电站小型机组凝汽器性能试验方法初探

电站小型机组凝汽器性能试验方法初探

宋洪伟彭鹏

（青岛华丰伟业电力科技工程有限公司山东青岛266100）

摘要：根据笔者多年海外EPC电站工作经历，EPC总包合同中一般很少对新投产机组凝汽器性能特性进行验证试验，根据笔者亲身指导进行的以泰国某EPC电站N-8000型凝汽器现场性能试验进行介绍，为今后EPC电站新投产的小容量机组凝汽器性能试验验证提供借鉴。

关键词：凝汽器性能试验特性借鉴

1.引言

众所周知，凝汽器是电站中的重要辅机设备，而凝汽器的性能特性直接影响汽轮发电机的运行的经济性和安全性。尤其是凝汽器真空的大小，直接影响机组的汽耗，热耗，安全出力等。另外，凝汽器的凝结水过冷度、凝结水含氧量、水阻、冷却管的清洁度等参数也不容忽视。

2.试验标准

根据近几年国内新投产机组凝汽器现场性能试验的情况，及电厂大修或技改前后的现场性能试验情况来看，大家还是普遍采用JB/T3344-93《凝汽器性能试验规程》。而在国外电厂现场凝汽器试验中，更多的采用的ASMEPTC12.2-1998《表面式性能试验规程》。相对而言，PTC12.2-1998要严格很多。比如凝汽器背压的测试，需要增加网络探头进行测试。温度，压力试验测点都使用高精度试验仪表。另外还需要比较精确的凝汽器热井水位计算方法。

按照EPC合同要求，只进行VWO工况下的凝汽器性能指标的验证，按照ASMEPTC12.2-1998《表面式凝汽器性能试验规程》的要求布置和安装试验测点。根据电站现场情况，因为小容量机组EPC投入费用较低，试验费需要投入较多，ASMEPTC12.2-1998试验方法相对比较复杂。通过和业主商量，达成一致。尽可能利用现场测点，合理选择试验规程，简化试验方法。本次试验共设置的15个测点，除了测量凝汽器背压的绝压变送器更换为高精度试验仪表，其它试验仪表均利用现场原有仪表，试验测点数据均取值至DCS。

3.试验方法要点

3.1试验边界条件明确测试范围：凝汽器本体及其相关抽汽疏水系统，凝汽器循环水冷却水进、出水部分。

3.2试验考核项目：凝汽器背压、含氧量、冷却管清洁系数、水阻等

4.试验注意事项：

a.试验中保持下表中参数在规定范围变动，整个试验过程保持机组负荷稳定，不允许负荷有较大波动。

b.保证凝汽器真空值符合要求，凝汽器性能试验前要进行严格的系统隔离。保证凝汽器真空在最佳值。

c.整个试验过程中保证凝汽器热井水位保持稳定变化，不允许有大幅度波动。

d.额外的空气漏入凝汽器会降低凝汽器性能和增大凝结水的溶解氧浓度，故在性能试验前必须测量抽空气量，以确保空气漏入量满足要求。

e.进行预备性试验，检查仪表，对试验大纲或试验准备过程中不明确之处进行适当调整，检查设备隔离的情况，如预备性试验完全满足要求且试验各方认可，则其可以作为验收试验的一个工况。

f.维持试验工况稳定，每一工况稳定后记录60分钟，DCS系统每分钟采集1次，人工记录数据每5分钟记录1次，每一参数的测量结果为同一工况内的算术平均值。

g.凝汽器水阻试方面：

为了确保循环水泵系统的性能，凝汽器水阻应在设计范围内。凝汽器水阻是冷却水进口法兰到冷却水出口法兰间的差值，在传热试验的同时测量，并可在实际流量下的凝汽器水阻修正到额定流量.

h.凝结水过冷度试验方面：

凝结水过冷度是凝结水温度低于凝汽器压力下对应饱和温度的差值，并与传热试验同时进行测量。

I.传热试验方面：

传热试验的目的是为了确定凝汽器在试验、设计、合同保证和其它规定工况下的总体传热系数，可以确定在设计或其它工况下的凝汽器压力。可将试验结果修正到设计工况，以确定在设计、合同保证和规定工况下维持凝汽器额定压力的能力。

对于凝汽器热负荷的按正平衡法进行确定。

采用对数平均温差法确定总体传热系数，传热试验要测量以下参数：凝汽器压力、冷却水进出口温度、冷却水流量。

5.试验计算结果分析

依据《ASMEPTC12.2-1998凝汽器性能试验规程》，凝汽器性能达到要求（设计的凝汽器压力减去修正后的凝汽器压力大于0，即为凝汽器性能合格），差值为+0.726，凝汽器性能达到厂家设计要求。

从数据分析，在修正后背压8.374kpa，饱和温度42.382的基础进行计算上，修正后的凝汽器总体清洁系数可以达到119.85%，但是实际试验凝汽器清洁系数只有34.39%，远低于依据“电力行业DL/T932标准”和“美国传热学会EHI标准”规定的“凝汽器具有连续清洗的凝汽器清洁系数85%”的标准，以及厂家提供的凝汽器清洗系数85%，从计算公式分析影响数值最大的是凝汽器端差，凝汽器端差试验数值10.78℃，高于设计值5.207℃。凝汽器整个换热效果较差，凝汽器水侧有积垢及脏污情况，需要及时对凝汽器换热管进行清洗，清除积垢。为保证机组安全及经济性运行，业主需要进行真空系统查漏，提高真空。凝汽器水侧清洗（通过胶球系统连续运行），提高换热效率，保持凝汽器内水侧不锈钢管清洁；机组投运半年以来，了解业主很少投用胶球清洗系统。循环水前池水较脏，因循环水水源没有沉淀过滤，水质较差；业主需要间隔时间进行循环水换水，并及时进行循环水加药。消除凝汽器端差，提高凝汽器的清洁系数。此次试验后，为保证机组安全稳定运行，业主加强了对机组的运行维护。

6.结束语

本文提出的试验方法是基于AMSEPTC12.2-1998凝汽器性能试验规程的基础上，结合现场实际情况提出的，在保证试验结果准确度的情况下进行的简化性试验，此方法可以满足海外电站小机组凝汽器性能考核的要求。

参考文献

[1]ASMEPTC6-2004.PerformanceTestCode6onSteamTurbine.TheAmericanSocietyofMechanicalEngineer，2004.

[2]ASMEPTC12.2-1998PerformanceTestCodeonSteamSurfaceCondensers.TheAmericanSocietyofMechanicalEngineer，1998.

[3]JB/T3344-93凝汽器性能试验规程,1993。

[4]DL/T1078-2007表面式凝汽器运行性能试验规程，2007。

作者简介

姓名：宋洪伟，工作单位：青岛华丰伟业电力科技工程有限公司，职位：性能试验所所长/调总，从事电站性能试验工作多年，具有丰富的现场试验分析经验。

姓名：彭鹏，工作单位：青岛华丰伟业电力科技工程有限公司，职位：性能试验工程师/汽轮机调试工程师，从事电站汽轮机调试工作及性能试验工作。