200 MW汽轮机凝汽器端差升高的原因分析及处理对策

郑春华，原锦梅，吴涛

(新疆华电红雁池发电有限责任公司，新疆 乌鲁木齐 830047)

1 凝汽器设备概况

新疆华电红雁池发电有限责任公司#2汽轮机为北京重型电机厂生产的200 MW超高压、中间再热、单轴三缸、双排汽供热抽汽式汽轮机，机组型号为N(C)200/160－12.75/535/535。机组热力系统共设有8段抽汽，分别供给3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器。凝汽器为北京重型电机厂生产的单壳体对分流双流程表面式凝汽器，可单独进行半面清洗;管子为铜合金管，用淡水冷却，型号为N－11300。

2 凝汽器存在的问题

2010年5月20日，新疆华电红雁池发电有限责任公司#2机组在负荷200.48 MW时，循环水进水温度为28.6℃，循环水出水温度为37.07℃，排气温度为49.31℃时，真空度下降速度仅为76 Pa/min，凝汽器端差为12.24℃，凝汽器排汽压力为11.9 kPa，与机组额定工况设计背压(5.3 kPa)相差6.6 kPa，严重影响了机组的经济性。对存在问题的同期设备的运行参数进行了对比，见表1。

由表1可以看出:#2机组在真空系统严密性合格的基础上，凝汽器端差由2006年的2.68℃上升到2010年的8.90℃，说明凝汽器中的蒸汽与循环水热交换系数随着使用年限增加而增大并呈上升趋势。

3 凝汽器端差升高的原因分析

3.1 高浓缩倍率运行

根据补水水质情况，2008年循环水药剂厂家进行了动、静态循环水性能试验，确定循环水浓缩倍率的控制标准为≤5.0(见表2)。2009年7—10月，由于原水水源缺水，塔池水位低无法排水，使得机组在高于5.0的浓缩倍率下运行(见表3)，导致碳酸钙在铜管内析出结垢。2010年9月，在#2机组停机进行汽封改造时，对凝汽器铜管进行抽管检查，铜管内结垢厚度为0.50 mm。据有关资料介绍，冷却水管内壁污垢层厚度达0.15 mm时，会使总的传热系数下降29%，当污垢层厚度达0.30 mm时，总的传热系数会下降45%。

3.2 塔池水浊度增大

2009年夏季，由于原水水源缺水，塔池超浓缩倍率后未及时排污，造成塔池内循环水质变差，浊度增加，塔池内的泥含量增多，使凝汽器在运行中流速低或胶球清洗时有胶球堵塞在管道中，污泥沉积在铜管的内壁，在水流不通畅的情况下形成泥垢，换热效果差，端差上升。

表1 2005—2010年机组运行数据(5月)

表2 2008年7—10月 #2塔池浓缩倍率

表3 2009年7—10月 #2塔池浓缩倍率

3.3 凝汽器管板被堵塞，造成循环水流不畅

2010年4月，#2机组进行C级检修，循环水管道和塔池内的水全部放空，由于2009年机组超浓缩倍率运行，在循环水进水管道和凝汽器的内壁上均结有厚度不均匀的污垢。管道水放空后，所结的垢失去水分，与管壁的附着力减弱，开机后，由于循环水的冲击，垢皮纷纷脱落，脱落的垢皮有的堵塞在凝汽器管板的进口处，有的则堵塞在凝汽器铜管内，造成凝汽器冷却面积减小，水流速度减慢，换热效果变差，端差上升到10.00℃。

4 处理对策

解决凝汽器端差高的根本问题在于清除凝汽器内的污垢。2010年9月，利用#2机组停机的机会，新疆华电红雁池发电有限责任公司对#2凝汽器进行了酸洗镀膜。酸洗的目的是将铜管内壁的水垢清除，使内壁表面清洁无污垢，为镀膜创造条件，提高运行中的冷却效率，防止铜管内壁在水垢下继续腐蚀。硫酸亚铁镀膜的目的是使铜管内壁表面形成一层铁氧化膜，对凝汽器铜管表面进行保护，防止铜管腐蚀。

2010年9月21日，新疆华电红雁池发电有限责任公司开始对凝汽器进行水冲洗并对临时系统进行严密性试验。启动清洗泵向凝汽器灌水建立循环进行水冲洗，冲洗至出水水质澄清无杂质;然后在凝汽器汽侧灌凝结水至颈部，用3% ～5%的盐酸对系统进行酸洗，酸洗后清除淤泥并再次查漏;最后进行了硫酸盐铁的镀膜工作。通过酸洗彻底清除了凝汽器铜管内的碳酸盐垢，镀膜后在凝汽器的铜管表面形成了一层均匀、致密并具有一定厚度的保护膜，有效地保护了铜管。

5 经济效益评估

2010年5—6月，在后半夜低负荷时通过机组单侧解列凝汽器，对凝汽器管板和管道进行疏通，端差降低1.20℃，效果不明显。2010年9月，新疆华电红雁池发电有限责任公司利用#2机组汽封改造的机会，对#2机组凝汽器进行了酸洗镀膜。酸洗镀膜后，#2机组的凝汽器端差由原来的12.24℃下降到酸洗后的2.57℃，具体参数对比见表4。

根据200MW机组性能试验结果可知，凝汽器端差每降低1℃，全年平均降低煤耗1.45 g/(kW·h)，可降低供电煤耗14.02g/(kW·h)，按照年发电量10亿kW·h计算，年节约标煤1.42万t。

表4 #2机组凝汽器酸洗镀膜前、后参数对比

6 结束语

经过上述改造，解决了凝汽器端差偏高的问题，酸洗后凝汽器端差下降到2.57℃左右，远低于制造厂的规定值(6.00～8.00℃)，大大改善了凝汽器工作条件，提高了汽轮机组的经济性，降低了发电成本。

［1］李青，公维平.火力发电厂生产指标管理技术［M］.北京:中国电力出版社，2008.

［2］中国华电集团安全生产部.发电厂对标管理［M］.北京:中国水利水电出版社，2006.

［3］沈宏，杨永中.日开夜停机组凝汽器清洗的新思路［J］.华电技术，2009，31(10):70 －72.