电厂凝汽器加装在线清洗机器人装置

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1、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项目建议书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一六年七月精彩文档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项目建议书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

2、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

3、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

4、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。二、运行现状1、设备基本情况精彩文档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项目建议书首阳山电厂建设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-38

5、000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

6、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；

7、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。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。精彩文档华润电力首阳山有限公司凝汽器加装在

8、线清洗机器人装置项目建议书因此，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素，采取切实有效的措施，对提高大机组运行