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[摘 要]通过对威信电厂2×600MW机组抽真空系统进行分析，找出了所配置的双背压凝汽器运行中失去背压差异的原因，提出了将双背压凝汽器抽真空系统加装阀门进行节流调节的改造方案，并对改造后效益进行了计算分析。
[关键词]双背压凝汽器；抽真空系统；节能改造
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0059-02
1 引言
随着现代发电机组容量的不断增大，600MW大型汽轮发电机组通常采用两低压缸、四排汽的配置型式，因此需要有两个凝汽器。若循环水是并列地从母管进入两个凝汽器，又同时流出两个凝汽器后汇入母管，由于流经两只凝汽器的循环水温度是相同的，所以凝汽器压力应该是一致的，称为单背压凝汽器；若循环水首先流经一个凝汽器，待温度提高后再进入第二个凝汽器，由于循环水温度不同，造成凝汽器压力有差异，形成高、低压凝汽器，又称为双背压凝汽器。双背压凝汽器有以下优点：1）由于双背压凝汽器在相同的循环水温度流量下，可获得单背压凝汽器更低的平均折合压力，尤其是在循环水温高的时候，效益更明显；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，降低了高压凝汽器的冷源损失，提高了凝结水温，减少了低加抽汽量，提高了汽轮机效率。
2 凝汽器抽真空系统目前运行状况分析
威信电厂2×600MW超临界机组汽轮机为东方汽轮机厂制造，凝汽器为双壳体、双背压、单流程、表面式凝汽器，凝汽器换热管管材为不锈钢管。每台机组设置3×50%容量水环式真空泵，高低压凝汽器各自有两个抽汽口，通过φ219×6的母管直接连接到真空泵入口，沿途没有节流孔板，真空泵靠近高压侧凝汽器（A侧凝汽器），如下面图1所示：
通过分析实际运行过程中凝汽器主要参数（如表1），发现高、低背压凝汽器压差较小，最高压差为0.6kPa，A、B侧凝汽器排汽温度十分接近，失去了设计的双背压运行经济性。另外，低背压凝汽器排汽温度几乎接近或者稍高于高背压凝汽器排汽温度，低背压凝汽器中存在大量不凝结气体无法抽出，对端差产生极为不利的影响。
根据双背压凝汽器的设计功能，600MW机组高、低压凝汽器之间的压力差异一般为1kPa左右，然而通过表1数据分析可以看出：威信电厂两台600MW机组投产运行后，高、低压凝汽器之间却没有明显压力差异，即失去了双背压的运行经济性。再通過对凝汽器抽真空系统管路设计和现场布置分析，高低压凝汽器各自有两个抽汽口，并共用一根抽气管母管，会出现A凝汽器（高压侧）过抽的现象，在抽空气母管的管道口，所具备的压力是不同的，抽空气母管低压侧抽空气口的压力极有可能受到影响，甚至无法达到管道抽空气设计的压力要求，最终导致凝汽器低压侧抽吸力度不足。
3 凝汽器抽真空系统改造方案
针对此双背压凝汽器运行中失去背压差异的原因，经过我厂技术人员分析论证，提出了将双背压凝汽器抽真空系统加装手动阀门进行节流调节的解决方案。具体方案是在每个凝汽器抽汽口分别加装一个DN200的手动截止阀，共计4只阀门，使每个凝汽器可以单独调整抽汽压力（新增加的阀门如图1虚线框范围内所示）。通过关小A侧凝汽器抽真空手动门开度来逐渐减小高压凝汽器侧的抽气（汽）量，实现高低压凝汽器之间抽气量的合理分配。实际测试结果表明：360MW工况下，在保证高压凝汽器端差不变的前提下，随着该抽气（汽）手动门的逐步关小，阀门开度从37/37 至11/37（阀门共计37圈），高压凝汽器的真空基本保持稳定，低压凝汽器真空是逐渐升高的，高低压凝汽器之间的压差可以从0.1kPa增大至1.8kPa，在阀门关至7/37开度时，低压凝汽器真空仍有小幅升高，但高压凝汽器真空开始快速下降，高压凝汽器的运行端差也有所增大，表明若对高压凝汽器内空气抽出过分压制，将会使高压凝汽器的传热性能恶化。
随着负荷的变化，A侧凝汽器抽真空系统新加装手动门开关的大小也有所变化，根据现场实验，负荷从360MW至600MW，该手动门的开度从7/37开至11/37较为合理。
4 凝汽器抽真空系统改造后效果分析
凝汽器抽真空系统增加截止阀门后，针对四个典型工况进行了试验，分别对改造前原始数据和改造后调整数据进行对比分析，统计表如表2所示：
上表数据显示威信电厂抽真空系统改造效果明显，通过改造，使凝汽器低压侧真空提高0.5kPa左右，高压侧真空提高0.1kPa左右，两侧平均约0.3kPa。根据600MW超临界机组小指标对机组效率影响参考标准，凝汽器真空每变化1kPa影响标煤耗2.35g/kWh。我厂真空平均提高0.3kPa，则降低标煤耗约0.705g/kWh，按年机组利用小时4000小时，年节约标煤量3384吨，按当地标煤价700元/吨折算，每年节省燃料费236.88万元，经济效益十分可观。由于同样发电量的燃煤量减少，因此每年同样减少了二氧化碳、氮氧化物、粉尘等污染物的排放量，促进了“节能减排”工作的开展。另外，凝汽器抽真空系统加装截止门，使机组可以实现凝汽器半侧隔离查漏工作。
5 结论
综上所述，我公司对凝汽器抽真空系统的改造，使双背压凝汽器重新恢复了高低背压运行的功能，提高了凝汽器整体真空度，有良好的节能降耗功效，其他电厂有相同或类似的抽真空系统可以借鉴一下。但由于影响机组真空的因素较多，系统较复杂，各机组运行工况不一致，本改造经验仅供大家参考。
参考文献
[1] 胡念苏.汽轮机设备及系统[M].北京：中国电力出版社，2006.
[2] 杨德荣 600MW双背压机组真空低原因分析及改进[J]华北电力技术。2006.2
[3] 李明 双背压凝汽器抽空气系统的改造户效益分析[J]电力技术经济。2009.3
作者简介：窦华荣，男，硕士，热动专业工程师，现任职于威信云投粤电扎西能源有限公司第一发电厂运行管理部，主要从事电厂运行管理工作。
[关键词]双背压凝汽器；抽真空系统；节能改造
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0059-02
1 引言
随着现代发电机组容量的不断增大，600MW大型汽轮发电机组通常采用两低压缸、四排汽的配置型式，因此需要有两个凝汽器。若循环水是并列地从母管进入两个凝汽器，又同时流出两个凝汽器后汇入母管，由于流经两只凝汽器的循环水温度是相同的，所以凝汽器压力应该是一致的，称为单背压凝汽器；若循环水首先流经一个凝汽器，待温度提高后再进入第二个凝汽器，由于循环水温度不同，造成凝汽器压力有差异，形成高、低压凝汽器，又称为双背压凝汽器。双背压凝汽器有以下优点：1）由于双背压凝汽器在相同的循环水温度流量下，可获得单背压凝汽器更低的平均折合压力，尤其是在循环水温高的时候，效益更明显；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，降低了高压凝汽器的冷源损失，提高了凝结水温，减少了低加抽汽量，提高了汽轮机效率。
2 凝汽器抽真空系统目前运行状况分析
威信电厂2×600MW超临界机组汽轮机为东方汽轮机厂制造，凝汽器为双壳体、双背压、单流程、表面式凝汽器，凝汽器换热管管材为不锈钢管。每台机组设置3×50%容量水环式真空泵，高低压凝汽器各自有两个抽汽口，通过φ219×6的母管直接连接到真空泵入口，沿途没有节流孔板，真空泵靠近高压侧凝汽器（A侧凝汽器），如下面图1所示：
通过分析实际运行过程中凝汽器主要参数（如表1），发现高、低背压凝汽器压差较小，最高压差为0.6kPa，A、B侧凝汽器排汽温度十分接近，失去了设计的双背压运行经济性。另外，低背压凝汽器排汽温度几乎接近或者稍高于高背压凝汽器排汽温度，低背压凝汽器中存在大量不凝结气体无法抽出，对端差产生极为不利的影响。
根据双背压凝汽器的设计功能，600MW机组高、低压凝汽器之间的压力差异一般为1kPa左右，然而通过表1数据分析可以看出：威信电厂两台600MW机组投产运行后，高、低压凝汽器之间却没有明显压力差异，即失去了双背压的运行经济性。再通過对凝汽器抽真空系统管路设计和现场布置分析，高低压凝汽器各自有两个抽汽口，并共用一根抽气管母管，会出现A凝汽器（高压侧）过抽的现象，在抽空气母管的管道口，所具备的压力是不同的，抽空气母管低压侧抽空气口的压力极有可能受到影响，甚至无法达到管道抽空气设计的压力要求，最终导致凝汽器低压侧抽吸力度不足。
3 凝汽器抽真空系统改造方案
针对此双背压凝汽器运行中失去背压差异的原因，经过我厂技术人员分析论证，提出了将双背压凝汽器抽真空系统加装手动阀门进行节流调节的解决方案。具体方案是在每个凝汽器抽汽口分别加装一个DN200的手动截止阀，共计4只阀门，使每个凝汽器可以单独调整抽汽压力（新增加的阀门如图1虚线框范围内所示）。通过关小A侧凝汽器抽真空手动门开度来逐渐减小高压凝汽器侧的抽气（汽）量，实现高低压凝汽器之间抽气量的合理分配。实际测试结果表明：360MW工况下，在保证高压凝汽器端差不变的前提下，随着该抽气（汽）手动门的逐步关小，阀门开度从37/37 至11/37（阀门共计37圈），高压凝汽器的真空基本保持稳定，低压凝汽器真空是逐渐升高的，高低压凝汽器之间的压差可以从0.1kPa增大至1.8kPa，在阀门关至7/37开度时，低压凝汽器真空仍有小幅升高，但高压凝汽器真空开始快速下降，高压凝汽器的运行端差也有所增大，表明若对高压凝汽器内空气抽出过分压制，将会使高压凝汽器的传热性能恶化。
随着负荷的变化，A侧凝汽器抽真空系统新加装手动门开关的大小也有所变化，根据现场实验，负荷从360MW至600MW，该手动门的开度从7/37开至11/37较为合理。
4 凝汽器抽真空系统改造后效果分析
凝汽器抽真空系统增加截止阀门后，针对四个典型工况进行了试验，分别对改造前原始数据和改造后调整数据进行对比分析，统计表如表2所示：
上表数据显示威信电厂抽真空系统改造效果明显，通过改造，使凝汽器低压侧真空提高0.5kPa左右，高压侧真空提高0.1kPa左右，两侧平均约0.3kPa。根据600MW超临界机组小指标对机组效率影响参考标准，凝汽器真空每变化1kPa影响标煤耗2.35g/kWh。我厂真空平均提高0.3kPa，则降低标煤耗约0.705g/kWh，按年机组利用小时4000小时，年节约标煤量3384吨，按当地标煤价700元/吨折算，每年节省燃料费236.88万元，经济效益十分可观。由于同样发电量的燃煤量减少，因此每年同样减少了二氧化碳、氮氧化物、粉尘等污染物的排放量，促进了“节能减排”工作的开展。另外，凝汽器抽真空系统加装截止门，使机组可以实现凝汽器半侧隔离查漏工作。
5 结论
综上所述，我公司对凝汽器抽真空系统的改造，使双背压凝汽器重新恢复了高低背压运行的功能，提高了凝汽器整体真空度，有良好的节能降耗功效，其他电厂有相同或类似的抽真空系统可以借鉴一下。但由于影响机组真空的因素较多，系统较复杂，各机组运行工况不一致，本改造经验仅供大家参考。
参考文献
[1] 胡念苏.汽轮机设备及系统[M].北京：中国电力出版社，2006.
[2] 杨德荣 600MW双背压机组真空低原因分析及改进[J]华北电力技术。2006.2
[3] 李明 双背压凝汽器抽空气系统的改造户效益分析[J]电力技术经济。2009.3
作者简介：窦华荣，男，硕士，热动专业工程师，现任职于威信云投粤电扎西能源有限公司第一发电厂运行管理部，主要从事电厂运行管理工作。