。

在机组空冷性能曲线中，随着环境温度的升高，机组背压呈递增式的提高，同样，机组排汽量增大后，背压也呈递增式的提高。

国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析国电谏壁发电厂8 号300 MW 机组,原配置的凝汽器为N-15000 型。

自1983 年4 月机组投产以来已运行了20 多年,铜管腐蚀、结垢、老化,管材传热系数下降,铜管泄漏明显增加,机组大修前铜管闷堵数已达5 %。

2000 年1 月9日开始对8 号机组进行通流部分改造,机组出力增加为330 MW ,如此排入凝汽器的蒸汽量为615. 178 t/ h ,比改造前增加了47. 672 t/ h ,增加了8. 4 %。

因凝汽器的热力性能已不能满足通流部分改造后机组的性能和出力要求,阻碍了机组的经济性和可靠性,为此对8 号机组凝汽器进行了完善改造。

1 凝汽器改造方案8 号机组凝汽器改造于2004 年12 月18 日开始进行,至2005 年2 月1 日完成。

改造后的凝汽器壳体长度方向几何尺寸较原凝汽器增加了1.26 m ,冷却管有效长度相应增加为12.665 m ,使凝汽器有效冷却面积由原先的15000 m2 增加至17000 m2 。

同时,将旧铜管全部更换为新铜管。

(1) 考虑到现场施工条件和工期的限制,凝汽器南端壳体接长1260 mm ,保留原管板,并增设一道中间隔板,在壳体内相应增加凝聚水收集板和其它构件。

凝汽器改造后不含铜管重量的壳体总重量由原先的111.8 t 增加到约130 t 。

(2) 重新设计制作凝汽器南端的出水水室。

为了不改动现有收球网的安装位置,在设计制作新的出水水室时,在保证水室通流截面积不变的前提下适当减少水室体的深度。

(3) 为了减少工作量,保留凝汽器南端进水水室,只对其作必要的结构改进。

将水室内部现有的加大筋全部拆除,水室外壁重新配置加大筋,水室内壁打磨平坦,并对内外壁进行重新油漆。

(4) 热井南端与壳体下部相连接的钢板接长1260 mm ,并在此板下部增设9 块加大肋板,同时增设斜撑钢管。

(5) 在凝汽器底部偏南增加2 组共4 套弹簧支座,以排除凝汽器南端加长后的载荷振动。

300MW直接空冷机组凝汽器性能监测与运行优化直接空冷技术可有效解决富煤贫水地区的发电问题,在世界上获得了快速发展。

由于直接空冷机组的空冷凝汽器系统结构复杂、设备尺寸大、运行性能受环境影响显著,机组运行过程中存在凝汽器换热不均、冬季管束冻结、热风回流等问题。

目前空冷系统只有凝结水温度、排汽压力、风机转速、环境温度等少量参数测点,仅凭这些参数还不能全面反映凝汽器的工作状况。

为了解决这些问题,不仅需要实时获取直接空冷凝汽器的温度场分布及变化情况,还要对凝汽器其他性能进行更全面的监测与分析。

在深入了解直接空冷凝汽器工作原理的基础上,运用FORTRAN语言,基于IMMS(一体化模型开发平台)对直接空冷系统耗量特性、经济背压、换热系数、内部汽水流动特性等模型进行处理并编写相应的计算程序模块。

结合凝汽器温度场数据和从DCS获得的部分数据,将各功能模块汇编入直接空冷凝汽器性能在线监测系统,实现各模块的在线运行,并对模型计算结果进行分析。

通过直接空冷凝汽器性能在线监测系统能够实时计算得到凝汽器各性能指标,实现了对凝汽器性能的在线监测,对机组的运行调整和实现机组的安全经济运行具有重要意义。