某电厂#2 机组胶球清洗系统改造后汽轮机冷端节能效果分析

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中图分类号：TK269文献标识码： A

一、情况说明

某电厂#2 机组于2014年 8月下旬，对胶球清洗系统进行了改造。改造前后的经济性分析，通过冷端参数的变化进行分析如下：冷端参数比较主要通过对一定负荷下，凝汽器进出水温度和压力、温升、水阻变化，汽轮机排汽温度及对应真空的变化来分析。冷端的效果最终体现在汽轮机排汽温度和对应的真空度水平上，也就是蒸汽在汽轮机内部做功的深度来衡量。

对 300MW 纯凝式机组来说，统计数值反映，凝汽器真空每变化 1kpa,影响煤耗3.2g/kwh。循环水温度每变化 1℃，影响煤耗为0.8 g/kwh对哈汽厂生产的 300MW 机组，其影响值更显著。

凝汽器设计水阻50kpa，设计端差5.6℃。凝汽器面积18000 ，冷却塔淋水面积4000。设计背压4.9kpa，对应排汽温度为 32.84℃。循环水为水库来水以及煤矿疏干水为主。

二、汽轮机冷端参数统计

针对某电厂#1、#2 机组冷端变化，通过历史截图对参数进行了统计，其统计情况见附表。

说明：N是凝汽器。

三、冷端运行参数分析

1. 由于温度测量更加准确，使用排汽温度反映凝汽器的绝对压力更加贴近实际水平，为了准确的分析汽轮机低压缸的实际排汽压力，我们采取了排汽温度计算法，避免了真空值受到大气压力影响以及绝对压力表校验中的误差。例如#2 机组 9 月 23 日，排汽温度左侧37.91℃，右侧38.01℃，分别对应绝对压力为6.603-6.639kpa，而真空表读93.25kpa,如果当地大气压为 101.3kpa(一个大气压)，则绝对压力为 8.05kpa.显然是不对应的。所以使用排汽温度对应的绝对压力，反映了凝汽器的真实排汽压力。

2.从#1、2 机组2014年6 月16日以前和机组小修后的端差、温升、水阻综合分析，凝汽器经过小修中的清洁清理，能够有效降低水阻和端差。保持凝汽器管束的清洁对汽轮机的节能非常显现。比如#2 机组在5月8日，当日负荷 293MW，端差 11-12℃。在进行凝汽器清理清洁后，端差普遍小于 5℃。如果在满负荷情况下端差≤5.6℃，可以验证凝汽器的冷却效果是否满足。

3. 长期保持胶球清洗系统的有效运行，保证凝汽器的管束清洁，其节能效果是非常明显的。比如：#2 机组6月15日和 9 月 10 日，负荷分别为 233.6MW 和 233.8MW 基本一致，对应到循环水进水温度相等，其对应的排汽压力差别为 8.951-6.525=2.426kpa.其煤耗相差了大约2.426*3.2=7.7632g/kwh.非常的明显。况且循泵电流差别293.5-276.47=17.03A,节约电功率 约1.732*17.03*6000*0.85=150.43kw.算一算价值很大。

4.从 6 月 16 日以前截图分析，端差和温升一致反映，两台机组右侧凝汽器的污染相对严重。在凝汽器清理清洁后，右侧的温升得到修复。因此请关注右侧凝汽器，循环水管道主流体携带杂物容易进入右侧凝汽器水室当中。

5.冷却塔淋水面积 4000 ，符合东北地区的设计要求。但从循环水进水温度分析，#1 机组冷却塔存在冷却能力不足问题。当冷却塔能力满足的情况下，在循环水退水温度在设计范围内，冷却塔出水（凝汽器循环水进水温度）能够保持一致的水平。比如9月23日反映，#1 塔比较#2 塔出水温度平均高 1.505℃。对冷却塔提高出力能力措施：定期清洗填料，保持通风能力。堵塞填料层的局部漏风，防止空气短路。对冷却塔除水器或者填料造成的局部空气堵塞进行清除。让温度较低的冷却塔补水进入水泵入口上游流道中。最好能够达到环形外部空气阻力略大，内部阻力略小，让空气大量进入内部。

6.某电厂凝汽器冷却面积为 18000 ，对供热机组是满足的。在夏季工况下略有欠缺，可通过提高凝汽器管束清洁系数来弥补。

7.比较#1、2 机组 9 月 23 日经济性，两台机组负荷相当，均在 74.2%水平。平均排汽温度对应的平均排汽压力为：#1(41.08℃7.827kpa),#2(37.96℃6.622kpa).绝对排汽压力差别为 1.205kpa. 其煤耗差别大约是1.205*3.2=3.856g/kwh. 剔除冷却塔出水温度差影响煤耗1.505*0.8=1.204 g/kwh，#2 机组较#1 机组煤耗低 2.652 g/kwh 左右。虽然是评估值，但是反映了#2 机组在同样负荷下优于#1 机组经济性。#2 机组当日循环水进水温度为 25.97℃，倒推至 20℃，其排汽温度对应为 31.99℃.设计满负荷排汽温度为 32.84℃.由于#2 机组中压缸排汽温度超过设计值，因此认为在改善中压缸性能后，低压缸排汽温度可以实现机组设计水平。

8.比较#1、2 机组10月10日参数，虽然#1 机组刚完成检修清洗过凝汽器，8 日并网。但#2机组排汽温度比#1 机组平均低 2.34℃，剔除循环水温度 2.06℃差别，其排汽温度基本接近。这是在#1 机组中压缸排汽温度250℃，#2 机组中压缸排汽温度269.6℃情况下达到的水平。说明#2 机组凝汽器的冷却能力和#1 机组刚刚清洗过的保持一致水平。

9.比较 10 月 13 日早上 8:30 和 9:30 两个时段#1、2 机组参数，其时段中#2 机组胶球系统在运行中，#1 机组 8 日并网后，胶球系统在改造中，因此没有运行。8:30，#1/#2 负荷分别为216.1/221.9MW，排汽温度平均值分别为 29.945/28.6℃，相差 1.345℃；循环水进水温度为15.245/13.78℃,相差 1.445℃。平衡到循环水进水温度相当时，排汽温度一致。但是#2 机组多接带负荷 5.8MW,说明#2 机组凝汽器比较 5 天前刚清洗过的#1 机组凝汽器干净。同时也反正了#1 机组凝汽器因为 5 天没有进行胶球清洗而表现的比#2 机组凝汽器换热能力差。同理比较 13 日 9:30，两台机组真空度都是 96.73kpa,但是#2 机组多接带了 9.1MW 负荷。而且是 在进入低压缸的汽温相差#2 机组高于#1 机组 20℃条件下。因此说当日#2 机组凝汽器出力能力高于#1 机组。

10.比较#2 机组 2014.5.*/2014.10.13 早上 9:30 参数(A/B) 很接近。A/B 参数分别是：负荷 243/254.7MW，多11.7MW; 循环水进水温度对应到A 平均 16.275℃， 其排汽温度为 A/B=35.5/32.145℃,对应排汽压力为A/B=5.785/4.799kpa.差别 0.986kpa。按照#2机组负荷增加 11.7MW 影响真空度大约 0.2176kpa.则有 B 工况比较 A 工况真空度提高1.2036kpa,同比节约煤耗大约为3.85g/kwh.其原因是 A 工况水阻大于 B 工况 30kpa,凝汽器冷却管内部污染造成换热能力下降所致。从A工况端差 10.36/11.04℃到 B 工况端差 6.81/7.08℃下降了3.55/3.95℃。契合了凝汽器清洁系数提高的事实。但在13日端差依然大于设计值 5.6℃，说明循泵流量过大。

11.对凝结水过冷度的分析：#2 机组过冷度平均为10月10 日2.58℃，10月13日8:30分2.53℃,9:30分 2.825℃.而9月 10 日0.985℃，9月2日0.875℃。判断当日循环水温度和泵的开机方式认为，正常情况下过冷度在 1℃，是由于凝汽器内部汽侧阻力和凝汽器管束布置造成的合理过冷度。但是超过 1℃就不合理。由于检修过机组的真空严密性满足要求，当日过冷度的产生是由于在循环水温度较低情况下，循环水流量过多引起的。因此需要调整循泵的运行方式。

四、分析结论和建议

1.要保持凝汽器管束的清洁系数，要保证没有大颗粒杂物进入凝汽器中堵塞管板。同时在减少循环水中硬度和悬浮物污染困难度较大情况下，一定要按照集中发球要求，对凝汽器管束进行全面定期的清洗。清洗系统一个多月来运行证明，其清洁效果能够让凝汽器管束处于几乎全新状态。

2.保持凝汽器管束的清洁度，不仅能够降低排汽温度，同时能够降低循泵电耗。因此要把保持胶球清洗系统的稳定高效运行作为节能降耗的重点工作，持续稳定做好。保持循环水旋转滤网过滤效果。通过保持凝汽器管束的清洁，机组的煤耗比较2014年6月前夏季工况能够降低4-6g/kwh.全年工况能够降低煤耗评估不低于2 g/kwh。

3.请对中压缸效率进行核对，降低中压缸排汽温度水平。#2机组中压缸效率偏低。

4.请对冷却塔中填料进行定期清洗，安排大修理中清洗填料并进行重新排列，保证空气不短路，不堵塞。

5.关于凝汽器水室可能会出现顶部充水不满的情况，请在确认问题后，通过调整冷却塔中间竖井的溢流高度，保证循环水通流面积，可以防止凝汽器水室顶部出现空气区。

6.建议循环水泵的运行模式，在夏季工况采取双泵，胶球清洗系统采取设定模式；春秋季单双泵每天及时切换；冬季工况单泵运行，定期切换。冬季采取大数量小直径胶球（建议直径23mm），进行内部全面的清洗。在双泵模式运行中使用直径24mm胶球进行2-3 h时段的多次集中清洗。保持管束内部不堵塞不结垢。

7.每次停机，请对凝汽器内部污染情况进行检查，做好标记。对胶球清洗无法到达的区域做好统计，利于今后增加多点发球确定位置。在停机时间较短情况下，对右侧凝汽器进行清污。

8.根据循环水的水质调整胶球清洗系统的运行方式。在水库水占比较大情况下，清洗周期夏季工况为每天两次，每次 2h。冬季工况为每三天一次，每次3h。春秋季工况为每天一次，每次 2 h。在煤矿疏干水占比较大情况下，适当增加清洗频次来保证管束清洁。

9.在循环水进水温度≤15℃情况下，结合负荷大小建议单泵运行，满足排汽温度不小于 28℃。因为过低的排汽温度会导致汽轮机末级叶片的水蚀。同时以过冷度不超过 1℃为控制原则。减少一台泵运行可以每小时节约电能 900kwh。值得试验。