凝汽器集中发球清洗技术及工程实践分析

引言

凝汽器清洗装置是汽轮机发电机组运行过程中对凝汽器冷凝管内污垢进行清洁的装置,该装置的运行情况直接影响凝汽器的冷凝效果,进而影响机组效率,还会影响机组运行安全。凝汽器良好的清洁度是保证机组安全高效运行的基础。

凝汽器清洗技术主要可分为离线型和在线型。离线型以高压水冲洗、化学清洗为主,也最先在电厂进行了应用,但进行除垢清洗就必须停机操作,这对于需要连续运行的电厂来说既不方便,又会在机组运行过程以及启停过程中造成较大的经济损失。随着各项技术的发展,各种在线型凝汽器清洗技术开始出现,受到电厂的青睐,其可根据机组实际运行情况随时投入,给电厂灵活运行带来极大的便利,在线型清洗技术中胶球清洗技术的应用尤为广泛。

1凝汽器清洗技术

凝汽器清洗技术的好坏并没有绝对的评价标准,只要是适合电厂经济安全运行的就是好的技术。也有一些凝汽器清洗系统优劣的客观评价指标,从理论上来讲就是在清洗后凝汽器换热系数的提升程度,而在实际运行中,通常以凝汽器真空作为评判的依据。

1.1影响凝汽器换热的因素

影响凝汽器换热效率的因素主要有:换热面积、机组真空严密性、管道及疏水系统泄漏、循环水流量、循环水温度、凝汽器换热系数等。通过提高凝汽器换热系数来提高既有凝汽器的换热效果是综合考虑后最为高效的措施。

式中:k为凝汽器换热系数:R1为凝汽器导热及对流换热热阻:R2为不凝气体热阻:R3为汽侧凝结液膜热阻:R4为水侧污垢热阻:d、d0分别为管道内外径:h1、h2分别为管道水侧、汽侧对流换热系数:1为管道长度:A为管壁导热系数。

从式（1）、式（2）可以看出,传热系数的大小取决于管内外对流换热系数、管束导热系数、污垢热阻。运行中的机组通过提高流体流速来加强换热效果是最直接的手段,但这样势必造成循泵的功耗增大,经济性较差。实际运行中的凝汽器通过减小污垢热阻来提高凝汽器换热效果是最有效的方式,因而在工程实践中出现了各种凝汽器清洗技术。

1.2常见凝汽器清洗技术

实际运行中,电厂凝汽器循环水质等问题不可避免地会造成凝汽器结垢,这就要求凝汽器可以在运行期间进行清洗,使其保持在理想状况下工作。目前应用较多的主要有以下几种清洗方式:

（1）传统凝汽器胶球清洗系统。该系统是目前应用最为广泛的清洗方式,优点在于设备系统相对简单、投资成本低、技术相对成熟、运行维护费用低。但也存在收球率低、跑球、堵球等现象,同时运行需要进行人工干预,对大机组凝汽器清洗范围有限,即使收球率达到95%以上也无法对凝汽器管程、边角位置的管束进行有效的清洗等问题。

（2）在线机器人清洗系统。安装在凝汽器水室内,通过伺服电机和减速机来控制手臂使其准确喷射高压水流清洗管束,能够与多种清洗方式组合使用以达到更好的清洗效果。但存在清洗周期长,效率低,高压水动能衰减快,管束后段清洗效果差,系统较复杂,潜在故障率大,投资大,养护成本高等问题。

（3）螺旋纽带清洗系统。在冷却管内放置可绕轴旋转的螺旋纽带,管内流过的冷却水带动纽带绕轴旋转并摆动达到清除污垢的效果,同时扰动可使管内换热效果有所提高。该系统具有设备简单、可连续运行等优点,但纽带增加了沿程阻力,循泵功耗升高,生产成本增加,同时纽带易造成管束磨损或自身断裂,从而易造成管束堵塞、损坏等问题。

（4）超声波除垢系统。超声波除垢可使水中的硬度盐的结晶不会附着在同样频率的管壁上,同时可防止水中未结晶的盐沉积在管壁上。而振荡产生微细水流、增加管内扰动,可以强化换热能力。该系统具有除垢效果稳定等优点,但成本投入大、能耗高,且对管道后半程清洗效果较差。

以上方法在各方面都存在一定的优劣,而在原有传统胶球清洗系统的基础上发展而来的集中发球技术,可以在尽可能少改动既有设备的情况下,在运行、安全和经济性方面达到较好的效果。

2凝汽器胶球清洗集中发球技术

2.1胶球清洗集中发球技术及其特点

凝汽器胶球清洗集中发球技术是基于传统凝汽器胶球清洗系统发展起来的一种新型胶球清洗技术,系统胶球清洗时,一次性向系统投入大量的胶球,让胶球布满凝汽器的进水室,进而较均匀地分布到凝汽器的换热管区域,从而达到全面清洗凝汽器的目的。

凝汽器胶球清洗集中发球技术的原理是,当大量胶球同时进入凝汽器的水室时,位于水室主流区域的换热管束首先充满胶球,从而该区域的管道阻力增大,导致水流分散到其他区域,胶球也会同时进入其他区域的管束,增加了对于边角不易清洗到的管束的清洗概率。具言之,胶球从进入到离开凝汽器在5s左右,短时间内大量胶球进入水室局部区域,会在水室内产生"排挤"效应,在把管内可能留存的胶球冲击携带出来的同时,尚没有胶球进入的管道流速相对较快,传热系数提高:分散在水体中的胶球在水流的携带作用下进入该部分管束,实现对换热管更均匀地清洗。

由于凝汽器内部结构差异和循环水水流在凝汽器的分布差异,凝汽器内部某些局部区域水流较慢,可通过在水室增加发球管口,直接把胶球送入该区域。

为达到清洗效果,一般情况下要求浸湿的胶球与水的比重保持一致,这样才能够保证进入水室的胶球均布于水室,为此集中发球技术同时增加胶球浸润装置,在系统自动投运10min后,即可完成对胶球的浸润。

为避免传统收球网存在跑球、卡球等问题,集中发球技术采用V型活动网板漏斗式收球网,网板采用大倾角,收球网前后压差小于2kPa,从而可以更好地引导胶球进入集球口,杜绝了胶球堵塞、逃逸问题,将收球率提高到了95%以上。

为提高胶球清洗系统的爆发式发球效果,选用了KSs技术的宽流道、无磨损胶球泵,胶球泵流量提高到150B200m3/h。

一般情况下,胶球添加数量为凝汽器单侧单程管束的40%以上,大于常规发球技术的7%～13%,整体清洗概率可以达到98%以上,一般凝汽器清洁系数可达到0.9以上,高于行业规定的0.85。

2.2集中发球清洗系统布置与运行方式

集中发球清洗系统的原理如图1所示,集中发球装置6布置在胶球泵5的出口逆止阀11后:系统运行时,通过开闭阀门12和16可实现前水室的集中发球:通过开闭阀门14和16,可实现后水室的集中发球。

在收球期间,胶球通过V型收球网4及管道回到发球装置6内部,等待下次发球。同时来自循环水出水管道2的水流从收球网4排球口经胶球泵5排出后,通过集中发球装置6上的热水回水阀16回到循环水出水管道2,间接降低了循环水进水温度,有利于提高凝汽器真空度。

为降低员工劳动强度,系统专门设计了胶球回收器8,当胶球磨损需要更换时,可在系统带压下打开排球蝶阀18,直接把磨损后的胶球排放至回收器内的集球框中,手提即可。此外,集中发球技术还配置了操作更加便捷的控制系统,有效减轻了凝汽器清洗时工人的工作负担,提高了工作效率和可靠性。

2.3集中发球技术的应用实例

凝汽器胶球集中发球技术在不同区域的电厂应用6年来均取得了较好的效果,不同程度地降低了机组的背压,在当前"双碳"达标的背景下,达到了节能降耗的目的。2.3.1300Mw机组改造前后对比案例一

该汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的C270/N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机,与其配套的为N-18000表面式、双壳体、双流程、横向布置凝汽器。

在机组胶球集中发球技术改造后,对凝汽器进行了配套试验,改造前后主要性能参数如表1所示。

表1机组胶球清洗系统改造前后凝汽器性能试验数据及计算结果

在225Mw(75%）机组负荷下,胶球清洗系统改造前后凝汽器背压分别为7.03kPa、5.33kPa,将凝汽器循环水入口水温及循环水流量修正到设计工况下,凝汽器压力分别为6.34kPa、5.00kPa,改造后真空提高了1.34kPa,供电煤耗率降低接近4g/·kw)h）。

2.3.2300Mw机组运行清洁效果对比案例二

该机组为东方汽轮机有限公司制造的300Mw亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、高中压合缸汽轮机,配套的是N-17800-1型单背压、单壳体、双流程、表面式凝汽器。该机组检修期间,在进行胶球集中发球改造的同时,使用高压水对凝汽器进行了冲洗。为了验证胶球清洗效果,在检修启机后和投运胶球两个月后分别进行了对比试验。试验在300Mw额定负荷且两次试验真空严密性均为30Pa/min的情况下进行,试验主要数据如表2所示。

从试验对比结果可知,在300Mw额定负荷下,高压水冲洗并修正温度及流量后的凝汽器平均排汽压力为6.78kPa。

投入改造后的胶球系统,并修正到设计循环水进口温度和设计循环水流量条件下,凝汽器平均排汽压力为6.58kPa,机组真空提高了0.2kPa。

2.3.3中水水质凝汽器改造前后对比案例三

该机组采用东方汽轮机有限公司生产的N300-16.67/537/537-8型亚临界、双缸双排汽、纯凝、湿冷机组,配套型号为N-17310的凝汽器。

该电厂所在区域水资源较为匮乏,循环水浓缩倍率相对较高,结垢问题更突出。对原有清洗系统进行改造后,为检验改造效果,分别对改造前后的凝汽器进行性能考核试验,分别选取200Mw、240Mw、280Mw负荷,稳定运行1h,试验主要数据如表3所示。

表3改造前后凝汽器性能试验主要数据

从表3结果可知,凝汽器真空在200Mw、240Mw、280Mw负荷,分别提高了0.91kPa、1.26kPa、0.91kPa。再对胶球收球率进行试验,系统两侧各加胶球1500颗,A/B侧分别收到1449/1471颗胶球,收球率分别达到了96.6%和98.1%,均高于95%。

3结语

凝汽器胶球集中发球清洗技术对凝汽器的清洗范围可以达到98%以上,清洁系数可达0.9,具有收球率高、自动化程度高、运行稳定的特点。

该技术在多家300Mw机组上得到了有效验证,运行状况表明,应用该技术改造后机组真空都有0.5～1.0kPa的提高和改善,折合供电煤耗降低约1～3g/(kw.h）,节能效果突出,值得在各电厂中推广使用。