汽轮机凝汽器端差运行诊断分析

徐世明

(大唐湘潭发电有限责任公司,湖南湘潭 411100)

凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的一个重要组成部分,凝汽器真空是汽轮机运行中的重要参数,其数值大小对汽轮机的运行经济性、安全性及调节性能都有很大的影响〔1〕。由现场实际可知影响凝汽器的 3个温度中,重要的是凝汽器端差的大小,所以在某种程度上,汽轮机凝汽器端差大小是凝汽器是否正常运行的综合体现。例如,某机组计算结果:端差每增加 1℃,热耗增加 0.26%～0.6%〔2〕。

1 凝汽器理论端差的定义及应达值

1.1 凝汽器理论端差

理论端差的物理意义:假设实际运行工况的凝汽器脏污程度和空气漏入量对传热的影响程度与基准工况相同时,实际运行工况在实际的循环水量Dw、进水温度 tw1下,理论上可达到的端差〔2〕。结合实际情况,即 3号机检修后首次开机为基准工况,此时凝汽器的清洁率是最好的,即认为理想情况,应满足清洁率要求;另外,凝汽器真空抽气系统改造后可消除 2个汽室相互干扰导致抽气不均、影响传热性能的状况,所以可认为此时的空气影响系数是理想值 (参见表 1)。

由能量平衡公式可知,循环冷却水通过凝汽器管束吸收的热量等于排汽传递给冷却水的热量:

式中 k为总体传热系数 (当蒸汽负荷大于 40 kg/m2· h时应考虑蒸汽负荷率的修正〔3〕);k0为基本传热系数;C为取决于冷却水管外径的计算系数;υw为冷却水管流速;ξc为清洁系数;βt为冷却水入口水温修正系数;βm为冷却水管材和壁厚修正系数。

由式 (1),(2)得同一负荷下基准工况为

现场实际运行工况为

式中 υw为冷却管内流速 (m/s);Δt为冷却水温升;∂t凝汽器端差 (℃);Ac为凝汽器传热面积(m2);Ad为凝汽器水侧通流面积 (m2);υw为冷却管内流速 (m/s);Δt′为变工况后冷却水温升(℃);∂t′为变工况后凝汽器端差 (℃);A′c为凝汽器变工况后的传热面积 (m2);A′d为凝汽器变工况后水侧通流面积 (m2);D′c为凝汽器变工况后的排汽量 (kg/s)。

在同一负荷 2种工况下 Dc=D′c,C′=C(只与冷却管外径有关 ),A′d=Ad, β′m=βm(与管材、壁厚有关),A′c=Ac(通过运行凝汽器水位控制可以实现),由式 (3)～(6)联立得

并假定理想情况 ξ′=ξ,得出理论端差

3号机组检修后首次投运凝汽器高、低压的原始数据见表 1。

表 1 原始数据基准表

1.2 应达值分析

1.2.1 应用此公式可避开一些麻烦的测量与繁琐的计算,现场应用性强。例如,循环水量在工程上一直都没有很好的测量方法。

1.2.2 此公式应用的一个重要的条件是在负荷一定的情况下进行比较,以消除负荷对端差的影响,即保证 D′c=Dc,其中凝结水流量是一个很重要的参考数据。

1.2.3 确定不为运行人员所感觉的变化以便收到较好的经济效果,例如由 0.83变到 0.73,∂t就会升高 0.66℃,不在极限真空范围内背压大概升高0.2 kPa左右,影响的经济性由公式 Δb=∂ηb0=b得到,对某机组粗略计算每小时大概多0耗 0.3 t标煤。

1.2.4 排除真空低时盲目查找原因的情况。例如,理论端差合格,南方水温因气候原因可达 30℃以上,且温升不大,此时若为提高真空而多启真空泵,则只能是浪费厂用电。另外由于温度对温度系数影响很大,一般情况下低压凝汽器比高压凝汽器端差高是正常现象,同时,环境温度降低,冷却水温下降会有端差增大的趋势。建议实际端差比理论端差大0.5℃时,在排除容易确定的因素后则需进一步深入查找原因:(1)查看近期水质、胶球投入与回收率情况等,即找 ξc的原因;(2)查找漏气与抽气情况等〔4〕方面的原因。例如,某次做真空严密性试验,试验前经计算得理论端差:低压凝汽器 (L)5.028℃,高压凝汽器 (H)4.25℃,现场实测 L:4.96℃,H:4.67℃,与理论值相差小于 0.5℃,则允许;停真空泵 4min后 L端差变为 6.37℃,H变为 7.565℃,所以 L比理论值大1.342℃,H比理论值大 3.315℃,差值大于 0.5℃,则不允许。这是因真空泵停 ,Φa下降导致。

2 用凝汽器清洁率监测方法〔5〕诊断端差增大原因

2.1 计算方法

以 3号机刚检修后为基准工况,因为此时凝汽器的清洁率可以认为是最好的,令清洁率 Φ=1,计算理想清洁状态下凝汽器总体传热系数:

在理想清洁系数基础上考虑空气、清洁程度、管束修正为

式中 Cf为新的清洁系数,单独不受其他耦合影响的与基准相比较的清洁度;Ca为空气量修正系数;Cs为凝汽器管束布置系数;又有 kp=(CpDw/Ac)ln〔 (Δt+∂t)/∂t〕 (Dw为冷却水同流量,Ac为凝汽器传热面积,Δt,∂t为实际运行中所监测到的温升和端差)可计算出实际运行中的 kp。

2.2 分 析

当真空系统严密性合格且冷却水侧足够清洁,3号机刚刚检修为基准工况认为可以满足上述工况,应有 Ca=Cf=1,Cs=kp/k0,计算出 Cs的重要意义就是为机组以后再涉及的计算提供原始数据和评价汽轮发电机组凝汽器内管束布置的合理性,并确认真空系统正常即真空严密性正常或水环式真空泵抽气能力正常 (Ca=1)时,当日后出现清洁率下降情况时 Cf=kp/(k′0CsCa);当已知 Cf或已计算出近期的 Cf,应用原始的 Cs,可计算出 Ca=k/(k′C C)〔5〕。p0sf

3 案例分析

机组经过检修运行几个月后,取某一工况进行评估,采集数据如表 2。

表 2 机组检修运行后的某一工况数据

由表 2数据计算出实际运行工况,低压凝汽器∂t=5.75℃,高压凝汽器 ∂t=3.65℃。应用式 (8)计算出此工况下的理论端差,低压凝汽器 ∂t′=3.712℃,高压凝汽器 ∂t′=2.763℃。由上述比较可明显看出运行端差比理论端差 (0.5℃)大,则不允许。分析时,首先应排除影响端差的易判断因素;其次通过真空严密性试验,结果良好,且真空泵电流和过冷度与以往此工况相比无大变化,可以排除 Ca影响;最后通过计算凝汽器新的清洁系数Cf,发现高压凝汽器 Cf由 1降到 0.73,高压凝汽器 Cf由 1降到 0.85。初步分析在很高的环境温度下,开式循环的凝汽器几个月的运行后污染程度还是很大,另外此期间胶球系统投入率也不高,有一段时间乙流程因故停止运行。

4 结 论

4.1 以机组首次投产或刚检修后运行工况为理想工况,建立原始数据库,准确地利用理论端差公式,为以后对凝汽器运行状况作出正确评估,方便快捷,并为凝汽器端差在线诊断提供理论依据。

4.2 当理论端差过大时,应用文中提出的清洁率监测方法,从而做到思路清晰,考虑因素全面,缩短诊断时间,现场实际中起到事半功倍的效果。

〔1〕李勇,董玉亮,曹祖庆.考虑节水因素的凝汽器最佳真空的确定方法 〔J〕.动力工程,2001,21(4):1338-1341.

〔2〕李青,高山,等.火力发电厂节能技术及其应用 〔M〕.中国电力出版社,2007.

〔3〕杨善让.汽轮机凝汽设备及运行管理 〔M〕.北京:水利电力出版社,1993.

〔4〕周兰欣,付文锋,等.抽气器出力不足对凝汽器真空的影响〔J〕.汽轮机技术,2008,50(1):46-48.

〔5〕李勇,陈梅 .汽轮机运行性能诊断技术及其应用 〔M〕.科学出版社,1999.