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600mw机组凝汽器改造方案的对比分析 1 双背压凝汽器 大唐国际潮州发电公司一期拥有两台600吨大型混汽轮车发电装置。主机为哈汽生产的cln6-24。2.566-566吨，三辆车，排放。配套哈汽生产的双背压凝汽器, 抽真空系统配套三台佛山水泵厂生产的真空泵, 真空泵型号:2BW4353-0EK4, 设计抽干空气量79Kg/h, 极限真空2KPa, 冷却器冷却水温24℃, 冷却面积39.5m2, 冷却水量79.8t/h。真空泵入口管Φ273×6.5, 抽空气母管Φ426×9, 凝结器设计背压差1.26KPa。 双背压凝结器具有以下优点:1) 由于双背压凝汽器在相同的循环水温度流量下, 可获得比单压凝结器更低的平均折合压力, 尤其在水温高的地区, 在循环水温升较高和循环倍率较低的情况下, 采用双背压凝汽器有较大收益。2) 双背压凝汽器将低压侧温度较低的凝结水引入高压侧回热, 凝结水过冷度要小, 降低了高压凝结器冷源损失, 提高了凝结水水温, 减少了低加抽汽量, 提高了汽轮机热效率。 2 低压凝结器抽气汽量抽不净产生的不稳定因素 潮州电厂抽真空管路布置见图1, 抽空气管路分两路从高压凝结器内外圈抽空气区引出, 经节流后进入低压凝结器, 分别于低压凝结器内外圈抽空气管汇合, 从低压凝结器进水侧引出, 各经一隔离门后汇总到抽Φ426×9空气母管, 再分三路与真空泵入口相连。设计上为了限制高压凝汽器内空气抽出量, 防止高压凝汽器抽气量过大排挤低压凝汽器抽气。由于节流孔板孔径偏大, 起不到明显限流效果, 在负荷低时背压差很小, 这点可从表2上直接反映出来。 通过对潮州电厂抽空气管路现状进行分析后认为, 由于高低压凝结器的抽空气管汇接串联在一起, 在汇接点处压力是相同的。如果没有对高压凝结器采取有效限流措施, 就会出现高低压凝汽器抽气 (汽) 量分配不均的问题。高压凝汽器的气 (汽) 混合量较多, 所占比例较大, 会压制低压凝汽器气 (汽) 量的抽出, 导致低压凝结器抽气 (汽) 量抽不净, 造成低压凝汽器内传热恶化, 运行端差上升。由于高压凝汽器抽气 (汽) 的排挤, 造成低压凝结器真空降低。换句话说, 也就是当低压凝汽器排汽压力升高至与高压凝汽器压力接近后才会建立高低压凝汽器抽气 (汽) 量新的平衡。 潮州电厂曾做试验增加一台真空泵运行, 目的是增加对凝汽器内积聚气 (汽) 的抽吸流量, 运行约25分钟后发现高低压凝汽器真空基本没有提高。试验表明靠增开真空泵来增加抽吸量的方法无助于凝汽器真空的改善。 潮州电厂的兄弟单位浙江大唐乌沙山发电厂也曾对抽真空系统进行了改造, 采取的方式是对高压凝汽器抽空气管进行节流, 将节流孔板通径缩小到DN80mm左右。也取得较明显效果, 夏季负荷高接近满负荷时高低压凝结器背压差能达1KPa。这样的改造方式值得借鉴。 潮州电厂凝结器高低压凝结器设计冷却水温下满负荷时背压差1.26KPa, 平均背压5.88KPa。可实际运行中未达到设计值。从下面运行实际参数记录表中可以看出, 机组负荷高时背压差增大, 如#1机, 负荷由354MW上升到597MW, 背压差由0.08KPa上升到0.32KPa, 背压差随负荷上升, 到接近满负荷背压差比设计值低0.94KPa。高、低压凝结器端差跟着上升, 说明低压凝结器传热效果变差, 端差增大主要是真空降低, 排汽温度升高结果。但低压凝结器端差上升快, 说明低压凝结器抽气可能受排挤, 空气未抽净。#2机负荷由353MW上升到602MW, 背压差由0.1KPa上升到0.5KPa, 背压差比设计值低0.76KPa, 同样低压凝结器端差上升快。从#1、#2机运行参数来看, 潮州电厂凝结器背压差小于设计值, 有提高空间, 可通过改造来接近设计值, 达到节能降耗目的。 3 真空系统的构建方案 潮州电厂凝结器抽真空系统抽气管路改造借鉴乌沙山电厂成功改造的方式, 提出以下改造方案。 3.1 压凝结器内外圈抽空气管道 改造方案见图2, 高低压凝结器仍采用串联抽空气方式。只是在高低压凝结器之间内外圈抽空气管道各加一DN100mm真空闸阀。运行时通过调整阀门开度来限制高压凝结器的抽气 (汽) 量, 防止对低压凝结器抽气 (汽) 排挤, 以到达提高低压凝结器的真空目的。 3.2 改造方案1:调整联络门开度 改造方案见图3, 高低压凝结器采用并联抽空气方式。在高低压凝结器之间内外圈抽空气管道各加一DN100真空闸阀, 将高低压凝结器抽空气管隔离, 高压凝结器内外圈抽空气管单独引出凝结器后接入新装Φ273×6.5抽空气母管。高压凝结器抽空气母管一路与A真空泵相连, 另一路通过新装闸阀及气动门后并联接入B真空泵。高低压凝结器之间内外圈抽气管上新装的两DN100阀门作为联络门。运行时关闭两DN100阀门,