300MW尖峰凝汽器系统调研报告
300MW机组凝汽器真空问题的研究
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汽 轮 机 技 术
第 44 卷
部加装水位计 ,监视虹吸是否被破坏 。当水室顶部 压力升高或水位下降 ,表明虹吸被破坏 。通过关闭 出口蝶阀 ,排放水室空气或启动水室真空泵排放水 室空气来建立虹吸 。
4. 运行方式的改变 。1 号 、2 号循环水泵除供凝 汽器冷却外 ,还供化学斜管沉淀池用水1 800t/ h ,生 活用水 500t/ h 。凝汽器循环冷却水量的控制主要调 节其出口蝶阀的开度 ,试验表明 ,出口蝶阀开 60 % 与开 100 % ,流量相差不大 。因化学斜管沉淀池的 高程较高 ,实际运行中 ,特别在枯水季节 ,出口蝶阀 小于 60 % ,使进入凝汽器的流量偏小 。3 号 、4 号机 设计的循环水流量较大 ,1 号 、2 号机化学斜管沉淀 池用水由 3 号 、4 号机供 , 可提高 1 号机的循环水 量 。由于冷却水温的变化范围较大 ,凝汽器冷却水 量的变化范围也较宽 ,用调节凝汽器循环冷却水出 口蝶阀开度的方法很不经济 ,如在冬季工况 ,单台循 环水泵 运 行 , 出 口 蝶 阀 开 20 % , 凝 汽 器 真 空 仍 达 0. 098MPa ,汽轮机及循环水泵的运行都不经济 。建 议循环水流量的控制采用调节叶轮角度为主 ,调节 凝汽器循环冷却水出口蝶阀开度为辅 。 1. 3 凝汽器铜管清洁系数
the problem cannot load full because of lower vacuum in summer ,inprove the economy of the unit. Key words :300MW unit ; condenser ; the vacuum strictness; cleaning coefficient
循环水泵 凝汽器 真空泵
两台300MW机组凝结排汽温度高的原因分析及解决方案(报告)
两台300MW机组凝结排汽温度高的原因分析及解决方案报告一、设备简介我厂两台300MW机组均为东方汽轮机厂生产的亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机。
其中低压缸采用双缸结构，为对称分流式，凝汽器为单壳体、双流程、汽流向心、表面式凝汽器。
凝汽器的工作过程：正常工作时，冷却水由循环水泵输入到中间的两个前水室，经过凝汽器中间的两组管束，流到后水室，经转向通过凝汽器外侧的两组管束流回到两侧的前水室并排出凝汽器。
蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到管子全长上，经过管束中央通道及两侧通道使蒸汽能够全面地进入主管束区，通过冷却水管的管壁与冷却水进行热交换后被凝结；部分蒸汽由中间通道和两侧通道进入对凝结水进行回热，以消除过冷度，起到除氧作用。
剩余部分汽气混合物经空冷区再次进行热交换后，少量未凝结的蒸汽和空气混合物经抽气口由真空设备抽出。
凝结水汇集在热水井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。
二、运行中存在的问题两台300MW机组在启、停机过程或低负荷运行时（通常是200MW及以下，这里重点针对低负荷运行时的情况），出现排汽温度比对应真空下的饱和温度高2度以上，在冬天真空高的时候此现象尤为突出，高出4－6度，这不仅影响到机组的安全经济运行，而且我们在计算过冷度时，通常是用排汽温度减去凝结水温度，这就给指标计算带来较大的误差。
三、问题分析上面是＃11机组在某一低负荷工况时的参数，从表中可以看出，凝结水温度已经很接近对应真空下饱和温度，凝结水过冷度几乎为零，事实上是低压缸排汽温度偏高了。
这是由于各蒸汽管道疏水存在内漏，特别是进入＃1扩容器的主要有主蒸汽管道以及汽机本体的高温高压疏水较多，经扩容后，一部分变成过热的蒸汽以一定流速进入凝汽器喉部，该部分蒸汽有70℃－80℃，另一部分被凝结成水的则进入热水井，而进入＃2扩容器的主要有高、低加危及疏水和除氧器溢流疏水，正常运行时基本没有。
汽轮机在低负荷运行时，进汽量较少（冬天真空较高，带同等负荷所需蒸汽量更少），低压缸排汽的余速较小，通过凝汽器喉部时，被从扩容器经过扩容产生的热蒸汽阻碍，热蒸汽进入喉部后通过辐射作用对位于凝汽器喉部的低压缸排汽测点造成影响，使其所测排汽温度偏高，而且＃1扩容器比＃2的影响要大的多，这里就不考虑＃2扩容器的影响。
300MW机组凝汽器汽侧换热性能的三维数值模拟与分析
理[7] 。通过以上简化 ,最终凝汽器壳侧多相 、多组分
的复杂汽相流动和传热过程可以被看作是蒸汽空气
混合物在具有分布阻力和分布质量汇的多孔介质中
的单相三维不可压定常紊流流动 。
1. 2 控制方程
在三维直角坐标系中 ,具有分布阻力和分布质
量汇的蒸汽空气混合物的流动和凝结换热过程可以
由连 续 方 程 、动 量 方 程 、空 气 湍 流 浓 度 方 程 来 描
]
+
5 5y
[εμ( 55 wy
+
5 5
v) z
]
+
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(5)
(3) 空气质量浓度守恒方程 :
5 (ερuφ) 5x
+
5 (ερvφ) 5y
+
5 (ερwφ) 5z
=
5 5x
(ερDe
55φx )
+
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+
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(ερDe
55φz )
+
Ma
(6)
式中 ,μ′为第二粘性系数 ,取值为零 ;μ为当量粘性
Abstract : Based on the PHOENICS software , with the help of a conceived porous medium , which allows for a distributed blocking effect and has a distributed mass , a 32dimensional steam flow field model of a condenser is set up and , taking a certain power plant’s 300MW steam turbine’s condenser as an example , the flow process of the complicated mixture of matter is being numerically simulated. Results of calculation almost concur with actual conditions. Accordingly , some referential conclusions are obtained by theoretical analysis. Figs 5 , tables 3 and refs 8. Key words : power and mechanical engineering ; heat transfer and flow characteristic ; numerical analysis ; condenser ; PHOENICS
提高300MW机组凝汽器真空度的实践
书山有路勤为径，学海无涯苦作舟
提高300MW 机组凝汽器真空度的实践
通过对影响机组真空度各种因素的周密论证，结合实际检修工作中的
经验，制定了一套针对性强的方案并实施，使检修改造后的机组运行真空有了
很大幅度的提高，提高了机组运行经济性。
凝汽器真空度是汽轮机组经济运行的重要指标，直接影响整个机组的出
力和热耗率，是机组冷端系统设备运行状态的集中体现。
据计算：凝汽器真空
度每变化0.1 kPa，机组供电煤耗变化0.309 g/kWh，较差的凝汽器真空度使机组冷源损失增大，热耗增高，煤耗增大。
因此，保证凝汽器的最佳真空度是发电
厂经济运行的重要内容，成为电厂节能降耗的手段之一，受到越来越广泛的重视。
而凝汽器内所形成的真空受凝汽器换热状况、真空系统严密性状况、水塔
运行状况、循环水的温度、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约，因
此提高机组的真空度是个系统工程，需要从多方面着手进行分析解决。
1、影响机组凝汽器真空度的因素分析
影响机组凝汽器真空度的因素可通过下面公式表示：
2.4、对循环泵进行增容增效改造
将2 台循环泵中的1 台泵重新设计安装叶轮、导叶体及吸入喇叭管等部件，并配用新型2 000 kW 大功率双速电机。
改造泵可实现高速370 r/min～低速329 r/min 运行，与另1 台旧泵配合可以实现低速、高速、工频、低速+工频、高速+工频等5 种运行优化方式，灵活多样。
这不仅增加了循环水流量，优化了运行方式，而且一年中大部分时间可实现单泵运行，节约厂用电效果可观。
2.5、增强水塔的换热效果。
300MW尖峰凝汽器系统调研报告
武乡及漳山尖峰系统调研报告9月26日去武乡、漳山电厂学习借鉴尖峰冷却系统及投运后的运行调整。
一、武乡电厂尖峰系统1、武乡电厂尖峰系统改造概述武乡西山发电有限责任公司2×600MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538型亚临界参数、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式。
武乡西山发电有限责任公司2×600MW直接空冷凝汽式机组，分别于2006年10月、2007年1月投产发电，是国内较早投入运行的600MW直接空冷机组，机组设计背压15kPa，夏季满发背压34 kPa，供电煤耗长期在350g/kw.h以上，与国内先进水平有较大距离。
经过考察论证，2012年武乡电厂对2×600MW直接空冷凝汽式机组进行了尖峰凝汽器改造工程，该工程由山西电力设计院负责设计，主体安装单位为山西华通电力工程公司，项目于2012年6月份建成投运。
该项目设计为在机组夏季额定工况下投运时，保证机组排汽压力降低4KPA，2013年9月经过电科院试验论证，各负荷工况下均能满足排汽压力降低4KPA的要求，达到了将600MW直接空冷机组高温季节的满发排汽背压降低从而降低供电煤耗的目的。
2、机组参数：2.1汽轮机设备参数：制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司型号： NZK600-16.7/538/538型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机额定功率：600MW额定蒸汽参数：高压主汽门前蒸汽压力：16.67MPa.a高压主汽门前蒸汽温度：538℃中压主汽门前蒸汽压力：3.324MPa.a中压主汽门前蒸汽温度：538℃额定进汽量：1830.79t／h额定排汽压力：15kPa.a能力工况背压：34kPa.a2.2尖峰冷却系统设备技术参数（单台机组）：设计背压：27KPa（循环冷却水温度为33℃）最高运行背压：48KPa冷却蒸汽量：175t/h循环水压力：0.25 MPa最大循环水量：6000 t/h冷却水温：正常20℃；最大33℃循环冷却水温升15℃，(由33℃升至48℃)。
300MW火电机组凝汽器抽气系统节能改造经济性分析
４ ．Ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｒ ｉ ｃ Ｐ ｏ ｗｅ ｒ Ｒｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ，Ｇｕ ａ ｎ ｇ ｄ ｏ ｎ ｇ Ｐ ｏ ｗｅ ｒ Ｇｒ ｉ ｄ Ｃ ｏ ｒ ｐ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ，Ｇｕ ａ ｎ ｇ ｚ ｈ ｏ ｕ ５ １ ０ ０ ８ ０ ，Ｃｈ ｉ ｎ ａ ）
Ｘｕ ｅ Ｄｏ ｎ ｇ ｆ ａ ，Ｗ ａ ｎ ｇ Ｂｏ 。 ，Ｍ ａ Ｔｉ ｎｇ ｓ ｈ ａ ｎ 。 ， Ｚｈｅ ｎ ｇ Ｌｉ ｋ ｕｎ
（ １ ．Ｃｈ ｉ ｎ ａ Ｓ ｏ ｕ ｔ ｈ ｅ ｒ ｎ Ｐ ｏ ｗｅ ｒ Ｇｒ ｉ ｄ Ｓ ｙ ｎ ｔ ｈ ｅ ｓ ｉ ｓ Ｅｎ ｅ ｒ ｇ ｙ Ｃ ｏ． ，Ｌ ｔ ｄ． ，Ｇｕ ａ ｎ ｇ ｚ ｈ ｏ ｕ ５ １ ０ ０ ７ ５ ，Ｃｈ ｉ ｎ ａ ；
摘 要 ： 对 射 水 抽气 器 和 水 环 真 空 泵 两 种凝 汽 器 抽 气 方 式 性 能 进 行 了 比较 。结 合 某 ３ ０ ０ Ｍｗ 火 电 机 组
凝 汽 器 抽 气 系统 由射 水 抽 气 器 更 换 为 水 环 真空 泵 的 节 能 改造 工作 ， 介 绍 了制 定 的 改造 方 案 ， 分 析 了节 煤 收 益
ａ ｉ ｒ ｅ ｊ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ ａ ｎ ｄ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｒ ｉ ｎ ｇ ｖ ａ ｃ ｕ ｕ ｍ ｐ ｕ ｍｐ ．Ｔ ｏ ｒ ｅ ｐ ｌ ａ ｃ ｅ ｔ ｈ ｅ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｊ ｅ ｔ ａ ｉ ｒ ｅ ｊ ｅ ｃ ｔ ｏ ｒ ｗｉ ｔ ｈ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｒ ｉ ｎ ｇ ｖ ａ ｃ ｕ ｕ ｍ ｐ ｕ ｍｐ ，
300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造分析
300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造分析本文对300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造进行了分析，阐述了凝汽器改造的必要性，并从技术角度进行了可行性分析，同时简述改造技术路线。
标签：凝汽器；给水泵汽轮机；分析0 前言本次是在2×300MW亚临界机组上改造，其给水泵布置采用1×100%汽动给水泵+1×25%电动定速给水泵方式，给水泵汽轮机（小机）和主机共用一台凝汽器，即小机乏汽排入主机凝汽器中。
1 改造的必要性凝汽器作为一个重要的汽轮机组辅机，是影响火力发电机组安全经济运行的一个重要因素，因此如何有效的提高凝汽器的工作效率，是提高汽轮机组工作效率的关键问题，保持凝汽器良好运行工况，保证达到最有利的真空是电厂节能的重要内容。
目前冷却系统采用表凝式间接空冷系统，两机一台即良台机组公用一座间接空冷塔，在夏季高温季节，环境温度对机组真空影响较大，给水泵汽轮机乏汽排入主凝汽器，增加了凝汽器的热负荷，使机组真空降低，影响机组运行经济性，已经不能满足国家政策要求。
从可节能降耗角度分析，降低煤耗对于企业的长期发展和生存有重要意义，因此发电厂实给水泵汽轮机凝汽器改造是十分必要的。
2 项目的可行性空冷机组汽轮机的冷却系统（凝汽器系统）有两种布置方式，一种布置方式为给水泵汽轮机和主机共用一台凝汽器，给水泵汽轮机做功后的乏汽直接排入主机凝汽器，共同冷却，主机真空和给水泵汽轮机具有相同的真空值。
另一种布置方式，给水泵汽轮机和主机凝汽器（排汽系统）分开布置，给水泵汽轮机采用单独的凝结水系统，布置凝汽器、循环水泵和凝结水泵，循环水冷却采用机力通风塔。
单独设置给水泵凝汽器，减轻了主机凝汽器的热负荷，等同于一部分乏汽分流至给水泵汽轮机凝汽器，也可以提高机组运行的真空。
3 从理论情况来分析机组正常运行中，汽轮机排汽进入凝汽器，受到冷却介质（循环水）的冷却而凝结成水，蒸汽凝结成水后，其体积成千上万倍的缩小，原来由蒸汽充满的容器空间就形成了真空，在理想工况下，只要进入凝汽器的冷却介质不中断，则凝汽器内的真空便可维持在一定水平上，但实际上，汽轮机组排汽总带有一些不可凝结的气体，处于高度真空状态下的凝汽器和其他设备也不可能做到完全封闭，总有一些空气通过不严密处漏入真空系统中，这些气体的存在，影响凝汽器的传热，使凝汽器的端差增大，进而影响凝汽器的真空。
300MW直接空冷尖峰冷却系统的研究与应用
300MW直接空冷尖峰冷却系统的研究与应用1.前言我国西北地区煤矿较多，前期大量建造湿冷机组，但水资源缺乏，不适宜大容量湿冷机组；后期政策调整改为空冷机组，为了确保煤电的经济性，该地区大量投运空冷火力发电机组。
随着国内火力发电技术的发展和进步，以及国家对空冷机组能耗要求的提高，空冷机组主要的技术经济效益，成为了研究重点和难点。
在进行火力发电过程中，空冷汽轮机组在汽轮机组尾部的排汽冷却采用空气冷却，但近年来北方地区环境温度逐年提升，夏季高温季节时段延长，导致空冷机组夏季不能满负荷运行，且运行背压偏高，经济性严重受到影响。
2.空冷机组冷端特点因国家政策的调整，火力发电机组现阶段的供电煤耗普遍偏高，特别是空冷机组，因其采用空气冷却的方式，不仅换热效率低，而且耗电量大，增大了厂用电率，空冷机组冷端参数的特点主要有：1.空冷机组随负荷变化真空的变化较大；2.空冷机组的排汽焓值高；3.空冷机组较同等量湿冷机组乏汽量大；4.空冷机组排汽干度大；5空冷机组真空变化受环境温度影响较大。
以上原因导致空冷机组经济性差，从冷端角度来分析，解决空冷机组煤耗高的方法是加强冷端散热能力，加强冷端散热能力的方式有很多种：1、前几年很多空冷机组对空冷岛进行了加装喷淋装置的改造，喷淋的水采用软化水，费用昂贵，而且喷淋后由于空气中污染物较多，会对空冷岛翅片造成腐蚀，甚至使空冷岛翅片受力变形。
翅片内有高温乏汽，在60-70℃下，外部的喷淋水极易对翅片造成结垢现象。
2、增加空冷岛散热单元，这种改造费用昂贵且需要有足够的场地，一般电厂A排外就是发电机出线至变电站，很难有场地。
3、尖峰冷却系统，这是一种将空冷机组部分乏汽通过分流冷却的方式，降低空冷岛的散热压力，以降低机组背压。
相当于双冷源运行，效果确实很好，但是耗水量也较大。
如果附近有城市中水或其他水源可以考虑。
在机组空冷性能曲线中，随着环境温度的升高，机组背压呈递增式的提高，同样，机组排汽量增大后，背压也呈递增式的提高。
国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析
国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析国电谏壁发电厂8 号300 MW 机组,原配置的凝汽器为N-15000 型。
自1983 年4 月机组投产以来已运行了20 多年,铜管腐蚀、结垢、老化,管材传热系数下降,铜管泄漏明显增加,机组大修前铜管闷堵数已达5 %。
2000 年1 月9日开始对8 号机组进行通流部分改造,机组出力增加为330 MW ,如此排入凝汽器的蒸汽量为615. 178 t/ h ,比改造前增加了47. 672 t/ h ,增加了8. 4 %。
因凝汽器的热力性能已不能满足通流部分改造后机组的性能和出力要求,阻碍了机组的经济性和可靠性,为此对8 号机组凝汽器进行了完善改造。
1 凝汽器改造方案8 号机组凝汽器改造于2004 年12 月18 日开始进行,至2005 年2 月1 日完成。
改造后的凝汽器壳体长度方向几何尺寸较原凝汽器增加了1.26 m ,冷却管有效长度相应增加为12.665 m ,使凝汽器有效冷却面积由原先的15000 m2 增加至17000 m2 。
同时,将旧铜管全部更换为新铜管。
(1) 考虑到现场施工条件和工期的限制,凝汽器南端壳体接长1260 mm ,保留原管板,并增设一道中间隔板,在壳体内相应增加凝聚水收集板和其它构件。
凝汽器改造后不含铜管重量的壳体总重量由原先的111.8 t 增加到约130 t 。
(2) 重新设计制作凝汽器南端的出水水室。
为了不改动现有收球网的安装位置,在设计制作新的出水水室时,在保证水室通流截面积不变的前提下适当减少水室体的深度。
(3) 为了减少工作量,保留凝汽器南端进水水室,只对其作必要的结构改进。
将水室内部现有的加大筋全部拆除,水室外壁重新配置加大筋,水室内壁打磨平坦,并对内外壁进行重新油漆。
(4) 热井南端与壳体下部相连接的钢板接长1260 mm ,并在此板下部增设9 块加大肋板,同时增设斜撑钢管。
(5) 在凝汽器底部偏南增加2 组共4 套弹簧支座,以排除凝汽器南端加长后的载荷振动。
300MW直接空冷机组凝汽器性能监测与运行优化
300MW直接空冷机组凝汽器性能监测与运行优化直接空冷技术可有效解决富煤贫水地区的发电问题,在世界上获得了快速发展。
由于直接空冷机组的空冷凝汽器系统结构复杂、设备尺寸大、运行性能受环境影响显著,机组运行过程中存在凝汽器换热不均、冬季管束冻结、热风回流等问题。
目前空冷系统只有凝结水温度、排汽压力、风机转速、环境温度等少量参数测点,仅凭这些参数还不能全面反映凝汽器的工作状况。
为了解决这些问题,不仅需要实时获取直接空冷凝汽器的温度场分布及变化情况,还要对凝汽器其他性能进行更全面的监测与分析。
在深入了解直接空冷凝汽器工作原理的基础上,运用FORTRAN语言,基于IMMS(一体化模型开发平台)对直接空冷系统耗量特性、经济背压、换热系数、内部汽水流动特性等模型进行处理并编写相应的计算程序模块。
结合凝汽器温度场数据和从DCS获得的部分数据,将各功能模块汇编入直接空冷凝汽器性能在线监测系统,实现各模块的在线运行,并对模型计算结果进行分析。
通过直接空冷凝汽器性能在线监测系统能够实时计算得到凝汽器各性能指标,实现了对凝汽器性能的在线监测,对机组的运行调整和实现机组的安全经济运行具有重要意义。
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武乡及漳山尖峰系统调研报告9月26日去武乡、漳山电厂学习借鉴尖峰冷却系统及投运后的运行调整。
一、武乡电厂尖峰系统1、武乡电厂尖峰系统改造概述武乡西山发电有限责任公司2×600MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538型亚临界参数、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式。
武乡西山发电有限责任公司2×600MW直接空冷凝汽式机组，分别于2006年10月、2007年1月投产发电，是国内较早投入运行的600MW直接空冷机组，机组设计背压15kPa，夏季满发背压34 kPa，供电煤耗长期在350g/kw.h以上，与国内先进水平有较大距离。
经过考察论证，2012年武乡电厂对2×600MW直接空冷凝汽式机组进行了尖峰凝汽器改造工程，该工程由山西电力设计院负责设计，主体安装单位为山西华通电力工程公司，项目于2012年6月份建成投运。
该项目设计为在机组夏季额定工况下投运时，保证机组排汽压力降低4KPA，2013年9月经过电科院试验论证，各负荷工况下均能满足排汽压力降低4KPA的要求，达到了将600MW直接空冷机组高温季节的满发排汽背压降低从而降低供电煤耗的目的。
2、机组参数：2.1汽轮机设备参数：制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司型号： NZK600-16.7/538/538型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机额定功率：600MW额定蒸汽参数：高压主汽门前蒸汽压力：16.67MPa.a高压主汽门前蒸汽温度：538℃中压主汽门前蒸汽压力：3.324MPa.a中压主汽门前蒸汽温度：538℃额定进汽量：1830.79t／h额定排汽压力：15kPa.a能力工况背压：34kPa.a2.2尖峰冷却系统设备技术参数（单台机组）：设计背压：27KPa（循环冷却水温度为33℃）最高运行背压：48KPa冷却蒸汽量：175t/h循环水压力：0.25 MPa最大循环水量：6000 t/h冷却水温：正常20℃；最大33℃循环冷却水温升15℃，(由33℃升至48℃)。
尖冷凝汽器汽侧凝结水通过自流回主机排汽装置。
武乡电厂尖峰凝汽器循环水系统采用单独的机力通风冷却塔循环供水系统，供水方式为#1、#2机联络母管制，配备二座单塔冷却水量6000 m3/h通风冷却塔及三台循环水泵并联运行。
单泵流量为4000 m3/h，扬程为：25.0m.正常情况下，三台循环水泵同时运行，不设备用。
2.3、武乡尖峰凝汽器技术规范:编号项目单位参数1 凝汽器的有效面积m216002 抽空气区的有效面积m21603 流程数/壳体数2/14 TMCR工况循环水带走的净热kJ/s 114356.25 传热系数kcal/h.m2.℃31036 循环水流量m3/s 1.677 管束内循环水最高流速m/s 2.38 冷却管内设计流速m/s 2.169 清洁系数0.8510 循环水温升℃1511 凝结水过冷度℃0.512 凝汽器设计端差℃17.213 水室设计压力MPa 0.3514 壳侧设计压力MPa -0.1—0.115 凝汽器出口凝结水保证氧含量 g/l 1516 管子总水阻bar 0.35317 凝汽器汽阻bar 0.0026218 循环倍率(夏季工况) 3519 水室重量（每个）T 4.8620 凝汽器净重T 45.7821 凝汽器重量（运行时）T 72.822 凝汽器重量（满水时）T 128.3 3、系统设计区别及运行调整规定3.1、武乡电厂尖峰系统设计在机组非供热期投运，即每年3月中旬至11月中旬。
供热期间，通过三台吸收式热泵系统给武乡县供热。
尖峰冷却系统汽侧入口设置关断蝶阀，系统停运时关闭。
实际运行中阀门能可靠关闭切除系统。
3.2、尖峰冷却系统循环水侧设置有胶球清洗装置和二级旋转滤网，但实际运行中，胶球系统不能投运，二级旋转滤网运行效果差。
3.3、武乡电厂尖峰系统运行调整方面白天按能降至最低背压运行，晚上按控制厂用电率来调整背压。
3.4、武乡电厂尖峰冷却凝汽器设置电动抽真空门，抽真空管道与主机抽真空管道直接连接，但尖峰凝汽器距离厂房较远，抽真空管道较长。
正常运行中，一台真空泵满足运行要求。
3.5、尖峰系统夏季双机投运工况下，每天耗水量在5000吨左右。
二、漳山电厂尖峰系统1、漳山电厂尖峰改造概述山西漳山一期2x300MW直接空冷凝汽式机组工程始建于2002年，两台机组分别于2004年9月、10月投产发电，是国内最早投入运行的300MW直接空冷机组。
一期300MW直接空冷机组设计背压15kPa，夏季满发背压35 kPa。
投产发电至今夏季运行背压逐年增加，2009～2010年夏季满发背压高达到42 kPa，供电煤耗370g/kw.h，远远高于全省供电煤耗，影响了电厂的经济效益。
2010年9月，彰山电厂对2×300MW直接空冷凝汽式机组进行了尖峰凝汽器改造工程，该工程由山西电力设计院负责设计，主体安装单位为山西电建三公司，项目于2011年10月份建成投运。
该项目设计可将汽轮机排汽的50%由尖峰凝汽器系统完成冷却，使得机组在夏季环境温度33℃时机组的运行背压由45Kpa降低到20Kpa以下，机组运行煤耗降低15.0g/Kwh左右。
2、设备规范2.1汽轮机生产厂家：哈尔滨汽轮机厂型号：N300-16.7/538/538型式：亚临界参数、高中压合缸、中间一次再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷冷凝式。
主蒸汽压力/温度：16.7MPa/538℃再热蒸汽温度：538℃排汽背压：35KPa （夏季）额定背压：15KPa （设计）旋转方向：顺时针方向（从汽轮机向发电机端看）额定功率：300MW额定进汽量：1055t/h额定净热耗：（THA工况）8120.4KJ/KW·h给水温度：（THA工况）271.9℃补水率：<3%2.2尖峰凝汽器型号：N-3700 冷却面积：3700m蒸汽压力：20kpa（绝压）蒸汽流量：335t/h冷却水温：33℃冷却水压力0.25MPa设计流量：12100t/h 最大冷却水量:13000t/h由于机组主机凝结水箱布置在10米平台，尖冷凝汽器汽侧凝结水通过凝泵排至主机凝结水箱。
彰山电厂尖峰凝汽器循环水系统采用单独的机力通风冷却塔循环供水系统，供水方式为#1、#2机联络母管制，配备四座单塔冷却水量6000 m3/h通风冷却塔及两台循环水泵并联运行。
单泵流量为12000 m3/h，扬程为：25.0m.双机运行时，两台循环水泵同时运行。
3、系统设计区别及运行调整规定:3.1、根据附件3数据分析，当环境温度较低和负荷率较低期间，空冷凝汽器和凝汽器有调节余度时，可以适当提高1-2KPa运行维持10KPa运行，煤耗基本不变，厂用电会下降。
3.2、正确理解背压与厂用电关系，背压从额定值降至8KPa,每千帕影响煤耗0.9克/KPa，每1%厂用电对煤耗影响2.9克。
负荷率不同同样空冷降幅所占厂用电比重份额不同，对煤耗产生影响不同。
3.3、环境温度高时体现湿冷优势，有调整余度时可以发挥优势，增加尖峰凝汽器汽量。
环境温度低时空冷散热器冷却能力变强，空冷汽量可以适量多增加维持低背压运行。
3.4、尖峰冷却系统循环水侧设置有胶球清洗装置和二级旋转滤网，但实际运行中，胶球系统每天投运，运行正常，二级旋转滤网运行效果差，不投运。
3.5、尖峰系统夏季双机投运工况下，每天耗水量在1万吨左右。
3.6、尖峰系统抽真空系统母管为直径100管道，原先设计接在主机抽真空母管上，但运行中影响空冷系统抽真空效果，需要两台真空泵运行。
后系统改造为接至#1真空泵入口，其他两台真空泵单独抽空冷系统。
机组正常运行中，采用#1真空泵运行，尖峰系统抽真空手动门部分开启，节流控制，空冷系统压密性较差时，可以启动其他两台真空泵抽真空。
三、武乡、彰山、兆光尖峰系统对比（单台机组）：武乡电厂彰山电厂兆光电厂机组容量（MW）600 300 300额定蒸汽流量（t/h）1830.79 1055 1014额定排汽压力(KPa) 15 15 16夏季排汽压力(KPa) 34 35 35空冷岛设计面积（万㎡) 137.959（单）49.28（三）74.84（单）空冷风机数量（台）8×8 5×5 6×4尖峰凝汽器面积(㎡) 1600 3700 3800设计尖峰蒸汽量（t/h）175 335 284循环水侧温升（℃）15 15 13循环泵功率（KW）400×3 1120×2 1250×2 风机功率（KW）185×2 185×4 185×4凝泵功率（KW）无55×2 无抽汽蝶阀有有无胶球系统有有无二级旋转滤网有有无尖峰系统日耗水（t）2500 5000 4000四、考察结论：1、由于尖峰冷却系统属于水冷却方式，对排汽的冷却效果要优于空冷凝汽器系统，因此在环境温度高于零上，保证空冷岛不会发生冻结的情况下，应连续投运。
2、尖峰系统给投运后，应保持稳定出力运行，机组排汽压力的调整，通过控制空冷风机转速进行，排汽压力的控制值应根据空冷风机的整体功率消耗确定，避免空冷风机工作在“高耗能低效果”区域。
（空冷风机转速高于700RPM以上，见下表）在此前提下，排汽压力压力控制越低越好，低限为比阻塞背压高1KPA左右。
3、正常运行中，尖峰系统的漏空量不大，尖峰抽真空系统容易过量抽排汽影响空冷抽真空效果，彰山电厂与兆光电厂的运行情况相似，应优化抽真空管道设计或通过增加阀门节流控制。
4、可以考虑增加尖峰凝结水流量测点，便于监视、分析尖峰系统实际运行情况。
5、尖峰系统给投运后，应加强对循环水水质的监控和调整，并做好夏季高温环境下大蒸发量的水源准备（夏季环境温度最高时，彰山电厂每天尖峰系统耗水量在1万吨左右）。
由于我厂尖峰系统未设计胶球清洗系统，每年尖峰系统投运前，必须彻底清洗凝汽器水侧，保证冷却效果。
彰山电厂尖峰系统投运初期胶球系统投运不正常，夏季尖峰系统持续高温运行时，尖峰水侧经常堵塞，每一个月左右利用夜间停运尖峰清洗水侧，胶球系统投运正常后，水侧运行正常。
附录1 武乡投运尖峰参数 附录2 漳山投运尖峰负荷(MW)主蒸汽流量(t/h)背压(Kpa)尖峰凝汽器压力(Kpa) 循环水进水压力(Mpa) 循环水进水温度(℃) 循环水出水压力(Mpa) 循环水出水温度(℃) 空冷风机转速(%) 空冷风机台数环境温度(℃)399120111 10.30.125.60.137.7886418负荷(MW) 主蒸汽流量(t/h)背压(Kpa) 尖峰凝汽器压力(Kpa) 循环水进水压力(Mpa) 循环水进水温度(℃) 循环水出水压力(Mpa) 循环水出水温度(℃) 尖峰凝结水流量(t/h) 尖峰凝结水调门开度(%) #2尖峰循环泵电流(A)#2尖峰循环泵出口压力(Mpa)空冷风机转速(%)/台数尖峰机力风机台数/电流(A)环境温度(℃)231713 11.25 10.77 0.24 25.9 0.11 33.6 177 51.3 140 0.29 100/25 3/226 18.5附件3：漳山电厂低负荷背压调整试验数据：#2机组分配空冷与尖峰凝汽器汽量调整试验（低负荷）机组时间背压（KPa）负荷（MW）环境温度℃空冷风机转速%空冷变功率kw空冷厂用电下降%厂用电下降%背压上涨KPa厂用电下降对煤耗影响背压上涨对煤耗影响调整后效果（未考虑背压变化对其他辅机影响试验前#2机24日23:538.8 191 17.3 94% 309052.8% 0.75% 2.1KPa2.2克1.9克煤耗基本不变，厂用电，下降0.75%试验后#2机23日23:2810.92 190 19.0 75% 1457#1机组分配空冷与尖峰凝汽器汽量调整试验（低负荷）机组时间背压（KPa）负荷（MW）环境温度℃空冷风机转速%空冷变功率kw空冷厂用电下降%厂用电下降%背压上涨KPa厂用电下降对煤耗影响背压上涨对煤耗影响调整后效果（未考虑背压变化对其他辅机影响试验前#1机27日5:168.3 221 20.8 86.7% 222169.3% 0.70%2.2KPa2.0克2.0克煤耗基本不变，厂用电，下降0.70%试验后#1机28日2:5910.5 224 18.8 43.9% 680。