汽轮机凝汽器端差运行诊断分析

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1、第30~／2olo年第1期湖南电力安全与综合汽轮机凝汽器端差运行诊断分析徐世明(大唐湘潭发电有限责任公司，湖南湘潭411100)摘要：结合现场实际的理论端差的物理意义及计算公式，引用成熟的凝汽器清洁率监测方法诊断引起端差增大的具体原因。关键词：凝汽器；汽轮机；理论端差；诊断中图分类号：TM621；TK227文献标识码：B文章编号：l0o8_0198(201O)0139_03凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的一个重要组成却水人口水温修正系数；／3为冷却水管材和壁厚部分，凝汽器真空是汽轮机运行中的重要参数，其修正系数。数值大小对汽轮机的运行经济性、安全性及调节性由式(1)，(2)得同一负荷

2、下基准工况为能都有很大的影响⋯。由现场实际可知影响凝汽mn了：面面=㈤j器的3个温度中，重要的是凝汽器端差的大小，所以在某种程度上，汽轮机凝汽器端差大小是凝汽器现场实际运行工况为是否正常运行的综合体现。例如，某机组计算结In崞————下一：=——————————_==(‘4q)J果：端差每增加1℃，热耗增加0．26％一0．6％。4186．8A：一1凝汽器理论端差的定义及应达值A：(5)1．1凝汽器理论端差t525D、理论端差的物理意义：假设实际运行工况的凝D汽器脏污程度和空气漏人量对传热的影响程度与基D=pa(6)准工况相同时，实际运行工况在实际的循环水量式中7．3为冷却管内流速

3、(m／s)；At为冷却水温D进水温度t下，理论上可达到的端差【2】。结升；a￡凝汽器端差(oC)；A为凝汽器传热面积合实际情况，即3号机检修后首次开机为基准工(ITI)；A为凝汽器水侧通流面积(ITI)；为冷况，此时凝汽器的清洁率是最好的，即认为理想情却管内流速(m／s)；At为变工况后冷却水温升况，应满足清洁率要求；另外，凝汽器真空抽气系(℃)；af为变工况后凝汽器端差(℃)；A为凝统改造后可消除2个汽室相互干扰导致抽气不均、汽器变工况后的传热面积(ITI)；A为凝汽器变工影响传热性能的状况，所以可认为此时的空气影响况后水侧通流面积(m)；D为凝汽器变工况后系数是理想值(参见表

4、1)。的排汽量(kg／s)。由能量平衡公式可知，循环冷却水通过凝汽器在同一负荷2种工况下Dc=，C=C(只与管束吸收的热量等于排汽传递给冷却水的热量：冷却管外径有关)，A=A，=(与管材、壁q=McAt=CpDAt(1)厚有关)，AA(通过运行凝汽器水位控制可以k=ko毫cBt8n=C√V考c8t8m2实现)，由式(3)一(6)联立得式中k为总体传热系数(当蒸汽负荷大于4Oa￡=(7)km．h时应考虑蒸汽负荷率的修正)；k。为基expfIn本传热系数；C为取决于冷却水管外径的计算系数；为冷却水管流速；为清洁系数；为冷并假定理想情况=，得出理论端差收稿日期：2009-10-26·3

5、9·安全与综合湖南电力第30卷／2010年第1期△t1．2应达值分析a=exp(InAt+×鲁一-(8)1．2．1应用此公式可避开一些麻烦的测量与繁琐的计算，现场应用性强。例如，循环水量在工程上3号机组检修后首次投运凝汽器高、低压的原一直都没有很好的测量方法。始数据见表1。1．2．2此公式应用的一个重要的条件是在负荷一表1原始数据基准表定的情况下进行比较，以消除负荷对端差的影响，即保证D=D。，其中凝结水流量是一个很重要的时间参考数据。负荷／37．438．24143．34849．01．2．3确定不为运行人员所感觉的变化以便收到万kWh主汽压17．8018．2219．420．032

6、1．6822．27较好的经济效果，例如由0．83变到0．73，Ot就会MP凝结水量升高0．66oc，不在极限真空范围内背压大概升高900．62895．2966．4992．851109．251152．25／t·h一10．2kPa左右，影响的经济性由公式Ab=olqb。=30．185／30．4／3O．2／30．74／30．825／30．79／t1／~C32．9633．332．6533．4533．8733．895AU32．96／33．3／32．65／33．45／33．87／33．895／圭去百b。得到，对某机组粗略计算每小时大概多t~2』』一厶IJ』35．7737．536．337．36

7、38．1738．24△∥℃L／H22．775／2．45／2．7l／3．O45／3．105／耗0．3t标煤。2．9／4．2．813．653．914．34．3451．2．4排除真空低时盲目查找原因的情况。例如，36．15／35．75／37．035／37．895／37．48／t磊．39．938．9539．9641．0941．175理论端差合格，南方水温因气候原因可达3O℃以．Zlt+at0．8224／0．7019／O。5824／0．5630／0．5633／0．6239／上，且温升不大，