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以色列CQM胶球清洗系统应用实施分析

发表时间：2020/8/4 来源：《电力设备》2020年第8期作者：崔志勇1 田锐1 吕登龙1 郝福虎1 安慧伟1 尹

[导读] 摘要：在火力发电厂的节能工作中，提高热力循环效率的最直接措施是对机组冷端实施优化提效，在确保汽轮机低压缸末级叶片安全的前提下，实现凝汽器排汽有更高的真空。

        (1.达拉特发电厂内蒙古鄂尔多斯;2.临河发电厂内蒙古巴彦淖尔;3.华电莱州电厂)
        摘要：在火力发电厂的节能工作中，提高热力循环效率的最直接措施是对机组冷端实施优化提效，在确保汽轮机低压缸末级叶片安全的前提下，实现凝汽器排汽有更高的真空。但是，凝汽器的清洁度和传热效率又会直接影响机组的真空，为保证凝汽器始终保持较好的清洁度和传热效率，在线凝汽器胶球清洗装置系统已成为火电厂湿冷凝汽式汽轮机组的标准配置。装置系统的正常投运能降低传热端差，从而提高真空，这是提高机组经济性运行水平，保障机组安全运行不可缺少的必要条件。本文介绍了以色列CQM胶球清洗系统在达拉特发电厂#6机组的应用实施情况，通过相关数据统计，对胶球清洗系统改造前、后的凝汽器运行端差进行了对比，分析了应用该系统获得的经济性效益和安全运行水平。
        关键词：以色列CQM胶球清洗系统；应用实施；经济性；安全运行。
        1 概述
        凝汽器是火力发电厂湿冷凝汽式汽轮机组中一个非常重要的部件，其作用是用于冷却汽轮机的排汽，使之凝结为水后重新送入锅炉使用；并在汽轮机的排汽口建立并维持高度的真空，使蒸汽所含的热量尽可能多地转变为机械能，以提高汽轮机的效率。
        真空对机组运行经济性有着举足轻重的影响，从热力学观点来看，凝汽器在蒸汽动力装置的热力循环中起着冷源作用。当汽轮机的初参数不变的条件下，凝汽器温度每降低10℃，装置效率提高3.5％，凝汽器真空每改变1KPa，汽轮机功率平均改变1%—2%，影响机组供电煤耗约3g/kwh。因而，对于火力发电厂的节能工作，提高热力循环效率的最直接措施是对机组冷端实施优化提效，以实现凝汽器排汽有更高的真空。在机组运行过程中，常会遇到凝汽器真空逐年下降的问题，这不仅使机组能耗上升，影响机组经济性，严重时还会降低机组夏季工况的发电负荷。凝汽器清洁度和传热效率不良是导致真空下降的一个主要原因，凝汽器冷凝换热管内壁结垢又是其重要的影响因素，且随着时间的推移，污垢的厚度逐渐增加，造成冷凝换热管堵塞，导致凝汽器的换热效率降低，引起汽轮机排汽压力的增加，最终导致发电机组输出能量的损失。因此，保持凝汽器冷凝换热管路的清洁，提高凝汽器的换热效率，对提高整个机组的热效率有着非常重要的影响。
        在线凝汽器胶球清洗装置是改善凝汽器冷凝换热管清洁度、提高汽轮发电机组热效率的重要设备，可在机组不停机、不减负荷的条件下在线使用。它借助水流的作用将直径略大于凝汽器冷凝换热管内径的清洁胶球挤过冷凝管，对冷凝管内壁进行反复擦洗，并把杂质带走，从而提高冷凝管清洁度，避免垢下腐蚀，延长冷凝管使用寿命。最终目的是通过胶球的正常循环，有效清洗凝汽器冷凝换热管，提高换热管传热效率，改善凝汽器真空度，从而保证机组高效运行。因此，在线胶球清洗装置系统有效运行的首要前提是胶球清洗系统结构合理，其次是收球率良好，以及适当的清洗管理和优质胶球保证足够的清洗效果。
        达拉特发电厂#6机组为330MW湿冷凝汽式汽轮机组，于2015年12月利用机组A级检修期间对原有在线凝汽器胶球清洗系统进行了改型，更换应用为以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统，机组于2016年5月正式启动运行。为了对在线凝汽器胶球清洗系统改造前、后的运行效果进行对比，选取#6机组凝汽器的三个运行阶段的数据进行统计分析，并与未进行改造的#5机组凝汽器运行数据进行对比，得出两套在线胶球清洗系统对凝汽器运行性能的影响。
        对于凝汽器运行性能，一般采用传热端差来表征凝汽器的工作状况。所谓传热端差，就是凝汽器内蒸汽凝结温度与循环冷却水出水温度的差值。传热端差越小，表明凝汽器换热损失越小，换热效果越好。当然，在一定的负荷、循环水进水流量、循环水进水温度下，凝汽器的传热端差变化与多种因素相关，如管子的结垢程度、机组的漏空气状况、真空泵组的工作状况等。本文对一些特定运行工况条件下的凝汽器传热端差状况进行了比较。
        2 原在线凝汽器胶球清洗装置系统情况
        2.1 达拉特发电厂#6机组凝汽器水室为A、B两侧，均为单流程循环，换热冷凝管数量共计24068根（单侧为12034根）。原在线凝汽器胶球清洗系统采用传统的“V”字型收球网回收装置，单侧配置投入的胶球数量1000颗，仅占单侧单流程冷凝管根数的8%，根据系统的管路布置或流程顺序（连续循环清洗），单流程管子内的胶球数量约为220-250颗左右，如水流的流场是完全可控的，则需200次循环以上才能能使每个管子清洗一次；而目前胶球随冷却水进入水室后其流动完全是不可控的，因此如此少数量的胶球无法确保装置投运时各区域的管子都能得到清洗，造成部分区域管束长期得不到冲洗。

        图1 #6机组凝汽器结构形式示意图及照片
        2.2 #6机组原在线胶球清洗装置系统的运行模式为：胶球泵→装球室→注球管→凝汽器→收球网→胶球泵，在线胶球清洗装置在一个时段内不断地循环清洗，此时胶球处于整个循环回路中，这就会出现有部分胶球已在穿过冷凝管时，还有部分胶球还处于胶球泵→注球管→水室途中，不能充分利用背压原理找寻进入尚未清洗的冷凝管；因此出现中间区域的冷凝管不断地被摩擦清洗，而周边或角落的冷凝管不论清洗持续时间多长，都不能得到有效清洗。

        图2 #6机组原在线胶球清洗装置系统示意图及照片
        2.3 原胶球清洗装置系统需要纯人工操作、数球，劳动强度大，受人为因素影响相对较多。
        3 在线凝汽器胶球清洗装置系统改造需要解决的主要问题
        一般情况，胶球清洗系统运行效果的好坏、运转是否正常，收球率是主要考核指标，通过收球率高低大致能判断胶球在凝汽器冷却水回路中的循环数量。理论上收球率愈高，通过凝汽器冷凝管的胶球概率愈高，则清洗效果愈好。影响收球率的因素众多，可能出现的问题多种多样，视系统结构型式、机理不同而各异。从结果上看，胶球清洗系统的问题分为积球、跑球两个方面。积球即意味着胶球在凝汽器死区内或收球网栅上滞留，无法正常循环；跑球即意味着收球网栅存在静态或动态间隙过大，造成胶球穿过网栅流失。
        针对#6机组胶球清洗系统存在的问题，达拉特发电厂汽机专业通过分析，提出了改造需要解决的主要问题。从原因上看，一般主要有如下几个方面：流场问题、收球网栅问题、出球口问题、胶球泵问题，胶球循环管路问题，以及垃圾影响等。
        3.1 流场问题
        3.1.1 凝汽器出水口弯管段的影响
        一般而言，收球网栅安装位置的上游及下游应有相当于3倍直径左右距离的直管段，以保证管路内流场均匀，便于收球网板正常工作。实际工程中往往因空间有限，收球网栅上端即为弯管段，紊乱的流场会导致出球口处胶球滞留，或胶球吸附在收球网栅的局部区域，从而严重影响胶球循环。
        3.1.2 凝汽器涡流死区的影响
        凝汽器水室及管路系统中的涡流有可能挟裹胶球，造成内部胶球积球死区，胶球滞留在死区内无法循环，或循环速度极慢，不能进入循环水回水管，从而降低打循环的胶球数量，降低胶球清洗冷却管的效果。
        3.2 收球结构（收球网栅）问题
        3.2.1 收球结构（如收球网）安装位置、收球网栅结构型式、网栅迎水角度、网栅隔栅间隙、出球口积球问题（导流板形状及安装位置）、调整网栅不到位（上、下部间隙跑球；预紧力不足造成网栅振动，导致跑球甚至网栅变形）等。
        3.2.2 收球网两活动网板强度刚度偏低，活动网板抗水流冲击能力偏小，从而引起活动网板（转动轴）变形，使两活动网板在收球网收球时顶部产生缝隙，致使出现跑球和卡球的现象。3.2.3 活动网板格栅为点焊式，点焊脱落格栅窜动间距变大，引起跑球和卡球的现象发生。
        3.2.4 收球网传动驱动装置采用曲柄连杆机构，在长时间运行后造成曲柄连杆机构销轴等磨损后间隙增大，在两活动网板在水流强大的冲击力下自动涨开，产生两活动网板关闭不严情况，造成跑球现象。
        3.3 胶球的收发结构问题（出球口问题、胶球泵问题）
        3.3.1 出球口处活动网板和壳体之间存在小锐角死角，不是弧形过渡，使胶球卡死在小锐角死角里，不能进入出球管。
        3.3.2 如目前系统的胶球收发全部通过胶球泵来完成，胶球泵叶轮会损伤胶球，另外胶球泵流量、扬程不足、开式系统存在的凝汽器出口虹吸与胶球泵争流等现象，会导致胶球泵吸入性能下降。
        3.4 胶球循环管路问题
        3.4.1 循环水回水管A、B侧的弯头弧度不一，致使胶球循环管路布置严重不对称，回水管回水阻力也不相同，造成水力状况不均衡，导致单侧严重积球。
        3.4.2 循环水回水进入收球网时，带有胶球的水流在撞击活动网板和壳体后产生涡流，引起胶球在收球网内随水流打转，不肯进入收球网出球管，使打循环的胶球的数量逐渐减少，从而降低胶球清洗冷却管的质量和次数。
        3.4.3 胶球循环管路走向复杂过长，弯头和小锐角弯头过多，水力损失过大，管道中装设的分配器，极容易引起卡球和阻球的现象，这些也都会影响胶球泵的流量。
        3.5 垃圾问题
        循环水中的水泥块、砂石粒、塑料片、塑料薄膜等杂物垃圾过多，进入凝汽器堵塞管板和换热冷却管，引起胶球进入冷却管后不能进入回水管而阻塞在冷却管内部，并且垃圾等累积在收球网栅上，又堵塞出球口，胶球无法循环。
        3.6 以上原因造成#6机组凝汽器端差平均约在5.37℃左右。

             图3 凝汽器内部污堵情况照片

        图4 #6机组原在线胶球清洗装置收球网污堵情况示意及照片
        4 以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统的基本情况及主要特点
        4.1 基本情况
        以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统与“V”字型胶球清洗系统有所不同，采用全封闭式结构，这样最大的好处是胶球不存在跑球现象，胶球由水泵加压冲洗水后，由胶球室直接发射进入循环水系统。胶球不与水泵接触，从而避免了胶球的破损的概率。以色列CQM型胶球清洗系统实现了智能化自动控制，在调试的时候，就根据当地的冷却水质的不同，设定胶球冲洗的周期和频率，无需人员操作。“V”字型胶球清洗系统投球量为单侧单流程冷凝管总数的8%，CQM-ATCS全自动胶球清洗系统投球量为单侧单流程冷凝管总数的42%—83%，这样加大了投球的数量，可以增大了清洗冷凝管的覆盖面，提高清洗效果，避免了有的冷凝管多次清洗，而有的冷凝管清洗不到的现象发生。胶球系统循环流程为：收球滤网→装球室→循环水进水管→凝汽器进水水室→冷凝管→凝汽器回水水室→循环水出水管→收球滤网。该系统设计流程图如下：

        图5 以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统工作原理
        4.2 主要技术特点
        4.2.1 胶球采用高压水泵喷射输送（泵与胶球分离），而不是采用胶球泵直接接触输送，减少胶球的损坏。平均使用寿命要长的多。
        4.2.2 配置有较大容积的装球室，可以一次性发送相当于国内外其他胶球清洗装置10倍以上的胶球数量，可以达到凝汽器单侧冷凝管数量的42%—83%，因而增加胶球通过凝汽器冷凝管的数量，提高清洗效果。也就是说，凝汽器冷凝管循环清洁次数很高，能大大减少换热管的腐蚀速度及结垢可能性，没有清洗死角。
        4.2.3 独特的收球系统设计，确保胶球零逃逸。
        4.2.4 无运动件设计，系统的可靠性非常高。
        4.2.5 收球系统的独立设计，基本无需维护保养，且检修很方便。
        4.2.6 设定运行周期，实现全自动化运行，最大程度的降低能耗。
        4.2.7 在稳定可靠的运行状态下能确保凝汽器的状态始终维持在装置投运时的清洁状态；
        4.2.8 通过严格的选球配球，能确保凝汽器冷凝管的安全运行及极低的胶球磨损率。
        5 以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统在达电#6机组应用实施情况及主要效果对比
        5.1 实施情况
        2015年12月在达电#6机组进行实施，凝汽器胶球清洗系统改造为以色列CQM公司ATCS全自动胶球清洗系统，并于2016年5月机组正式启动投入运行。

        说明：（1）黄色管路为水泵取水管道，接自循环水进水管；
        （2）红色管道为水泵排水管道，接至循环水出水管；
        （3）蓝色管道为胶球发射管道，接至循环水进水管；
        （4）绿色管道为胶球收球管道，接至循环水出水收球滤网。
        图6 以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统施工示意三维图

        图7 以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统胶球发射装置三维图

        图8 以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统实施安装后照片
        5.2 主要效果对比
        2016年5月—11月#6机组运行约7个月的时间，#6机组胶球清洗系统改造前、后对比情况如下：

        6 经济性分析
        #6机组胶球清洗系统通过改造为以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统的连续运行，机组参数也有了较大提高。经济性对比如下：
        6.1 数据分析对比
        每月的收球率、端差值均为当月的平均数。
        6.1.1 #6机组改造前情况数据统计，选取时段2015年5月—11月

        6.1.2 #6机组改造后情况数据统计，选取时段2016年5月—11月

6.1.3 #6机组改造后运行第四年情况数据统计，选取时段2019年5月—11月

6.1.4 #5机组未改造情况数据统计，选取时段2016年5月—11月

6.1.5 #5机组未改造情况数据统计，选取时段2019年5月—11月

        6.2 经济性分析
        按照节能监督标准规定：循环水入口水温小于14℃、端差优秀标准为7℃，循环水入口水温14—20℃、端差优秀标准为4℃，循环水入口水温大于20℃、端差优秀标准为3.5℃。根据经验数据，凝汽器端差每上升1℃，影响煤耗约1.1 g/Kw.h。通过对比#6机组改造前数据，本项目应用实施后#6机组2016年5—11月份端差平均降低1.84℃，发电煤耗则降低约2.024g/Kw.h。根据#6机组2016年5—11月份的累计发电量测算出节约的标煤量，参考市场平均标煤单价即可得出年节约的燃煤费用。同时，还可估计出节约的人工及设备维护（冷凝换热管人工高压水清洗通常一年两次）费用。并且，如果改造机组长周期运行且水质较差，则改造效果将更加明显，可以取得可观的直接经济效益和间接安全效益。
        7 结论
        影响火电机组汽轮机冷端的主要因素有汽机热负荷、循环水流量、真空严密性、凝汽器清洁系数等。达电#6机组通过应用以色列CQM-ATCS全自动胶球清洗系统改造实施后，有效防止凝汽器换热管结垢，明显减缓结垢的进程，使凝汽器换热管的清洁度始终保持在较好的水平，有效的提高凝汽器清洁系数，降低凝汽器端差，提高真空，降低煤耗，节能效果非常可观，从而更大程度上节约发电成本，仅从节约燃煤角度看，产生的效益就是巨大的。另外，通过应用实施后，有助于防止换热管因杂质沉积和结垢而产生的垢下腐蚀，可以延长凝汽器换热管寿命，降低凝汽器泄漏的风险。
        参考文献：
        1.DL/T 581-2010 凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置；
        2.以色列CQM公司ATCS 胶球系统的特点杭州致高环保科技有限公司；
        3.凝汽器胶球清洗装置设计优化探讨廖志强；
        4.300MW 及以上火电机组凝汽器胶球清洗系统设计与节能效果分析蒋平锁、杨树民；
        5.凝汽器胶球清洗系统性能分析及优化田松峰、王美俊、韩强、胥佳瑞、王少雷；
        作者简介：崔志勇（1976年— ），男，河北唐山人，本科，高级工程师，主要从事火电厂汽轮机检修技术工作。