凝汽器胶球清洗装置系统无法收球问题改造与效果分析说明？
 

       凝汽器胶球清洗装置系统无法收球问题改造与效果分析说明？为了逐步实现“双碳”目标，各发电企业通常采用汽机通流改造、供热改造等成熟技术进行节能优化，取得了突出效果。随着“三改”政策的稳步实施，节能减排工作要求愈加严苛。现以某厂小机凝汽器胶球清洗装置系统改造前后节能量、碳减排量的计算为例，说明辅机节能潜力巨大，值得发电企业进一步挖掘。
      “十四五”开始，中国将逐步实现2030年碳达峰目标和2060年碳中和愿景。国家发展改革委、国家能源局印发了《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，根据《通知》要求，全国各地在推进煤电机组改造升级工作过程中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，实现“三改”联动。
      基于上述要求，当前各火力发电厂通常采用汽轮机通流部分改造、供热改造等成熟、适用的节能改造技术，取得了良好的节能降耗效果，但上述改造往往投资较大，回收周期较长。而辅机节能改造具有投资小、收益明显的特点，正越来越受到发电企业的重视。针对小机凝汽器胶球清洗装置系统，尤其是投运时间较久、投运效果较差、资金紧张的企业，对其进行有效治理，可显著提高凝汽器清洁度，降低机组发电煤耗。
1设备概况
      某厂二号机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。机组配置两台50%容量的汽动给水泵组和一台30%容量的电动给水泵，每台小机设有独立的凝汽器胶球清洗装置。
      2015年机组加装尖峰凝汽器后，小机凝汽器胶球清洗装置系统多次投运，收球率一直为零，考虑到堵管风险，停运凝汽器胶球清洗装置系统。由此造成小机凝汽器脏污，小机背压增加，汽耗量增加，机组整体耗能增加。
2凝汽器胶球清洗装置问题分析
2.1凝汽器胶球清洗装置设备概述
      小机凝汽器为杭汽生产制造的四流程凝汽器，冷却面积1660m2，管束材质为TP317，冷却管数量3800根，有效长度5600mm，循环水流量设计值3300m3/h，循环水管径φ720×8mm，冷却水为黄河水，运行中常有水 塔填料、杂草等杂质进入循环水系统。
2.2凝汽器胶球清洗装置原因分析
      根据现场情况综合判断，导致收球率低的主要原因有以下3个方面：
2.2.1凝汽器胶球清洗装置系统阻力大
      （1）凝汽器胶球清洗装置系统管路较长，且直角弯太多，造成局部阻力大，循环水动力偏小，不足以克服系统阻力，胶球无法正常通过冷却管束，堵塞管道，不能达到清洁的目的。
      （2）小机凝汽器为杭汽生产的四流程凝汽器，水室内部结构复杂、死角多，胶球进入凝汽器后在水室内打转，无法顺利通过。
      （3）凝汽器胶球清洗装置系统长期无法正常投运，管束内壁结垢、增厚，直径变小，胶球无法正常通过。
2.2.2循环水旋转滤网（二次滤网）拦污效果差
      小机凝汽器冷却水为开式循环水，循环水通过凝汽器带走小机乏汽产生的热量，循环水温度升高后回到冷却塔进行散热，如此往复循环。机组循环水泵入口套旋转滤网装置，用于过滤水中杂质，但旋转滤网由于年久失修，不能有效拦污，因此循环水系统杂物较多，水中杂质随循环水流动堵塞凝汽器管束，堵塞收球网出口。
2.2.3收球网存在设计缺陷
      （1）凝汽器胶球清洗装置收球网网板结构单薄，易变形。收球网网板间隙不均匀，导致收球网污染或卡球。
      （2）收球网网板角度不合理。收球网距离收球弯管段太近，收球网网板呈30。角度太大不利于收球。
      （3）收球网出球口管径偏小。出球口偏小不利于胶球的顺畅排出，易导致网板积球，出球口堵塞。
      （4）收球网导流板不合理。导流板结构不合理，不能起到应有的导流效果，甚至起到反作用，形成涡流，使胶球在收球网出口处打转、聚集，不能及时排出，堵塞收球网出口。
      （5）收球网执行机构设计不合理。收球网投运时间较长，开关次数多，且设备长久承压，易导致收球网不能关闭到位，在壳体与收球网筒体内壁形成较大的间隙，造成跑球。
3凝汽器胶球清洗装置处理过程
      鉴于机组尖峰改造前胶球清洗装置系统收球率正常，且全厂机组所用胶球均采自同一厂家，因此排除凝汽器结构以及胶球本身质量问题。
      为提高胶球的回收率，彻底解决小机胶球长期无法回收的难题，保证凝汽器清洁度，达到节能减排的目的，重点从以下几个方面进行处理。
3.1更换高品质旋转滤网网板，确保循环水水质
      结合机组检修，发现大量水塔填料堵塞聚集在收球网出球口，堵塞出球口，且旋转滤网框架损坏严重，起不到应有的拦污作用。
因此，应选择较好的滤网，从源头进行治理：
      （1）为了防止水质对于网板的腐蚀，所有滤网均选用316L材质；
      （2）为了更好地确保通流量，单台滤网网板1/3部分打孔φ7mm，其余部分采用5mm×5mm的网丝，如此不仅能更好地起到拦污作用，且通流量也较原来稍有增大。
3.2优化现有胶球清洗装置管路
      依据“管路尽可能短、管路弯头尽可能少”的原则，拆除多余的弯头，同时结合ANSYS仿真使管道布置趋于合理。
3.3优化收球网结构
      收球网作为凝汽器胶球清洗装置系统的主要部件，参考以往检修经验，结合ANSYS仿真结果，重点从以下5个方面进行改进：
      （1）改进收球网板角度，将活动收球网板与循环水管壳体内壁的夹角在空间允许的情况下尽量减小，使结构更符合水流动力学原理，使胶球更容易排出；
      （2）将原有出球口直径由108mm扩至138mm；
      （3）收球网板格栅由原来的7mm×4mm变为4mm×4mm；
      （4）收球网材质整体更换为316L材质，转轴为双相钢材质；
      （5）在角度及尺寸方面对原有扰流板进行优化。
      改进后，冷却水在出球口处不易形成涡流，且由于夹角变小，活动网板变陡峭，胶球能更顺利地排出。同时，在网板下部的出球口处设置穿孔固定网板，并与壳体呈圆弧形焊接，以消除水流冲击产生的涡流，增大出球口空间，从而使收球更加通畅。
4凝汽器胶球清洗装置改造效果及经济性
4.1凝汽器胶球清洗装置改造效果
      2021年6月18日，系统改造完成；6月25日系统次投运，一周后收球，两侧收球率分别为96.7%和98.3%；随后连续运行至12月，收球率基本在接近97%或以上，达到改造效果。
      设备连续投运3个月，小机及凝汽器端差、清洁度、凝汽器热负荷等重要指标计算结果如表1、表2所示。
4.2凝汽器胶球清洗装置经济性
      根据表1、表2计算结果，重点从以下几个方面进行对比。
4.2.1对数平均温差
      凝汽器对数平均温差计算公式如下：LMTD=t2-t1ln(-- =)ln( Δtδt+Δtδt（1）)式中：LMTD为对数平均温差(℃);ts为凝汽器压力下的饱和蒸汽温度(℃);t1为冷却水进口温度(℃);t2为冷却水出口温度(℃);Δt为冷却水温升(℃);δt为凝汽器传热端差(℃)。胶球系统投运正常后，在相同负荷下，两台小机凝汽器对数平均温差改善2.2～6.34℃,效果明显。
名称单位 表1 系统改造前后2A凝汽器主要参数变化表
2A凝汽器
300MW试验工况450MW试验工况 
   600MW试验工况
胶球系统投入状态  未投投入未投投入 未投投入
机组负荷MW  299.94300.15451.33448.94 600.03589.08
大气压力kPa  89.3188.9589.3389.23 89.2188.87
小机进汽压力MPa  0.460.470.740.74 1.060.90
小机进汽温度℃  365.90355.38359.04364.43 368.82365.13
小机进汽流量t/h  23.2821.9129.5828.76 36.0335.85
小机凝汽器背压 kPa3.355.864.176.214.797.75
凝汽器循环水进水温度 ℃14.4826.6414.7227.0913.9729.58
凝汽器循环水出水温度 ℃17.0529.0218.8930.7619.7534.63
凝汽器热负荷 MW8.959.6114.5114.8820.1620.43
凝汽器传热端差 ℃8.906.7010.796.0312.356.27
对数平均温差 ℃10.137.8312.767.7215.058.55
凝汽器总体传热系数 W/（m2·K）0.530.740.691.160.811.44
凝汽器清洁系数 —0.260.310.330.480.390.59
名称单位 表2 系统改造前后2B凝汽器主要参数变化表
2B凝汽器
300MW试验工况450MW试验工况 
   600MW试验工况
胶球系统投入状态  未投投入未投投入 未投投入
机组负荷MW  299.94300.15451.33448.94 600.03589.08
大气压力kPa  89.3188.9589.3389.23 89.2188.87
小机进汽压力MPa  0.470.480.750.75 1.060.91
小机进汽温度℃  365.90355.38359.04364.43 368.82365.13
小机进汽流量t/h  23.7622.5130.9329.96 38.1537.35
小机凝汽器背压 kPa3.415.934.326.274.897.82
凝汽器循环水进水温度 ℃14.8627.0915.1027.4914.3429.99
凝汽器循环水出水温度 ℃17.7329.6619.4031.3020.1935.13
凝汽器热负荷 MW10.0210.4115.0015.4120.3820.74
凝汽器传热端差 ℃8.516.2910.885.6612.285.94
对数平均温差 ℃9.887.5012.917.4015.018.24
凝汽器总体传热系数 W/（m2·K）0.610.840.701.261.071.52
凝汽器清洁系数 —0.290.350.340.520.400.62
4.2.2凝汽器传热端差
      凝汽器端差是凝汽器压力下的饱和水蒸气温度与凝汽器冷却水出口温度之差，是衡量凝汽器经济性的重要指标。
      凝汽器传热端差计算公式如下：Δtk=tbbh-txhc（2）式中：Δtk为凝汽器端差(℃);tbbh为小机排汽压力下的饱和温度(℃);txhc为小机凝汽器出口循环水温度(℃)。胶球系统投运正常后，在相同负荷下，两台小机凝汽器传热端差改善2.3～6.77℃,效果明显。
4.2.3凝汽器清洁度
      清洁系数是影响总体传热系数的主要因素，清洁系数计算公式如下：βc=K0××βm式中：βc为清洁系数；K为当前凝汽器的总体传热系数；K0为基本传热系数，K0=c1×νm1/2，其中c1为传热管内径系数，νm为冷却水流速；βt为冷却水温度系数；βm为管材和壁厚修正系数。
      胶球清洗装置系统投运正常后，在相同负荷下，两台小机凝汽器清洁度得到提高，尤其是在高负荷阶段，效果明显。
4.2.4凝汽器胶球清洗装置经济效益
      由表1、表2对比可知，胶球系统投运正常后，在相同电负荷工况下，小机汽耗量减小，3种工况下平均节汽量约1.80t/h。以下经济性计算，小机进汽焓值取3180kJ/kg，锅炉效率93.5%，管道效率99%，年运行天数200天，电煤低位发热量23100kJ/kg，原煤单价取860元/t，则年节约费用约：3180x1.80（23100x99%x93.5%）x200x24x860亡10000≈110.5万元/年本次改造投入成本138.61万元，在不考虑胶球损坏带来损失的前提下，收回成本需：138.61110.24≈1.26年
4.2.5减碳量
      依据4.2.4内容，年节约发电标煤约1010.35t，参照国家统计局相关数据，相应CO2排放因子取2.62，则年减少碳排放约2647.12t。
      随着国家“双碳”计划的实施，节能减排工作刻不容缓。以往的研究改造通常侧重于主机冷端系统，对辅助设备的关注相对不足，本文通过凝汽器胶球清洗装置系统改造前后投运效果对比，证明对辅机系统实行有效的节能改造措施，对企业节能降耗有着重要意义，尤其是在“双碳”“三改”政策下，类似小机凝汽器胶球清洗装置系统改造等节能技改类项目，可作为发电企业挖掘内部节能潜力、降低发电成本的重要途径，助力企业实现“双碳”目标，同时文中所述改造方法可供存在同样问题的电厂参考。