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凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)發(fā)球效果在火電廠的應(yīng)用

2024/8/2 11:26:54 字體:  瀏覽 115

凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)發(fā)球效果在火電廠的應(yīng)用

      電廠2號機組采用傳統(tǒng)的凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng),不具備集中發(fā)球的功能,對凝汽器冷卻管道的清洗范圍小,存在不易被清洗的管子總是得不到清洗現(xiàn)象,且長期存在收球網(wǎng)跑球問題。通過對現(xiàn)有膠球系統(tǒng)存在的問題進行討論分析,并經(jīng)過調(diào)研,對原有的膠球系統(tǒng)在保留原有收球網(wǎng)的基礎(chǔ)上進行改造,自動膠球清洗裝置采用集中膠球清洗技術(shù),實現(xiàn)了對98%凝汽器冷卻管長期有效清洗,提高了機組運行經(jīng)濟性。

1概述

      華潤電力有限公司2號機組為生產(chǎn)的N300-16.7/537/537-8型亞臨界機組,配套N-18000型凝汽器。配置2臺型號為64KXA-24的混流式循環(huán)泵,泵的設(shè)計流量5.6m3/s,揚程24.4m。循環(huán)泵前池裝有ZSB型轉(zhuǎn)刷網(wǎng)篦式清污機,膠球清洗裝置采用傳統(tǒng)自動膠球清洗裝置。凝汽器設(shè)計面積為總冷卻面積:18000m2;冷卻水管規(guī)格:Φ22×0.5(21084根)、Φ22×0.7(3720根);冷卻水管總根數(shù):24804根;冷卻水管材質(zhì):TP316。

2現(xiàn)有凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)存在的問題與工況分析

      現(xiàn)有膠球清洗系統(tǒng)采用雙板劍形結(jié)構(gòu)回收網(wǎng),具有對稱布置的兩個膠球回收口并通過管道合并后引入膠球泵入口;加球室使用頂部翻蓋式結(jié)構(gòu);膠球泵流量90m3/h。設(shè)備結(jié)構(gòu)缺陷主要表現(xiàn)在下列方面:

2.1問題

      膠球清洗系統(tǒng)運行中,凝汽器循環(huán)水出口的高溫回水通過膠球泵回流到凝汽器入口,提高了凝汽器進口循環(huán)水溫度。雖然只占有100m3/h左右流量,但可以提升循環(huán)水入口溫度達到0.10℃左右。

2.2問題二

      循環(huán)水在管道內(nèi)水力不均勻現(xiàn)象明顯,膠球長期滯留在收球網(wǎng)格柵板與筒體相貫線區(qū)域而不能及時回到收球口,雖然技術(shù)上在底部做了跳格設(shè)計,引導膠球從格柵網(wǎng)板與收球網(wǎng)筒體相貫線的上部移動到底部收球口,但是在缺乏推動力量的情況下,膠球會長時間停留在格柵網(wǎng)上,造成膠球回收效率降低,并會滯留部分膠球在收球網(wǎng)格柵上。如圖1所示。

收球網(wǎng)一側(cè)收球口被膠球堵死

膠球回收管道布置不合理

圖1收球網(wǎng)堵球及膠球清洗系統(tǒng)管道布置圖

2.3問題三

      膠球泵揚程及流量不足。為減少膠球回收過程中大量熱水進入循環(huán)水入口管道而影響進水溫度,現(xiàn)有系統(tǒng)膠球泵流量為100m3/h左右,導致膠球清洗系統(tǒng)的抽吸能力降低,膠球回收率提高困難。

2.4問題四

      現(xiàn)有的膠球清洗系統(tǒng)不具備集中發(fā)球的功能,對凝汽器冷卻管道的清洗范圍小。膠球的正常添加量為凝汽器單側(cè)單流程冷卻管數(shù)量的7%~13%,膠球在系統(tǒng)運行的時候是排隊進入凝汽器水室中,循環(huán)過程(10~20s)中進入凝汽器內(nèi)部的膠球數(shù)量較少,凝汽器只有較少的管子得到了清洗,而大部分管子無法得到清洗,其結(jié)果是剛開始被膠球清洗到的管子,在后續(xù)時段內(nèi)繼續(xù)被清洗,原因是沒有清洗到的管子由于內(nèi)部污染或者結(jié)垢逐步增大,造成管子水阻力逐步增加,膠球在進入凝汽器冷卻室后,會“自動尋的”,依然從水阻力小的潔凈管子中通過,此規(guī)律造成了冷卻系統(tǒng)的惡性循環(huán)。

2.5問題五

      雙板劍型結(jié)構(gòu)收球網(wǎng),格柵板尺寸大,底部密封在循環(huán)水壓力波動中會產(chǎn)生一定范圍的晃動,格柵板與筒體內(nèi)如相貫線區(qū)域密封難以保證,容易造成跑球。如圖2所示。

圖2收球網(wǎng)底部密封圖

2.6歷史典型工況分析

表1為電廠2號機組2015年夏季冷端運行典型工況參數(shù)匯總表。

      表1中,2015-09-09分別有兩組統(tǒng)計數(shù)據(jù):5:40~7:40共計13個時刻的數(shù)據(jù)平均值和19:50~21:50共計13個時刻的數(shù)據(jù)平均值。這兩個時段機組運行負荷比較穩(wěn)定,機組基本參數(shù)未做動態(tài)調(diào)整,平均值更具代表性。

      機組設(shè)計在額定負荷下循環(huán)水進水溫度21℃,對應(yīng)低壓缸背壓為0.0051MPa,對應(yīng)排汽溫度為33.25℃。

表1冷端運行典型工況參數(shù)表

測試時間(段)電負荷/MW排汽平均溫度/℃凝結(jié)水溫度/℃真空/kPa循環(huán)水溫度(進水/退水)/℃循環(huán)水壓力(進水/退水)/MPa循環(huán)泵運行電流(B泵/A泵)/A供熱流量/t/h端差/℃

2015-08-1516:40300.5641.6938.2193.4127.90/38.280.23/0.09190.6/188.853.103.41

2015-09-086:30302.5340.2840.1194.0622.65/37.220.195/0.07150/061.573.06

2015-09-087:00302.6640.5040.3994.0622.70/37.340.19/0.07153/061.993.06

2015-09-095:40~7:40*253.8040.2140.5094.0124.74/37.590.19/0.07140/061.282.62

2015-09-0919:50~21:50*198.5339.2539.4994.4025.40/36.900.18/0.06120.78/058.602.35

注:*該時段共測試13次,各參數(shù)的數(shù)值為13次測量值的平均值。

2.7工況分析

      2015-8-1516:40參數(shù):負荷300.56MW,熱負荷53.10t/h,排汽溫度41.69℃。循環(huán)水進水溫度27.90℃,按照循環(huán)水進水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是(41.69-6.90)=34.79℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了(34.79-33.25)=1.54℃,也就是有將近1.5g/kWh的煤耗損失。此工況為雙泵全工況運行。凝汽器壓差達到了140kPa,說明雙泵模式下循環(huán)水在凝汽器內(nèi)部水力阻力很大。2015-09-086:30參數(shù)為:負荷302.53MW;熱負荷61.57t/h;排汽溫度40.28℃;循環(huán)水進水溫度22.65℃,按照循環(huán)水進水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是(40.28-1.65)=38.63℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了(38.63-33.25)=5.38℃,也就是在單泵運行模式下有將近5g/kWh的煤耗損失。

      2015-09-087:00工況參數(shù)為:負荷302.66MW,熱負荷61.99t/h,排汽溫度40.50℃。循環(huán)水進水溫度22.70℃,按照循環(huán)水進水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是(40.50-1.70)=38.80℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了(38.80-33.25)=5.55℃,也就是單泵運行模式下有將近5.5g/kWh的煤耗損失。

      2015-09-095:40-7:40共13個點平均參數(shù):負荷253.80MW,熱負荷61.28t/h,排汽溫度40.21℃。循環(huán)水進水溫度24.74℃,按照循環(huán)水進水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是(40.21-3.74)=36.47℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了(36.47-33.25)=3.22℃,也就是單泵運行模式下有將近3.0g/kWh的煤耗損失。

      2015-09-0919:50-21:50共13個點平均參數(shù):負荷198.53MW,熱負荷58.60t/h,排汽溫度39.25℃。循環(huán)水進水溫度25.40℃,按照循環(huán)水進水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是(39.25-4.40)=34.85℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了(34.85-33.25)=1.6℃,也就是單泵運行模式下有將近1.6g/kWh的煤耗損失。

2.8分析結(jié)論

      (1)通過對2號機組循環(huán)泵運行方式和汽輪機低壓缸排汽溫度等參數(shù)的分析,我們認為,我廠凝汽器面積18000㎡在設(shè)計上是足夠的,但是在額定負荷下,雙泵全開模式下依然有1.5g/kWh以上的煤耗降低空間。

      (2)在雙泵全開模式下,凝汽器入口循環(huán)水壓力達到了0.23MPa,而水泵的經(jīng)濟運行壓力為0.24MPa,2015-08-1516:40水泵實際運行壓力為0.22~0.24MPa。分析認為,通過提升凝汽器的清潔系數(shù),可以降低凝汽器的水力阻力,實現(xiàn)凝汽器換熱能力的進一步提升,同時可以有效降低循環(huán)泵電耗。根據(jù)泵的性能曲線,以往雙泵運行下泵出口壓力在0.22~0.24MPa區(qū)間,說明整體的水力阻力并不是非常嚴重。

      (3)上述工況都是在有50t/h以上抽汽的情況下背壓參數(shù)的分析。如果在純凝工況下,2號機組實際煤耗水平會更高。這說明凝汽器區(qū)域的清潔問題是比較嚴重的。

根據(jù)2015-09-16對2號機組化學監(jiān)督報告,2號機組存在下述問題:

      不銹鋼管內(nèi)壁有粘泥,管口處明顯可見白色垢沉積。具體如下:A進口:管口垢較多,塊狀物呈疏松狀,人工用布可擦掉;A出口:管口可見薄層白垢,與管子結(jié)合緊密,部分管內(nèi)可見帶狀結(jié)垢,帶狀寬度約3mm;B進口:管口可見薄層白垢,與管子結(jié)合緊密,垢量明顯較A進口多;B出口:垢量較少,塊狀物呈疏松狀,人工用布可擦掉。結(jié)垢情況見圖3。

      從圖3可以看出,凝汽器內(nèi)部確實存在明顯污染,污染物主要是粘泥,可以通過膠球系統(tǒng)的高效清洗來去除。

凝汽器運行中前后壓差大的原因分析:一是管子內(nèi)部有明顯污染物存在;二是凝汽器冷卻管,Φ22×0.5(21084根)和Φ22×0.7(3720根),屬于

(a)A進水側(cè)管口結(jié)垢情況

(b)A進水側(cè)管口結(jié)垢情況

(c)B出水側(cè)管口結(jié)垢情況

(d)B出水側(cè)管口結(jié)垢情況

圖3管口結(jié)垢情況

      小徑管道,管子內(nèi)部流速高。根據(jù)凝汽器水力阻力曲線判斷,總流量在120%時,總水阻為90kPa。實際運行在120~140kPa范圍,說明小管徑換熱管處于高流速高阻力狀態(tài)下,通過進一步清洗凝汽器可以降低水阻力。

3改造方案與效果

3.1收球網(wǎng)改造

      我公司原有收球網(wǎng)因安裝不規(guī)范,從水室流出的膠球不能均勻分配到兩個收球口,通過將收球網(wǎng)旋轉(zhuǎn)90°,避免了分球不均勻的情況,同時在水流的外側(cè)管壁處安裝導流板,將膠球推向管道中間,避免了膠球在格柵板與筒體內(nèi)被卡或泄漏,如圖4所示。

圖4收球網(wǎng)改造前后膠球分配示意圖

3.2在收球網(wǎng)既有雙排球口安裝“脈動式匯流器”

      脈動匯流器如圖5所示。脈動式匯流器相當于一個轉(zhuǎn)動式三通閥,以0.5r/min的速度連續(xù)轉(zhuǎn)動,兩側(cè)收球口從小開度到大開度交替平滑切換,實現(xiàn)了脈動沖擊,提高了原有收球網(wǎng)排球口的出水流量,避免了膠球堵在收球口。

圖5脈動匯流器外形圖

3.3采用大流量膠球泵

      采用大流量膠球泵,同時將系統(tǒng)DN108mm管道改為DN200mm管道,使原保持流量≥200m3/h,保證了膠球能夠暢通無阻地流動。

3.4采用集中發(fā)球裝置

      圖6為改造后的凝氣器在線膠球清洗系統(tǒng)示意圖。圖中的集中發(fā)球裝置(序號11)可實現(xiàn)以下功能:

      (1)實現(xiàn)爆炸式集中發(fā)球功能,使進入凝汽器水室的膠球數(shù)量達到40%以上的單流程管子數(shù)量,大大提高凝汽器冷卻管的清洗范圍;

      (2)實現(xiàn)膠球系統(tǒng)運行的時候,從循環(huán)水出水口進入膠球泵的熱水能夠回到循環(huán)水出水口而不會送入循環(huán)水入水口,提高循環(huán)水系統(tǒng)的經(jīng)濟性,

      (3)實現(xiàn)膠球添加和排出的便利操作。

      系統(tǒng)中主要閥門部件功能說明:閥門5、6、13、15是閘板閥,其功能是實施系統(tǒng)隔離作用;閥門12是熱水回流閥,14是發(fā)球閥,在膠球系統(tǒng)運行中通過相對的開閉實現(xiàn)膠球集中清洗功能和熱水回收功能;閥門8是膠球泵入口蝶閥,臨時隔離泵的時候使用;閥門17是排球閥,在膠球預(yù)計磨損需要排出的時候打開;閥門18是排氣閥,膠球系統(tǒng)一次充水時候開啟排氣;閥門19是反沖洗球閥,在系統(tǒng)排出膠球的時候使用。

3.5膠球清洗裝置改造效果

      2號機組于2016年11月10日并網(wǎng),其技改后的膠球系統(tǒng)經(jīng)調(diào)試合格后于11月18日投入運行,其間運行穩(wěn)定,根據(jù)合同要求,對一個月后的膠球系統(tǒng)運行情況和三個工況下凝汽器真空進行了評估,結(jié)果見表2。

      表2改造前、后相同工況下凝汽器真空值、端差對比表狀態(tài)開始時間結(jié)束時間負荷/MW循環(huán)水溫/℃真空/kPa排汽溫度/℃端差/℃循泵轉(zhuǎn)速/r/min

技改前2015/11/2517:152015/11/2518:15279.8613.6596.1934.463.63449.88

技改后2016/12/2016:002016/12/2017:00279.9413.6497.132.392.81423.67

技改前2014/12/2617:502014/12/2618:50239.8810.5396.6632.734.02372.34

技改后2016/12/3013:152016/12/3014:15240.5510.5597.9228.162.62390.44

技改前2015/12/83:002015/12/84:00200.1512.8296.9731.583.23381.14

技改后2016/12/2112:002016/12/2113:00199.9612.8597.8828.362.22382.04

技改前、后循環(huán)水溫和排汽溫度均以A側(cè)為準,真空嚴密性均為優(yōu)秀,循環(huán)水泵均為2A停運、2B變頻運行,供熱均為帶2號管線運行且流量基本相同。

      2號機組在相同的運行工況280MW/240MW/200MW負荷下,膠球系統(tǒng)改造為集中發(fā)球后,凝汽器真空分別提高0.91kPa/1.26kPa/0.91kPa。兩側(cè)收球率分別為96.6%和98.1%。根據(jù)300MW濕冷機組真空每提高1kPa影響煤耗降低2.2g/kWh的統(tǒng)計分析,按照真空平均提高0.9kPa,影響煤耗降低大約2g/kWh,年平均發(fā)電量為12億度時,每年可節(jié)約標準煤大約2400噸,按標煤550元/噸計算,每年可節(jié)約費用132萬元。

      凝汽器在線清洗裝置改造后,提高了收球網(wǎng)的可靠性,徹底解決了收球率低的問題。通過對發(fā)球方式、發(fā)球數(shù)量及系統(tǒng)管線的優(yōu)化,膠球清洗系統(tǒng)能夠長期對凝汽器管束進行高效清洗,凝汽器真空能夠顯著提高并維持,達到了節(jié)能降耗的目的。改造方案可供同類電廠進行類似改造時參考。

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