2011年1月1-4机凝汽器端差、过冷度大分析修改版
2011年1月#1-4机凝汽器端差、过冷度大分析修改版2011年1月#1-4机凝汽器端差、过冷度大分析修改版 #1-4机凝汽器端差、过冷度大分析 一、总述: 汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝汽器循环冷却水出水温度之差，称为凝汽器端差。因我厂真空测点不是很准确，排汽温度比较接近饱和温度，一般直接取排汽温度与循环水出水温度比较。正常的情况下，端差受下列因素影响:凝汽器换热管结垢;凝汽器换热管脏污;凝汽器漏入空气;凝汽器热负荷;冷却水气温变化;冷却水流量变化。汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝结水温度之差叫过冷度。通常影响过冷度的因素通常有:凝汽器水位过高;凝汽器真空严密性不...
2011年1月#1-4机凝汽器端差、过冷度大分析修改版 #1-4机凝汽器端差、过冷度大分析 一、总述: 汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝汽器循环冷却水出水温度之差，称为凝汽器端差。因我厂真空测点不是很准确，排汽温度比较接近饱和温度，一般直接取排汽温度与循环水出水温度比较。正常的情况下，端差受下列因素影响:凝汽器换热管结垢;凝汽器换热管脏污;凝汽器漏入空气;凝汽器热负荷;冷却水气温变化;冷却水流量变化。汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝结水温度之差叫过冷度。通常影响过冷度的因素通常有:凝汽器水位过高;凝汽器真空严密性不好漏入空气;冷却水气温变化;冷却水流量变化;通往凝汽器底部的回热蒸汽通道受阻，凝结水得不到足够加热，而产生过冷。 二(目前我厂凝汽器端差以及过冷度状况: 根据西安院《技术监督
》要求，凝汽器端差:循环水入口温度小于或等于14?，端差不大于7?;入口温度大于14?并小于30?，端差不大于5?;入口 ?，端差不大于4?。过冷度一般要求不大于2?。我厂#1-4温度大于或等于30 机凝汽器端差、过冷度近几年情况如下。 表一 由上表可见，#1-4机全年平均凝汽器端差基本在6?,8?范围内，一、二期无明显规律性差别; #3、4机凝结水过冷度小于2?，而#1、2机接近4?。同时从实际运作情况看，#1-4机组夏季时，凝汽器端差一般在4,5?，凝结水过冷度约1?;冬季时，凝汽器端差约7,11?，凝结水过冷度则#1、2的在6?，#3的目前2?多，#4的3?。 由于凝汽器端差、过冷度影响因素较多，尤其是端差受负荷、冷却水温、冷却水流量影响较大，因此单纯比较各机组之间的端差并不合理。正确分析端差变化的原因应选择相同凝汽器热负荷、冷却水温度、冷却水流量的工况作比较。一般机组大修后，凝汽器换热管清洁度较好，若此时真空严密性试验合格，则可当作机组运行中端差、过冷度的分析标准。 尽管温度的测量有时存在一定的误差，但相比机组真空值受大气压力及变送器校验时间的影响，以排汽温度来计算凝汽器端差和过冷度，还是较为准确的。我厂统计数据即是采用此法。 凝汽器汽侧不凝结气体较多时，由于阻碍换热及气体分压力的影响会导致凝汽器端差、过冷度增大。真空严密性指标是判断凝汽器汽侧不凝结气体多少的依据。#1-4机近几年真空严密性从始至终保持较好，均在270pa/m合格范围内，因此凝汽器汽侧漏入较多不凝结气体不是端差、过冷度较大的根本原因。 2010年度的#1-#4机组的真空严密性数据调查: 表五 凝汽器水位对过冷度造成的影响之一是:凝结水系统的运行方式导致凝汽器热水井水位升高，淹没凝汽器底排冷凝管，造成凝结水过冷。 20110.1.21调查的凝汽器水位: 表六 水位比正常水位高，但是均未达到上限，可以适当调整水位。 凝汽器循环冷却水入口温度主要受环境和温度及水塔效率影响，出口温度则受凝汽器热负荷、循 环水流量、水塔效率的影响。相同循环水入口温度、相同循环水流量的情况下，凝汽器端差过冷度随热负荷增加而变大，随负荷降低而减小，但减小到某些特定的程度时就不再变化。冬季负荷较低时，循环水流量的增加及温度的降低会导致凝汽器端差、过冷度变大。 各机组负荷与端差的情况见下表: 表七 在水塔效率、凝汽器热负荷、循环水温度流量中，运行人员能够采取一定的措施的主要是查找进入凝汽器的疏水管道是不是真的存在内漏，按规定调整循泵运行方式。冬季低温低负荷期间执行单循泵运行措施能大大降低凝汽器端差及过冷度。从下表能够准确的看出，单循泵比两循泵时端差降低了1.9/3.15?，真空虽有所降低但仍未超出设计值。 表八 2010年修后机组阀门内漏的情况: #1机组: #2机组: #3机组 从以上分析能够准确的看出，每台机组均存在阀门内漏的情况，从某些特定的程度上增加了凝汽器的热负荷，因此根治阀门内漏可以某些特定的程度上降低端差和过冷度。 #1-#4机组的汽轮机效率下降造成热负荷升高也是端差过冷度升高的原因之一: 现统计如下: 从上表能够准确的看出，汽轮机效率除#3机外，其它机组的效率均低于设计值，级间效率降低，导致排汽温度上升，冷源损失增加;也是端差和过冷度增加的一个重压原因。#3机进行通流改造后，相对其它机组端差和过冷度较好。 正常的情况下凝汽器端差、过冷度变大的另一重要缘由是换热管换热效果差，结垢、脏污、管束设计不合理、堵管等均是造成换热效果差的原因。自机组投产以来，#1、2机端差过冷度就高于#3、4机，主要是因为凝汽器设计不同。凝汽器堵管的大体数目约为小于10、50、小于10、小于10，其中#2机组的相对多一点，其他3台机都较少。#3机组大修后，凝汽器换热效果显著提升，应与更换凝汽器铜管有关。机组长时间运行后，会发生凝汽器换热效果变差的情况，根本原因除循环水水质的影响外，还有就是水塔填料破碎、凝汽器二次滤网破损堵塞、胶球清洗投入不正常等原因。 胶球清洗系统最近一直运行正常，收球率保持稳定大部分时间均在90%以上，#2机胶球清洗系 统更换后，收球率一直低于其他机组，维持在90%左右。胶球清洗系统日常缺陷较多，大部分能立即处理，检修还应继续加强胶球系统设备的维护。根据每次检修时对凝汽器管束的检查，可以评价胶球清理洗涤效果是否良好。今年检修期间，检查各凝汽器管束较干净，无明显脏污情况，说明我们的胶球清洗工作有实效。12月胶球收球率参见下表。 #2机今年小修期间发现凝汽器二次滤网有破损堵塞现象，检修完机组启动后第一个月，#2机凝汽器换热效率显著提升。但随后凝汽器换热效果开始会降低，循环水泵出口压力有所升高，因此怀疑凝汽器二次滤网可能有堵塞或破损现象。现在#2机的凝汽器钛管清洁度比去年应有所降低。 日常运行中，#4机组拦污栅、一次滤网等处常常会出现填料堵塞问
易破损。自09年下半年开始，#4机凝汽器换热效果与大修后下降较多。今年10月份以来，#4机A侧二次滤网经常处于故障状态，不可以进行正常排污，对凝汽器换热效果应该有一定的影响。 三、#1-#4机组端差过冷度较大的根本原因以及处理
: 1)#1、2机组过冷度较大的根本原因是结构原因。#3、4机的相对#1、2机的低，但相对#5、6的仍较高。 处理意见:研究各凝汽器结构，探讨利用排入凝汽器的蒸汽或热水对热水井中凝结水加热的改造
。 2)#1-4机组端差较大或升高的根本原因是机组运行时间比较久，凝汽器铜管脏污，二次滤网脏污使循环水量降低。 处理意见:尽力保证胶球清洗系统的正常，并按规定定期投运;尽力保证二次旋转滤网的正常，并按规定定期投运;对机组运行中进行凝汽器半侧清洗进行调研，对循环水系统碟阀等阀门做处理确保其能够隔离严密，积极开展机组运行中凝汽器半侧清洗工作，在机组连续运行一段时间后进行。 3)汽轮机通流效率低造成热负荷升高影响端差(机组供热投入时排汽温度同比降低)。 处理意见:提高汽轮机通流效率，降低低压缸排汽流量。主要形式是对通流部分做改造、选用合理且高效的汽封结构型式，并严格工艺质量，将通流间隙按照下限调整，减小泄漏量，提高通流效率。运行管理上严控机组升降负荷率，严控机组轴系振动在合格范围内。同时提高汽动给水泵的运行效率，减少排入凝汽器的热量。 4)阀门内漏造成凝汽器的热负荷升高影响端差。 处理意见:减少阀门内漏。按时进行检查和维护疏水系统阀门(以及自动疏水器)的严密性，运行期间应对阀门进行手紧。检修部门利用一切机会消除阀门内漏，可以更换质量更好的阀门。 5)冬季循环水温度较低使端差、过冷度相对较大。 处理意见:按照试验确定的循环水泵优化运行方式要求及时进行方式调整，并依据情况变化及时再次做试验，确定适合的运行方式。 -#4机组的凝汽器的热水井水位偏高(见表六)，影响凝结水过冷度。 6)#1 处理意见:检查热水井的就地水位计与集控室DCS监测的水位是否保持一致，不一致应及时作出调整。对高于正常值的热水井水位做调整。 7)目前我厂#1-#4机组的真空严密性均控制在合格范围内。对端差、过冷度影响较小。但也一定要做好定期试验工作。假如慢慢的出现真空严密性不好的情况，立即进行线年进行的检修来看，凝汽器换热管的水侧比较干净，说明胶球投入工作做得可以的。但是收球率不高，与胶球的质量有一定的关系，请在胶球的质量上进行把关，同时添加的胶球尺寸需要经常核实，经过检修检查水侧软垢较多时，使用的为普通海绵球，干态的海绵球直径应与凝汽器换热管内径相同或略大，湿态膨胀后直径应比管径大1-2mm，对于达不到要求的不能使用;对于水侧的硬垢，使用的为塑料球，塑料球的直径应比管径小0.5mm-1mm。同时注意对胶球系统其它设备做维护，保证投入正常。 9)从2010年检修情况及日常维护情况去看，凝汽器水侧管内、二次滤网内、一次滤网处、拦污栅处经常有大小不一的填料碎片，直接影响凝汽器的效果。 处理意见:1)日常维护期间经常清理循环水一次滤网、拦污栅处的杂物。2)充分的利用检修期间检查清理二次滤网，保证二次滤网设备完好，定期投入，减少杂物进入凝汽器的可能性，对#1机、#2机的二次滤网做改造能自动排污。3)修前检查水塔淋水量的填料处检修时按时换填料。4)使用质量好的填料，严格把关，对于不合格的填料决不使用，并且对供应商资质重新审核。5)考虑在检修中对水塔一次滤网前拦污栅做改造，增强拦污效果，条件具备的情况下可以在入口处增加拦污暗坝。 10)#1-#4机组凝汽器虽然装有排空气装置，但是为手动排空，只有在机组启动时才打开进行 排空。但是在正常运行期间，循泵切换时不进行排空气。保证不了水侧空气聚集。 处理意见:请定时进行排气。特别是循泵运行方式改变时应进行排气。或者适时增加自动排气阀。 11)塔内组件老化或者损坏较多，同时填料、喷嘴等设计落后，影响循环水的进水温度，直接影响了机组运行线机大部分组件已经更换过、#4机已经全部更换，但是由于质量差，目前破损较严重。#1机、#2机还没有大面积的更换过。对#1机、#2机的塔内组件做改造更换，选择更为先进的新型设计填料和喷嘴。同时对配水槽以及塔内的淤积物应利用检修时间进行清理干净。 12)一二期循环水质不好直接影响凝汽器的换热效果。 处理意见:1)保持慢速脱碳系统良好运行，确保循环水水质。2)及时清除水塔四周的杂物，防止进入水中。3)使用质量好的填料，防止碎裂堵塞铜管以及 清污设备。 2011.2.11
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