200MW机组凝汽器传热效能下降原因分析及其对策

收稿日期:2004203205
　作者简介:伍延辉(19652),男,工程师,主要从事发电厂的技术改造、生产维护及技术管理工作。

200MW 机组凝汽器传热效能下降
原因分析及其对策
伍延辉1,黄丕维2
(1中国大唐耒阳电厂,湖南耒阳421800;2湖南电力试验研究所,长沙410007)
摘要:根据200MW 机组凝汽器的实际运行情况,分析了影响凝汽器传热能力的主要因素及其对机组热效率的影响,并提出了相应的改进措施。

关键词:凝汽器;传热系数;污垢热阻;热效率;真空;清洁系数;热负荷
分类号:TK 264.1+1 文献标识码:B 文章编号:100125884(2004)0320228202
Reasons and C ountermeasures for the Reduction of Heat Transfer E ffectiveness
of C ondenser for 200MW Unit
WU Y an 2hui 1,HUANG Pei 2wei 2
(1Leiyang P ower Plant of China Datang ,Leiyang ,Hunan 421800,China ;2Hunan T est Institute of Electrical P ower ,Changsha 410007,China )
Abstract :Based on the actual operation of the condenser for 200MW unit in our power plant ,the main factors that impact on the heat trans fer efficiency of the condenser as well as the in fluences on the heat efficiency of the unit were analyzed ,and correspond 2ing improvement measures was proposed.
K ey w ords :condenser ;heat transfer coefficient ;therm al resistance of fouling;heat efficiency;vacuum;cleanness factor ;
load
0　前　言
凝汽器传热效能降低主要表现为凝汽器的背压升高(即真空度降低)和端差增大。

真空度是表征凝汽器工作的主要指标,是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。

真空度降低使汽轮机的有效焓降降低,影响汽轮机的出力和机组设备的安全性。

电厂凝汽器一般运行经验表明;凝汽器真空下降1kPa ,汽轮机组热耗会增加1.5%～2.5%。

而且,凝汽器真空下降,会使排汽温度升高,会使汽轮机轴承中心偏移,严重时会使机组产生振动。

此外,当机组真空降低时,为保证机组出力不变,必须增加蒸汽量,而蒸汽流量增大又将导致轴向推力增大,使推力轴承过负荷,影响汽轮机安全运行[1]。

影响汽轮机凝汽器真空的因素比较复杂,如:凝汽器传热特性、凝汽器热负荷、清洁系数、冷却水量、冷却水温等。

1　设备简介
耒阳电厂1号、2号汽轮机均为N 200-535/535-130型汽轮机,分别于1988年6月和1989年11月投产发电。

1号、2号机组单台机凝汽器的总铜管数为18993根,管
径为<25×1,长度为9154mm (总换热面积13642.19m 2
),材质为加砷黄铜管HSn 70-1(A ),管子两端胀接在管板上,中间管板支撑,运行至今已近15年。

循环水的循环方式:开式循环。

2　存在的问题分析及其对机组热效率的影响
2.1　设备运行现状
运行背压不理想,如1号汽轮机额定负荷运行时,严重
时真空度只有92%,严重影响机组经济性;冷却管腐蚀损坏,堵管增多;污垢、水垢严重;从割管检查情况看,铜管内壁结垢较严重,且铜管下部水力冲刷明显。

2.2　运行中凝汽器的真空度降低原因分析
改善传热效率是提高凝汽器真空、达到节能降耗、提高机组运行经济性的重要办法,在忽略辐射传热的情况下,表面式凝汽器的总传热热阻由水侧对流换热热阻、管壁的纯导热热阻、汽侧的对流换热热阻和内外侧污垢热阻构成。

凝汽器传热热阻由相互串联的热阻构成,传热总热阻∑R 是传热系数的倒数,即:
∑R
=
1
K
以管外表面积为基准的传热总热阻∑R 0为
∑R 0
=
1αi d 0d i +r i d 0d i +d 02λln d 0d i +r 0+
1
α0
式中,d 0、d i 为管外径和管内径;α0、αi 为管外和管内放热系
数;r 0、r i 为管外和管内污垢热阻;λ为管材的导热系数。

传热系数为:K =
1
∑R 0
第46卷第3期
汽　轮　机　技　术V ol.46N o.3
2004年6月
T URBI NE TECH NO LOGY
Jun.2004
由于循环冷却水直接与外界环境接触,其中r i
d 0
d i
数值大到不可忽略,有时污垢热阻往往大大超过管壁导热热
阻[2]。

由于冷却水都有一定硬度,换热过程中盐分析出,产生水垢附着在管壁的水侧表面;此外,水中含有的微生物在凝汽器的管壁上滋生繁衍并夹杂污泥造成微生物污染。

由于凝汽器管壁温度一般在30℃～40℃之间,这是各种微生物繁衍的最佳温度,凝汽器开式循环水系统由微生物而产生的污垢热阻也很大。

水垢和污垢共同形成所称的污垢热阻。

真空严密性差,大量空气漏入凝汽器汽侧,则会增加外壁凝结换热热阻。

金属、污垢层、空气导热系数列于表1。

表1
项 目导热系数,kcal/(m ・h ・℃
)黄铜 55～65一般水垢 0.5～1.0油脂膜 0.1一般微生物污染层0.05空气
0.04
由表1可见,垢层热阻是黄铜的100多倍,空气的热阻是黄铜的1500余倍,因此,即使是很薄的污垢,也足以使铜管的导热热阻忽略不计,因而影响凝汽器整体传热系数的决定因素在于污垢。

图1
2.3　节能效益分析
凝汽器端差降低的节能效益是体现在在同环境冷却源的
温度下有效焓降增加,而提高汽轮机装置效率在焓-熵图上表示如图1所示[3]。

当凝汽器端差减少,排汽压力由原来的p c 下降到p c ′增加的有效焓降[4]:
4i =i c ′-i c
200MW 机组凝汽器设计背压为5.13kPa ;额定负荷时热
耗率为8365k J/(kW ・h ),所以通过计算得到凝汽器的端差与机组发电煤耗变化值,列于表2。

表2　凝汽器端差耗差分析结果
类　别
单　位
200MW 真空度
±1%g/(kW ・h )3.65端差每变化1℃
夏季
g/(kW ・h )2.01冬季g/(kW ・h )0.88年平均值
g/(kW ・h )1.45过冷度每增加1℃
g/(kW ・h )
0.09
3　解决方案
实际运行情况表明:汽轮机大小修后,通过对凝汽器真空严密性的综合治理,真空系统的严密性在相当一段时间内变化不大,也就是说,真空严密性对凝汽器的传热系数K 的
影响相对不变。

当机组热负荷变化不大,冷却水量及冷却水质相对稳定的情况下,凝汽器铜管的传热系数K 主要与凝汽器铜管的清洁度有关。

其主要原因是:随着运行时间的增加,凝汽器逐渐脏污,热阻增大,由前面的分析可知,0.1mm 厚污垢的热阻足以让1mm 厚的铜管的导热热阻被忽略不计。

因此在机组停机时对铜管逐根进行高压水清洗,额定负荷下真空从0.90MPa 提高到0.94MPa 以上,效果立竿见影。

为了减少污垢热阻,提高传热效果,具体做法如下:(1)运行中进行反冲洗;(2)胶球在线清洗;
(3)停机时用高压水清洗。

上述清洗方法特点的比较列于表3。

表3
方　法对　象缺 点
效果反冲洗
杂物,污泥
反冲洗时机组要降负荷;
无法清除硬垢层较好
胶球清洗装置污泥收球率低;对硬垢层清除效果不明显
较好
高压水清洗　杂物,污泥,垢层运行中无法进行,清洗工期长
显著
针对目前凝汽器的具体情况,为提高机组运行中的真空
度,采用机组运行中的反冲洗和停机过程中高压水冲洗相结合的办法。

结合国内兄弟厂家的经验,针对目前凝汽器的具体情况,拟采取如下对策:
(1)加强凝汽器在线清洗;
(2)对铜管进行探伤检查并更换已损坏的和存在隐患的铜管,并对凝结器铜管进行必要的防腐保护;
(3)停机过程中对凝结器铜管进行高压水清洗,维持凝结器铜管在高清洁系数下运行。

4　结论
实际运行情况表明:汽轮机大小修后,通过对凝汽器真空严密性的综合治理,真空系统的严密性在相当一段时间内变化不大,也就是说,真空严密性对凝汽器的传热系数K 的影响相对不变。

当冷却水质相对稳定的情况下,凝汽器的整体传热系数K 主要与凝汽器铜管的清洁度系数和污垢的形成有关。

随着运行时间的增加,凝汽器铜管因腐蚀壁面变得粗糙而使脏物易于附着,污垢热阻增大,因此换热效果降低。

由此,维持凝结器铜管在高清洁度系数下运行、防止铜管结垢、及时清理铜管内的脏物是提高运行中凝结器换热效果的有效方法。

参考文献
[1]　郑李坤,顾　昌,闫桂焕.运行参数变化对凝结器真空影响的
探讨[J ].汽轮机技术,2002,44(6):362-364.
[2]　杨世铭.传热学[M].北京:高等教育出版社,1980.[3]　华中工学院主编.汽轮机[M].北京:电力工业出版社,1980.[4]　曾丹苓,等.工程热力学[M].北京:人民教育出版社,1980.
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22第3期伍延辉等:200MW 机组凝汽器传热效能下降原因分析及其对策。