300mw机组真空系统优化运行措施

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1、300MW机组真空系统优化运行措施　　**发电厂二期2×300MW机组（＃3、4机组），汽轮机为东方汽轮机厂生产的300MW亚临界汽轮机，汽轮机型号为C300/237-16.7/0.39/537/537。该机组热力循环为一次中间再热、二缸二排汽、采暖抽汽凝汽式，带八级回热抽汽。凝汽器型号为N-17600-1型。　　此两台机组自投产以来，一直存在真空系统严密性差，真空偏低问题。真空系统严密性试验时真空下降速率较大分别为0.651kPa/min、1.02kPa/min，大大低于国家规定的真空下降速率不大于0.4kPa/min的标准。且凝汽器端差普遍在10℃左右，＃3机在2004年10月份月平均值曾

2、达到16℃。根据经验数据，300MW机组汽轮机排汽压力比正常值上升1％，则机组热耗率的相对变化率将增大1％以上。由此可见，提高机组真空是提高机组效率的重要因素。　　1.影响汽轮机凝汽器真空的因素分析　　我们先分析一下一般影响凝汽器真空的因素：　　凝汽器主凝结区饱和蒸汽的温度为：ts=tw1+△t+δt。（1-1）　　式中ts――与凝汽器压力对应的饱和蒸汽温度，℃　　tw1――循环水进口温度，℃300MW机组真空系统优化运行措施　　**发电厂二期2×300MW机组（＃3、4机组），汽轮机为东方汽轮机厂生产的300MW亚临界汽轮机，汽轮机型号为C300/237-16.7/0.39/537/537。

3、该机组热力循环为一次中间再热、二缸二排汽、采暖抽汽凝汽式，带八级回热抽汽。凝汽器型号为N-17600-1型。　　此两台机组自投产以来，一直存在真空系统严密性差，真空偏低问题。真空系统严密性试验时真空下降速率较大分别为0.651kPa/min、1.02kPa/min，大大低于国家规定的真空下降速率不大于0.4kPa/min的标准。且凝汽器端差普遍在10℃左右，＃3机在2004年10月份月平均值曾达到16℃。根据经验数据，300MW机组汽轮机排汽压力比正常值上升1％，则机组热耗率的相对变化率将增大1％以上。由此可见，提高机组真空是提高机组效率的重要因素。　　1.影响汽轮机凝汽器真空的因素分析　　我

4、们先分析一下一般影响凝汽器真空的因素：　　凝汽器主凝结区饱和蒸汽的温度为：ts=tw1+△t+δt。（1-1）　　式中ts――与凝汽器压力对应的饱和蒸汽温度，℃　　tw1――循环水进口温度，℃　　△t――循环水温升，℃　　δt――凝汽器端差，℃　　由ts可以得出所对应的饱和压力，即为凝汽器的压力。从公式（1-1）可以看出影响凝汽器饱和温度的因素主要有循环水入口温度tw1、循环水温升△t和凝汽器端差δt。下面针对以上三个因素进行分析：　　1.1循环水入口温度。在凝汽器热负荷、循环水流量一定的情况下，循环水入口温度的影响因素主要就是循环水塔的效率和气候的变化。气候变化属于不可控因素，在此不予考虑。

5、循环水塔效率主要受设计、建筑施工、和日常运行维护等因素有关。日常运行维护主要包括合理配水、保证合适的淋水密度、保证循环水质等方面。　　1.2循环水温升△t。由凝汽器的热平衡方程式　　Φ＝1000qmc(hc-hc’)=1000qmw(hw2-hw1’)＝4187qmw△t得出　　△t＝（hc-hc’）/4.187m（1-2）　　式中Φ――凝汽器的换热量,kJ/h　　qmc、qmw――进入凝汽器的蒸汽量和冷却水量，t/h　　hc、hc’――凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，kJ/kg　　hw2-hw1’――流出和流入凝汽器冷却水的比焓，kJ/kg　　m为凝汽器的冷却倍率，也就是qmw/qmc，代表

6、了冷却水量与被冷却蒸汽量的比值。（hc-hc’）为1kg排汽凝结时放出的汽化潜热。　　由公式（1-2）可见，循环水温升主要和冷却倍率m有关系。当排汽量一定的情况下，主要取决于冷却水量。　　1.3凝汽器端差δt。　　δt＝△t/｛ACK/e4.187.qmw-1｝（1-3）　　式中△t――凝汽器循环水温升，℃　　AC――凝汽器冷却面积，m2　　K――凝汽器换热系数，kJ/(m2.h.℃)　　qmw――凝汽器循环水量，t/h　　从公式（1-3）可以看出在换热面积AC和冷却水流量qmw一定的情况下，影响凝汽器端差δt的主要因素就是换热系数K了。而影响换热系数K的主要因素有真空系统漏入空气量的多少、凝

7、汽器换热面的清洁程度、冷却水流量、流速、蒸汽负荷、管束的布置方式等。可见，在凝汽器的端差的运行调整方面，我们可以做的主要是提高真空系统的严密性和保证凝汽器管束的清洁度两个方面的工作。　　2．提高凝汽器真空的措施：　　2.1加强循环水冷却塔的运行维护。　　2.1.1根据运行工况和气候的变化及时进行配水方式的调整。在机组进入冬季供暖期时，由于机组排汽量减少和气温的降低，及时关闭水塔中央配水，使上塔热水