摘要：针对某发电厂2×150MW汽轮机投入生产后，两台机组凝汽器真空逐年降低，凝汽器端差高达12～18℃，机组真空最低曾到-80KPa以下而无法带高负荷运行的现象，通过对闭式内循环冷却水系统的机械通风逆流式冷却塔的结构、设计参数、热力性能以及循环水水质变化等的原因进行分析研究。提出了增加冷却塔填料高度、凝汽器水侧不锈钢管内壁进行化学酸洗除垢以及在凝汽器水侧加装胶球清洗装置等的技术改造方案。并在两台机组小修期间予以实施应用，取得了理想效果。
关键词：汽轮机；凝汽器；凝汽器真空；闭式内循环；机械通风逆流式冷却塔；冷却塔填料；循环水温度；结垢；化学酸洗；胶球清洗装置
1 绪 论
随着社会经济的不断进步，我国所需的电量在不断的攀升，机组规模越来越大，技术也越来越全面，使得我国火电厂也得到了最大程度的发展。在火电厂中，凝结器的真空是最为重要的参数，因而凝结器换热效果是否良好也就显得尤为重要。在火力发电厂发电过程中，真空的高低程度对厂用电甚至对机组负荷的影响相当巨大，直接决定了机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空，是每个发电厂节能降耗的重要内容。所以，凝结器换热管的清洁与否至关重要。
影响火电厂凝汽器真空的主要因素有：
（1）循环水水温。
（2）循环水量。
（3）真空系统严密性是否合格。
（4）凝结器换热管的清洁与否，换热效果是否良好。
（5）轴封供汽中断、抽气设备故障等。
2、某发电厂2×150MW汽轮机组简介
该电厂两台汽轮机组为150MW超高压、一次中间再热、双缸、双排汽、凝汽式机组，与WX21Z-085LLT型150MW空冷发电机及DGJ480/13.7-Ⅱ5型循环流化床锅炉配套，热力系统采用单元制布置。两台机组于2007年年底相继投入商业运行。
每台机配一套由哈尔滨汽轮机厂有限公司生产的单壳体、对分双流程表面式凝汽器，冷却面积为8800 m2¬¬¬¬。在设计时由于考虑到部分电厂的凝汽器胶球清洗装置投用效果不理想，因此，在基建时只预留了足够的安装位置而未安装有胶球清洗装置。
机组凝汽器循环冷却水系统为闭式内循环。冷却塔采用江苏海鸥冷却塔股份有限公司设计并承建的NH-4390×10型机械通风逆流式冷却塔。两台机共配冷却塔共10格，呈2列布置，每段塔冷却能力4390 m3/h。该塔组单格塔尺寸为17m×17m，全管式配水，布置1.25m高的薄膜填料。动力系统配有上海化机二厂生产的L92D-B型（风机直径为9144mm）冷却塔专用风机，160kW电机驱动运行。
3、运行存在的问题及现状
存在问题一：冷却塔在建厂设计时，由于当时提供给设计院当地气象的湿球温度为27℃有误，而实际湿球温度约为28℃。设计院根据当时错误的气象资料提出冷却塔招标技术规范，然后厂家根据该技术规范进行设计、生产和安装，由于设计温度低于实际温度，从而造成冷却塔冷却循环回水后，出塔的水温未能达到额定设计值的要求。
存在问题二：该电厂的循环水系统是闭式内循环，设计时认为水中矿物质及微生物不多，从而未考虑安装凝汽器水侧胶球清洗装置。但由于循环水系统为露天布置，冷却塔水池和循环水前池紧邻锅炉烟囱和布袋除尘器旁。所以，每天都会有部分从烟囱、除尘器和渣库等处飘来的灰渣落入水池中，致使循环水水中矿物质及微生物激增。因无胶球清洗装置，凝汽器不锈钢换热管中的这些矿物质及微生物未能及时清除，长时间运行后便在换热管内壁聚结而影响换热效果。2009年夏季之后，两台机组运行期间凝汽器端差高达12～18℃。在机组停运检修时，对两台凝汽器进行检查时，均发现换热管内壁结有一层白色的硬化层（盐垢）及粘稠状物体（微生物），结垢厚度厚达2mm以上，虽多次对凝汽器不锈钢管内壁采用高压水进行冲洗，但效果不明显。2009年下半年至2010年2月份时，机组真空有时候已低至需修改保护定值才能运行的程度，严重影响了机组的安全、经济运行。
4、原因分析及应对措施
针对上述存在问题，经研究、计算和论证后提出了以下三个解决措施：
措施一：
循环冷却水系统虽是闭式内循环，但实际上水中矿物质及微生物很多，很容易在凝汽器换热管内壁聚结而影响换热效果。由于在机组建设时未安装胶球清洗装置，故凝汽器换热管内壁聚结的矿物质及微生物未能及时清除，导致换热管内壁结有一层白色的硬化层（盐垢）及粘稠状物体（微生物）。为此，曾多次利用机组停运期间对两台机组凝汽器不锈钢管内壁结垢各自进行高压水冲洗。由于凝汽器换热管内壁结垢厚度厚达2mm以上，外委的专业清洗队伍经采用80PMa左右的高压水及用旋转钢丝刷等机械清洗的办法均无法有效清除，为此不得不采用化学酸洗的办法进行清洗。
清洗的主要操作流程为：
（1）凝汽器清洗需配备的物品有：清洗除垢剂、Lan-826缓蚀剂、中和漂洗剂、清洗槽1个、循环清洗泵1台（压力在5公斤以上）。
（2）进行管道连接，使清洗泵和循环槽、设备构成一个循环系统。
（3）设备连接完成后，向清洗槽内注满清水，开启循环清洗泵进行水冲洗，同时检查循环系统有无滴漏，及时进行维修。循环冲洗60分钟后，排放。
（4）将试件悬挂到位，一切准备就绪后，严格按规程添加清洗除垢剂和缓蚀剂，使其达到循环清洗泵运行液位要求，开启循环清洗泵进行循环清洗除垢。
（5）为了能彻底清除污垢，每隔15～30分钟对清洗液检测一次，以便掌握清洗液浓度比的变化，视情况调整各水系统阀门和添加清洗除垢剂。同时检测PH值、混浊度、温度、每30分钟一次。当检测到清洗液保持稳定在一定值60分钟不变时，即说明污垢已被清除，同时检查挂件、挂片看除垢情况是否良好。
（6）经检测污垢已被清除，向循环槽添加中和剂，进行中和处理，达到中性或偏碱性后排出。
（7）清洗后，凝汽器不锈钢管恢复原色，提高换热效果。
凝汽器水侧不锈钢管化学清洗前、后对比相片。
措施二：
进行化学酸洗后，凝汽器换热管虽暂时处于干净高效状态，但因水中矿物质及微生物较多，还是很容易在凝汽器换热管内壁再次聚结而影响换热效果。为确保凝汽器换热管内壁长期保持干净、高效状态，必须加装胶球清洗装置，以便在机组运行当中也能经常清除换热管内壁聚结的矿物质及微生物，从而保持凝结器换热管的清洁度和换热效果。
为此通过招标的方式采购了上海丰庆机电设备工程有限公司生产的，采用旋摆自锁式收球网等新专利技术的两套胶球清洗设备，分别利用#1、2机组小修的时间进行了安装工作。安装图如下：
措施三：
冷却塔在投入生产后，运行中发现冷却塔热力性能不足，特别是进入夏季后，出水温度较高。经调研发现冷却塔湿球温度设计仅27℃，低于实际温度（约28℃）。由于设计温度低于实际温度，从而造成循环水在冷却塔冷却后水温未能达到额定设计。
为降低循环水温，有两种比较可行的方案：一是采取增加两段同类型的冷却塔，二是在现有基础上增加冷却塔填料高度。通过综合计算和分析研究，认为增加填料高度的方法具有工作量少、改造花费低、工期短等优势，且基本能满足技改后应达到的要求，因而采取招标形式采购了0.52米高的新填料并安装在原有填料上面。
5．采取上述措施后机组运行情况及效果
（1）凝汽器水侧不锈钢管进行化学酸洗除垢工作和加装凝汽器水侧胶球清洗装置技改结束后，#1、2机组在带负荷运行时，凝汽器的冷却效果、凝汽器真空比技改前有明显改善。在#1、2机组停运临检时，分别打开#1、2凝汽器水侧人孔门进入凝汽器内观察，凝汽器不锈钢换热管光洁度较好，未发现有明显的结垢现象。
（2）#1、2冷却塔组加高了0.52m填料后，#1、2机组在满负荷与运行时，冷却塔冷却效果、凝汽器真空比技改前有明显改善。在相同的负荷下，#1机循环水平均水温下降了2.26℃，真空提高了1.90 KPa。#2机循环水平均水温下降了1.9℃，真空提高了1.54KPa。
6．结束语
该发电厂两台凝汽器先后分别进行化学酸洗、加装了胶球清洗装置和两列冷却塔均全部增加0.52米高的填料后，在机组运行中，随着胶球清洗装置的投入使用和凝汽器循环水进水温度的降低，保障了凝汽器不锈钢管的清洁度和较高的换热效果，从而降低汽轮机排汽压力，提高汽轮机未级叶片工作效力，减少蒸汽耗用量，最终减少煤耗。同时还可以避免因不锈钢管结垢而降负荷运行甚至被迫停机处理的问题。这三项技术措施的应用实施保证了#1、2汽轮机组的稳发、满发、高效安全运行，具有显著的经济效益和社会效益。
参考文献：
[1]机组正常运行期间与凝汽器真空的关系分析[J]. 初广宇. 产业与科技论坛. 2019(03)
[2]汽轮机组凝汽器真空低的原因及改进措施[J]. 胡政,王艳. 电力安全技术. 2006(12)
论文作者:卢庆忠
论文发表刊物:《电力设备》2019年第8期
论文发表时间:2019/9/18
标签：凝汽器论文; 机组论文; 冷却塔论文; 内壁论文; 真空论文; 换热论文; 效果论文; 《电力设备》2019年第8期论文;