大唐许昌龙岗电厂660MW机组
真空系统改造实效

李  滇  程保平  杨海波  张迎喜
（许昌禹龙发电有限责任公司  河南许昌  461690）

【摘  要】机组真空直接影响机组的煤耗，如何达到机组最佳真空成为火电厂面临的一大难题。下面把我厂通过对双背压凝结器抽真空系统进行优化改造，从而提高机组真空，降低机组煤耗的经验作一个总结。
【关键词】真空  凝结器  煤耗  改造。
0  前言
我公司二期工程汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的660MW超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。机组设计出力为 660MW，设计主蒸汽压力为25MPa，主蒸汽温度为600℃，再热蒸汽温度为600℃。循环水温度20℃时，可保证排汽压力4.9KPa，额定蒸汽流量1764.65t/h。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。
每台机组配置二台并联运行的循环水泵，循环水泵型式为立式混流泵，出口门采用二阶段关闭液控止回蝶阀，每台机所配的两台循环水泵的两根φ2220×14mm钢管在泵房外合为一根φ3020×14mm进水母管,到汽机房外再分为两根φ2220×14mm的钢管向凝汽器供水，先进入低背压凝汽器，再经高背压凝汽器后经凝汽器的两根φ2220×14mm的排水钢管在汽机房外合为一根回水母管将水送至冷却塔，在冷却塔处分为两路，一路进入塔池竖井(管径φ3020×14mm)，竖井顶部由4个配水挡板，通过调节4个配水挡板可控制凉水塔冷却面积。另一路直接进入塔池(管径φ1820×10mm)。在凝汽器的进水管上设有辅机冷却水系统的进水接口。循环水管设有排气和放水阀。
循环水流量 T/H 67000
设计冷却水温度(THA) ℃ 20
额定低压缸排汽压力/最高允许低压缸排汽压力(额定负荷) Kpa 4.9/16.7
循环水流量为67000t/h凝汽器循环水进出口温度差（同路）应＜8℃，最大不超12℃。
凝汽器参数：
型号：N-38000-1型双壳体、双背压、单流程、表面式凝汽器 凝汽器设计背压：  4.3/5.5 Kpa
主机凝结汽量： 1122.95 t/h 冷却水量：        67000 t/h
水室设计压力： 0.55Mpa(a) 冷却面积：        ≮38000 m2
冷却管材：TP316 L 冷却水温：        20 ℃
1  改造必要性
自投产以来，我厂两台机组凝汽器真空不能达到设计值的问题长期存在。按凝汽器排汽压力计算，凝汽器平均真空比设计值低1Kpa左右，影响我厂煤耗2.7g/kW*h。通过历史数据及理论分析，我厂凝汽器真空系统抽真空管道布置不合理，高压侧凝汽器真空抽真空管道与低压侧真空抽出管道汇合后由从低压侧抽出。由于高压侧压力始终高于低压侧，使得低压侧部分气汽混合物不能抽出，造成凝汽器真空偏低。因此有必要对此种真空管抽出方式进行改进。
2  改造前真空系统及存在问题
目前机组高、低压凝汽器背压存在偏差以及低压凝汽器端差大的问题，对经济性影响较大。经过对现场数据的分析认为：高、低压凝汽器抽空气管道连接在一起，有可能发生因高压凝汽器抽出的空气排挤低压凝汽器空气的抽出，只能使真空泵从高压凝汽器白白抽出大量的蒸汽，而低压凝汽器中大量的不凝结气体无法抽出，对端差和真空产生极为不利的影响。拟将高、低压凝汽器抽空气管分开，实现真空泵串、并联切换运行，提高经济效益。
由于母管的“均压”作用，使得低压侧凝汽器抽真空管道出力受限，从而使高低压侧凝汽器真空差值较设计值小很多，为解决此问题厂家已经在高压侧到低压侧管道间加节流孔限制高压侧空气（汽）的抽出，达到均压的目的，但由于节流孔选择不当且不能调整，此问题不能解决。从高、低压凝汽器母管联络门前引取一路母管，至三台真空泵处，每台真空泵进口加装一个手动门，和原真空泵入口管道并列接到真空泵上，从而实现真空泵串、并联切换运行的抽气方式。
实现真空泵串、并联切换运行的抽气方式，提高凝汽器真空，降低凝汽器排气温度，提高经济效益。
 
改造前抽真空系统
3  改造后后真空系统
高、低压凝汽器联络手动门关闭，均使高低压侧抽真空管道相对独立。母管的“均压”作用不存在。当然，考虑到机组的安全性，还需要增加联络手门必要：一旦运行的任何一台真空泵跳闸，备用真空泵联启，联络手动门快速开启，恢复母管制连接方式。此方案需要利用停机时间进行了系统改造。
改造后系统如附图
 
改造后抽真空系统
4  经济效益分析：
改造前后对比表
时间 负荷（MW） 凝汽器外圈阀门开度 凝汽器内圈阀门开度 闭冷水温度 循环水入口平均温度（℃） 循环水出口平均温度（℃） 循环水温升（℃） 低/高真空显示(Kpa) 低/高绝对压力（Kpa） 平均（Kpa）
2009.4.6 12：02 641 61.73 56.41 16.46 14.4 23.63 9.23 95.32/94.44 5.68/6.56 6.12
2010.4.12
11：22 641 58.5 56.5 18 14.6 23.95 9.35 95.62/95.03 5.48/5.97 5.675
2009.4.12  09：00 625 53.06 51.05 17.38 14.55 24.78 10.23 95.24/94.30 5.76/6.7 6.23
2010.4.12
13：00 625 51.9 51.4 17.85 14.75 23.7 8.95 95.81/95.24 5.19/5.76 5.475
通过上表我们根据降低发电煤耗的计算 ，660MW负荷时，在循凝汽器真空平均值提高1 ，降低煤耗2.35g/KWH，影响热耗率0.74%；可以得知：在641MW负荷时，在循环水14.6℃时，凝汽器真空平均值由94.88 提高到95.325 ，真空度提高0.445 ，降低热耗0.427%，降低煤耗1.44 。
在625MW负荷时，在循环水14.55℃时，凝汽器真空平均值由94.77 提高到95.525 ，提高0.755 ，效率提高0.7248%，降低热耗2.45
5  结论
5.1  对于提高系统和本单位综合生产能力与经济效益的计算分析，包括节能降损、提高效益、降低成本、增加利润等；
通过对凝汽器进行改造，估计年平均能提高真空0.5Kpa左右，能降低我厂煤耗0.9g煤耗，按年发电量60亿度计算，年节约标准煤0.63万吨。节约费用504万元
5.2  对投资回报等指标的分析计算。
按按年节约费用504万元计算，半个月可收回成本。
对凝汽器进行改造后对我厂节能降耗能起到巨大的作用，也达到了改造的预期目的。