凝汽器传热端差.docx

1、凝汽器传热端差凝汽器传热端差分析及降低端差的途径徐奇焕(湖北省武昌热电厂)【摘要】真空度是影响汽轮机组接带负荷和热效率的一个重要经济指标,而凝汽器端差又直接影响着真空度的高低。从分析影响端差的因素着手,结合武昌热电厂的运行实践,提出降低端差的措施,以改善凝汽器热交换状况。关键词:汽轮机 凝汽器 端差0 前 言热力发电厂中,凝汽式汽轮机及抽汽凝汽式供热汽轮机附设的凝汽器的作用之一是在汽轮机排汽口造成高度真空,使其机组排汽尽可能膨胀到低的压力,多作功和减少冷源损失。因此,凝汽器工作的好坏直接影响着机组的循环热效率。所以,对凝汽器的运行指标进行监督和分析,及时发现和消除异常现象,保持凝汽器良好运行工

2、况,历来是电厂节能工作者的重要内容和经常研究的课题。本文仅对反映凝汽器热交换状况的指标端差作一些分析,并就如何降低端差提出一些对策。1凝汽器端差与机组真空的关系众所周知,正常运行时,凝汽器的排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽的压力和温度的关系。这样,实际凝汽器内的排汽压力可由与其相应的饱和蒸汽温度来确定,而饱和蒸汽温度用下式计算: tk=t1+t+t(1)式中 tk与凝汽器内排汽压力相对应的饱和蒸汽温度,亦即排汽温度, t1凝汽器进口循环冷却水温度, t循环冷却水温升, t=t2-t1 t2凝汽器出口循环水温度, t凝汽器传热端差,由式(1)可知,凝汽器排汽温度tk取决于凝汽器进口冷却水温t1

3、、冷却水温升t和端差t。又因凝汽器排汽压力pk是排汽温度tk的单值函数,所以 pk=(t1,t,t) (2)也就是说,式(2)中,各自变量的数值越小,凝汽器排汽压力pk和排汽温度tk也越小,排汽压力的降低,增大了蒸汽的理想焓降,使有更多的热能在汽轮机中转变为机械能,同时释放给循环水的冷源损失也相应地减少了,因而是经济的。例如,当进入汽轮机的蒸汽流量不变,凝汽器中的排汽压力pk每降低0.98kPa(0.01ata),可使机组功率增加1%。又由试验结果得知,对中小型机组,排汽压力每下降1%,汽耗减少1%,发电煤耗下降1%左右。若一台中压25MW机组排汽真空提高0.98kPa(7.355mmHg,相

4、当于该型机组设计真空的1%),电功率将增加1250kW,第39卷第3期汽 轮 机 技 术Vol.39 No.31997年6月TURBINE TECHNOLOGYJun.1997煤耗下降4.9g/kWh,以年运行7000小时计,每年可多发电875万kWh,节约标煤约860t。2 影响凝汽器端差的因素如上所述,为降低凝汽器排汽温度,以获得较低的排汽压力(亦即较高的排汽真空),就应降低循环冷却水的进水温度,减少冷却水温差和端差。端差是反映凝汽设备热交换状况的指标,即与传热情况无关。所以,端差除了与循环水流量、速度以及进口温度有关外,还与凝汽器冷却管表面的清洁程度、真空系统的严密性有关,亦即传热越强,

5、端差越小。于是,端差可用式(3)求出: t=tekFw-1(3)式中 k凝汽器内排汽至循环冷却水的平均总体传热系数,kJ/m2h F凝汽器的冷却面积,m2 w循环冷却水量,kg/h为便于运行中对凝汽器的传热端差进行监督、分析,可作凝汽器热力试验,得出端差、冷却水温度和凝汽器负荷的关系曲线,如图1所示。运行中定期将各项实际指标代入式(3)进行计算,其结果与曲线作核对比较,发现端差超出范围时,采取对策设法降低。图1 端差t、负荷率dk、冷却水进水温度关系曲线如果没有试验曲线,也可用AB雪格里雅耶夫提出的经验公式计算出端差: t=M31.5+t1(dk+7.5) (4)式中M系数,M=57,凝汽器工

6、作状况良好时,取M为较小值 dk凝汽器单位蒸汽负荷,kg/m2h dk=DkF Dk进入凝汽器内的蒸汽量,kg/h上式不仅可以用来求出机组在不同工况下的凝汽器的端差,而且可以起到与凝汽器试验曲线相同的作用,判断凝汽器工作是否正常。3降低凝汽器端差的途径与实践在分析影响凝汽器端差的因素之后,对已投运的机组可采取以下措施来降低端差。3.1 巩固胶球清洗效果凝汽器冷却水管表面赃污、结垢,减弱了传热效果,降低了传热系数k,加大了水与冷却水管的温差,从而使端差增大;冷却水管及其管板被水中杂物堵塞,造成凝汽器的冷却水量不足,则表现为冷却水温升t的升高,也同样增加了端差。为保持凝汽器冷却水管内表面的清洁和水

7、流畅通,采用胶球自动清洗是行之有效的方法。但目前不少电厂存在着由于收球率不高而影响清洗效果的问题。武昌热电厂一台25MW机组的胶球清洗装置系厂家随主机供给的产品,自投运以来,收球率很低,几乎达不到清洗效果。分析其原因,主要是管路系统弯曲,沿程阻力大,收球网漏球以及二次滤网净化不好。为此,采取了如下措施:1.改进胶球清洗装置的管道走向,使其平直,阻力损失小,流道畅通;2.选用电力部西安热工研究院设计的活动栅格型收球网,可防止积球、逃球;3.选用新型、轻便型翻板二次滤网,其网175第3期徐奇焕:凝汽器传热端差分析及降低端差的途径 孔不大于8mm,操作时,水流不“短路”,此外,加强循环水泵吸水管管口

8、处的一次滤网的运行维护,亦可减轻二次滤网的负担,提高净化功能;4.合理使用胶球,胶球应质地柔软,不发粘,不发泡,且直径比冷却水管内径稍大。该机胶球清洗装置经过完善化改造,使收球率提高到90%以上,加之运行中坚持定期投入胶球清洗装置,使得凝汽器冷却水管内表面保持较高的清洁度,因而凝汽器端差能经常维持在68范围内的水平。3.2 提高真空系统严密性空气漏入汽轮机的真空系统会使气相阻力和蒸汽与冷却水管外侧的平均传热温差tm增大,妨碍了冷却水管外侧的热交换,增加了凝汽器的传热端差。它们之间的关系可用式(5)表达: tm=tlnt+tt(5)式(5)说明,在其它条件相同的条件下(dk=常数,W=常数),随

9、着漏气量的增大,凝汽器传热效果恶化,平均传热温差tm、冷却水温升t1、端差t均急剧上升,排汽温度及其相应的排汽压力亦升高,机组热经济性下降。经卤素检测仪探测真空系统可能漏入空气的地方,分别采取不同方法提高其严密性:真空系统上的阀门全部换为带有水封装置的阀门;通过停机大修对下汽缸及其凝汽器和真空系统灌水查漏,消除管道接头、水位计连接端头、凝结水泵轴端密封装置、凝汽器喉部以及处于真空状态下的汽轮机抽汽管接口等处的漏气点;结合汽轮机通流部分改造换装轴端高、低压汽封片,并使其汽封间隙调整在设计值以内;调整均压箱汽压,防止机组负荷降低时低压端汽封处漏入空气;加强射汽抽气器的运行调整,避免其冷却器高水位运

10、行,并利用停机机会清理抽气器工作喷嘴积垢,使其保持抽气器在较高效率和抽吸能力下工作。3.3 降低凝汽器单位蒸汽负荷从t与dk及t1的关系曲线和式(4)都说明端差随负荷的增大而升高,并且在冷却水量W、传热系数k等于常数的条件下,端差与负荷成正比例关系。为降低凝汽器所承担的额外热负荷dk,该厂通过分析作了如下改进:1.将低压加热器疏水由直接进入凝汽器改为先经过增设的生水预热器加热化学补水后再引入凝汽器。这样,不但提高了化学补水温度23,而且减轻了凝汽器的热负荷,从而改善了热力系统经济性。2.原设计汽轮机本体的高、低压疏水同时进入疏水扩容器然后再导入凝汽器中,现改为高、低疏水分级分别引入高、低压疏水

11、扩容器内。高压疏水扩容器的二次蒸汽进入除氧器内作加热除氧之用;而低压疏水扩容器的疏水才进入凝汽器。疏水分流,也即减少了凝汽器的热负荷。3.部分化学补水改由凝汽器进入,并在其喉部造成喷雾状态,以加速排汽冷凝和减少机组的冷源损失。3.4 循环水泵经济调度运行中用控制冷却水温升t来降低端差的主要手段是改变冷却水量。该厂配置3个不同流量等级的大、中、小3种型号的循环水泵,根据不同季节和机组功率的变化来确定循环水泵的运行台数,以达到最有利真空。4 端差对机组热经济性影响的定量计算带有胶球清洗装置的机组经清洗后,端差下降,排汽温度亦相应减小,排汽压力降低,真空上升,机组功率增加。为了定量比较胶球清洗装置的

12、性能和清洗效果,可采用下述方法定量计算。假定端差下降5,使汽轮机排汽压力176 汽 轮 机 技 术第39卷降低0.98kPa,机组功率增加N为额定功率N的K%,则当汽轮机排汽压力变化pk时 N=0.01024pkNK% (6)若机组年运行小时数为C小时,则由于排汽压力降低,使每年多发电E: E=NC(7)节省热量为Q: Q=qE(8)每年节约标煤量B: B=Q29307.6gmp(9)式中 q汽轮机装置热耗,kJ/kWh g锅炉效率,% mp管道效率,%将式(6)、(7)、(8)代入式(9)并整理得: B=0.010204pkNCkq29307.6gmp(10)计算举例:武昌热电厂CC25-3

13、5/10/5型机组采用胶球清洗后比未采用胶球清洗时端差下降3.5,相应排汽压力降低0.67kPa,而该机1995年运行6500小时,机组在凝汽工况下设计的热耗值为qk=11932.4kJ/kWh,电功率Nk=24000kW,g=86%,mp=99%,取k=0.9,则每年可节省标准煤量为: B=0.0102040.6724000650011932.429307.60.860.99= 511016kg511t5 结束语减少凝汽器传热端差可降低机组排汽压力,提高真空,增加蒸汽在汽轮机内作功的有效焓降,从而收到较好的经济效益。针对影响端差的诸因素,采取相应的降低端差的对策有利于机组经济运行,而巩固胶球

14、清洗效果则是省煤节电的有效措施。(上接第170页)一、 3.西屋公司企图利用平衡面的影响贡献数来进行平衡面的优化选择,但它对于大条件数的病态方程是不合适的。4.本文提出的最小条件数和最小加重质量的优化准则对于大条件数的病态方程是非常有效的,对于小条件数的情况,3个准则的优化结果基本相似,动平衡工作者可视需要灵活选用。5.本文方法的实质虽然还是最小二乘法,但它可以弥补传统最小二乘计算法的不足,减少平衡面选择的盲目性,减少机组启动次数,最终还提供了多个配重方案,这将更适合于现场动平衡的实际情况。6.本文方法可推广应用于其他旋转机械的现场动平衡,尤其是具有多平衡面的复杂轴系。提高凝汽器真空的措施孙兴

15、平(徐塘发电责任有限公司,江苏 邳州 221300)关键词:凝汽器真空;冷却水温升;换热端差摘 要:介绍徐州发电厂改善凝汽器真空的措施。对冷却塔端差、凝汽器冷却水温升、凝汽器换热端差、真空严密性、抽气器等环节进行了分析,采取了相应措施,使凝汽器真空从偏低提高到同类机组的先进水平。中图分类号:TK264.1 文献标识码:B 文章编号:1001-9529(2002)04-0066-03 徐州发电厂共有8台凝汽式汽轮机,4台125MW,4台200 MW,凝汽器循环水冷却方式为冷水塔闭式循环,冷却水由京杭大运河补充。由于设备及系统设计和制造上的不足,真空系统方面存在较多问题。尤其是200 MW机组投产

16、后,真空一直偏低,与同类型机组相比较属于低水平。为此,有关人员做了大量的工作。1 凝汽器冷却水进水温度徐州电厂凝汽器的冷却方式是冷却塔闭式循环,所以冷却水的温度等于环境温度加冷却塔的端差。因此,降低冷却水温度就应该尽可能提高冷却塔的冷却效果,降低冷却塔的端差。在机组基建时,冷却塔填料为混凝土网隔板结构,运行较长时间后,填料老化。从西安热工院在3号塔上做的试验看出,该塔填料已严重变形,淋水填料结垢后通风阻力增大,塔内配风配水也不均匀。经计算,3号塔出塔水温比设计值高2.16C,冷却能力仅达到64%。因此,更换新型填料,降低出塔水温的工作尤为迫切。1999年底4号机大修中对水塔进行了改造,选用新型

17、的PVC填料,填料的波纹为斜折波纹,板面上的折波加强了水流与空气的扰动。两波之间的平截圆锥体既保持了片与片之间的距离,作为粘接点,又能使片间落下的水流层层溅散。填料放在铸铁网格板上,既解决了填料的载荷问题,又提高了冷却效果。4号机改造冷却塔填料费用200万元,工期为43天,投入运行1年来效果非常明显,改造后的4号塔全年平均出塔水温比3号塔低将近3C。据西安热工院试验,与4号塔修前比较,出塔水温下降了2.4C,真空提高约0.9 kPa,降低煤耗3.2 g/(kWh),4号机全年发电约9.6亿kWh,节约标准煤3 072 t。投资回收期为2.54年。若该项目实施于200 MW机组,投资回收期将更短

18、。2 凝汽器冷却水温升凝汽器冷却水在经过凝汽器时,获得汽轮机排汽释放的热量,从而冷却水被加热升温。该温升的大小由单位冷却水获得的热量所决定,影响它的因素有:排汽量(机组负荷)及排汽压力;冷却水流量;凝汽器铜管的换热系数。机组负荷对温升的影响是属于正常的,本文只讨论同样负荷或额定负荷时引起温升变化的因素。凝汽器铜管的换热系数降低,使冷却水温升下降,真空却不会提高反而降低,这主要是换热系数降低使凝汽器的端差上升,而温升降低的数值远远弥补不了端差升高的数值。从理论上讲冷却水量越大,冷却水的温升也越低,真空将越高。但是,这里有个最有利真空的问题。当冷却水量增加使真空提高的同时,其投资及运行费用也将增加

19、。当系统已经固定,改变运行方式以改变冷却水量而达到提高真空和节约厂用电的目的是有潜力可挖的。为此,委托西安热工院对125 MW机组循环冷却水流量进行校核测量。测量结果表明,125 MW循环水流量与设计值11 000 t/h相比基本接近。经综合计算分析认为,凝汽器需要的冷却水量(冷却水温度为20C)应为14 000 t/h。另外,设计值是对应设计工况的,在夏季水量就偏少,在冬季又有富余。为了使冷却水量既满足夏季提高真空的需要,又能在冬季节约厂用电,决定对125 MW机组循环水泵由单速改为双速,并对原循环水泵叶轮作了改造,因为原设计的水泵扬程为255 kPa,富余扬程达98 kPa,66华东电力2

20、002年第4期造成电能极大的浪费,改造后1台循泵为大叶轮,1台循泵为小叶轮。两台循泵转速均为高速485r/min,低速420 r/min,对应的循泵流量分别为18 500、16 000、14 000、11 000 t/h。运行1年多来,效果明显。由于对水泵的叶轮进行了改进,改变了特性曲线,夏季不仅因流量增加对真空有好处,循环水泵的电耗明显有所下降。春秋和冬季在不影响真空的情况下,电流大大下降,节约厂用电较可观。原循泵电流为135 A,现在4档分别为135、110、92、82 A。3 凝汽器的换热端差凝汽器的端差是由凝汽器的换热能力决定的,在冷却面积等其它条件一定的情况下,铜管的导热系数又决定了

21、凝汽器的换热能力。铜管的导热系数由三部分组成,即1、2、3。1是凝汽器铜管汽侧的传热系数,汽侧应当没有垢层,在该表面上影响传热的因素为:真空系统漏空气;表面附着氧化皮(铜氧化物);凝结水水质间断出现硬度超标。2是由铜管材质决定的,在此不作赘述。但目前有采用不锈钢管代替铜管的趋向,笔者认为在考虑防腐蚀的同时要考虑它的传热系数问题。3是铜管水侧表面污垢的传热系数。该污垢一方面是由冷却水中的盐份在一定的温度环境下产生的盐垢,其特点是非常坚硬。另一方面是冷却水中的污泥粘附在金属表面,其特点是比较松软。虽然产生的原因不同,但它们对凝汽器的换热效果的影响是一样的。它使凝汽器的端差大幅度上升。徐州发电厂8台

22、机组分三期投产,一期工程2台125 MW(1、2号),二期工程2台125 MW(3、4号),三期工程4台200 MW(5、6、7、8号)。一期工程投产时由于地下水比较丰富,冷却水由地下水来补充。地下水虽然很清洁,但它的含盐量特别大,又因为当时胶球清洗投入不正常,所以1、2号机凝汽器铜管内表面积有大量的盐垢,厚度达1 mm,且非常坚硬。3、4号机投产后也用过1年左右的地下水作为冷却水的补充水。后来虽然都改为地表水,但在夏季由于主机冷油器效果不好,油温超标,运行人员用地下水作为冷油器的冷却水,冷却过后全部回到冷水塔,使循环水的含盐量处于很高的水平。因此,3、4号机凝汽器铜管内表面也积有大量的硬盐垢

23、。三期工程是完全使用的地表水(运河水)作为补充水。它的含盐量很低,但时间长了,又因为胶球清洗不能正常投入,凝汽器铜管内表面也结有一定量的盐垢。另一方面,1989年后乡镇企业发展很快,运河两岸出现了很多家造纸厂及化工厂。由于环保措施跟不上,大量的工业废液排放在运河内,使运河水严重污染,水中的有机物含量大幅度上升。这种水补充到水塔内,水温给有机物的快速繁衍提供了极好的条件。因此,冷却水中除含有大量的贝壳类生物外,还有大量的粘泥状微生物粘附在铜管内壁,甚至造成大量铜管堵塞,严重影响真空。1992年曾经被迫8台机轮流停机清淤。该状况现在虽有好转,但每年的3、4月份污染还是相当严重的。3.1 改造胶球清

24、洗装置徐州电厂125、200 MW机组配套的分别是上海电站辅机厂和邯郸电力修造厂的胶球清洗装置。投产初期,由于主设备运行不稳定,根本就没有精力顾及该装置的运行与否,加上那时运行管理不到位、水平低,装置一直未发挥作用。后来,随着主机运行不断稳定以及汽轮机真空的不断恶化,对胶球清洗装置的正常运行才引起重视。首先,管理上成立了胶球运行小组,实行专人维护,同时加强了设备缺陷管理,使胶球清洗装置的投入率得以保证。但200 MW机组胶球清洗装置收球率太低,平均只有40%不到。经过收资调研,决定对200 MW机组胶球装置进行改造。采用常州电力修造厂的运行中可以自动反冲洗的胶球清洗装置,改造后收球率达到了95

25、%以上。3.2 运河水适时进行加药处理为保证运河水对凝汽器的工作,制定了循环冷却水的加药处理措施,其内容包括:(1)坚持按一定的比例加阻垢剂,以防止凝汽器铜管结垢。(2)在轻污染期耗氧量大于15 mg/L时对循环水注加液氯,进行常规杀菌,使循环水内微生物不能繁殖。(3)在每年的三、四月份(重污染期)根据循环水的耗氧量大于30 mg/L,对循环水注加1227杀菌灭藻剂(12烷基二甲基苄基氯化氨),进行深度杀菌灭藻。672002年第4期华东电力采取以上措施后,循环冷却水的水质有了明显的改善,基本符合凝汽器对冷却水的要求。3.3 对8台机凝汽器进行水侧酸洗由于以前在凝汽器铜管内部结有一层较厚的硬垢,

26、使凝汽器的端差很大。1995年徐州电厂就对凝汽器进行酸洗,虽然有一定的效果,但还是没有洗彻底。主要原因是原有的酸洗设备没有考虑酸液应在凝汽器内流通循环的问题,只有这样,才能保证有足够的酸液与硬垢反应。1998年开始,徐州电厂采用西北中试所的酸洗技术,其循环流量达到1 5001 600 t/h。酸洗后效果非常明显,以前凝汽器端差都在710C,甚至有12C的,现在只有2.55C,最低的3号机只有1.01.2C。3.4 适时进行凝汽器运行中高压水冲洗正常运行中,跟踪端差的变化,以保证凝汽器端差始终在良好状态下运行。4 提高真空严密性真空严密性的好坏将直接影响到机组的真空(如前所述),原来,200 M

27、W机组真空严密性尤其差,最差的甚至达到3 kPa/min,好的时候也达1.5 kPa/min以上,125 MW机组也达不到行业标准。通过努力,目前各机组已达到行业合格甚至优秀标准,使机组真空又上了一个新台阶,并实现了2台机共用1台射水抽气器的运行方式。主要采取了以下措施:专门购置1台氦质普检漏仪并组织专人对真空系统进行全面的、彻底的检查,该仪器的优点是能查出用原来方法查不到的漏点,能对漏点的性质进行定量,而且定量定点都相当准确。通过查漏发现的主要漏点:(1) 200 MW机组低压缸汽封处及低压缸中分面;(2)凝汽器喉部膨胀节处焊缝裂纹;(3) 125 MW机组高中压汽封回汽管太粗,以致汽封口漏

28、空较大;(4)通过水封袋及直接回凝汽器的水系统也是漏空主要来源(如给水泵密封水、水控系统回水及轴封加热器疏水等);(5)低压缸安全门由于结构不合理造成漏空等。对上述漏点利用大、中、小修进行了处理,取得了明显的效果。对200 MW机组汽封进行改造,将高、低压汽封供汽分开,以便于压力调节,对低压汽封的进汽、回汽管道加粗,增大调节裕度,使汽封有充分供汽的情况下不产生油中进水。将200、125 MW机组低压缸密封面的密封胶改成596硅胶,300C以下可以长期不老化,保证了低压缸的密封性能。同时对低压缸安全门进行改造,使安全门不再因密封结构不好而漏气。在125MW机组上增加高中压汽封回汽门,运行中进行调

29、整使回汽压力成微正压。取消水封袋,将给泵密封水回水、水控系统回水以及轴封加热器疏水集中到一个水箱内,再疏入凝汽器,这样就将真空系统由大缩小,消灭了这部分的漏空。对凝汽器喉部的焊缝裂纹进行打磨焊补后,涂抹一层由上海电力学院研制开发的密封软胶。经过多方面综合治理,真空严密性有了好转,8台机组均达到行业合格标准,有的甚至达到行业良好标准,详见表1。 表1 改造前后真空严密性对比表kPa/min机号1 2 3 4 5 6 7 81999.10.30 1.03 0.50 1.23 0.62 2.03 0.82 0.94 5.532001.02.30 0.02 0.06 0.10 0.10 0.11 0.27 0.18 0.325 抽气器抽气器有两个问题,一是抽气能力,该问题当机组的真空严密性很好时,不但不存在,而且还可以将抽气器和射水泵改小甚至2台机组合用一套小的抽气装置。江阴夏港电厂在这方面早已实施,节电效果比较明显。我厂在此次1号机大修中进行2台机合用一套抽气装置的尝试性改造,已获得成功,年节约厂用电50多万kWh。由于射水箱是用循环水补充的,夏季循环水温度很高(达到35C),而抽气室的真空是由水温决定的(饱和温