联合循环机组凝汽器端差大原因分析及措施

联合循环机组凝汽器端差大原因分析及措施

黄忠平

浙江浙能电力股份有限公司萧山发电厂  浙江省杭州市  310000

摘要：凝汽器端差是影响汽轮机效率的一个重要指标，也是衡量机组运行经济性的一个重要因素。凝汽器端差偏大，会严重影响汽轮机的运行经济性。近期萧电#3机组凝汽器端差出现持续偏大的现象，探索其中原因并采取措施降低凝汽器端差，对机组运行经济性有着重大的意义。

关键词：凝汽器端差、中压旁路、轴封压力、真空泄漏。

一、设备简介

萧山电厂#3机组为SCC5-4000F.1S单轴联合循环发电机组，由西门子SGT5-4000F(2)型燃气轮机、HE 型三压再热双缸凝汽式汽轮机、THDF108/53型水氢氢冷却发电机、和NG-V94.3A-R 型三压再热无补燃卧式自然循环余热锅炉组成。凝汽器为轴向排气布置，型号 N-10546 ，管道有效总面积 10544m2，绝对设计压力5.7 kPa，循环水量 23145m3/h，循环水通过凝汽器的最大温升8.6 ℃。

2021年下半年#3机组出现了端差异常升高的现象，端差从原先的4℃左右升至13℃左右，较运行规定值7℃偏高非常多，而相同型号和设备结构的#4机组在同时期端差未出现明显变化。

二、原因分析

1、凝汽器热负荷

2021年7月起机组存在中压旁路内漏的缺陷，该缺陷经阀门行程调整和阀芯研磨处理后能减少一定的内漏量，但仍存在的内漏增加了凝汽器的热负荷，一定程度上增加了凝汽器端差。

2、循环水流量

（1）循泵工作情况

循环水系统配置了两台相同的6kV定速混流泵。通过两台循泵运行电流数值曲线的对比，两台循泵出力基本稳定，没有出现大的偏差。

（2）循环水胶球系统运行情况

2021年10月份以来，胶球清洗装置收球率较低，其原因为此时段机组为光伏配套调峰频繁启停，每次机组运行时间在4小时以内，使得凝汽器胶球清洗、收球时间相应较短，无法在机组运行时长内完成整套清洗流程。收球率不足，留在凝汽器循环水侧的胶球增多，导致钛管或收球网等堵塞，引起循环水管系流动阻力增大，引起循环水流量下降。

3、凝汽器总体传热系数主要影响因素分析

凝汽器总体传热系数的影响因素主要有钛管凝结水侧、循环水侧清洁程度，胶球系统运行情况、凝汽器真空等。

（1）凝汽器钛管凝结水侧清洁程度

通过进入凝汽器内部进行检查，凝汽器汽侧及末级叶片整体良好，钛管中间段被蒸汽冲刷部位光亮略红，两端红色铁沉积较多。末级叶片正面光滑，背面有冲刷痕迹。汽缸底部有少量积水和铁锈。通过对钛管凝汽器侧表面的检查，钛管表面清洁程度整体较好。

（2）凝汽器冷却钛管循环水侧清洁程度

凝汽器循环水侧钛管及水室进行检查，凝汽器钛管循环水侧进水室及钛管进口整体光亮，整体干净，无积水和污泥，衬板无明显结垢，回水室内左右两侧钛管有少量结垢，管内垢层粗糙，中下部钛管基本无结垢，未发现胶球堵塞钛管现象。通过上述检查情况分析，一是回水室钛管的结垢会降低管束传热，引起端差升高；二是管内垢层粗糙容易引起胶球堵塞，需要较大的冲击力才能将胶球冲出，引起清洗效果差、堵球等现象。

（3）胶球装置检查

凝汽器循环水胶球收球斗、收球网进行检查，发现胶球网上残留较多变形的胶球，胶球网外观粗糙、结垢较为严重。由此判断该结垢情况引起一定程度上的胶球堵塞，需要循泵启动时的较大冲击力才能回收，增加了凝汽器钛管的热阻。

（4）循环水水质

根据循环水水质定期测定结果，循环水水质指标均在合格的范围内。

（5）真空严密性

1）凝汽器真空严密性情况

机组每月均设有定期凝汽器真空严密性试验，所得试验结果均合格。但从2021年4月以来，真空严密性试验数值有上升趋势，此数据结果与凝汽器端差从年初至今逐步抬升相吻合。

  2021年11月24日机组运行期间，一台真空泵运行，凝汽器绝对压力为6.47kPa，对应凝汽器端差达到13℃。启动两台真空泵运行后，凝汽器绝对压力下降至4.1kPa，凝汽器端差降至4.6℃的正常运行值。运行数据表明，凝汽器真空系统出现漏点，使得凝汽器真空偏差，凝汽器端差异常增大。

2）凝汽器真空查漏情况

机组停备期间对凝汽器进行了注水检漏，将凝汽器上水至1330mm（由于本机组凝汽器为轴向排气式布置，凝汽器水位1350mm以上会引起低压缸体进水，凝汽器注水查漏只能检查凝汽器水位1350mm以下区域的泄漏情况），未发现与凝汽器相连系统管阀出现漏水、渗水现象。

此后在机组运行期间，对凝汽器进行氦气查漏。经氦气全面查漏后共发现三处漏点：低压轴封、中压旁路至凝汽器接口焊缝、#32真空泵自由端侧机封处。

通过上述分析，凝汽器端差偏大的原因是凝汽器真空存在低压轴封吸气、中压旁路至凝汽器接口焊缝有裂缝、#32真空泵自由端侧机封吸气三个漏点引起真空不严，叠加循环水系统存在一定程度的胶球堵塞，增加凝汽器总体传热热阻，使凝汽器端差异常升高。

三、降低凝汽器端差措施

针对凝汽器端差偏大的主要原因，分别采取措施以降低凝汽器端差。

1、胶球网清洗

机组停备期间，对胶球网进行清洗和除垢。

2、#32真空泵自由端侧机封处理

检修对#32真空泵自由端侧机封进行处理，对盘根进行了更换、在真空泵自由端侧机封处新增一道水封，目前#32真空泵自由端侧机封吸气现象已有较大改善。

3、中压旁路与凝汽器结合面焊缝漏点处理

由于燃气机组运行方式为两班制启停较频繁，每次启停中旁管路都要受较大的冲击，根据历史运行数据，基本每年中旁管道与凝汽器结合面焊缝均会出现一次以上泄漏。针对这个问题，在中压旁路管道和凝汽器连接处加装了膨胀节，通过膨胀节的柔性连接，减少中旁管路振动对中旁与凝汽器结合面的影响，力求彻底解决中压旁路管道与凝汽器结合面焊缝泄漏的问题。

4、低压轴封漏点处理

低压轴封泄漏主要的原因是低压轴封压力过低和轴封间隙过大，后者需机组大修才能处理故暂不实施。目前低压轴封设定压力为7.5kPa，尝试手动调整低压轴封压力至9kPa后真空严密性数据有较大提升，但这样有可能会影响润滑油的水分指标。经安全分析后，2022年3月将低压轴封压力从7.5kPa的定值升高至8.5kPa，机组单真空泵运行时，凝汽器端差已降至5℃以内，凝结水溶氧符合运行要求。

由于低压轴封蒸汽压力提升后，预估低压轴承润滑油回油带水量增多。在修改低压轴封蒸汽压力运行的当日和次日，对润滑油系统进行油质水粉进行检测，水份分别为11ug/L、7ug/L，均小于80 ug/L的标准值。从润滑油油质水份分析可知，提升低压轴封蒸汽压力后，润滑油水份提升水平在可控范围内。

四、总结分析

凝汽器端差高的主要原因是凝汽器真空严密性差引起换热系统增大，其中对凝汽器严密性影响程度最大的是低压轴封蒸汽压力过低引起低压轴封吸空气。在对低压轴封蒸汽压力从7.5kPa提升至8.5kPa后，低压轴封吸空气程度减小，凝汽器端差降至4-5℃的水平，在7℃的运行规定值内。

针对凝汽器端差偏大的问题，建议做好以下措施：

（1）运行中加强凝汽器端差及相关参数的监视；

（2）做好循环水水质的加药、定测等工作；

（3）定期检查凝汽器钛管内、外表面的清洁情况；

（4）关注循环水胶球系统运行情况和收球情况，及时采取措施；

（5）做好凝汽器真空度的监视和分析。

（6）在低压轴封蒸汽压力提升后加强低压轴振振动、温度及润滑油油质的检测。

参考文献：

[1]靳智平,王毅林. 汽轮机设备及运行（第三版）[M]. 2017

[2]#3、#4联合循环机组集控运行规程[S].

[3]徐奇焕. 凝汽器传热端差析及降低端差的途径[J]. 汽轮机技术. 1997

[4]张贵安. 影响凝汽器传热端差的因素及对应措施[J]. 能源与环境. 2004