双背压凝汽器工作过程，优点及基本构造

双背压凝汽器工作过程:

凝汽器正常工作时，冷却水由低压侧的两个进水室进入，经过凝汽器低压侧壳体内冷却水管，流入低压侧另外两个水室，经循环水连通管水平转向后进入高压侧的两个水室，再通过凝汽器高压侧壳体内冷却水管流至高压侧两个出水室并排出凝汽器，蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到冷却水管全长上，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，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热井对凝结水进行回热。LP侧壳体凝结水经LP侧壳体部分蒸汽回热后被引入凝结水回热管系，通过淋水盘与HP侧壳体中凝结水汇合，同时被HP侧壳体中部分蒸汽回热，以减小凝结水过冷度。被回热的凝结水汇集于热井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结水系统。HP侧壳体与LP侧壳体剩余的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抽真空设备抽出。60万的双背压凝汽器，不同制造厂家内部结构有细微差别。

双背压凝汽器的优点：

①根据传热学原理，双背压凝汽器的平均背压低于同等条件下单背压凝汽器的背压，因此汽机低压缸的焓降就增大了，从而提高了汽轮机的经济性。（600MW机组的双背压一般分别为4.4/5.4KPA,平均背压为4.9 KPA）。

②双背压凝汽器的另一个优点就是低背压凝汽器中的低温凝结水可以进入高背压凝汽器中去进行加热，既提高了凝结水温度，又减少了高背压凝汽器被冷却水带走的冷源损失。低背压凝汽器中的低温凝结水通过管道利用高度差进入高背压凝汽器管束下部的淋水盘，在淋水盘内，低温凝结水与高温凝结水混合在一起，再经盘上的小孔流下，凝结水从淋水盘孔中下落的过程中，凝结水被高背压低压缸的排汽加热到相应的饱和温度。

双背压凝汽器的基本构造：{借鉴}

660MW三缸四排汽汽轮机设有四台凝汽器，每两台一组，两台低背压凝汽器为一组，两台高背压凝汽器为一组，分别布置在低压缸的下方。不同的背压是由凝汽器不同的循环水进水温度来形成的，循环水管道为串联布置，从两台低背压凝汽器进入，出水进入两台高背压凝汽器排出后进入虹吸井。也就是说每组凝汽器的水侧是双进双出的。每组凝汽器只是壳体是整体的，正常运行中可半边解列进行清洗。

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，因此需要有两只凝汽器。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。相对于单背压凝汽器，双背压凝汽器能够更好地降低排汽压力，提高机组经济性，因此，600MW和1000MW等级的凝汽式汽轮机组多采用双背压凝汽器。 
　　1 常规抽真空系统及存在的问题 
　　1.1 常规抽真空系统 传统的常规抽真空系统为：高背压凝汽器内不凝结气体通过抽空气管道以及安装在联通管上的节流孔板进入低背压凝汽器内，与低背压凝汽器内的抽空气管道汇合，再引至真空泵入口母管（见图1），通过3个并联的真空泵抽吸排出。上述系统即是真空泵并联母管制，对于凝汽器侧就是一般所说的串联布置。 
　　该系统的优点是系统简单，利用高、低压凝汽器存在的设计压差，可减少真空泵的出力。但高、低压凝汽器之间存在干扰。 
　　1.2 存在的问题 根据双背压凝汽器的设计功能，这些高、低压凝汽器之间应有1kPa左右的压力差异，然而这些600MW、1000MW机组投产运行后，高、低压凝汽器之间却没有出现压力差异，即失去了双背压的运行特性。如：国华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，性能试验各负荷工况的高、低压凝汽器压力数值十分接近，差异仅0.1kPa左右。乌沙山电厂600MW超临界机组在20℃海水温度下的设计高、低压凝汽器压力分别为4.4kPa和5.4kPa。四台机组在投产之后相当长的运行时间内，两只凝汽器之间没有明显的压力差异，已失去双背压运行功能，且低压凝汽器的端差高达15～18℃，表明低压凝汽器内部出现了较为严重的传热恶化状况。 
　　1.3 原因分析 由于高、低压凝汽器的抽空气管汇接在一起，制造厂在设计时，通常会在高、低压凝汽器抽空气联络管上设置一节流孔板，以控制高压侧到低压侧的抽气量。节流孔板一般是按额定工况设计选择孔径的，在高、低压凝汽器的压差发生变化时，无法调节节流孔板来适应压差的变化。这样高低压两个不同压力的抽空气管道，连接在同一抽气母管上，两者之间压力又不能很好的匹配。当高、低压凝汽器压差较大时，必然会造成高压侧过度抽气，使得饱和蒸汽进入低压凝汽，低压侧抽气严重不足，导致有效传热面积减少，传热端差增大，对应的汽轮机排汽温度升高；当高、低压凝汽器压差较小，高压侧对低压侧的抽气影响减弱，表现出高、低压凝汽器对应的汽轮机排汽温度的差与正常状态的偏差较小，如同单背压凝汽器，失去了双背压凝汽器应有的效益。 
　　由以上的分析可知，凝汽器表现出的背压高和高、低压侧压差偏小，其主要原因在于高、低压凝汽器采用串联抽气系统，其结果是低压凝汽器的抽气不足，造成不凝结气体积聚，有效传热面积减少，传热端差增大；或者是高压凝汽器过度抽气，不但没有有效降低汽轮机的排汽压力，反而造成工质损失，进而使水环真空泵的密封水温度升高。 
　　2 优化改进方案 
　　2.1 单泵单抽系统 从理论分析和工程实践看，高、低压凝汽器串联抽气的系统需要改进。解决高、低压凝汽器串联抽气造成的背压偏高和高、低压凝汽器压差偏小的问题，关键在于解决高、低压凝汽器的均衡抽气。可采用高、低压凝汽器分开抽气的方案，即单泵单抽方案，对于凝汽器抽气侧通常也称为并联布置。 
　　单泵单抽方案（见图 2）具体为高、低压凝汽器之间取消抽气联络管道，设置三台真空泵，2台真空泵分别对应高、低压凝汽器，第 3 台真空泵作为前 2 台真空泵的公用备用泵。在抽气母管上设置 2 个阀门，即可使三个真空泵实现正常运行时高低压凝汽器分别抽真空，在启动或真空严密性差时并列抽真空的功能。这种布置的效果在一些电厂改造后实际运行中得到了验证，并取得了良好的经济效益。 
　　2.2 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）全关。②当一台运行真空泵故障时，备泵B自启，并同时联锁开启故障泵侧的联络阀。待故障泵消缺后恢复正常运行方式。③如采用节能运行方式（即单泵运行），可开启“节能方式”开关，两只联络阀自动开启。此时真空泵联锁逻辑可采用原逻辑，三台泵可实现互备。此时需通过手动调整高压凝汽器抽空气母管隔离阀满足双背压运行要求。④当两台运行真空泵均故障时，“节能方式”开关自动开启，并联锁开启两只联络阀。 
　　2.3 效益分析 实施单泵单抽改进方案，能彻底消除双背压凝汽器压力不合理升高现象，可以恢复高低压凝汽器的设计双背压功能。 
　　以我公司两台1000MW机组为例，机组的凝汽器平均背压可以降低0.5kPa，机组效率提高幅度将超过0.35%，由此使机组供电煤耗率下降幅度在1g/kWh以上。以两台机组年发电量110亿度来估算，全年可以节省1.1万吨左右标准煤。以标准煤价格每吨800元计算，则每年可节省燃料费用达880万元，经济效益十分可观。 
　　综合以上分析，我公司2×1000MW煤电一体化新建工程从设计阶段即对凝汽器抽真空系统进行了改进，选用单泵单抽方案，在主机订货（凝汽器随主机配套采购）阶段进行了明确。另外，针对其他电厂出现的水环式真空泵叶轮汽蚀问题，我公司还对真空泵设备进行了改进，加装了大气喷射器。通过以上改进，大型机组的抽真空系统常见的一些问题将得到彻底解决。