电厂凝汽器加装在线清洗机器人装置.doc

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华润电力首阳山有限公司

凝汽器加装在线清洗机器人装置

可行性方案

郑州赛为机电设备有限公司

二O一六年七月

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凝汽器加装在线清洗机器人装置

可行性方案

一、背景及必要性

1、背景

凝汽器是煤电机组重要的冷端设备，凝汽器真空是衡量煤电机组效率的关键指标。提高并保持机组最佳真空，是发挥660MW超超临界机组冷端设备经济性能，有效降低发电成本的有效路径之一，也是发电企业目前需要研究解决的重要课题。

影响凝汽器真空因素很多，如真空严密性、循环水量和水温、凝汽器清洁系数等，在真空严密性合格、循环谁系统相同运行工况下，清洁系数直接影响到凝汽器真空指标。以660MW机组为例，新管清洁系数为0.90，如果管内垢厚0.10mm,清洁系数就会降至0.75，真空降低约0.6kPa,影响煤耗1.6g/kwh；泥垢厚度0.20mm，清洁系数就会降至0.57，真空降低约1.8kPa,影响煤耗4.8g/kwh。对一般大型煤电机组来说，不同程度地存在泥垢或清洗方面的问题，机组运行中清洁系数一般在0.7左右，有的长期在0.6以下运行，可见清洁系数对机组经济性影响是比较明显的。

随着国家环保政策的加强和落实，新建电厂循环水大多采用城市中水等二次用水，来水的COD及离子含量普遍偏高，水质不稳定，凝汽器运行中极易沉积泥垢，长期结垢不仅会造成换热效率降低，汽轮机热耗增加，而且长时间结垢还会造成换热管内壁发生电化学腐蚀，导致换热管穿孔泄漏，使用寿命缩短。冷却水泄漏还会污染机组的汽水品质，造成锅炉结垢，燃烧效率下降，严重时导致锅炉爆管事故，影响机组安全运行。因此，提高并保持凝汽器换热管清洁度，对发电机组的安全经济运行十分重要。

现有的胶球清洗技术属于常规清洗技术，由于胶球是随机分布，受循环水质和流速影响较大，尤其是大型机组大部分时间采用单泵或低速循环泵运行，循环水流速长期低于设计流速，导致胶球堵塞管口，收球率降低，泥沙更加容易沉积，造成循环水水阻增大等问题。因此，常规胶球清洗系统不仅清洗效果差，而且一旦胶球系统故障或收球率降低，凝汽器就没有有效的清洗手段，只能等待停机处理，随着机组长期运行和热交换，泥垢容易变成硬垢，严重时须采用化学清洗，给机组带来更大的经济损失。

运行现状

1、设备基本情况

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首阳山电厂建设2×600MW容量燃煤超临界发电机组、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽式汽轮机，配套东方汽轮机厂生产的N-38000型单壳体、双流程、表面式凝汽器，采用地表水和城市中水作为循环水补充水。

循环水系统采用闭式循环方式，每台机配置2台混流式循环泵，冬季采用低速泵运行。

循环泵前池装有平板滤网，无二次滤网设备，由于冬季结冰或填料老化破碎等原因，容易产生填料碎片堵塞凝汽器管口。

循环水补水采用城市中水作为补充水，除了钙镁离子含量较高外，COD等有机物指标也比较高，容易产生生物泥垢和硬垢。

每台机组配套两套国产胶球清洗系统，大部分时间胶球收球率可达90%以上，其它季节收球率偏低，尤其是冬季低速循环泵运行时，胶球收球率更低，每月需要定期开启高速循环泵回收胶球。

机组停机没有清洗手段，只能在计划检修中安排人工清洗。每次清洗费用大约8万元左右，耗时10天左右。

以下是机组检修中检查照片，管板和管口内部均有一层0.1-0.2mm的粘泥，有的换热管已经结有硬垢。

图1进水侧图2出水侧

分析原因：

一是循环水来水存在问题：由于循环水来水水质不稳，含泥量较大，循环水质控制难度较大，冷凝管容易产生较厚的泥垢；二是循环水中杂物较多，流速长期偏低运行：循环水中填料碎片和胶球易堵塞管口，不仅影响胶球通行，还会造成凝汽器水阻加大，循环泵电耗增加，再加上循环水流速长期偏低，尤其是冬季采用单台循环泵运行方式，泥沙或微生物更加容易沉积；三是胶球清洗系统问题：传统的胶球清洗系统更易出现收球率低、低流速下堵塞冷凝管并造成泥垢沉积等问题，而且一旦胶球系统故障，凝汽器就失去在线清洗手段，长期泥垢沉积会导致硬垢产生，导致凝汽器换热效率下降。因此，胶球系统不能满足大机组对凝汽器更高清洁度的要求。

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以600MW机组为例，凝汽器泥垢厚度大约在0.1-0.2mm，加上结垢及胶球堵塞问题，夏季就会影响机组真空在1.0kPa左右，全年平均影响真空0.6kPa，每年多消耗煤炭4000多吨，增加CO2排放10000余吨，因此，对机组的经济性和环境影响较大。

因此，现有的清洗技术远不能满足大型机组经济运行的需要，凝汽器作为汽轮机重要的冷端设备，需要重视其清洁系数对机组经济指标的影响因