徐奇焕
(湖北省武昌热
【摘要】真度是影响汽轮机组接负荷和热效率的一个重
器端差又直接影响
着真空度的低。从分析影响端差因素着手,结合武昌热
出降低端差的措
施,以改善凝汽器热交换
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
汽式供热汽机附设的凝汽器的作之一是 在汽轮机排汽
其机组排
汽尽可能膨胀到低压力,多作功
,对凝汽 源失。因此,凝汽器工的好坏直接影响着 机组
器的运行指 标进行监督分析,及时发现和
象,保持凝汽器良好行工况,历
能工作者的要内容和经常研究课题。本 文仅对反映凝
指标——端 差作一些分,并就如何降低端
对策。
1凝汽器端差与机组真空
众所周知,正常运时,凝汽器
力与排汽温的关系是饱和蒸汽的力和温 度的关系。这
排汽压力可 由与其相应饱和蒸汽温度来确
蒸汽温度用下式
tk=t1+Δt+δt(1)
式中 tk——与凝器内排汽压
饱和蒸汽温度,亦即
度,?
t1——凝汽器进口循环
度,?
Δt——循环冷却水温
Δt=t2-t1
t2——凝汽器出口循环水
δt——凝汽器传热端
由式(1)可知,
于凝汽器进口冷却水温t1、冷却水温升Δt和 端差δt。
又因凝汽器排汽压pk是排汽
的单值函数,
pk=φ(t1,Δt,δt) (2)
也就是说,式(2)中,各自变
小,凝汽器排汽压力pk和排汽温度tk也越
小,排汽压力的降,增大了蒸汽
降,使有更多的热在汽轮机中转
能,同时释放给循水的冷源损失
减少了,因而是经济。例如,当
的蒸汽流量不变,凝汽器中的排汽压力pk
压力每下降1%,汽耗减少1%,发电 1%。又由试验结果得知,
煤耗下
降1%左右。若台中压25MW机组汽
组设计真空的1%),
第39卷第3期汽 轮 机 技 术Vol.39 No.3
1997年6月TURBINE TECHNOLOGYJun.1997煤耗下降4.9g/kW?h,以年运行7000小时
计,每年可多发电875万kW?h,节约标煤
约860t。
2 影响凝汽器端差
如上所述,为降低汽器排汽温
得较低的排汽压力(即较高的排
就应降低循环冷却的进水温度,
水温差和端差。
端差是反映凝汽设备热交换
标,即与传热情况无。所以,端
环水流量、速度以及进口度有关外,还与凝 汽器冷却管面的洁程度、真
δt=Δt
ekFw-1(3)
式中 k——凝汽内排汽至循环
平均总体传热系数,kJ/m2?h
??
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
监督、分析,作凝汽器热力试验,得出差、 冷却水温度和凝汽器负
1所示。运行中定将各项实际指
(3)进行计算,其果与曲线作核
现端差超出范围时,采取对策设
图1 端差δt、负荷率dk、冷水进水
里雅耶夫提出的经验公式计算
δt=M31.5+t1(dk+7.5) (4)
式中M——系数,M=5~7,凝汽
况良好时,取M为
dk——凝汽器单位
dk=DkF
Dk——进入凝汽 孔不大于Φ8mm,时,流不“短路”,此 外,加强循环水泵
的运行维护,亦可减二次滤网的
净化功能;
4.合理使用胶球,胶球应质地柔
粘,不发泡,且直比冷却水管内
该机胶球清洗装置经过完善化
收球率提高到90%上,加之运
期投入胶球清洗装置,使得凝汽器冷却水管 表保持高的清洁度,因而凝汽器端差 能经常维持
3.2 提高真空系统
空气漏入汽机的真空系统会使相阻 力和蒸汽与冷却水
加了凝汽器传热端差。它们温差 Δtm增大,妨碍了冷却水
之间的关系可 用式(5)
Δtm=Δt
lnΔt+δtδt(5)
式(5)说明,在其它条件相同的件下 (dk=常数,W=常数),
凝汽器传热效果恶化,均传热温差Δtm、冷 却水升Δt1、差δt均急剧上升,排汽温度 及其相应的排汽压
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其严密性: 真空系统上的阀全部换为带封装置的 阀门;通停机大修对下汽缸及其凝汽器和 真系灌水查漏,消除管道接头、水位计连 接端头、结水泵轴端密封装、器喉部 以及于真空状态的汽轮机抽管接口等 的漏气;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;调均压箱汽压,防止机组负荷 降低时压端汽封漏入空气;加射汽抽 气器的运调,避免其冷却器高水位运行, 并利用停机机会理抽气器工作喷嘴积, 使其保持抽器在较高效率和抽吸能
3.3 降低凝汽器单位
从δt与dk及t1关系曲线和
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等常数条件下, 差负荷成正比例关系。为降低凝汽器所承 担的额外热负dk,该
1.将低压加热器水由直接进
改为先经过增设的生水预热加热化学补水 后再引入凝汽器。这,不但提了学补水 温度2~3?,而且减轻了凝汽器的热负, 从
2.原设计汽轮机体的高、低
时进入疏水扩容器后再导入凝
改为高、低疏分级分别引入高、低压
卷降低0.98kPa,机组功率增加ΔN为额定功
率N的K%,则当汽机排汽压力
时
ΔN=0.01024Δpk?N?K% (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
ΔE=ΔN?C(7)
节省热量为ΔQ:
ΔQ=q?ΔE(8)
每年节约标煤量ΔB:
ΔB=ΔQ29307.6ηgηmp(9)
式中 q——汽轮机
ηg——锅炉效
ηmp——管道效
将式(6)、(7)、(8)代入式(9)
ΔB=0.010204×Δpk?N?C?k?q29307.6×ηg?ηmp
(10)
计算举例:武昌热电
型机组采用胶球清后比未采用胶
端差下降3.5?,应排汽压力降
kPa,而该机1995年运行6500小
凝汽工况下设计的热耗值
kW?h,电功率Nk=24000kW,ηg=86%,ηmp
=99%,取k=0.9,则每年可节
为:
ΔB=0.010204×0.67×24000×6500×11932.429307.6×0.86×0.99= 511016kg?511t
5 结束语
减少凝汽器传热端差可降低机
力,提高真,增加蒸汽在汽轮机 3.西屋公司企图利用平衡
进行平衡面的优化选择,但它
件数的病态方程是不合
4.
量的优化准则对于条件数的病态
常有效的,对于小条
优化结果基本相似,动平衡工作者
灵活选用。
5.
法,但它可以弥补统最小二乘计
足,减少平衡面选择盲目性,减
次数,最终还提供了
合于现场动平衡的实
6.
的现场动平衡,尤是具有多平衡
轴系。
提高凝汽器真空
孙兴平
邳州 221300) (徐塘发电责任
关键词:凝汽器真空;冷却水温升;换热端差
:介绍徐州发厂改善凝汽器真空的施。对冷却塔端差、凝
温升、凝汽器换热端差、真空 严密性、抽气器等环节进行了分,取了相应施,使凝汽器真空从偏低提高到同类机组的先进水平。 中图分
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
MW,4台200 MW,凝汽器循环水冷却式为冷 水塔闭式循环,冷却水由杭大运河补充。由于设 备及系计和制造上的足,真空统方面存 在较多问题。尤其是200 MW机组投产后,真空 一直偏低,与同类型组相比较属于水平。 此,有关人员
1 凝汽器冷却水进
徐州电厂凝汽器的冷却方式是冷却塔式循 环,所以冷却水的度等于环境温度加却塔 端差。因,低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。 在机组
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, 淋水填结垢后通阻力增大,塔内配风配水也 均匀。经计算,3号塔出塔水温比设计值2.16 ?C,冷却能力仅达到64%。此,更换新型填料, 降低出塔水温的工作尤为迫切。1999年4号机 大修中对水塔进行了改造,选用新型的PVC填 料,填的波纹为斜折纹,板面上的折波加强了 水流与气动。两波间的平截圆锥既保 持了片片之距离,作为粘接点,又能使片间 落下流层层溅散。填放在铸铁网格板上,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 3?C。据西安热工院试验,与4号塔修前比较,出 塔水温下了2.4?C,真高约0.9 kPa,降低 煤耗3.2 g/(kW?h),4号机全年发电约9.6亿 kW?h,节约标准煤3 072 t。投资回收期为2.54 。若该项目实施200 MW机组,
2 凝汽器冷却
凝汽器冷却水在经凝汽器时,获
排汽释放的热量,从而冷却水加热升温。该温升 大小由单位冷水获的热量决定,影响它 的因素有:排汽量(机组负荷)及排汽压力;却水 流
机组负荷对温升的影响是属于
只讨论同样负荷或额定负荷时引温升变化的因 素。凝器铜管的换热数降,使冷却温升 降,真空却不会提高反而降低,这主要是换热系数 降低凝汽器的
远弥补不了端差升高
从理论上讲冷却水量大,冷却水
越低,真空将越高。但是,这里有个最有利真空 问题。当冷却水增加使真提高的同时,其投资 及运行费用也将。当系统已经固定,改变运行 式以改变冷而达到提高真空和约厂 电的的是有潜力可挖的。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。 测量果表明,125 MW循环水流量与设计值 11 000 t/h相比本接近。经
为14 000 t/h。另外,计值是应设计器需要的冷却水量(冷却
工况的, 在夏季水量就偏少,在冬季又有富。为了使冷却 水量既满足夏季提真空的需要,又能在季节 用电,决定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 设计水泵扬程为255 kPa,富余扬程
66华东电2002年第4期造成能极大的浪费,改造后1
1台循泵为小叶轮。两台循泵转速均为高
18 500、16 000、14 000、11 000 t/h。运行1多 来,效果明显。于对水叶轮进行了进,改 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 不影响空的情况下,
、110、92、82 A。 厂用 较可。原循泵电流为135 A,现
3 凝汽器的换
凝汽器的端差是由汽器的换热
的,在冷却面积等其它件一定的情况下,铜管的 热数又决了凝汽器的换热能力。铜管的导 热系数由三部组成,
λ1是凝汽器铜管汽
没有垢层,在该表面影响传热的因素为:真系 统漏气;表面附着氧化皮(铜氧化物);凝结水
λ2是由铜管材质决的,在此不
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系数问题。 λ3是铜水侧表垢的传热系。该垢 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,其特是非常坚硬。另一面是冷却 水中污泥粘在金属表面,其
虽然产生的原因同,但它们对凝汽的换热 果的影响是一样的。它使凝汽器
徐州发电厂8台组分三期投产,一期程 2125 MW(1、2号),二期
(3、4号),三期工程4台200 MW(5、6、7、8号)。 一期工程投产由于地下水比较丰富,冷水由 水来补充。下水然清洁,但它的含盐量 特别大,又因为当时胶球清洗投入不正常,所 1、2号机凝汽器管内表面积有大的盐
3、4号机投产后也用过1年左右的地下水作 为却水的补充水。后来虽然都改为地表,但在 夏季由于主机油器效果,油温超标,行 员地下水作为冷油器的冷却水,冷却过后全部 回到冷水塔,使循环水的盐量处于很高的水平。 因此,3、4机凝汽铜管内面也积有
三期工程是全使用的地表水(运水)作为 补充水。它的
长了,又因为胶 球清洗不能正常投入,凝汽器管内表面也结有 定量的垢。另一方面,1989年后乡镇企业 展很快,运河两岸出现了很多造纸厂及化。 由于环保措施不上,量的业废液排放在运 河内,使运河水严重污染,水中的有机物含量大幅 度上升。这种水补充到塔内,水温给有机物的快 繁衍提供了极好的条。因此,却水中除含有 大量的贝
响真空。1992年曾泥状微生物 附在铜管内壁,甚至造成大
经被迫8台机轮停机清淤。 该状现在虽好转,但每年的3、4月份污染
3.1 改造胶球清
徐州电厂125、200 MW机组配
上海电站辅机厂和邯郸电力修造厂的胶球清洗装 置。投初期,由于主设备运行稳定,根本没 有精力顾及该装置的运行与否,加上那时行 理不到位、水平低,装置一直未发作用。后来,随 主机运行不断稳定以及轮机真的不断恶 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,行专人维护, 同时加强了备缺陷管,使胶球洗装置的投 率得以保证。但200 MW机组胶球清装置收 球率太
定对200 MW机组球装置进行改造。采用常州 电修造厂运行中可以自动反冲洗的胶球清洗 装置,改后收球
3.2 运河水适时进行
为保证运河对凝汽器的工作,制定循环 冷却水的加药处理措
(1)坚持按一定的
汽器铜管结垢。
(2)在轻污染期耗氧
环水注加氯,进行常规杀
(3)在每年的三、月份(重污染
环水的耗氧量大于30 mg/L,对循环水
672002年第4期华东电力取以上措施后,循环冷却
显的改善,基本符合汽器对冷却
3.3 对8台机凝汽器进行
由于以前在凝汽器铜管内部结有一层较厚的 垢,使凝汽器的端差很大。1995年徐州电厂就 对凝器进行,虽然有一的效,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的问题,只有这,才 能保证有足够的
1998年开始,徐州电厂采用西北中试的酸 洗技术,其循环流量达到1 500~1 600 t/h。酸洗 后果常显,以前凝汽器端差都在7~10?C, 甚至有12?C的,现在只有2.5~5?C,最的3
3.4 适时进行汽器运行中高
正常运行中,跟踪端差的变化,以证凝汽器 端差始终在
4 提高真空严
真空严密性的坏将直接影响机组的
空严密性尤 差,最差的甚至达
1.5 kPa/min以,125 MW机组
标准。通过努力,目前各机组达到行业合格甚至 优标准,使机组空上了一个台阶,并实现 了2台机共用1台射水抽气器的运行方式。 主采取了以
检漏仪并组织人对真空系统进行面的、底 的检查,该仪器的优点是能
到的漏点,能对漏点的性质进定量,而且定量定
通过查漏发现的主要
(1) 200 MW机组压缸汽封处及低压
(2)凝汽器喉部膨胀节处焊
(3) 125 MW机组高中压封回汽管太粗, 以致
(4)通过水封袋及接回凝汽器
是漏空主要源(如给水泵密封水、水控系统回水 及轴封
(5)低压缸安全门由结构不合理造成
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机汽封进行改 造,将高、低压汽供汽分开,以压力调节,对 低压汽封汽、回汽管道加粗,增大调节裕度, 使封充分供汽的情况下不产生油中进水。将 200、125 MW机组低压缸密面封胶改成 596硅胶,300?C以下可以长不老化,保低 压缸密封性能。同时对低压缸安全门进行改造, 使安全门不再因密封结不好而漏气。在125 MW机组上增高中压汽封回汽门,运行中进行 调整使汽压力成微正。取消水封袋,将给泵密 封水回水、水控统回水以及轴封加热器疏水集 中一个水箱 1 改造前后真空严密
1999.10.30 1.03 0.50 1.23 0.62 2.03 0.82 0.94 5.53 2001.02.30 0.02 0.06 0.10 0.10
0.11 0.27 0.18 0.32 5 抽气器
抽气器有两个问题,一是抽气能力,该问题当 机组的真空严密很好时,但不存在,而且还可 以将抽气器和水泵改小甚至2台机组合用一套 小的抽气装。江阴夏港电厂在这面早实施, 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,已获 得成功,年节约厂用50多万kW?h。于射水 是用循环水充的,夏
35?C),而抽气室的真空是由水温决定的(饱和温 度与饱压力是一一对应的)。所以,夏季抽气器 的气能力受到限制。从2001年8号机大修 ,改造1台射水气器真空泵。对夏季运行工 况有了一定的改善,同时也发现在夏季抽出的气 汽混合物如果进行冷却汽凝成水则效果更 佳。工程师正在设计与之配的制冷备。 凝汽汽轮机的真
题,平时要加强理和运行维护才能使保在 较好的水平,徐州电厂为此建立了较
收稿日期:2001-07-11
68华东电力2002
凝汽器传热端差.doc
凝汽器传热端差分析及低端差的途
(湖北省武昌热电
【摘要】真空度是影响轮机组接带负荷
个重要经济指标,而凝汽器端差又直影响 真空度的高低。从分析影响端差
热电厂的运实践,提出降低端差措 施,以改善凝汽
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 汽式供热汽轮机附的凝汽器的作用之一 在汽轮机汽口造成高度真空,使其机组排 汽尽可能膨胀的压力,多作功和减少冷 源损失。此,凝汽器工的坏直接影响着 机组的环热效。所以,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,保持凝汽器良运行工况,历来是电厂节 工作者的要内容和常研究的课题。本 文仅对反映凝汽器热换状况的指标——端 差作一分析,并就如
1凝汽器端差与机组真空
众所周知,正常运行时,凝汽器的汽压 力与排汽温度的系是饱和蒸汽压力温 度的系。样,实际凝汽器内的排汽压力可 由与其相应的饱和蒸汽温来确定,
tk=t1+Δt+δt(1)
式中 tk——与凝汽器内排汽压相对应的 饱和蒸汽温
度,?
t1——凝汽器进口循环
度,?
Δt——循环冷却水温
Δt=t2-t1
t2——凝汽器出口循环水
δt——凝汽器传热端
由式(1)可知,汽器排汽温度tk决 于汽器进口冷却水温t1、冷却水温
又因凝汽器排汽压力pk是汽温度tk 的单
pk=φ(t1,Δt,δt) (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和排温度tk也越 小,排汽压力的降低,大了蒸汽的理 降,使有更多的热能轮机中转变为机械 能,同时释放给循水冷源损失也相应地 减少了,因而是经济的。例如,进入汽轮机 的蒸汽量,凝汽器中的汽压力pk每 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机组排真 空提高0.98kPa(7.355mmHg,相当于该型机 组设计真的1%),电功率增加1250kW, 第39卷第3期汽
1997年6月TURBINE TECHNOLOGYJun.1997煤耗下降4.9g/kW?h,以年运行7000小时
计,每年可多发电875万kW?h,节约标煤
2 影响凝汽器端差
如上所述,为降低凝汽器汽温度,以获 得较低的排汽力(亦即高的排汽真空), 就应降低循环冷却水的进水温,减少
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,端除了与循 环水流、速及进口温有关,与凝 汽器冷却管表面的清洁程度、真空系统的严 密性有关,亦即传热强,端差越。于
δt=Δt
ekFw-1(3)
式中 k——凝器内排汽至循冷却水
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,可作凝器热力试验,得出端差、 冷却水温度和汽器负荷的关系曲线,如图 1所示。运定期将各项实际标代式 (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,采取对策设法低。 图1 端差δt、荷率dk、冷却水水温度关曲线 如没有试验
里雅耶夫提出的经验公式计算
δt=M31.5+t1(dk+7.5) (4)
式中M——数,M=5~7,凝
dk——凝汽器单
dk=DkF
Dk——进入凝汽器内的汽量,kg/h 上不仅可以用来出机在不同况 的凝汽器的端差,而且可以起到与凝汽器 试验曲线相的作用,
3降低凝汽器端差的途径
在分析影响凝汽器差的因素之后,对 投的机
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,加了水与冷 却水管的温差,而使端差增;冷却水管及 其管板被杂物堵塞,造成凝汽器的冷却 水不,则表现为冷却水温升Δt的升高, 也同样增了端差。为保持凝汽水管 内表面清洁和水流畅,采用胶自动清 洗行之有效方法。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 置系厂家随主机给的产品,自投运以来, 球率很低,几乎不到洗效果。分析其原 因,主要管路系统弯曲,程阻力大,收球 漏球以及二次滤网
1.改进胶球洗装置的管道走向,使其 平直,阻力损失
2.选用电力部西安热工研究院计的活 动栅格型球网,可防止球、球; 3.选新型、轻便型翻板二次滤网,其网 175第3期徐奇:凝汽
径 孔不大于Φ8mm,操作时,水流不“短路”,此 ,强循环泵吸管管口处的一次滤网 的运行维护,亦可减轻二滤网的
4.合理使用胶球,胶球应质柔软,不发 粘,不发泡,且直比冷水管内稍大。 该机胶球清洗装置经过完善化改造,使 收球率
期投入胶球清洗装置,使得汽器冷却水管 内表面保持较的洁度,而凝
空气漏入汽轮机的真空系统会使相阻 力和蒸汽与冷却管外侧的平均热温 Δtm大,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
Δtm=Δt
lnΔt+δtδt(5)
式(5)说明,在其它条件相同的条件下 (dk=常数,W=常数),随着漏气量的增大, 凝汽传热效果恶,均热温差Δtm、冷 却水温升Δt1、端差δt均急剧上升,排汽温度 其相应的排压力
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严密性: 真空系统上的阀全部换为带有装置的 阀门;通过机大修对下汽缸及其凝汽器和 真空统水查漏,消除管道接头、水位计连 接端头、凝水泵轴端密封装置、凝器喉部 以及于真空状态下汽轮机抽管接口等 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;调均压箱汽压,防止机组负荷 降低时压端汽封漏入空气;加射汽抽 气器的运调,避免其冷却器高水位运行, 并利用停机机会理抽气器工作喷嘴积, 使其保持抽器在较高效率和抽吸能
3.3 降低凝汽器单位蒸
从δt与dk及t1的关系曲线和式(4)都 说明端差随负荷的增而升高,并且在冷 水W、传热系k于数的条件下,端 差与负荷成正比例关系。为降低凝汽器所承 担的
1.将低压加热器疏水由直接进入汽器 改为先经过增设的水预热器加热学补 后再引凝汽器。这样,不但提高了化学补水 温度2~3?,而且减轻了凝汽
2.原设计汽轮机本体的高、低压疏水同 时进疏水扩容器然后再导入凝汽器中, 改为高、低疏水分分别引入、低压疏水扩 容内。压疏水扩容器的二次蒸汽进入除 氧器内作加热除氧之用;而低疏水扩容器 的疏才进入凝汽器。疏水分,也即减少了
3.部分化学补水由凝汽器进入,并在 其喉部
3.4 循环水泵经
运行中用控制冷却水温升Δt来降低端 差主要手段是改变冷却水量。厂配置3 个不同流等级的、中、小3型的环 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,达到最有利真
定量计算
带有胶球清洗装置的机组经清洗,端 差下降,排汽温亦相应减小,汽压降 低,空上,机组功率增加。为了定量比较 胶球清洗装置的性能和洗效果,
假定端差下降5?,使轮机排汽压力 176 汽 机 技 术第39卷降低0.98kPa,机组功
率N的K%,则当汽轮
ΔN=0.01024Δpk?N?K% (6)
若机组年运行时数为C小时,则于 排汽压力降低,使每
ΔE=ΔN?C(7)
节省热量为ΔQ:
ΔQ=q?ΔE(8)
每年节约标煤量ΔB:
ΔB=ΔQ29307.6ηgηmp(9)
式中 q——汽轮机装
ηg——锅炉效
ηmp——管道效
将式(6)、(7)、(8)代入式(9)
ΔB=0.010204×Δpk?N?C?k?q29307.6×ηg?ηmp (10)
计算举例:武昌电厂CC25-35/10/5 型机组采用胶球清洗
端差下降3.5?,相应排汽压力降低0.67 kPa,而该机1995年运行6500小,机组在 凝工
=99%,取k=0.9,则每年可节
为:
ΔB=0.010204×0.67×24000×6500×11932.429307.6×0.86×0.9
9= 511016kg?511t
5 结束语
减少凝汽器传热端差可降低机
力,提高真空,增加蒸汽在汽轮机作功的有 效焓降,从而到较好的经济效。针影响 端的诸素,采取相应的降低端差的对策 有利于机组经济运行,而巩胶球清洗效
(上接第170
一、 3.西屋司企图利用平衡面的影贡 数进行平衡面的优化选择,但它对于大条 件
4.本文提出的最小条件数和最
量的优化准则对于大条件的病态方程是非 常有效的,对小条件的情况,3个准则的 优化结果基本相似,动平工作者
5.本文方法的实质虽然还是
法,但它可以弥补传统最小乘计算法的不 足,减少平衡面选的目性,少机启动 次数,最终还提供了多个配重方案,这将适 合于
6.本文方法可推广应用于其他
的现场动平衡,尤其是有多平衡面的复
提高凝汽器真空的
孙兴平
(徐塘发电责任有限公司,江苏 邳州 221300) 关键词:凝汽真空;冷水温升;换热端差 摘 要:介绍徐州发改善凝汽器真空的措施。对冷却端差、凝汽器水温升、凝汽器换热差、真 严密、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。 图分类:TK264.1 文献标识码:B
徐州发电厂共有8台凝汽式汽轮机,4台125
MW,4台200 MW,凝汽器循环水冷却方为冷 水塔闭式循环,冷却水由京大运河补充。由于设 及系统和制造上的足,空统方面存 在较多问题。尤其是200 MW机组投产后,真空 一直偏低,与同类型组相比较属于水平。 此,有关人员
1 凝汽器冷却水进
徐州电厂凝汽器的冷却方式是冷塔闭式循 环,所冷却水的温度于环温度加却塔 端差。因此,降低冷却水温度就应该尽可能提高冷 塔的冷
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号塔做的试验出,该塔填已严重变形, 淋水填料结垢通风阻力增大,内配风配水也 不均匀。经算,3号塔出塔水温比设计值高2.16 ?C,冷却能力仅达到64%。因此,更换新型填料, 降低出水温工作尤为迫切。1999年底4号机 大修中对水塔进行了改造,选新型的PVC 料,填料的波纹为斜折波纹,板上的加强了 流与空气的扰。两波之间的平圆体保 持了片与片之的距离,作为粘接点,能使片间 落的水流层层溅散。填料放在铸铁网格板上,既 解决了填的载荷问题,又高了冷却效果。 4号机改冷却填料费用200万元,工期 为43天,投入运行1年效果非常明显,改造后 的4号塔全年平均出塔水温比3号塔低 3?C。据西安热院试验,与4号塔修前较,出 水温下降了2.4?C,真空提约0.9 kPa,降低 煤耗3.2 g/(kW?h),4号全年发电约9.6亿 kW?h,节约标准3 072 t。投资回收期为2.54 年。若该项目实施200 MW机组,
2 凝汽器冷却水
凝汽器冷却水在经过凝汽器时,获得汽机 排汽释放的热量,从冷却水被加热升温。该温 的大小由位却获得的热量所决定,影响它 的因素有:排汽量(机组负荷)及排压力;冷却
机组负荷对温升的影响是属于正常的,本 只讨论同样负荷或额定负时引起温升变化的 素。汽器铜管换系降低,使冷却水温升下 降,真空却不会提高反而降低,这主要是换热数 降低使凝
远弥补不了端差升高的
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,这里有个最有利空的 问。当冷水量增加使真空提高的同时,其投资 及运费用也将增加。当已经固定,改变运行 方式以改变水量而达到提高真空和节约厂用 电的目的是有潜可挖。为此,委托西安热工院 对125 MW机组循环冷却水流量进行校测量。 测量结果表明,125 MW循环水量与设计值 11 000 t/h相比基本接近。综合计算分析认, 凝汽器需的冷却水量(冷却水温度为20?C)应 为14 000 t/h。另外,设计值是对设计工况的, 在夏季水量就偏少,在冬季又有富。为了使冷却 水量既满足夏季提高真空的需要,又冬季节 约厂用,决定对125 MW机组循水泵由单速 改速,对原循环水泵叶轮作了改造,因为原 设计的泵扬程为255 kPa,富余扬程达98 kPa, 66华东电力2002年第4期造成电能极
1台循泵为小叶轮。两台循泵转速均为高速485 r/min,低速420 r/min,应的循泵流量分别为 18 500、16 000、14 000、11 000 t/h。运行1年 ,效果明显。由于对泵的叶轮行了改,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所下降。春秋和冬季在 不响真空情况下,流大大下降,约厂用电 较可观。原循泵流为135 A,现在4档
3 凝汽器的换热
凝汽器的端差是由凝汽器的换热力决定 的,在冷却积等其它条件定的况下,管的 导热系数又决定了凝汽器的换热能力。铜管的导 热系由三部分
λ1是凝汽器铜管汽侧的传热数,汽侧应当 没有垢层,在该表上响传热因素:真空系 统漏空气;表面附着氧化皮(铜氧化物);凝结水
λ2是由铜管材质决定的,在此不作赘述。但 目前有采不锈钢管代替铜管的趋向,笔者认为 考虑防腐蚀的同时要考虑它传热系数。 λ3是铜水侧面污的传热系数。该污垢 一方面是由冷却水中的盐份在一定的温度环境下 产的盐垢,其特点是非常硬。另一方面是冷 水中污泥粘附
虽然产生的原因不,但它们对凝汽器换热效 果的影响是一样的。它使凝汽器
徐州发电厂8台机组分三期投产,一期工程 2125 MW(1、2号),二期工程2台125 MW (3、4),三期工程4台200 MW(5、6、7、8号)。 一期工程产时于地下比较丰富,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,又因为时胶清洗投入不正常,所 1、2号机凝汽器铜内表面积
3、4号机投产后也用过1年左右的地下水作 为冷水的补充水。后来虽然都改为地表水,但在 夏季由于主机冷器效果,油温超标,行人 员地下水作为冷油器的冷却水,冷却过后全部 回到冷水塔,使循环水的盐量处于很高的水平。 因此,3、4机凝汽铜管内面也积有
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,但时长了,又因为胶 球清洗不能常投入,凝汽管内表面也结有 一定盐垢。另一方面,1989年后乡镇业 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,量的工业废液排在运 河内,运河水严污染,水中机物含大幅 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,冷却水中含有 大量的贝壳类生物外,还有大量粘泥状微生 粘附在铜管壁,甚至造成大量管堵,严重影 响真空。1992年经被迫8台机轮停机清淤。 该状况在虽有好转,但每的3、4月份污染还 是
3.1 改造胶球清
徐州电厂125、200 MW机组配套的分别是 上海电站辅机和邯郸电力修造厂的胶清洗装 置。产初期,由于主设运行不稳定,根本就没 有精顾该装置的运行与否,加上那时运行管 理到位、水平低,直未发挥作用。后来,随 着主机行不断稳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,管理上成立胶球运行小组,实行专人维护, 同时加了设备缺陷理,使胶球清洗置的投 入率得以保证。但200 MW机组球清洗装置收 率太低,平均
定对200 MW机组胶装置进行改造。采用常州 力造厂运行中可以自动反冲洗的胶球清洗 装置,改造收球
3.2 运河水适时进行加
为保证运河水凝汽器的工作,制定了环 冷却水的加药处理措
(1)坚持按一定的比例加阻剂,以防止凝 汽
(2)在轻污染期耗量大于15 mg/L时循 水注加液氯,进行常规杀菌,使循环
(3)在每年的三、四月份(污染期)根据循 环的耗氧量大30 mg/L,对环水注加1227 杀菌灭藻剂(12烷基二甲基
672002第4期华东电力采以上措施后,循环冷却
显的改善,基符合凝汽器对冷却水的求。 3.3 对8台机凝
由于以前在凝汽器铜管内部结有一层较厚的 硬,使凝汽器的端差很大。1995年徐州电厂就 对凝汽进行酸,虽然有一定效,但是没 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问题,只有这,才 能保证有足够的
1998年开始,徐州电厂采用西北中试所酸 洗技术,其循环流量达到1 500~1 600 t/h。酸洗 后果常明,以前凝汽器端差都在7~10?C, 甚至有12?C的,现在只有2.5~5?C,最的3
3.4 适时进行凝器运行中高压水冲洗 常行中,跟踪端差的变化,以保证凝汽器 端差
4 提高真空严
真空严密性的好坏将直接影响到机组的真空 (如前所述),来,200 MW机真空严密性其 差,最差的至达到3 kPa/min,时候也达 1.5 kPa/min以,125 MW机也达不到行业 标准。过努力,目前各机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台机用1台射水抽气器的运行方式。 主要取了以下施:专门购置1氦质普 检漏仪并组织专人真空系统进全面的、彻底 检查,该仪器
到的漏点,对漏点的性质进行量,而且定量定 点
通过查漏发现的主要
(1) 200 MW机组压缸汽封处及低压
(2)凝汽器喉部膨胀节处焊
(3) 125 MW机组高中压封回汽管太粗, 以致汽
(4)通过水封袋及接回凝汽器的水系统也 是空主
(5)低压缸安全门由结构不合理造成
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、回管道加粗,增大调节裕度, 使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,300?C以下以长期不老化,保证了低 缸封性能。同时对低压安全门进行造, 安全门不再因密结构不好而漏。在125 MW机组上增加高中压汽封回汽门,运行中进行 调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水集 中到一个水箱内,再疏入凝汽器,这样就将系 统由大缩小,消灭了这部分的漏。对凝器喉部 的焊缝进行打焊补后,涂抹一层由上海电 力学院研制开的密封软胶。经过多方综合治 理,真空严性有了转,8台机组均达到行业 格标准,有甚至达到行业良
表1 改造前后真空严密
2001.02.30 0.02 0.06 0.10 0.10 0.11 0.27 0.18 0.32
5 抽气器
抽气器有两个问题,一是抽气能力,该问题当 组的真空严密性好时,不但不存在,而且还可 以将抽气器和射泵改小甚至2台机组合用一套 小的抽气装。江阴夏港电厂在这面早实施, 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,已 得成功,年节约厂电50多万kW?h。由于射水 箱是用循环补充的,
35?C),而抽气室的真空是由水温决定的(饱和温 度饱和压力是一一对应)。所以,季抽气器 的抽气能力受到限制。从2001年8机大修开 始,改造1台射水抽气器真空泵。对夏运工 况有了一定的改善,同时也现在夏出的气 汽混合物如果进行冷却使汽凝结成水则效果更 佳。工程师正在设计与之套的制冷设备。 凝汽式汽机的真空题是一个态的问 题,时要加强管理和运行维护能使它保持在 较好的水平,州电厂为此建
收稿日期:2001-07-11
68华东电力2002
凝汽器传热端差的计算与分析
第46卷第3期2004年6月
汽