宁海电厂百万机组凝汽器双背压抽气系统改造分析
背压式汽轮机最佳运行及系统改造后的热效率分析
工业技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald99由于供热背压式机组的发电量决定于热负荷大小，宜用于热负荷相对稳定的场合，否则应采用调节抽汽式汽轮机。
背压式汽轮机的排汽压力高,蒸汽的焓降较小,与排汽压力很低的凝汽式汽轮机相比，发出同样的功率，所需蒸汽量为大，因而背压式汽轮机每单位功率所需的蒸汽量大于凝汽式汽轮机。
但是，背压式汽轮机排汽所含的热量绝大部分被热用户所利用，不存在冷源损失，所以从燃料的热利用系数来看，背压式汽轮机装置的热效率较凝汽式汽轮机为高。
由于背压式汽轮机可通过较大的蒸汽流量，前几级可采用尺寸较大的叶片，所以内效率较凝汽式汽轮机的高压部分为高。
1 背压式汽轮机原理分析背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户使用的汽轮机。
其排汽压力（背压）高于大气压力。
背压式汽轮机排汽压力高，通流部分的级数少，结构简单，同时不需要庞大的凝汽器和冷却水系统，机组轻小，造价低。
当他的排汽用于供热时，热能可得到充分利用，但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接相关，因此不可能同时满足热负荷或动力负荷变动的需要，这是背压式汽轮机用于供热时的局限性。
发电用的背压式汽轮机通常都与凝汽式汽轮机或抽汽式汽轮机并列运行或并入电网，用其他汽轮机调整和平衡电负荷。
对于驱动泵和通风机等机械的背压式汽轮机，则用其他汽源调整和平衡热负荷。
发电用的背压式汽轮机装有调压器，根据背压变化控制进汽量，使进汽量适应生产流程中热负荷的需要，并使排汽压力控制在规定的范围内（见表1），对于蒸汽参数低的电站汽轮机，有时可在老机组之前迭置一台高参数背压式汽轮机(即前置式汽轮机)，以提高电站热效率，增大功率，但这时需要换用新锅炉和水泵等设备。
由表1可知，这种机组的主要特点是设计工况下的经济性好，节能效果明显。
另外，它的结构简单，投资省，运行可靠。
主要缺点是发电量取决于供热量，不能独立调节来同时满足热用户和电用户的需要。
宁海电厂百万机组凝汽器双背压抽气系统改造分析
宁海电厂百万机组凝汽器双背压抽气系统改造分析摘要：由于高、低背压凝汽器抽空气管路采用串联布置方式，导致高背压凝汽器抽气排挤低压凝汽器抽气，致使低压凝汽器抽气不能达到设计要求，造成真空值和高、低背压凝汽器背压差值偏低，降低了系统经济性。
采取了相应措施，对双背压凝汽器抽气系统进行了改造，经济效益明显。
关键词：双背压凝汽器；抽气系统；端差；真空；改造方案中图分类号：tm62文献标识码：a 文章编号：abstract: because of the high and low back pressure condenser time tracheal road series arrangement, leading to high back pressure condenser lashing out low pressure condenser suction causes low pressure condenser that suction can’t meet the design requirements, creates a vacuum value and the high and low back pressure of condenser low pressure differential and reduce the system efficiency. taken measures, to double back pressure condenser suction system was reformed, and the economic benefit is obvious.key words: double back pressure condenser; suction system; poor; vacuum; reform plan0 概述宁海电厂二期工程扩建2×1000mw超超临界燃煤机组汽轮机为上海汽轮机有限公司和西门子联合设计制造的n1000-26.25/600/600（tc4f）型，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。
某热电厂660MW双背压机组凝汽器抽真空改造效果探讨
某热电厂660MW双背压机组凝汽器抽真空改造效果探讨作者：刘奇彬来源：《科技创新与应用》2017年第10期摘要：某热电厂采用的660MW双背压机组凝汽器存在真空系统不严密的情况，为了改善这一现象，提高机组的运行效率，本公司以相关试验为基础，对双背压机冷凝器进行了抽真空系统改造，改造效果较好。
文章以此进行探讨，希望为同类问题提供一些帮助。
关键词：660MW双背压机组；凝汽器；抽真空系统；系统改造在发电厂的实际运行过程中，蒸汽器的运行会对汽轮机产生重要的影响，如果蒸汽机运行状况良好，将会大幅提高汽轮机的性能，从而为发电厂创造一定的经济利润。
在凝汽器的相关参数指标中，真空数据指标是最具重要性的一项检测指标，能够对凝汽器的运行起到密切的监视作用。
本文中所研究的是某热电厂660MW汽轮机机组。
通过对该汽轮机的运行情况进行分析，发现可以通过对凝汽器的抽真空系统进行改造，提升机组的运行效率。
1 某热电厂汽轮机组综述1.1 蒸汽器某电厂所选用的汽轮机规格及型号为2x660MW，N660-24.2/566/566型。
该汽轮机生产厂家为广州汽轮机有限公司，气缸类型为超临界、单轴三缸四排汽、蒸汽式。
在选择凝汽器时，选用N-40000-1型蒸汽器。
该种蒸汽器双背压、单流程、且双壳体、表面式、能够横向配置。
蒸汽器的壳体底部直接与热井相连，在上方布置低压型加热器，减温减压器和抽气管等。
抽空气管布置在中心位置，便于抽吸不凝结的气体[1]。
1.2 真空泵选用真空泵作为本次改造试验的抽真空设备，一共有三台，其型号2BW4353-OEK4型，圆水环真空泵，容量为50%[2]。
系统为闭式循环，进水口选用凝结水，采用供水密封式对真空泵轴封。
启动真空泵工作时，具体流程为先启动电机，打开冷却水阀和系统进汽阀，系统进入运行状态后，气体会通过进气管到达真空泵中，进行压缩后会通过排气管排放到分离器中。
在运行中，工作液由调节器进入到分离器中，随后经过换热器再送入真空泵中，构成一个封闭的循环系统。
浅谈纯凝式机组改造成背压机后凝汽器的运行方式
浅谈纯凝式机组改造成背压机后凝汽器的运行方式前言我国化石能源中，煤炭资源储量丰富、油气资源相对短缺，与此对应，发电行业形成了以燃煤发电机组为主、其它能源发电机组为辅的局面。
2007年1月，国务院下发《关于加快关停小火电机组的若干意见》，要求各地加快关停小火电机组，推进电力工业结构调整。
经过10多年治理，目前我国仍有为数不少的小型燃煤火电机组。
对于建成时间较晚、技术较新的小机组，一刀切将其拆除无疑是对社会资源的浪费，如何兼顾电厂就业、环保要求和合理利用现有资源，成为摆在电力行业面前的一道难题。
2016年，国家多部委联合下发了《关于印发<热电联产管理办法>的通知》（发改能源〔2016〕617号），鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组，为小机组改造指明了方向。
关键词：背压机、凝汽式汽轮机改造、凝汽器1、工程概况蒙东地区某热电厂原有四台小机组，承担市区499万m2居民采暖供热，该热网为孤网运行的低温网，该厂是唯一供热热源单位，该厂后新建二台135MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，中压缸排汽作为采暖抽汽汽源，分别于2006年12月和2007年8月建成投产。
热电厂原有四台小机组到期关停之后，两台135MW抽凝机组的供热能力不足，经研究分析，需将其中一台135MW抽凝机组改成背压机组，提高机组供热能力。
抽凝机组改成背压机组过程中，诸多热力系统需要调整，其中，凝汽器是否继续运行是一个比较重要的问题，本文重点分析该问题。
2、凝汽器的作用凝汽器是凝汽式机组的重要设备之一，不可或缺，其主要作用有：（1）提供真空环境，提高蒸汽在汽轮机中的做功能力。
（2）回收系统各处排出的水和蒸汽，并将汽轮机排出的蒸汽变成水，无法利用的热量排到循环冷却水系统中。
（3）凝汽器热井储存大量水源，调节整个热力系统的水量平衡。
3、低压转子冷却方案与凝汽器运行方式改造成背压机后，汽轮机尾部排汽不再进入低压缸做功，而是全部进入供热首站换热器换热。
宁电#机组凝汽器改造可研报告DOC
8
A侧冷凝器循环水出水压力
kPa
70.034
66.847
9
B侧冷凝器循环水进水压力
kPa
150.848
142.291
10
B侧冷凝器循环水出水压力
kPa
78.611
76.583
11
计算结果
12
背压对应的饱和温度
℃
43.517
45.511
13
A侧凝汽器端差
℃
6.529
5.120
14
B侧凝汽器端差
22
中压缸效率
%
90.629
90.364
90.374
90.332
23
低压缸效率
%
84.450
86.024
85.677
85.183
24
一类修正后功率
MW
557.800
588.060
612.890
617.890
25
二类修正后功率
MW
578.366
638.954
639.554
638.050
26
厂用电率
%
4.438
方案B
TRL背压9.0kPa
进气参数(MPa/℃/℃)
16.67/538/538
16.67/538/538
16.67/538/538
TRL发电功率（MW）
600
630
630
VWO发电功率（MW）
673.37
670.247
670.638
VWO锅炉蒸发量（t/h）
2028
2028
2028
额定背压（kPa）
1972.000
关于100MW机组高背压改造的应用效益分析
关于100MW机组高背压改造的应用效益分析摘要：针对100MW机组高背压改造现状，进行综合有效的分析，并详细介绍研究100MW机组高背压改造的应用效益的重要性，提出100MW机组高背压改造的应用效益。
改造人员在实际工作当中，要明确改造范围，有效减少热量的损耗，满足人们的供热需求。
关键词：100MW机组；高背压改造；应用效益我国是一个人口大国，能源的利用问题显得越来越重要。
为了保证能源得到更加高效的利用，火力发电设备不断改进。
现阶段，我国的100MW机组主要以供热的方式存在，伴随600MW机组与1000MW机组的应用范围不断扩大，100MW机组高背压改造势在必行。
通过对100MW机组进行高背压改造，能够有效提升供热效果，真正减少能源的损耗。
鉴于此，本文主要分析100MW机组高背压改造要点。
1分析100MW机组高背压改造的应用效益的重要性根据大量的研究数据能够得知，如果仍然采用传统的供热设备，大约3年后，现有的供热设备已经无法满足居民的基本采暖需求，因此，为了更好的满足居民的基本采暖需求，对100MW机组进行合理的高背压改造至关重要。
通过分析100MW机组高背压改造的应用效益，能够有效提升能源的利用率，减少热量的损耗，推动国民经济的稳定发展[1]。
除此之外，通过分析100MW机组高背压改造应用效益，能够保证供热更加及时。
如果100MW机组高背压供热改造不合理，会影响供热设备的正常运行。
通过对100MW机组进行高背压改造，能够保证原有机组的前后轴承结构更加稳定，提升低压缸的整体运行效率。
2 100MW机组高背压改造的应用效益2.1 机组改造的可行性分析根据现有运行热电联产机组的供热方式来分析，50MW以下的机组都可以采用可调抽汽或者背压机组进行供热，而100MW以上的机组则可以采用抽凝式供热方式，与可调抽汽或者背压机组相比，抽凝式供热方式的经济性较差。
由于高背压循环水供热改造难度比较大，改造人员在实际工作当中，要结合冬季采暖供热情况，准确计算发电煤耗率，并结合抽凝供热机组的运行情况，进行供热对比分析，减少能源的损耗[2]。
浅析100MW机组高背压改造应用效益
浅析100MW机组高背压改造应用效益发表时间：2018-04-17T11:26:27.003Z 来源：《电力设备》2017年第33期作者：曹国庆[导读] 摘要：汽轮机冷源损失全部得到利用，将大大提高企业综合能源利用效率和经济效益。
（吉林电力股份有限公司吉林长春 130022）摘要：汽轮机冷源损失全部得到利用，将大大提高企业综合能源利用效率和经济效益。
针对机组高背压改造，从设计关键要点、安全措施及经济效益多方面进行研究，提出技术改造方案，现场应用后取得较好效果。
关键词：高背压供热双转子技术改造节能减排目前火电600MW、1000MW的机组在不断革新，300MW以下的机组在逐步淘汰，在东北地区，诸多200MW、100MW的机组以供热的形势存在，在国家节能减排政策的鼓励和推动下，100MW供热机组技改高背压机组成必然的趋势，改造后供热能力提升，节能降耗效果突出。
1项目背景及概述公司7号汽轮机是哈尔滨汽轮机厂制造的N100-8.83/535型、高温、高压、双缸、双排汽、单轴冲动凝汽式汽轮机，机组分别在1999年和2003年实施了低压导管打孔抽汽和通流部分改造项目，机组主要技术规范如下：7号机组为两个汽缸的分缸式结构，包括一个高压缸和一个双排汽的低压缸。
整机共25级，其中高压缸包括一个双列调节级和14个压力级，低压缸为对置分流的双排汽低压缸，有2×5压力级，低压末级采用4叉叶根的665mm叶片。
高压转子为组合式转子，调节级和前10压力级为整锻式，末四级为套装叶轮结构，低压转子为套装转子。
1.1供热需求公司主要承担通化市区供热任务，目前在运行的两台200MW机组和两台100MW机组共计4台机组均在连通管打孔抽汽，通过二级热网向通化市供热，换热方式为汽、水、水换热方式，供热温度105℃，供热压力1.4MPa，供热距离15公里。
1.2供热能力公司4台机组中，200MW机组抽汽压力0.39Mpa、抽汽温度289.9℃、最大抽汽流量400t/h；100MW机组抽汽压力0.196Mpa、抽汽温度120℃、最大抽汽流量230t/h。
凝汽式汽轮机改造成背压式的方法及节能效益
凝汽式汽轮机改造成背压式的方法及节能效益摘要：合理正确地运行维护是汽轮机可靠、稳定、高效、长期运行不可缺少的条件。
为此，合理启动、运行、停机是汽轮机可靠、经济及延长使用寿命的可靠保证。
通过凝气式汽轮机的改造在保证机组稳定运行的基础上降低能耗。
关键词：凝气式汽轮机；运行；技术；改造1.前言汽轮机由成千上万个不同功能、结构、材质的零部件构成。
通过对汽轮机的改造，取得了显著的效果。
2.背压式汽轮机的运行概述为确保汽轮机机组安全地长周期运行，运行人员在掌握并严格执行运行规程的同时，应了解机组的工作原理、结构、性能，熟悉装置工艺流程对机组运行的要求及不同工况下汽轮机工作条件及特性变化的规律，熟悉调整、操作部件及仪表的功能和使用方法，对主要操作数据、监视极限值应能熟记。
运行人员要不断地总结经验，及时、正确处理各种异常情况，消除隐患，预防事故的发生。
运行部分包括监视的内容，监视的目的在于确保运行的安全、高效。
机组运行的安全性也就是它的可靠性，可靠性是影响机组、装置运行经济性最主要的因素，通常，可靠性是指在预期的运行时间内，机组应保证正常运转，达到规定的负荷，运行参数在正常范围内，零部件在正常寿命期限内不发生损坏。
为防止由于操作不当或偶发因素引起设备损坏事故的发生，汽轮机配置有监视、安全和保护设备。
监视器用于指示运行参数，如压力、温度、转速、位移等，从中知悉运行参数的特征，发现与设定值的偏差；安全机构的作用是在运行参数达到保护机构动作值之前先作动作；保护机构的功能是一旦出现运行参数达到限定极限值的危险工况时，自动或手动迫使机组紧急停机。
机组运行时，操作人员应对运行参数经常观察，根据显示和记录的检测数据分析、判断运行状况。
3.背压式汽轮机运行技术3.1启动与带负荷凡停机时间在12h以内，为热态启动。
其他情况下汽轮机启动则为冷态启动。
汽轮机在启动和升速过程中，可全开主汽门，而汽轮机进汽可由调节门直接控制。
主汽阀为单座球形阀，阀碟的端部为球形。
百万级机组双背压凝汽器真空抽气系统改造分析
电 孜
不
百万级机组双 背压凝汽器真 空抽气系统改造分析
张 宁 ， 邰 军
（ 江神 华 国华 浙 能 发 电有 限 公 司 ， 江 宁波 ３ ５ １ 浙 浙 １ ６ ２）
：
摘 要 ：针 对神 华 国华浙 能发 电有 限公 司 Ｂ厂 ２台 Ｉ０ ＭＷ 超超 临界 机 组 配置 的双 背压凝 汽 Ｏ０
环 水
Ａ Ｂ Ｃ
一 ～ 一 ＿ ～ 一
８ ０元 ／计算 ，则 ＃ ０ ｔ ６机组 抽 真空 系统 节 能改 进后 ， 每 年 可节省 燃料 费用 达 ４ ０万元 ， 济效益 十分 可观 。 ０ 经 故 建议 公 司及早对 ＃ ５机组作 出双背压 改造 ， 以取得更 好 的经 济效 益 。
｝ ≠ ６机组 改造 后 ， 常运 行 时 ， 空 泵 Ａ、 别对 正 真 Ｃ分
低 压 凝汽 器 、 压凝 汽器 抽 真 空 ， 高 Ｂ泵为 备 用 ， 空泵 真 出 口母 管联 络 阀 （ 动 隔离 阀 ） 气 全关 ， 以确 保 两只凝 汽
器 满足双背 压运行 要求 。
１２ １
Ｉ ” 熠笛 尝
压 力差
表 ２ 国华 宁 电 ６号 机 组 抽 真 空 改 造 后运 行 参数
可 以实现 并联 、 分列 运行 ， 但是 在夏 季满 负荷 等特 殊工 况下 ， 启动 ３台真 空泵 ， 样 真空 泵组 处新 加装 的 ２ 将 这 只气 动 隔离 阀就会 开 启 ， 、 压 抽 气管 道 将会 联通 ， 高 低 从 而在 一 定程度 上互 相干 扰 ，致 使 无法 实现 机组 双背 压功 能 。
的机会 ，对 ＃ ６机组 原先 的真空抽 气管道 进行 了改造 ，
由原来 的串联 方式 改为并联 连接方 式 。 如图 ３ 示 。 所 即 从 高 、 压凝 汽器 内分 别接 出 ２根抽 空气 管路 ， 低 汇合成
某600MW双背压机组凝汽器抽真空系统改造及效果
ｏ ｉ ｓｉ ｃ ｅ ｓ ｄ． ｆｕｎ ｔｉ ｎ ｒ ａ ｅ
Ｋ ｅ ｏ ｄｓ： ｏ ｙｗ ｒ ｃ ｎｄｅ ｓ ｒ；ｖａ ｕｕｍ ； ｅ ｒ ｙ－ａｖｎｇ ｍ ｏ ｆｃ ｉ ｎｅ ｃ ｎｅ ｇ ｓ ｉ ｄｉ ａｔｏｎ ｉ
凝汽器的平均背压为５ ２ Ｐ （ ） ． ｋ ａ ａ 。本 凝汽器 允许半边 （ 个 单
１ 原 系统结构概述
某发 电厂 １号 、 ２号机组为两台 国产 ５ ０ ０ ＭＷ 亚临界参数
燃 煤 发 电机 组 ， 轮 机 型 号 为 Ｎ ０ 汽 Ｓ ０—１ ．７ ５ ８５ ８ 为 亚 Ｉ ６ ６／ ３ ／ ３ ， 临
壳体 ） 运行 ， 同时 机组 负荷应 降 至额定 负荷 的 ７ ％ ， 保 但 ０ 并 证 凝 汽 器 压 力 不大 于 １ｋ ａ ａ ， 汽 温 度 不 超过 ５ ￣ ５Ｐ（ ）排 ４Ｃ。 凝汽器技术参 数如表 １ 所示 。 表１ 凝 汽 器 技 术 参 数
作者简介 ： 金久杰 （９ ５ ） 男 ， １７ ． ， 工程师 ， 主要从事火力发 电汽轮机设备 的管理 。
Hale Waihona Puke 第 ３期 金久 杰等 ： ６０ 某 ０ ＭＷ 双背压 机组 凝 汽器抽 真空 系统 改造 及效 果
一
个 凝 汽器 后 吸 收 热 量 ， 温 升 高 ， 后 再 进 入 第 二 个 凝 汽 水 然
双背压凝汽器抽空气系统优化
双背压凝汽器抽空气系统优化本文以某厂660MW机组双背压凝汽器抽空气为例，分析了凝汽器高、低压侧压差偏离设计值产生的原因。
介绍了该厂对抽空气系统进行的两次节能改造，对比分析了改造前后的节能效果，希望对同类型机组的冷端节能优化具有指导意义。
标签：双背压凝汽器；抽空气系统；蒸汽喷射器引言目前，很多双背压凝汽器机组在设计时，采取了高、低测凝汽器抽空气管道中间加节流孔板串联抽气的方式。
由于节流孔板的尺寸选择不合适或调节阀的开度选择不合适，那么就会导致凝汽器低压侧的抽气受到排挤[1]。
针对此种状况，改公司利用机组检修时机，对凝汽器的抽空气系统进行了第一次改造，采用高、低压凝汽器单独、并联抽空气方式。
改造后，双背压凝汽器的的优势得到了体现，平均真空得到了大幅的提高。
该厂的循环冷却水为海水。
在夏季高温又是高负荷时，循环水温度最高可达32℃左右。
由于真空泵冷却器存在着换热端差，因此，流经冷却器的的工作密封水温度要高于海水温度。
再加之真空泵叶轮旋转的耗功和凝汽器内抽气（汽）传递的热量，也将导致真空泵内的工作密封水温度上升，从而降低了真空泵的抽吸能力[2]。
同時，空气在凝汽器内聚集，造成凝汽器内的空气分压力上升。
同时，真空泵从凝汽器抽出不凝结气体中含有大量的蒸汽，这部分蒸汽在真空泵中凝结放出大量的汽化潜热，导致真空泵工作液温度上升甚至汽化，大幅降低了真空泵的抽吸能力。
对此，该厂利用停机检修的机会，对凝汽器抽空气系统进行了第二次改造。
在第一次改造的基础上增加了一组射汽式抽气器，运行结果表明，取得了很好的节能效果。
1凝汽器及其抽气系统的布置方式凝汽器两个壳体底部为连通的热井，上部布置有内置的低压加热器、小机排气管和低压抽气管等。
凝汽器抽空气管布置在凝汽器的空气凝结区以抽出其内的不凝结气体。
抽空气管路分两路从高压凝汽器内、外圈抽空气区引出，经联通管后进入低压凝汽器，分别与低压凝汽器内、外圈抽空气管汇合，从低压凝汽器侧引出，各经一台电动隔离门后汇总到一根抽空气母管，再分别与三台真空泵入口相连。
大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施
大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施-机电论文大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施李琼张营（国网河北省电力公司电力科学研究院，河北石家庄050021）摘要：为提高机组效率，采用双压凝汽器是一项重要的节能措施，其工作性能的好坏直接影响到发电厂热经济性和运行可靠性。
现指出双压凝汽器运行过程中存在高/低压侧相互排挤现象、循环水温度较低时低压侧真空过高及真空泵出力的问题，并提出相应技术改造措施——机组运行中，应严密监督高/低压侧压差、真空工作水温度及极限真空值，使双压凝汽器处于最优运行状态，以发挥其节能优势。
关键词：双压凝汽器；节能；真空；极限背压0引言当前，600MW以上的机组都具有两个以上的低压缸，每个低压缸都有两个排汽口，每一个排汽口或每一对排汽口都具有各自的背压，从而形成汽轮机多背压运行。
现役的600MW机组大多采用双压凝汽器，以进一步提高机组热效率。
双压凝汽器因其汽侧压力腔室为两个，所以沿冷却管长度方向的放热量和单位面积的热负荷更加趋于均匀，使换热面能充分地被利用。
双压凝汽器能提高机组热效率0.2%～0.3%，特别是对水塔冷却的机组，冷却水温度较高地区采用双压凝汽器运行，功率收益更大［］。
然而，双压凝汽器运行中也存在诸多问题，本文针对某电厂600MW型号双压凝汽器，分析双压凝汽器运行现状及存在的问题，并给出解决方法。
1双压凝汽器运行现状双压凝汽器在热力循环中起着冷源的作用，能降低汽轮机排汽压力和排汽温度，提高循环热效率。
它由高/低压凝汽器、抽气设备、循环水泵、凝结水泵以及它们之间的连接管道、阀门、附件等组成。
300MW及以上机组大多采用水环式真空泵。
真空泵出力受到工作水温度的制约。
双压凝汽器一般采用母管制抽气系统。
如果高压抽气调整门开度不合适，容易造成高压侧和低压侧相互排挤的现象，将制约双压凝汽器的节能效果。
考虑初投资，电厂凝汽器冷却管束多采用不锈钢管，凝汽器运行一段时间后，壁面上会积有腐蚀物、脏污和其他杂物，形成污垢热阻［］。
宁海电厂百万机组凝汽器双背压抽气系统改造分析
Ｖ０Ｌ １ Ｎ０． ．０ ３
２１ ０ ２年 ５月
Ｍａ ． ０ ２ ｖ２ １
宁海电厂百万机组凝汽器双背压抽气系统改造分析
罗韶辉 沈 明军
（ 神华浙江 国华浙能发电有限公 司 ， 浙江 宁波 ，１６ ２ ３ １ ） ５
摘
要 ： 由于高、 低背压凝汽器抽 空气管路采用串联布置方 式， 高背压凝汽器抽气排挤低压凝汽器
压力数值十分接近， 差压 ０１Ｐ 左右 ， ． ａ ｋ 与设计工况下 的差 压值 ｌＰ 相 差很 大 。由此表 明机组 的双背压 凝 ｋａ
汽器 已失去 其设 计工作 特性 。
表 １ 宁海电厂 ６机组考核试验期间各工况凝汽器试验参数
称差Ｔ
试验 日 期
发
／ ２０ Ｏ９
－
—
１ ２ ０ １ ０ ９ １ — ２ ０９ １ 一 ２ ０９ １ 一 １ ０ ９ Ｏ２ ｏ １ ０ ｌ ０ １
中图分 类号 ：Ｍ３ Ｔ １ 文献标 识码 ： Ｂ 文章 标号 ：６ ４ ８ ９ （０ ）３ ０ ７ ０ １ ７ — ４ ２２ １ ０ — ５ — ５ ２
水 温度 ， 生 过冷 。 产
宁海 电厂二期工程扩建 ２ Ｏ０ Ｗ 超超临界燃煤 Ｉ０ Ｍ ｘ 机组汽 轮机 ， 为上海 汽轮 机有 限公 司和西 门子联 合设 计制造 的 Ｎ１０ — ６ ５６ ０６０Ｔ ４ ） 、 超 临界 、 ００ ２ ． ／ｏ／０ （ｃ Ｆ 型 超 ２
一
２ 宁海 电厂 １ ０ ＭＷ 机 组凝汽器运行现状 ０ Ｏ
宁海 电厂 Ｉ０ ＭＷ 超 超 临界 机组 在 ２ ．℃设计 Ｏ０ ４５
次中间再热 、 单轴 、 四缸 四排汽、 凝汽式汽轮机 。配
凝汽式汽轮机改造为背压式汽轮机的方法及其节能效益
凝汽式汽轮机改造为背压式汽轮机的方法及其节能效益作者：马海珊来源：《中国新技术新产品》2012年第07期的基础上，结合实际工作经验，对凝汽式汽轮机改造成为背压式汽轮机的方法和实施进行了讨论，改造后的效益分析结果证明了所使用方案的可行性，可以在实际工作中对相关经验进行借鉴。
关键词：凝汽式汽轮机；背压式汽轮机；改造方法中图分类号：U664.113 文献标识码：A1概述就目前的实际情况来看，国内很多企业自备电站和中小型电站所配备的抽凝式汽轮发电机组都因为各种主客观因素的影响而长期处于闲置状态，这些因素既包括煤、电价格矛盾突出，企业因生产经营活动处于亏损状态而不得不做出的选择、热要求参数与抽汽参数匹配度不足，无法满足热需求而导致的长期闲置，也包括因为凝汽发电部分比例过大、热效率无法满足政策要求而导致的政策性停运。
例如，某热电有限责任公司的两台抽凝机组，就因为煤电比例失衡，燃煤成本高于发电效益而不得不将其停运，并通过减温减压对外供热来弥补自身的经济损失。
为了最大程度降低企业的经济损失，发挥这些闲置机组在满足供热需求方面的积极作用，公司将其改造成为背压式汽轮机，并在实际工作中获得了满意的效果。
2 实际案例受某热电有限公司的委托，笔者所在单位对该公司的一台C15-4.9／0.981型抽凝机组进行改造，目标是将其改造成为仅供补水用的低背压、小排汽抽背式汽轮机。
在对改造工作进行可行性研究的基础上，工作人员进行了改造方案的论证和设备结构的设计，并完成了对于气动热力的计算，最终在保留喷嘴数目和级数的基础上明确了改后的结构形式，并对方案进行了具体的实施。
设备改造结束并投入运营数月后，证明了改造工作的可行性。
由于在改造中，去掉了原有的循环水系统和冷凝器，所以减少了循环水泵和冷源方面的能量损失，使机组的热效率和热电比都得到了明显提升，真正满足了“以热定电”的要求。
与改造前的抽凝式汽轮机相比，改造后的设备在满足相同供热需求的同时，获得了更好的节能效益，有效的响应了国家有关节能减排的号召。
双背压凝汽器热井回热除氧改造
双背压凝汽器热井回热除氧改造现代大型机组汽轮机通常含有两个排汽缸，与之配套的凝汽器通常采用双背压设计，设置有独立的两个壳体。
双背压凝汽器相对单背压凝汽器提高了换热端差，在同等设计条件下其所需面积更小，故采用相同面积的双背压凝汽器比单背压凝汽器运行中背压更低，提高了机组经济性，在电厂中广泛运用。
近年来出于对制造成本的考虑，部分机组双背压凝汽器的热井未设置回热，直接将低背压的凝结水汇集到高背压侧，再进入凝结水系统，不仅使凝结水中溶氧量增加，还导致凝结水系统入口水温降低，造成回热系统中的换热器传热恶化，管道腐蚀，甚至引起管道穿孔或爆裂，降低了机组经济性与安全性。
新机设计中各大厂家普遍采用“积水板-淋水盘”的除氧方式，将低背压侧的凝结水通过积水板汇集后引入高背压侧形成水柱或水膜进行回热，热井高度要求较高，对于原没有回热设计的凝汽器，热井高度普遍较低，无法按照常规方式进行回热改造，含氧量高的问题迫切需要解决。
1双背压凝汽器原理双背压凝汽器通常采用独立壳体设计，汽侧空间相互独立，冷却水侧进行串联，由于每个壳体的进口水温不一致，换热能力不一样，自动形成不同的背压，典型的双背压凝汽器布置见图1，冷却水从A 凝汽器进入，在A 凝汽器内换热完成后水温升高，再进入B 凝汽器进行换热，最后从B 凝汽器出口排出；在入口水温较低的凝汽器（A 凝汽器）内形成低背压，在入口水温较高的凝汽器（B凝汽器）内形成高背压。
双背压凝汽器与单背压凝汽器在相同冷却水量和冷却表面的前提下，双背压凝汽器的平均背压比常规背压凝汽器的背压相对低一些[1]。
单（双）背压凝汽器冷却水温度关系曲线见第43页图2，双背压凝汽器相比单背压凝汽器，热负荷更加均匀，提高了循环热效率。
常规双背压机组运行中，高、低背压凝汽器运行压差通常大于1kPa ，夏季工况压差可达3kPa ，高、低背压凝汽器的热井凝结水温差可达5℃，直接将低背压侧热井凝结水排往高背压侧进行混合，导致高背压侧凝结水过冷度可达2~3℃，溶氧问题十分突出。
提高双背压凝汽器真空度的优化方案介绍
提高双背压凝汽器真空度的优化方案介绍摘要：凝汽器真空度高低直接影响到整个装置的热经济性和运行可靠性。
本文提出在某600MW机组的常规抽真空系统中引进“凝汽器系统高效节能保压设备”，通过经济效益比较，论证该优化方案的可行性。
关键词：双背压、真空度、优化1 抽真空系统介绍保证真空系统的严密性，维持真空度是机组能否成功运行的关键。
空气的异常进入将带来系统传热的恶化，凝结水的溶氧含量增加，汽轮机排汽背压的升高等不利影响，对机组长期安全运行有潜在的危害并降低电厂运行经济性。
有诸多因素会影响凝汽器真空度，通过以往试验及运行情况分析，发现抽真空系统设置不合理是造成凝汽器真空度偏离设计值的主要因素。
2 抽真空系统的常规设置方案通过以往工程实践，双背压凝汽器的抽真空系统的最佳方案为：配置3台50%容量的水环式真空泵，在抽真空母管上添加2个电动阀，如图2.1所示，该方案既可实现高低压凝汽器分开抽真空，又可以实现并列抽真空。
在启动或者真空严密性不是太好的情况下，可以实现3台真空泵同时运行。
正常运行中，高背压侧凝汽器抽空气的调节阀可以节流，有效防止高背压侧凝汽器过度抽汽。
需要说明的是，由于高、低背压凝汽器的进水温度的不同，即使传热系统相同，其端差也是不同的，正如冬季循环水温下降，凝汽器的端差就会上升。
另外如果真空严密性非常好，在100Pa/min左右，即使在夏季，并列抽气的系统一台真空泵也能维持正常的真空。
采用该方案，节能效果显著，凝汽器高、低背压区分明显，真空值普遍提高约0.7kPa，各工况下基本接近设计值；端差普遍下降约1.92℃，凝汽器热交换情况得到明显改善。
根据凝汽器真空度提高1%（大气压力按100KPa计算），煤耗降低1.97g/kWh，按机组年发电5500h计算，单台600MW机组可节约煤炭0.7×1.97×5500×600000/1000000 =4550.7t，即4550.7t/y；按标煤价750元/t计算，可节约发电成本4550.7×750/10000=341.3(万元/y)。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
宁海电厂百万机组凝汽器双背压抽气系统改造分析摘要：由于高、低背压凝汽器抽空气管路采用串联布置方式，导致高背压凝汽器抽气排挤低压凝汽器抽气，致使低压凝汽器抽气不能达到设计要求，造成真空值和高、低背压凝汽器背压差值偏低，降低了系统经济性。
采取了相应措施，对双背压凝汽器抽气系统进行了改造，经济效益明显。
关键词：双背压凝汽器；抽气系统；端差；真空；改造方案中图分类号：tm62文献标识码：a 文章编号：abstract: because of the high and low back pressure condenser time tracheal road series arrangement, leading to high back pressure condenser lashing out low pressure condenser suction causes low pressure condenser that suction can’t meet the design requirements, creates a vacuum value and the high and low back pressure of condenser low pressure differential and reduce the system efficiency. taken measures, to double back pressure condenser suction system was reformed, and the economic benefit is obvious.key words: double back pressure condenser; suction system; poor; vacuum; reform plan0 概述宁海电厂二期工程扩建2×1000mw超超临界燃煤机组汽轮机为上海汽轮机有限公司和西门子联合设计制造的n1000-26.25/600/600（tc4f）型，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。
配套了上海动力设备有限公司生产的n-54000型单流程、双背压、双壳体、表面式凝汽器。
三台真空泵为鹤见真空工程（上海）有限公司生产的evma 250型水环式真空泵。
循环冷却水系统在国内首家采用海水冷却塔冷却。
＃5、＃6机组分别于2009年10月和2009年9月完成168小时满负荷连续运行考核后投入商业运行。
1 多压凝汽器的设计原理和特点与单背压凝汽器不同，多背压凝汽器是将凝汽器的汽室分隔成多个独立部分，各低压缸排汽分别进人各自的汽室，冷却水串连通过各自汽室．由于各个汽室冷却水进口温度不同，造成各汽室压力不同，汽轮机各低压缸分别在不同的背压下运行。
目前600mw、1000mw等大型汽轮发电机组通常采用两只低压缸、四排汽形式的配置型式，即形成了高、低压凝汽器。
理论上双背压凝汽器具有如下优点[1]：1.1 冷却水总吸热量相同，双压和单压凝汽器冷却水最终出口温度相等，但在传热过程中，双压凝汽器冷却水温低于单压凝汽器。
1.2 在一定条件下，多压凝汽器的平均折合压力低于单压凝汽器的压力，提高机组的热经济性。
在汽轮机功率相同时，可减少冷却面积和冷却水量。
1.3 多压凝汽器可将低压凝结水引入高压侧加热，以提高凝结水温，减小低压加热器的抽气量，减小发电热耗率。
若高压凝汽器的凝结水自流至低压凝汽器，则最后的凝结水温度将低于单压凝汽器的凝结水温度，产生过冷。
2 宁海电厂1000mw机组凝汽器运行现状宁海电厂1000mw超超临界机组在24.5℃设计循环水温度时，高、低压凝汽器设计压力分别为6.7kpa和5.7kpa。
两台机组于2009年9～10月投产后，立即进行机组性能考核试验，并对各工况下高、低压凝汽器的运行参数进行了精确测量。
表1中给出了＃6机组性能考核试验期间的凝汽器相关试验参数。
从表1中数据比较可知：各负荷工况的高、低压凝汽器压力数值十分接近，差压0.1kpa左右，与设计工况下的差压值1kpa相差很大，由此表明机组的双背压凝汽器已失去其设计工作特性。
表1：国华宁电＃6机组考核试验期间各工况凝汽器试验参数参数名称单位tha（1）试验tha（2）试验tmcr（放空气）700mw（放空气）500mw（放空气）试验日期 / 2009-11-1 2009-10-30 2009-11-122009-11-13 2009-11-14发电机输出功率 kw 1046143 1032202 1048059 704544542650低压凝汽器压力 kpa 7.07 7.95 6.11 4.63 4.50高压凝汽器压力 kpa 7.16 8.03 6.16 4.56 4.44高、低压凝汽器压差kpa 0.09 0.08 0.05 -0.06-0.06凝汽器循环水进口温度℃ 23.05 27.91 22.63 15.53 14.79 凝汽器循环水出口温度℃ 37.34 38.59 31.63 22.47 20.51 高压凝汽器端差℃ 3.92 2.99 4.87 9.02 10.52低压凝汽器端差℃ 8.46 7.86 9.52 12.26 13.13表1中，tha（1）和tha（2）试验的高压凝汽器端差约为3～4℃，而低压凝汽器的端差约为8℃，即低压凝汽器的传热性能要明显差一些。
tmcr和700、500mw工况试验时，循环水温度是逐步降低的，为使试验背压接近设计值，采用往凝汽器内放入空气的方法来抬高凝汽器压力数值。
从端差数据来看，两只凝汽器的端差都呈现出逐步升高的情况，而低压凝汽器的端差始终比高压凝汽器大4℃左右，反映出低压凝汽器由于某种原因导致传热特性较高压凝汽器差的问题。
而对5号机组进行性能试验后，也发现了同样的问题，低压凝汽器传热特性较高压凝汽器差。
3 低压凝汽器端差大的原因分析由凝汽器的工作原理可知：影响凝汽器传热端差的因素可分为水侧和汽侧两个方面，水侧主要表现为循环冷却水的温度、流速和传热表面的结垢，汽侧主要表现为不凝结气体的含量。
按照双背压凝汽器循环水单流程设计原理，对于高、低压凝汽器循环水流量和流速应该是相等的，不会引起高、低压凝汽器出现较大的端差偏差。
我厂循环水系统供水采用净水站净化处理，水质指标一直控制很好，并且机组投产不久，通过判断循环水侧的运行差压等参数，可以暂不考虑传热表面结垢的影响。
凝汽器循环水进口温度对传热端差有一定的影响，循环水温度越低传热端差越大。
低压凝汽器较高压凝汽器循环水进口温度低5℃左右，对凝汽器端差的影响较随着循环水进水温度的降低而升高[1]，循环水进水温度是影响高压凝汽器端差大的一个重要原因。
机组凝汽器严密性试验时表现出优良的水平(a、b侧凝汽器真空严密性试验参数分别为170pa/min和210pa/min)，凝汽器及真空系统的泄漏也不是造成汽侧不凝结气体增多、传热端差增大的主要原因。
检修期间对汽器抽真空管道及小孔进行检查，抽真空管道小孔均未发生堵塞，管道及设备处于正常运行状态。
基于排除水侧因素和漏气因素外，根据浙江电科院所做的试验和相关兄弟电厂凝汽器运行情况的调研，分析影响低压凝汽器传热端差大的原因应归咎于高、低压凝汽器抽真空管道连接不正确。
3.1 抽真空系统分析凝汽器真空是由大量蒸汽凝结成水造成凝汽器内部空间急剧缩小形成的，而为了维持一定的真空，需要用真空泵将系统漏入的空气和部分蒸汽带入的不凝结气体吸走。
如果凝汽器抽气系统工作不正常，会导致真空系统异常。
目前主流的抽真空管道的连接方式可以分为以下两种布置型式[2]：（1）串联形式串联形式（见图1）：高、低压凝汽器之间通过带节流孔（或调节阀）的连通管相连，高压抽真空系统连接到低压抽真空系统。
在低压凝汽器壳体上布置抽气口，再由真空泵组抽出空气和非凝结气体。
图1：串联形式的抽空气管路图串联方式的优点是系统布置和控制逻辑简单；任意1台真空泵组都可以作为备用泵，有较好的灵活性。
缺点是两个凝汽器壳体的汽侧压力易相互干扰，显现不出双背压凝汽器的特点。
如果节流孔孔径的选择有问题，将直接影响低压凝汽器的空气和非凝结气体抽出。
但由于机组热负荷、凝汽器两侧真空严密性、循泵运行台数、环境温度及具体抽吸空气量等实际值与设计值有差异，节流孔孔径较难适应不同条件下对高、低背压凝汽器的抽气要求，对节流孔孔径的选择也只能停留在理论上。
（2）并联形式并联形式（见图2）：高、低压凝汽器壳体之间没有连通管，而是分别同时由各自的抽气口通过真空泵组抽出空气和非凝结气体。
机组正常运行时，高、低压凝汽器通过各自的抽气口分别由真空泵组a和真空泵组c抽出空气和非凝结气体，而真空泵组b作为a泵或c泵的备用泵。
并联方式的优点是两个凝汽器壳体的汽侧相互独立，压力互不干扰，多背压凝汽器的功率收益能得到保证。
缺点是系统布置和控制逻辑较复杂，真空泵组只能对应相应的凝汽器运行，灵活性相对差些。
图2：并联形式的抽空气管路图3.2 宁海电厂1000mw机组抽真空系统存在问题分析宁海电厂1000mw机组的真空系统的连接方式采取的是串联方式，并且在高压至低压凝汽器的连接管道上未设置节流孔。
在高、低压凝汽器存在一定差压的情况下，若未能在高压凝汽器的空气抽出管路中采取有效的限流措施，就会出现高、低压凝汽器之间抽空气（蒸汽）量的不均衡问题，从高压凝汽器内抽出的气（汽）混合物相对较多，压制了低压凝汽器内积聚空气的抽出，导致低压凝汽器出现传热恶化、运行端差加大的情况，只有低压凝汽器压力上升至接近高压凝汽器压力时，两只凝汽器的气（汽）混合物抽吸量才能达到新的平衡。
由于高、低压凝汽器抽空气管采用串接方式，造成低压凝汽器内空气抽出受阻，低压凝汽器端差较大的现象[3]。
4 抽真空系统改造方案的选择采用串联形式，在高压凝汽器至低压凝汽器抽空气管路上增加适当孔径的节流孔，虽然改动少，投资也少，但是只是理论上可行。
当环境温度、机组负荷、凝汽器真空严密性等发生变化时，需要对节流孔径进行调节，必须经过多次试验才能找到合适的尺寸。
而环境温度和机组负荷等是一直在变化的，对于这种调整方式想要获得最佳效果显然是不现实的。
综合我厂和其它兄弟电厂凝汽器抽真空改造的经验，将现有抽真空管路改造为并联形式。
实施这一改进措施涉及的设备费用和工作量均不大，在原有设备基本不变情况下，仅需增加高压凝汽器单独抽真空管道、用于真空泵切换操作的两只气动隔离阀，以及在高压凝汽器两个抽空气分管路上各增设一只手动隔离阀，以满足循环水单侧隔离时的抽真空要求。
凝汽器抽空气管路采用并联方式时，真空泵可采用如下运行方式，并设置相应的运行控制逻辑：1、正常运行时，真空泵a、c分别对低压凝汽器、高压凝汽器抽真空，b泵为备用，真空泵出口母管联络阀（气动隔离阀，失气自动开启式）全关。