凝汽器多点集中发球技术在1 000 MW超超临界机组的应用

2021-04-13阿云生宗绪东闫修峰于鹏杰刘传美

山东电力技术 2021年3期

阿云生，宗绪东，闫修峰，于鹏杰，刘传美

（1.华电国际技术服务分公司，山东济南 250014；2.华电国际邹县发电厂，山东济宁 273522）

0 引言

内陆火电机组凝汽器冷却水大多来自地下水、水库、中水，水中杂质会粘附在冷却管道上，造成冷却管道清洁度降低，凝汽器换热效果变差，凝汽器端差增大，凝汽器真空降低，机组经济性变差。为保持凝汽器清洁度，目前凝汽器在线清洗应用较多的有传统胶球清洗技术、机器人清洗技术［1］、螺旋纽带清洗技术［2］、超声波在线清洗技术［3］、集中发球技术等。传统胶球清洗技术收球率低，清洗范围受限，人工成本及维护量大；机器人清洗技术清洗周期长，投资、维护成本高；螺旋纽带清洗技术不仅增加了凝汽器管束水阻、而且螺旋纽带在管束内转动时还会造成冷却水管道磨损、泄漏；超声波在线清洗技术由于技术条件限制，目前尚处于探索阶段［4-5］。本文结合目前各种凝汽器清洗技术优缺点，采用凝汽器多点集中发球技术对某电厂1 000 MW 机组进行改造，并对改造前后性能进行对比分析。

1 凝汽器端差影响因素

凝汽器端差是反映凝汽器性能的关键指标，影响着机组的热经济性，凝汽器端差每降低1℃，发电煤耗减少约0.3%～0.5%。

低压缸排汽温度、冷却水温升、凝汽器端差、凝汽器实际总传热系数K计算公式分别为：

凝汽器压力pk可根据经验公式确定其表达式为

式中：ts为低压缸排汽温度；tw1为冷却水入口温度；Δt为冷却水温升；δt为凝汽器端差；tw2为冷却水出口温度；Dw为冷却水流量；K为凝汽器实际总传热系数；Ac为凝汽器换热面积；cp为冷却水比定压热容。

根据上述公式可以看出：在凝汽器入口冷却水温度、冷却水流量、凝汽器面积一定的情况下，凝汽器压力取决于凝汽器端差，而凝汽器端差受凝汽器总传热系数影响，凝汽器冷却管道清洁度的优劣，直接影响着凝汽器总传热系数。当凝汽器结垢、脏污时，清洁度劣化，凝汽器端差将会升高，造成凝汽器真空降低，机组经济性降低。另外凝汽器管道脏污、结垢，还易导致化学点蚀等后果，使凝汽器使用寿命大大降低［6］。

2 机组凝汽器清洗装置现状及改造

2.1 现状分析

某电厂8 号机组为1 000 MW 超超临界汽轮机组，凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程，可在机组最大出力、循环冷却水温33 ℃，低压/高压凝汽器背压分别不大于4.5 kPa/5.7 kPa工况下长期运行，设计循环水入口温度21.5 ℃。循环水冷却水系统为闭式循环，水源为城市中水。配置3 台88LKXA-30.3型立式斜流循环水泵，扬程30.3 m，一台36LKXA-26型立式斜流辅助泵，扬程26 m。循环泵前池装有ZSB-5000 型转刷网篦式清污机，胶球清洗装置采用传统自动胶球清洗装置，收球网为“∧”型，工作方式为定期或连续运行方式。

2.1.1 胶球清洗装置流程

胶球清洗装置由胶球泵、装球室、收球网、阀门等部件组成。其清洗流程：胶球泵将循环水升压后，将装球室的胶球冲进凝汽器，经“∧”型收球网将胶球收集，进行下一个清洗过程，如图1 所示。整个发球过程是连续的，每次清洗时间3～4 h。

2.1.2 传统凝汽器胶球清洗装置缺点

传统凝汽器胶球清洗系统投球数量较少，每次投球1 000 个，清洗面积小；除第一次发球较为集中外，其他时间发球均分散。

清洗范围受限制。由于凝汽器入口水室中间区域为主水流且阻力小，因此大部分胶球始终在中间区域通过，导致其他区域无法得到清洗，长时间运行后管内容易附着黏泥或者结垢。

收球网极易发生跑球现象，导致收球率降低。“∧”型收球网采用两侧收球然后汇合到一个母管，水循环动力差，易发生一侧堵球状况，导致收球率偏低。

胶球泵设计流量、扬程较低，输送胶球能力不足，导致收球率低，在冬季，单台循环水泵运行时收球率尤其突出。

2.2 多点集中发球技术改造

为增强凝汽器清洗效果，降低凝汽器端差，提高机组经济性，在大修期间对传统凝汽器胶球清洗系统进行了改造，将传统凝汽器胶球清洗装置改为多点集中发球清洗装置，如图2所示。

2.2.1 多点集中发球装置流程

多点集中发球装置由大容量胶球泵、胶球汇流器、装球室、收球网、阀门等部件组成，清洗流程是先清洗低压凝汽器，再对高压凝汽器进行清洗。

启动胶球泵后，开启发球阀、低压凝汽器进球阀，保持高压凝汽器进球阀关闭，先将胶球打入低压凝汽器，5 s 后发球阀关闭；胶球经高压凝汽器进入收球网，收球网将胶球回收进入汇流器，汇流器是转速为5 r/min 电动旋转阀，交替实现一侧收球，胶球经胶球泵后进入装球室；回水经滤网、出口阀进入凝汽器循环水进水管道；收球5 min，低压凝汽器清洗完成。

开启发球阀、高压凝汽器进球阀阀，保持低压凝汽器进球阀关闭，将胶球打入高压凝汽器水室，5 s后发球阀关闭；胶球经高压凝汽器进入收球网，收球网将胶球回收进入汇流器，胶球经胶球泵后进入装球室；热水经滤网、出口阀进入凝汽器循环水进水管道，高压凝汽器清洗完成；根据指令自动进行下一个清洗过程。

2.2.2 多点集中发球装置优点

投球率、收球率高。一次投球2 500 个，管束充满度高，收球率达到95%以上。

胶球输送动力强。采用大容量胶球泵，发球时间≤2 s，胶球集中进入凝汽器数量大。

清洗效果好。每次发球都可以实现大流量集中、断续发球，并能实现高、低压凝汽器交替清洗。每次发球后关闭发球阀立即进行收球，然后根据指令再进入下一个清洗流程。中间区域由于管束进球后阻力变大，从而可以保证其他胶球能够进入管道边缘，能够清洗大部分管束。

自动化程度高，操作简单，人工操作量减少。

3 改造后效果分析

3.1 改造前后凝汽器冷端数据采集

8 号机组于2020 年4 月6 日停机大修，于7 月11日开机并网。大修期间，将传统胶球清洗装置改为多点集中发球清洗装置。采集2019 年7—10 月和2020 年度7—10 月机组负荷1 025 MW、1 000 MW、800 MW、620 MW 的运行数据进行分析，比较改造前、后凝汽器性能变化及工作状况，详细数据采集见表1、表2、表3。

3.2 改造前后凝汽器冷端数据对比分析

胶球清洗系统改造后，高、低压凝汽器排汽温度、端差、真空运行指标都有不同程度改善。比较4组运行平均数据，机组负荷860 MW，冷却水入口温度24.3 ℃时，凝汽器胶球系统改造前后冷却水温升仅改变0.08 ℃，因此可忽略冷却水温升对凝汽器真空的影响。改造前、后机组低压缸排汽温度、凝汽器端差降低1.33 ℃、1.34 ℃，凝汽器真空提高0.52 kPa，影响发电煤耗可降低约1.2 g/kWh。