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胶球清洗装置系统凝汽器机组改造提高收球率效果明显?
发布时间:2023/11/15 点击次数:216

胶球清洗装置系统凝汽器机组改造提高收球率效果明显?
 

      胶球清洗装置系统凝汽器机组改造提高收球率效果明显?介绍了进口350MW机组凝汽器胶球清洗装置系统的设计和运行情况,详细分析了系统所存在的问题对设备和控制系统进行改造后,胶球清洗装置可正常运行,提高了收球率,改造效果明显。
1胶球清洗装置系统概况
     众所周知,保持凝汽器较高的真空和较小的端差,是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125MW机组为例,汽轮机背压增高0.004MPa,将导致热耗增加244.5kJ/(kW·h),煤耗增加9.70g/(kW·h);凝汽器端差升高5℃,将导致热耗增加95.12kJ/(kW·h),煤耗增加3.66g/(kw·h)"。凝汽器冷却水管内壁脏污,会使凝汽器传热恶化,排气压力升高,真空下降,热耗增加,影响机组的经济运行,因此,凝汽器胶球清洗装置是汽轮机热力循环和提高热效率的重要辅助设备。
     凝汽器的胶球清洗是指在运行的凝汽器的冷却水中投入一定数量的胶球,使它们连续地在冷却管内循环流过,对冷却管内壁起清洗作用。略大于管内径的弹性胶球在凝汽器内通过摩擦管壁,从而起到清洗污垢的作用,并可提高冷却水管的清洁度,改善真空,降低煤耗,延长管子使用寿命。
     回收胶球总数与投入胶球总数之比称为胶球回收率(简称收球率),它能综合地反映胶球清洗装置的运行状况和清洗效果。收球率高表示装置系统运行正常,单位时间内通球数多,清洗效果好。一般认为收球率应高于90%。收球率低或很快地逐步降低,不仅造成补充胶球量增大,而且有可能堵塞冷却管和收球网,清洗效果差。经验表明,收球率高低也是决定胶球清洗成败的一个关键图素,收球率低是推广应用胶球清洗装置的大障碍。
     保证凝汽器胶球清洗装置可靠、高标准的收球率、使胶球顺利通过凝汽器冷却水管并有确切的擦洗、让每一根冷却管有均等的清洗频率、确保胶球的摩擦不损伤管壁等,是胶球清洗装置的技术关键。一期1、2汽轮发电机组(以下简称为1、2机组)设计容量350MW,为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、冲动凝汽式、水氢冷发电机组。1、2机组分别于投产发电。投产以后,凝汽器胶球清洗装置一直不能正常投运,收球率偏低,影响了凝汽器的清洗效果,从而影响机组的经济性。为此,对凝汽器胶球清洗装置系统进行了分析研究,找到了系统存在问题的症结并进行了改造,使得胶球清洗装置投入正常运行,提高了收球率:
2胶球清洗装置系统设计和运行情况
     1、2机组凝汽器为双通道双流程分隔式表面冷却方式,热交换管材质为钛,冷却用水为长江水,循环方式为开式循环
2.1胶球清洗装置系统设计介绍
     凝汽器循环水A/B侧2个通道均配置了2套相同但完全独立的胶球清洗装置,分别配备胶球清洗泵、收球网、收球室和独立的PLC控制系统:收球网为正V形结构,不锈钢材质,顺水流卧式布置在凝汽器循环水出水管上,由电动头驱动:控制系统采用PLC设计,CPU控制方式,自动化程度较低,手动操作较多。
2.2胶球清洗装置系统运行情况
     2004年度*1、*2机组凝汽器平均收球率和凝汽器端差见表1:表12004年度1、2机组凝汽器平均收球率和凝汽器端差
机组号 胶球清洗装置A收球率/% 胶球清洗装置B收球率/% 凝汽器端差/℃
1机组 47.5 80.1 6.6
2机组 79.1 51.1 5.4
     长期以来,1、2机组凝汽器胶球清洗装置系统存在着收球率偏低的问题,有时候控制系统故障时,全月出现收球率为零的情况,影响了凝汽器的清洗效果,影响机组的经济性
3胶球清洗装置系统存在问题及分析
     影响收球率偏低的主要问题就是跑球和积球。跑球就是胶球随着循环水流跑出,跑球的技术关键问题是收球网,如电动头力矩不够或者收球网本身刚度不够,就会导致在循环水的冲击下收球网网板间留有间隙或者收球网限位不对,造成收球网关闭不严。积球就是胶球堵塞在凝汽器钛管或者积聚进回水室和收球网处。积球多为系统设计问题,凝汽器水室结构不合理、流场分布存在死区和涡流区、胶球泵的出力不够、胶球质量不好(如浮在水面)等都会导致积球过多。
     利用机组检修机会,将凝汽器A,B侧循环水出水管道人孔门打开,检查收球网的实际位置,发现电动头在位置开关动作时收球网能关闭严密,但是机组正常运行时,电动头在关位由于力矩不够发生松动而导致收球网关闭不严,采用电动头力矩动作仍无济于事收球网筛前后压力变送器损坏后一直未恢复,导致自动反洗无法进行,收球网处杂物垃圾积聚,影响收球。
     控制系统设备陈旧老化,部分功能失去,当系统故障时,无法通过调阅PLC梯形程序来查找故障原因;试图优化控制策略时,无法通过修改PLC梯形程序来实现:因此,控制系统可靠性较差、故障频繁,会影响胶球清洗的正常进行。
4胶球清洗装置系统的改造
     针对胶球清洗装置系统存在的问题,利用机组检修机会对设备进行了改造,对控制系统进行了设计、优化,即硬件更换、软件重新编程。
4.1胶球清洗装置设备的改造
     (1)以电动推杆替换电动头,机组计划检修时,采用无锡东北塘电站辅机厂生产的型号为DT2000-26的电动推杆替换原电动头,在收球和反洗位置具备自锁防松功能,确保了胶球清洗装置系统投运时收球网关闭严密,减少跑球,提高了收球率。
     (2)收球网的定位:机组计划检修时,将A,B侧循环水管道人孔门打开,调整电动推杆至收球和反洗位置时收球网板的实际位置,确保电动推杆的开关动作位置与收球网板的实际位置保持一致,减少跑球,提高了收球率。
     (3)恢复自动反洗功能。机组计划检修时,将损坏的收球网筛前后压力变送器更换为差压变送器,恢复了自动反洗功能,可不定期将进水室内和收球网上的杂物冲洗掉,防止了收球网板因杂物垃圾而关闭不严导致的跑球,提高了收球率。
4.2胶球清洗装置控制系统改造
     胶球清洗装置控制系统是此次系统改造的重中之重,热控业技术人员根据系统的需求,拆除原来的采用新的PLC。考虑到投资成本和技术熟悉程度,选用了二期仪用空压机和一期化水系统均使用过的CEFANUC系列90-30可编程控制器。
5胶球清洗装置改造后的效果
5.1凝汽器胶球清洗装置控制系统得到明显改善
     (1)控制凝汽器胶球清洗装置系统经过改造后,所有的操作全部通过触摸屏实现,并且整个胶球清洗流程在触摸屏进行显示,在触摸屏下方有A/B侧紧急停按钮。
     (2)控制凝汽器胶球清洗装置系统改造后,系统可通过PLC实现逻辑保护功能。
     (3)控制凝汽器胶球清洗装置系统改造后,系统可通过PLC实现整人胶球清洗的控制过程。
5.2凝汽器胶球清洗收球率明显提高
     2005年度"1、"2机组凝汽器平均收球率和凝汽器端差见表2。
表22005年度'1、2机组凝汽器平均收球率和凝汽器端差
机组号 胶球清洗装置A收球率/% 胶球清洗装置B收球率/% 凝汽器端差/℃
1机组 88.2 85.8 5.1
*2机组 88 84.3 4.5
     对比2005年度与2004年度数据可见,凝汽器胶球清洗收球率由改造前的平均50%左右提高到目前的88%左右,凝器端差也有所改善,降低了0.9~1.4℃。
5.3凝汽器胶球清洗装置经济效益取得明显效果
     凝汽器端差下降1℃,而循环水温度基本不变,这就意味着汽轮机排气温度下降了1℃,则发电煤耗下降0.7~1.5g/(kW·h)(因冬、夏季节而存在差异):1台机组按年利用6000h、负荷率70%计算,全年发电量为350000kW×6000h×70%=14.7(亿kW·h)。按发电煤耗下降1g/(kW·h)计算,则全年节约标煤1470t,以标煤价格400元/t计,则可节约燃煤费用为58.8万元,经济效益明显。
5.4凝汽器胶球清洗装置其他效果
     1、2机组凝汽器胶球清洗装置控制系统改造完成后,运行人员操作方便、报警信息齐全,为故障分析提供了保障。
     另外,控制系统的备品问题得到有效解决,不再担心因备品问题引起胶球清洗装置系统故障而长期停运。
     (1)1、2机组凝汽器胶球清洗装置系统经过设备及控制系统的改造,机组运行证明,原胶球清洗装置系统存在的问题基本得到解决和改善,收球率控制在88%左右,凝器端差得到改善,机组经济性有明显提高。
     (2)1、2机组凝汽器胶球清洗装置系统设备及控制系统的改造成果对国内同类型机组具有一定的参考价值。
     (3)1、2机组凝汽器胶球清洗装置系统设备及控制系统改造后,虽然收球率控制在88%左右,但是距离国内一些电厂的收球率95%的先进水平仍存在一定的差距。要结合机组运行的实际情况,进一步采取切实可行的改进措施,如选用优质的胶球,改进1机组循泵入口集水井垃圾的进入等,收球率的提高仍有一定的空间。