凝汽器端差控制

300MW机组凝汽器端差的分析与控制
        凝汽器端差对机组经济性的影响
        凝汽器设备运行情况的好坏，主要表现在如下三个方面：保证达到最有力的真空、凝结水的过冷度最小和凝结水的品质合格。如果凝汽器压力提高1kPa，则汽耗量将增加1.5～2.5%；凝结水过冷度增加1℃，则煤耗增加0.13%；凝结水中含氧量及含盐量的增加，会严重影响蒸汽品质。
        凝汽器端差δt 与以上三个方面有着直接的关系，也是衡量凝汽器设备运行一个重要指标，下面我们通过热力计算分析说明凝汽器端差对机组经济性的影响。
低压缸的排汽温度
         ts=tw1+⊿t+δt                                                                      （1-1）
        式中：ts——排汽温度，℃
        tw1——冷却水入口温度，℃
        ⊿t——冷却水在凝汽器中的温升，℃
        δt——冷却水出口端传热温差，即端差，
        δt= ts－tw2，℃
        从公式（1）看，降低冷却水温度tw1，减小端差δt，可使凝汽器的排汽温度降低，真空提升。冷却水温升⊿t 和传热温差δt 的大小与凝汽器的结构和运行情况有关。
冷却水温升
        冷却水温升⊿t 可根据凝汽器热平衡方程式求得：
        DC（hc－hc’）= 4.187 Dw(tw2－tw1) = FCk⊿tm                  （2-1）
        式中：DC——进入凝汽器的蒸汽量，kg/h；
        Dw——进入凝汽器的冷却水量，kg/h；
        tw1 ，tw2——冷却水进出口温度，℃；
        hc ， hc’——分别为蒸汽和凝结水的焓值，kj/kg；
        FC——冷却水管外表总面积，m2；
        k——由蒸汽至冷却水的平均总传热系数，kj/（m2.h.℃）；
        ⊿tm——蒸汽至冷却水的平均传热温差，℃；
        由式（2）得：
        ⊿t=（hc- hc/）/（4.187Dw/ Dc）                     （2-2）
        （hc – hc/）是蒸汽的凝结放热量，对大型凝汽式汽轮机通常排汽压力变化范围内，（hc - hc/）的变化很小，约为2180kj/kg，所以（3）式可改写为：
        ⊿t=2180/（4.187Dw/ Dc）=520/（Dw/ Dc）             （2-3）
        比值m=DW/DC 称为冷却倍率，m 值越大，则⊿t 越小，排汽温度越低，但所需冷却水量也越大。一般单流程m 取50~80，双流程m 取 60～70，本公司取m=66。
传热端差
        在排汽量DC、冷却水量Dw、冷却水入口温度tw1 一定时，冷却水温升⊿t 不变，如果降低凝汽器端差δt，则可降低排汽温度ts 和排汽压力，减少排汽焓值，从而减少冷源损失，提高凝汽器真空，提高机组经济性。
        分析结论：凝汽器端差δt 主要取决于传热系数k。传热系数越大，则凝汽器端差越小，排汽温度越低，机组热效率相应越高。
       
影响凝汽器端差的主要因素
        传热系数k 受很多因素的影响，如：冷却水进口温度，冷却水流速，管径，流程数，管材，管子排列方式，冷却面清洁程度，空气含量，蒸汽速度等，对已经投入运行的凝汽器，管径，流程数，管材，管子排列方式，冷却面积等已经确定，传热系数主要受冷却水进口温度，冷却水流速，冷却面清洁程度，空气含量等因素的影响。下面主要从传热系数来分析影响凝汽器端差的因素。
冷却水温度、流量、流速
        循环冷却水进口温度tw1 越低，排汽温度ts 越低。在机组运行中，冷却水进口温度由气候条件和凉水塔冷却效果决定，低压缸排气量DC 由外界负荷决定。
        上述条件相对稳定时，降低排汽压力和排汽温度，或降低⊿t，主要依靠增加冷却水量Dw 来实现。但是，增加冷却水量必然迅速增加循环水泵所消耗的功率。一方面，当排汽量一定时，汽轮机的功率随凝汽器压力的降低而增加，但增加量会逐渐减少。当由凝汽器压力降低而引起的有效焓降增加量与余速损失增加量相等时，达到了凝汽器的极限真空，汽轮机效率不再增加。另一方面，在夏季循环水进口温度较高时，要达到极限真空，需要的循环水量极大，在达到极限真空之前，循环水泵功率的增加量就可能超过汽轮机功率的增加量，使机组的供电负荷反而减少。所以，只有当增加冷却水量使汽轮机的得益大于循环水泵由此而多消耗的功率时，增加冷却水量才是合理的，即运行中要根据负荷保持最有利真空。另外，冷却水流速越高，传热系数k 越大，凝汽器端差越小，排汽温度ts 也会越低。
凝汽器换热管清洁程度
        一方面，当冷却水中含有杂物时，杂物会堵塞铜管或附在铜管内壁上，形成污垢，冷却水流动阻力增大，冷却水流速和流量减小，换热热阻增大，传热系数k 降低；另一方面，当蒸汽品质不好，蒸汽中含盐量、硬度过大时，不仅会在锅炉管壁内和汽轮机叶片上结成盐垢，而且会在凝汽器铜管外壁结成盐垢，使传热热阻增大，传热系数降低，凝汽器端差增大。
凝汽器内空气含量
        凝汽器内空气含量大，空气就会在凝汽器铜管外壁表面形成气膜，降低传热系数。同时，在射水抽气器（水环式真空泵）的抽吸作用下，空气还会集结在凝汽器内空抽区铜管附近，覆盖部分铜管，使这部分铜管对低压缸排汽的冷却作用减小，而其他铜管冷却表面的热负荷增加，导致凝汽器端差增大。有数据表明，当凝汽器内含有1%的空气时，传热系数几乎降低一半，换热效果差直接导致真空降低。凝汽器内的空气多，空气分压力增大，还将增大凝结水的过冷度，降低机组的热经济性。
影响机组凝汽器端差的因素
        通过以上的分析，我们知道，影响凝汽器端差的原因主要集中在凝汽器换热管的清洁程度和凝汽器内空气含量两个方面，我们在攻关过程中也主要针对这两个方面进行了查找、分析。
凝汽器换热管的清洁程度方面
        2008 年1号 机组C 修中我们发现，1号凉水塔由于配水喷嘴安装数量不够，安装不够牢固，配水管内流速较高，配水喷嘴损坏较为严重，喷嘴损坏脱落后，水流直接冲涮下部填料，填料很快被冲击变成碎片，局部填料被打穿，严重的托架也会损坏脱落，配水管与分水槽连接处也有多处泄漏，冲涮面积更大。碎填料进入循环水后，增大了清污机的工作负荷，加之循环水泵入口滤网比较细，进而造成清污机和滤网局部损坏；碎填料进入凝汽器，换热管内壁脏污，换热热阻增大，直接影响了凝汽器真空，端差也随之增大。
        由于设计不合理，锅炉灰库与凉水塔距离较近，并且灰库漏泄严重，大量灰进入凉水塔中，随着循环水进行凝汽器，是造成凝汽器换热管内壁脏污的主要原因。
        而胶球装置自投产以来，收球率始终在50%左右，远低于规程规定的95%，使凝汽器换热管内壁脏污程度加剧。
凝汽器内空气含量方面
        通过做真空严密性试验，发现两台机组真空严密性均不合格，1号机组0.45kPa/min,2号机组0.55kPa/min，而标准值是0.27kPa/min。说明凝汽器内空气含量超过规定值，影响凝汽器端差增大。
       
降低凝汽器端差和提高机组真空的措施
保持凝汽器换管内壁清洁
        要保持换热管内壁清洁，首先，必须尽量减少循环水中的杂物，保持循环冷却水滤网正常运行。在2009年1、2号机组A修中，我们对1、2号凉水塔进行了大修：加装喷嘴280个，更换喷嘴120个，更换损坏填料500平方米，更换托架50组，对配水管裂缝进行了修补和更换。为消除水塔积灰水，对锅炉灰管路及灰库漏灰进行了彻底治理，将灰管路全部更换为防磨管路，灰系统阀门更换为进口阀门。并对水塔循环水进行加药处理，杀灭循环水中微生物，防止微生物在铜管内繁衍聚集。并且在机组大小修期间，分别采用高压清洗泵冲洗换热管内壁，达到除垢的目的。启机后，循环水内碎填料全部消失。
        其次，必须定期投入凝汽器的胶球清洗装置，将换热管内壁的附着物和污垢除掉。1、2号机组胶球装置自投产以来就存在问题，收球率始终不曾超过50%，已严重影响凝汽器端差。在2009年1、2号机A修中，我们对胶球装置收球网进行了更换，对胶球泵管道进行了改造，启机后，胶球装置收球率达到95%以上。
保证真空系统严密性
        针对真空严密性试验不合格，我们检查低压缸抽汽系统法兰，低压缸结合面，低压缸及小机防爆门，低加及轴抽疏水门，凝汽器汽侧空气系统及其水位计，凝结水泵（尤其是备用泵）轴端密封及其入口管道阀门，相关热工测点系统阀门等处。机组运行中，我们采用高灵敏度真空检漏仪对真空系统进行检漏。运行人员运行中加强调整力度，控制好轴封供汽压力和轴封加热器内负压，避免低压轴封漏入冷空气。我们利用机组大修机会对凝汽器进行高位泡水，对真空系统进行彻底查找漏点，经过多项举措，真空严密性降至0.1-0.2kPa，在规定值范围内。
根据季节和负荷调整循环水系统的运行方式
        机组凝汽器采用凉水塔闭式循环冷却，每台机组配备两台循环水泵，一台定速循环水泵，一台双速循环水泵（高速495r/min，低速425r/min）。两台机组循环水系统并列运行。当机组带基本负荷时，每台机组一台循环水泵运行，凝汽器出入口门全开，冷却水流量、流速维持不变。当机组负荷较高或夏季循环水温高时，采用两台机组三台循环水泵运行或一台机组两台循环水泵运行。当冬季循环水温低时，将双速循环水泵倒至低速运行。
        根据季节变化和机组负荷变化，及时调整优化循环水系统运行方式，有利于提高凝汽器换热效果，有效降低了凝汽器端差，提高机组真空，降低排汽温度，同时也大大节约了厂用电，可以取得最佳经济效益。
严格控制汽水品质
        蒸汽品质不好，会在铜管外壁结成盐垢，使凝汽器端差增大。影响汽水品质的主要因素是凝汽器泄漏，故应做好凝汽器的防腐工作。浑江发电公司在保证凝结水在线精处理设备正常运行的同时，严格处理循环水，定期向循环水中加入杀菌灭藻剂和水质稳定剂，在冷水塔就近安装酸罐，定期加酸调节循环水PH 值。每次小修时均采取汽侧上水，水侧轴流风机吹干检漏；大修时采取凝汽器高位上水检漏，全面检查凝汽器铜管及真空系统严密不漏，确保凝结水水质和含氧量。对凝汽器铜管检漏，我们采用低负荷单台停运薄膜法检漏和泡沫法检漏相结合的方法；微漏时用胶球泵打入锯末，实际效果较好。
严格控制凝汽器水位
        凝汽器水位过高，淹没部分铜管，会造成凝结水被循环水直接冷却，产生过冷，增加锅炉燃料量，数据表明凝结水每过冷1℃，煤耗约增加0.13%。此外，还会因为凝结器冷却面积小，单位面积热负荷增加，导致端差变大，真空降低。特别当水位高淹没抽空气管时，会引起射水泵进水，出力下降，凝汽器内空气抽不出去，真空急剧下降，直接威胁机组安全运行，如机组效率降低；机组动静间隙变小引起震动；铜管胀口泄漏；凝结水含氧量增加等等。
避免高温高压疏水直接进入凝汽器
        机组高温高压疏水门不严或调整不当，使高温高压蒸汽串入凝汽器，将增大凝汽器的热负荷和端差，严重影响机组真空，同时也造成了高温高压工质能量的损失，增加机组热耗，降低机组的经济性。浑江发电公司两台300MW机组设计为全自动疏水系统，运行中手动疏水门全开，采用气动疏水阀控制，虽然控制灵活，但气动疏水阀一旦内漏会造成大量高温蒸汽漏入凝汽器，损失热能，增大端差，影响机组真空。而两台300MW机组由于新投产，疏水门安装质量不佳，内漏严重。我们利用机组大修机会，对内漏气动疏水门进行检修和更换，对手动疏水门全部进行了研磨处理或更换，使疏水门关闭严密。机组修后真空提高，凝汽器端差减小。由此可见，防止高温高压蒸汽进入凝汽器也是减小端差的一项重要工作措施。
        通过以上措施，机组端差降至设计值以内，平均值在4℃左右，真空提高了约2kPa，热耗降低了286kj/kwh，煤耗降低了约7g/kwh，提高了机组经济性，取得了良好的效果。

不错的文章，谢谢