凝汽器冷端优化技术与应用研究李伟

凝汽器冷端优化技术与应用研究李伟

李伟

（国电双鸭山发电有限公司黑龙江省双鸭山市155136）

摘要：介绍凝汽器水侧污垢的分类、形成、特点及危害，分析我厂凝汽器系统中存在的凝汽器端差及胶球系统问题，并采用水塔调料治理、胶球系统改进和酸洗等方法进行优化处理，供同行进行参考和借鉴。

关键词：凝汽器；冷端优化；污垢；酸洗清洗；胶球系统

1引言

在电厂发电系统中，凝汽器是进行热力循环的重要设备，其运行效果直接关系着电厂运行的经济性和安全性。但是在电厂的实际运行中，普遍存在水垢和污垢对凝汽器的危害问题，降低其真空度以及循环热效率，造成大量的设备费和运行费用的损失，且由于污垢层厚度不大时就会明显降低传热系数，所以需要采取有效措施降低污垢对传热的影响。

2凝汽器水侧污垢的形成及危害

凝汽器水侧污垢的形成过程较为复杂，按照其沉积物形成的机理可以分为水垢、污垢和生物黏泥三种，其中水垢的主要成为为CaCO3，是水中的Ca（HCO3）2在受热的过程中分解得到的，并伴随有铜、铁等腐蚀物质的泥渣沉积物等，其具有坚硬、致密和不易清除的特点，通常需要采用化学方法进行清除。凝汽器水侧的水垢积聚过多会降低其冷却效果和真空度，还会引起端差增大、负荷降低以及产生垢下腐蚀等问题。

污垢则是由空气及补充水中的杂质、灰尘、泥砂、微生物群体，以及金属腐蚀产物等沉积而成，具有疏松的特点，可以采用机械方法进行清除，其对凝汽器冷却系统的危害小于水垢，但是能够对水垢的形成具有加速作用，还会引起管端冲刷腐蚀的问题。而生物黏泥则是由菌藻类进行繁殖、滋生以及新陈代谢而产生的，具有松软的特点，可以使用高压水进行清除，其危害同水垢相似，积聚过多也会造成冷却效率和真空度下降，还会导致端差增大，并产生黏泥下腐蚀的问题。

3存在问题及原因分析

3.1凝汽器端差问题

机组投产以来，大量使用疏矸水，水中钙镁离子随着换热温度升高大量沉积，在凝汽器水侧形成大量顽固性结垢，初期结垢较轻时，利用高压水冲洗还能清洗掉一部分，后期随着结垢情况恶化，高压水冲洗已不能有效清除结垢。在规定的高压水冲洗压力范围的基础上上调压力上限，仍不能有效清除结垢，凝汽器端差持续恶化，严重影响机组经济性。

3.2胶球系统问题

我公司#5、#6机组收球网存在的主要问题是通流面积不足，按照业内收球网设计要求，收球网总通流面积应不小于管道截面积的2倍，我厂收球网设计通流面积余量不足，有杂物堵塞或破碎胶球堵塞时通流面积急剧减小，导致收球网前后压差大，胶球到达收球网处垂直方向力大，过大的压差使胶球无法顺利滚落至收球口，粘附在网壁上，进一步降低通流面积，收球网前后压差继续增大，形成恶性循环，结果就是机组开机后收球率持续降低，直至无法投运。

影响收球网通流面积的重要因素就是循环水中填料和杂物，如无有效控制手段，填料到达收球网处后急剧降低收球网通流面积。#6机通过试验，循环水不上塔情况下，4小时内有1平方米填料堵塞收球网。我公司目前清污机运行效果不好，水塔填料杂物基本无控制手段，也是导致收球率持续降低的主要原因。另外，我公司收球网属于第二代漏斗形，其主要缺点是通流面积小，水阻大，填料杂物不易通过，在收球网堵塞反洗时网壁与水流夹角大，杂物基本不会在反洗时脱落。

4凝汽器冷端优化技术与应用

4.1水塔填料治理

在我厂目前填料破碎后堵塞凝汽器及收球网情况看，必须进行治理，否则再先进的收球网也无法保证收球率，综合几家单位收球网运行情况，二次滤网均为初始设计，双辽公司5号机组甚至为了安装二次滤网，将凝汽器水侧入口管道改至上部进入，在零米留出安装二次滤网空间，清河电厂二次滤网安装在-4米管道处，滤网水平安装，占地面积小，适合我公司改造方向。九台公司、双辽公司、康平公司、清河公司水塔处均有可清洗式拦污栅，可作为源头有效控制手段。水塔填料治理的彻底解决手段是拦污栅+二次滤网，二次滤网可借鉴清河电厂安装位置，拦污栅安装位置可在塔盆内或循环水泵入口闸门井处，拦污栅网眼尺寸10×10mm，2017年6月份，改造完成后水塔填料得到有效控制。

4.2胶球系统改进

5、6机组经过导流改造、导流罩优化、铺设隔离网、消除涡流等措施，收球率有所改善，但因受限于收球网通流面积问题，仍不能达到日常清洗要求。2017年12月，#6机大修，对原有胶球系统进行改造，主体更换两台倒V型收球网，通流面积4.7㎡，其他附属设备开关执行器、装球室、胶球泵及阀门管路保留，2018年1月7日，连续投运胶球试运，收球时间5分钟，收球率均在95%以上，证明胶球有效清洗循环已建立并通畅，运行期间可对凝汽器管束进行连续清洗，可有效保持酸洗后的凝汽器管束清洁，大大提高了机组循环热效率。

4.3凝汽器酸洗

首先对凝汽器进行水冲洗，并开启加热辅汽对系统水进行加热，直至冲洗水清澈透明，此过程持续约13h左右。然后采用氨基磺酸清洗剂对凝汽器循环水侧不锈钢管进行酸洗，此种清洗剂具有对金属腐蚀量小、溶垢速度快、易控制等优点，但价格较高。酸洗过程中首先向清洗箱加药溶解，开始对低压侧系统进行循环进药清洗，在大约持续12h之后出口酸浓度达到0.58%，结束低压侧清洗并切换反洗约0.5h后切换高压侧清洗，并注意在清洗过程中进行补药操作，待检查清洗箱管样符合要求后停止高压侧循环，进行浸泡处理，并在规定进行反洗，待管样符合要求后结束高压侧酸洗，将酸洗液排放至灰前水池，排放结束后向凝汽器注水进行水冲洗，水冲洗结束后进行凝汽器至循环水进出口阀门段密封水排放，并打开凝汽器前后水室的人孔。用消防水对凝汽器前后水室及管束支撑板上部分淤泥进行冲刷。并取出悬挂在A、B高压侧观察管样及试片，观察管段及凝汽器不锈钢管束内碳酸盐垢全部除净，残留部分疏松淤泥，擦拭后管束表面无残留碳酸盐积垢。腐蚀速率为0.0875g/m2•h，腐蚀总量为0.875g/㎡，符合相关规定中优良的清洗标准。且#6机凝汽器端差酸洗之后由10.5℃下降至3.5℃，下降了7.4℃。根据600MW机组运行保守经验值，端差降低1℃对应机组煤耗降低0.86g，#6机组按年发电量17亿千瓦时计算，标煤单价按600元/吨计算，年节省费用：17亿kwh×7.4×0.86g/kwh×600元/吨=649万。

5结语

综上所述，凝汽器水侧污垢对电厂的发电系统有着巨大的危害，以我厂为例，在机组运行过程中存在凝汽器端差较大和胶球系统清洗效果较差的问题，需要对水塔填料进行治理，对胶球系统进行优化改进，并对凝汽器采取酸洗的方式进行彻底清洗，确保机组的安全经济运行。

参考文献：

[1]何家根，朱二莉，张建锋，等.汽轮机冷端优化技术在630MW机组中的应用[J].安徽电力，2016（2）：34-38.

[2]蒋文，胡清，宁玉琴，等.某600MW机组冷端系统优化及应用研究[J].汽轮机技术，2017，59（1）：63-64.