河北国华沧东发电有限公司(061110) 王晨

【摘 要】 本文针对兴泰公司6台200MW火电机组（＃4～＃9），详细分析影响真空的因素，介绍了提高机组严密性的措施。
【关键词】 射水抽汽器 凝汽器 传热端差 真空 严密性

1 概述

凝汽器真空的好坏，直接影响着发电机组安全、经济的运行。当真空降低时，汽轮机总的焓降将减小，并且这个焓降的减小主要发生在最末几级，此时这些级的应力将减小，反动度增大，当真空急剧降低时，反动度的变化会引起较大的轴向推力变化。推力轴承可能发生危险。此外，真空严重恶化时，排汽温度升高，还会引起机组中心变化，从而引起机组振动。因此，运行中只能允许机组真空在一定范围内下降，否则必须减负荷，甚至执行紧急停机。所以说凝汽器真空的变化，对汽轮机运行的经济性有很大的影响。主要表现在真空变化能引起作功能力变化。在汽轮机进汽量不变情况下，降低凝汽器压力，可使汽轮机有效焓降增加，汽轮机功率增加。冷源损失减小，从而提高了汽轮机循环热效率。

2 N200—12.7--535/535型汽轮机的凝汽器设备及抽真空系统

2.1 简介
东方汽轮机厂生产的N200—12.7--535/535型汽轮机配置3台表面式凝汽器，2台射水抽气器。
2.2 凝汽器
设计参数
形 式：三壳体、双流程、表面式凝汽器
型 号：N--11220型
冷却面积：11220 m²
蒸汽侧压力：0.053 绝对大气压
蒸汽流量：422 t/h
冷却水量：25000 t/h
冷却水温：20 ℃
冷却水压：2.5kgf/cm²
冷却水管：Φ25×1/mm
管 材 ：HSn--70--1 （加砷）
冷却水管根数：17001根
2.3 射水抽气器：
200MW汽轮机抽真空系统普遍采用两台射水抽气器系统。
设计参数
型 号：CS--4.5--75--1型
工作水温：20℃
吸入室压力：4.4KPa
工作水压：0.176MPa
抽气量：75kg/h
工作水量：1000t/h

3 影响机组真空状况的因素分析

3.1 凝汽器的压力和温度
凝汽器压力P_n=P_zh P_k
由于 P_k所占的比例较小，凝汽器的压力P_n≈P_zh
凝汽器的压力P_n所对应的饱和温度t_n=t_w1 △t δt —（1）
其中t_w1—循环水进水温度
△t—循环水温升
δt—传热端差
t_w1取决于环境温度，水塔的冷却效果，水塔补水温度。
△t主要与热负荷及循环水量有一定的关系
δt取决于凝汽器铜管的脏污程度，抽气器或真空泵的工作效率，真空系统的严密性水平。
要想降低凝汽器压力，提高机组的真空，则必需从以下几个方面着手：
降低凝汽器的传热端差；
降低循环水进水温度；
增加循环水流量；
提高机组真空系统的严密性。
3.2 传热端差
3.2.1 传热端差计算公式

F=0.2388×Q_n/(K×△t_dp) =0.2388×W×△t /(K×△t_dp)

△t_dp=△t/ ln[(△t δt)/δt]

式中Q_n—凝汽器的传热量
K—凝汽器总体传热系数
W—冷却水量
△t_dp—对数平均温差
F—传热面积
当冷却水量W及传热系数一定时，δt正比于△t，即正比于当时的凝汽器负荷，当进入到凝汽器的排汽量较小时，在冷却面积上的热负荷减少，此时真空变高，同时漏入凝汽器的空气量增大，使空气在凝汽器中占混合气体的比例增大，凝汽器的传热条件变差，因此当凝汽器的热负荷减少到一定数值后（一般约为额定负荷的70％--80％），即使凝结蒸汽量再降低，传热端差δt也不再下降。
当冷却水温度较低时，机组真空一般较好，凝汽器内空气的分压力增加，传热条件变差，传热端差δt增加。
3.2.2 传热端差对机组真空的影响
凝汽器的脏污程度是影响端差的主要因素，铜管愈脏，则端差愈大。从式（1）可以看出，在循环水进水温度及温升△t不变的情况下，端差每升高1℃，则对应凝汽器压力下的饱和温度升高1℃，凝汽器压力也随之升高，机组真空降低，饱和温度对应的下的压力曲线如下图。

图1

从上图可以看出，随着饱和温度的升高，排汽压力随之升高，且饱和温度愈高，每升高1℃，压力变化也愈大。
 

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