600 MW超临界机组凝汽器运行方式优化

余盛杰，叶文华

（广东珠海金湾发电有限公司，珠海 519070）

1 偏离双背压设计要求

金湾发电有限公司3、4号机组，是由上海汽轮机有限公司采用美国西屋公司技术，设计制造的N600-24.2／566／566引进型600 MW超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。双背压凝汽器由汽轮机制造厂家配套提供，单壳体、双流程、表面式、横向布置，型号为N-34000。

由于海水先流经低压凝汽器，待一定温升后再流经高压凝汽器，所以循环水温不同，凝汽器压力也不同。在循环水入口侧的凝汽器，由于海水温度较低，冷却效果好，所以凝汽器的压力比较低；相反，在循环水出水侧的凝汽器，由于海水温度升高，冷却效果下降，所以凝汽器的压力较高。

在额定负荷工况时，24℃海水温度下的高压凝汽器背压约为6.575 k Pa；低压凝汽器背压约为5.250 k Pa，压差约为1.325 k Pa（电厂在南方地区）。然而，这两台机组投产以来，高低压侧凝汽器并没有分开运行，而是将两侧凝汽器抽空气联络阀打开，单台真空泵维持真空，处于单背压运行方式。虽然节省了1台真空泵所消耗的厂用电，却破坏了原先设计的双背压运行方式。高、低压凝汽器之间的压力为－93 kPa，低压缸A、B的排汽温度为42℃。即，两台机组的凝汽器偏离了双背压设计功能。低压凝汽器抽真空存在一定受阻现象，而且有传热恶化现象，降低了机组的经济性。

2 双背压凝汽器运行分析

20世纪60年代初，美国开始在大容量发电机组中采用多压凝汽器，日本则在60年代中期从美国引进这一技术，并不断创新。1978年，前苏联在K-800-240-3型机组上采用双背压运行方式。截止2002年，国外已有20%～30%的大型机组采用双背压凝汽器运行。

我国600 MW机组也采用双背压凝汽器运行，给电厂带来了可观的经济效益。以600～1 000 MW机组为例，可提高电厂经济性0.2%～0.3%。在相同凝汽器热负荷、冷却水温、冷却面积和冷却水流量均不变时，采用双背压凝汽器运行的经济性，主要表现在以下两个方面。

1）单背压和双背压凝汽器平均排汽温度的差异，引起凝汽器背压的降低。单压和双压凝汽器的平均排汽温度之差［1］为：

式中：Δts为单背压和双背压凝汽器平均排汽温度之差；Δt为单背压凝汽器的温升；δt为单背压凝汽器的端差；δt1为双背压凝汽器后低压凝汽器的端差；δt2为双背压凝汽器后高压凝汽器的端差。

由式（1）可见，当Δts大于0时，采用双背压凝汽器才经济，而且冷却水温越高，获益越大。

2）低压侧凝结水在高压侧吸收热量，提高了混合后的凝结水温，相应使得最后一级加热器的抽汽量减少，汽轮机排汽增大，做功能力提高。

据文献［1］介绍：对单背压凝汽器和双背压凝汽器的传热工况进行了研究，认为在循环冷却水温较高的工况下，多压凝汽器的热经济性较好；当循环冷却水温低于一定程度时，多压凝汽器的热经济性比单压凝汽器还要差。多压凝汽器对于南方气温比较高（特别是夏天）的地区（冷却水温度高）经济效益比较好。其中的推导计算式为：

式中：Δts为双背压凝汽器的平均蒸汽凝结温度低于单背压凝汽器蒸汽凝结温度的度数；Δt为循环水的温升；δt为凝汽器端差；R为自定义的量，它和循环水温升、凝汽器端差有关。

为了进一步简化式（2），令

由式（2）可以看出，简化后的自定义量R和循环水温升、凝汽器端差两个量有关。端差δt变大，R值跟随变小，Y值增大较快；Δt增大时，R增大，Y值减小较快。在最理想的状态下δt＝0，此时R＝1，所以R值永远小于1。

由式（3）可以看出，当循环水入口温度较低时，δt增大，R减小，Y增大，式（3）中的δt和（0.5Δt）Y虽然都增大，但δt－（0.5Δt）Y将减小，使得Δts变小。当循环水温度下降到一定程度时，Δts为负值，此时双背压凝汽器的经济性比单背压凝汽器的还要差。相反，在南方的电厂，由于循环水入口温度较高，双背压凝汽器的经济性就能较充分的体现出来。

基于以上分析，在每年的3～12月份，3、4号汽轮机关闭凝汽器抽空气联络阀，凝汽器采用双背压运行方式，提高机组的经济性；在1～2月份，由于天气寒冷，海水温度较低，则开启凝汽器抽空气联络阀，凝汽采用单背压运行方式，用以降低低压缸差胀，同样提高机组的经济性。

3 优化凝汽器运行方式

3.1 凝汽器双背压运行方案分析

依据3、4号汽轮机组凝汽器的设计参数：循环水温升Δt＝8.7℃、高压凝汽器端差δt2为5.4℃，低压凝汽器端差δt1为5.16℃。利用式（1）算得Δts＝0.53℃。即，在设计参数下，双背压运行时的蒸汽冷凝温度比单背压运行时低0.53℃。双背压的终参数要比单背压运行时低。假设端差δt＝5.2℃不变，循环水温升Δt变化，计算结果如表1所示。

表1 循环水温升Δt与Δt s的变化关系 ℃

由表1可见，凝汽器钛管越脏，循环水温升Δt越大，则Δts值越大，双背压运行的经济性越好。

将4号机组2011年8月26日10：00的凝汽器运行参数，代入上述公式进行验证。当时，机组负荷为600 MW、循环水入口水温为28℃、循环水出口温度为37℃、循环水温升Δt＝9℃、凝汽器端差δt＝5.3℃、低压缸排气温度为42℃。依据式（1）计算，得Δts＝0.545℃。就是说，双背压运行时会比单背压运行时蒸汽的平均凝结温度低0.545℃，而当循环水入口水温低于17℃、循环水出口温度为26℃、凝汽器端差为5℃时，双背压运行的凝汽器经济性比单背压要低。

3.2 采用双背压运行的实施效果

基于上述理论计算与分析，在机组带额定负荷下，通过启动C真空泵，然后关闭凝汽器抽空气联络阀，对4号机组凝汽器进行双背压运行工况试验。3、4号机组凝汽器抽真空系统管路连接图，如图1所示。

图1 抽真空系统管路连接图

由图1可见，只要A、B凝汽器各启动1台真空泵，关闭凝汽器抽空气联络阀，即可实现凝汽器双背压运行。双背压运行数据如表2所示。

表2 双背压运行试验数据

由表2可以看出，在机组负荷（612 MW）保持不变的状况下，凝汽器切至双背压运行方式，低压凝汽器的真空上升了1.35 k Pa；凝汽器真空比单背压运行时总体提高0.7 kPa，排汽温度总体下降了1.25℃，表明低压凝汽器的传热状况得到一定的改善。高压、低压凝汽器的压差约为1.08 k Pa，恢复了正常的压差，机组的经济性有了显著的提高。例如：2012年3月15日09：31：12，机组负荷为604 MW，凝汽器A真空为－96 k Pa，凝汽器B真空为－97 k Pa，单背压凝汽真空为185 k Pa，双背压凝汽真空为158 kPa。由单背压切至双背压凝汽真空变化曲线如图2所示。

图2 单背压切至双背压真空变化曲线

4 结论

1）金湾发电有限公司3、4号机组，在每年1～2月份海水温度低于17℃时，执行凝汽器单背压运行方案，避免低压缸排汽温度过低，既保证了机组经济性，又有利于降低低压缸差胀，确保机组安全运行。

2）在每年3～12月份海水温度较高时，执行凝汽器的双背压运行方式，机组有显著的节能效果。根据《火力发电厂节能和指标管理技术》统计分析，600 MW超临界机组凝汽器真空每提高1 kPa，汽机热耗下降1.05%（或排汽温度变化1℃影响煤耗变化1.1 g／k Wh）。凝汽器转为双背压方式运行真空提高0.7 k Pa，可推算出机组供电煤耗降低1.3 g／k Wh。以2台600 MW超临界机组年供电量70亿k Wh计算，1年可节省标煤9 800 t，按850元／t计算，可节省成本830万元（已剔除增加1台真空泵运行的厂用电成本），经济效益十分可观，同时还可减少二氧化硫等污染物排放的社会效益。

［1］ 胡洪华，居文平，黄廷辉.大型电站双背压凝汽器优化运行的研究和实践［J］.热力发电，2003，（3）：8-11.