机组凝结

机组凝结（通用8篇）

机组凝结 篇1

1 概述

1.1 设备概况

我厂#6机组凝结器型号N-1000-Ⅲ, 设计参数为:

冷却面积:1 000m2冷却水量:2 670t/h

冷却水温:20℃最高33℃

铜管材质:HSn70-1铜管数量:3 539根

铜管规格:Φ20×1×4560mm

该机1991年投产运行至今已近18年, 由于老系统循环水CL含量为200mg/L以下, 管壁长期腐蚀已不足0.7mm。管口胀口出现大面积泄漏, 历次检修对泄漏的铜管已经更换了300多根, 现在仍然封堵了130多根, 剩余铜管约有1/5管内堵有沙石等硬颗粒, 无法疏通。目前该机真空在存凝工况下仅为0.082~0.087MPa, 供热期结束该机将无法运行, 且有可能在短时间内继续泄漏, 从而影响机组真空, 造成机组停运。

1.2 铜管改造

从技术、经济、安全、高效的角度出发, 凝结器中的铜管已经成为影响其功能的“瓶颈”, 且存在着安全隐患。我们拟采用不锈钢扰流换热管置换凝结器中的铜管, 达到了预期的效果和优良的经济技术指标。

1.2.1 不锈钢管与铜管的比对

机械、化学性能对比:

自不锈钢薄壁管国产化以后, 不锈钢管在国内凝结器上的使用就有了逐步推广的趋势, 因此淡水地区对凝结器的换管就有了铜管和不锈钢管两种选择。根据《火力发电厂凝结器管选材导则》对比两种管材的性能如下:

根据上表, 不锈钢管的机械性能和化学性能优于铜管, 主要表现在:

1) 耐冲击腐蚀优于铜管

由于不锈钢的强度和表面硬度都高于铜管, 不论是耐汽侧的高速蒸汽及水滴, 还是水侧的泥沙及入口湍流, 表现均优于铜管。换热管的腐蚀主要是因为积垢而产生的垢下腐蚀, 扰流管的抗污垢特性使得垢下腐蚀减轻或不复存在, 加之不锈钢材料具有良好的抗腐蚀性能和耐冲蚀能力, 因而抗蚀能力大大提升。

2) 耐氨腐蚀

铜管对空气冷却区的氨腐蚀较为敏感, 这也是造成空冷区容易泄漏的主要原因, 而不锈钢管对氨不敏感。

3) 振动和结垢

汽轮机末叶排出的高速蒸汽和水滴是产生凝结器管子振动的主要原因, 由于不锈钢管的刚度大于铜管, 而不锈钢扰流管的刚度又大于同规格的光管, 因此其相对抗振性优于铜管。污垢的沉着与管壁附面层有关, 不锈钢扰流管的三维扰流结构彻底破坏了附面层, 因而污垢不易附着。此外不锈钢扰流管的网状扰流结构使附着的污垢呈离散的鳞片状分布, 在热胀差和水流的冲击下很容易脱落, 具有自洁作用。

4) 不锈钢管的延展性好, 胀管性能非常好, 由于不锈钢的弹性模量比黄铜大很多, 因此胀管后的贴胀力比铜管高很多倍, 密封性比黄铜管好得多。

1.2.2 传热性能比对

铜管的导热率是不锈钢管的8~9倍, 若不锈钢光管与铜管比较, 铜管的传热性能无疑是优于不锈钢管的, 但不锈钢管的总体传热系数比铜管的效果要好。

凝汽器的传热量Q=KF△T式中K-传热系数[w/ (m2.k) ];F为传热面积 (m2) , △T为冷热液体的平均温差 (k) 。欲增加传热量, 必须增加传热系数、传热面积和增大平均温差3种方法来实现。增大传热面积对于现有的凝结器是不大可行的, 增大平均传热温差会降低系统效率并增加水泵的功耗, 同时也受到环境条件的限制, 因此增加传热系数是最为实现的可行方法。

虽然铜管的导热系数高, 铜管壁厚为1mm, 而不锈钢管壁厚为0.7mm, 通流面积整体增加30m2。同时不锈钢管的强度和硬度比铜管高, 抗震能力强, 不锈钢管可以耐腐蚀和冲蚀, 允许流速可达3m/s以上, 因此对流放热系数K得以增大以逆补导热系数低的弱点。同时通过不锈钢减薄管子壁厚, 加大管内流速, 其换热效果可以超过铜管。

根据以上分析, 不锈钢的总体传热系数应不差于铜管, 不锈钢管的内壁由于清洁系数高于铜管, 长期使用不易结垢等因素, 不锈钢管在实际使用中的换热性能优于铜管。

1.3 不锈钢光管和不锈钢扰流管比对

1) 不锈钢光管直接替换原有铜管, 由于壁厚减薄会导致凝结器冷却水侧通流面积发生变化, 为达到原有的换热效果, 拟补不锈钢本身导热系数低的弱点, 必须提高循环冷却水流速, 提高流速意味着增加循环水泵的流量, 增加循环水泵的耗功10%。有可能产生凝结器改造带来的煤耗降低不足以抵消循环水泵的耗功增加, 使用寿命降低。

不锈钢扰流管具有较大的灵活性, 多向扰流强化换热系数较光管高12%, 替换后不用担心换热面积不够的问题, 多向扰流强化换热管的流动阻力可以通过设计进行优化调整, 以保证换管后的流动阻力与原来保持一致, 不必增加泵的耗功。

2) 由于该机凝结器设计冷却面积的余量不足, 小于采用光管换管条件的15%, 换管后冷却效果要比更换新铜管相比差7%左右。

3) 扰流管和光管的结垢方面:扰流管结垢情况比光管要轻, 主要因为: (1) 由于多向扰流强化换热管高效换热特性能有效地降低汽轮机的排汽温度, 因此冷凝管壁温也相应降低, 冷凝管结垢最可怕的是碳酸钙垢, 而碳酸钙的溶解度是随温度的降低而升高的, 因此冷凝管壁温度的降低能有效地防止碳酸钙垢的沉积; (2) 凸筋引起的紊流破坏了静止的附面层, 因而污垢难于附着; (3) 即使有污垢附着, 凸筋使污垢呈离散的鳞片状, 由于污垢与不锈钢的胀差巨大而引起剥离, 在水流的冲击下自行脱落。凝汽器积垢最多的是凝汽器的盖板、管板等水速近乎静止的地方;而最不易积垢的地方就是管子的入口处, 由于入口效应使得水流湍急, 不存在静止的附面层, 因此污垢难于附着。多向扰流强化换热管交叉的凸筋能在管子的中部形成类似的入口效应, 彻底破坏管壁静止的附面层, 因此结垢情况比光管还轻。

不锈钢扰流管借助凝汽器循环冷却水的冲蚀机理对污垢产生清除作用, 水流流速越高冲蚀作用越强;不锈钢多向扰流强化换热管通过管壁的左右螺旋交叉形成的菱形花纹对污垢形成鳞片状分割, 从交叉点产生冲蚀, 使得污垢在水流作用下自动清除, 污垢热阻大大减小。

4) 自洁作用:不锈钢多向扰流强化换热管通过管壁的左右螺旋交叉形成的菱形花纹对污垢形成鳞片状分割, 从交叉点产生冲蚀, 使得污垢在水流作用下自动清除。采用铜合金管、不锈钢光管的凝汽器往往每半年清洗一次才能保证一定的传热效率, 而采用不锈钢多向扰流强化换热管的凝汽器, 据我们电话咨询, 在武汉祥龙电业公司热电厂创造了投运至今22个月的免清洗记录。

5) 胶球清洗设备;更换不锈钢扰流管, 因为其管道内部的突筋, 内径刚好能够达到原铜管的内径, 因此不锈钢扰流管适应原有的胶球清洗设备。

2 改造方案

1) 更换原铜管3539根为TP316L型不锈钢扰流换热管;更换不锈钢管规格￠20*0.7*4562mm;

2) 凝结器整体结构不变, 采用原来的管板及隔板, 凝结器与其他设备的接口不动, 切断循环冷却水管、拆除原凝结器冷却水进出口水室改版和辅助设备;

3) 拆除旧的冷却管, 并做支撑、加固、固定;

4) 清理管口及管板氧化层, 将不锈钢管两端打磨光滑, 清洁无污垢,

5) 安装新的不锈钢扰流换热管, 经试胀、正式胀接;胀口无

(上接第142页) 过胀和欠胀;

6) 凝结器安装完毕, 灌水高出最高管子100mm以上, 试验24小时无泄漏。

3 改造完成投运后达到的效果:

2009年3月30日~4月8日经改造完成投运后, 该除氧器真空达到0.094MPa, 机组汽耗由原来的4.5kg/kwh变为4.0kg/kwh保证了夏季工况机组能够安全、经济、稳定满负荷运行, 改造效果非常好。

#6机组凝结器改造前后对比 (查3月23日、4月9日运行记录表) :

以上对比可以看出:

1) 凝结器端差降低12℃, 凝结器换热效果提高12℃;

2) 凝结器过冷提高2℃~5℃, 影响标煤耗3%~5%;

3) 凝结器真空提高0.005~0.010MPa, 机组汽耗降低了0.48kg/kwh;

#6机组全年发电按7 000小时计算, 降低汽耗=0.48×7000×12000=40320t3.82MPa蒸汽;按160元/t计算=40320×160=645.12万元。

4 结论

目前该机组凝结器改造完成正常运行7个月, 机组真空即使在夏季最恶劣运行工况下, 机组真空一直在-0.090MPa下运行。

采用不锈钢扰流换热管更换原铜管解决铜管腐蚀问题、并彻底杜绝管端泄漏;延长管子的使用寿命、改善凝结器的性能, 避免结垢、提高凝结器的真空, 降低机组汽耗、保证夏季恶劣工况机组能够安全、经济并满负荷运行。

机组凝结 篇2

【关键词】凝结水经处理；优化技术；应用分析

绪论

凝结水精处理设备是为高参数大容量火电机组进行服务的，火力发电厂锅炉给水是由汽轮机凝结水和补给水组成，其中凝结水的水量占给水总量的绝大部分。凝结水在整个水汽循环中，由于凝汽器泄露、管道设备腐蚀等，不可避免地受到污染，对整个机组造成巨大危害，因此，凝结水的水质是保证发电机组安全运行的至关重要的指标。但是在很多的电厂中，其凝结水精处理装置在运行的过程中存有一定的问题，如，周期制水量偏低、混床出水漏钠或者漏氯等现象，这些问题的出现，会严重影响热力设备的安全经济运行。因此，在电厂的日常运行中，针对六百兆瓦以上的机组凝结水精处理系统进行运行的优化技术分析具有一定的经济价值，同时也有利于电厂的长远发展。本文就是针对六百兆瓦以上机组凝结水精处理系统运行的优化技术这一课题进行详细的分析研究。

一、凝结水污染源介绍

在对六百兆瓦以上机组凝结水精处理运行优化技术的应用分析这一课题进行详细的分析之前，有必要对凝结水精处理过程中对水质造成污染的细节进行分析。

1.1 凝结水的污染源

一般来说，在火力发电厂中，其凝结水是由汽轮机冷却凝结而成的。凝结水的原料是蒸汽，因为蒸汽能够达到火电厂所需的水质要求。从理论上讲，由于凝汽器泄露、金属管道及设备腐蚀等，水质原本纯净的凝结水在运行的过程中都会多多少少的受到一定的污染。所以说，在电厂正常运行的情况下，如果没有将凝结水进行除盐处理，使之变纯净的话，就会对机组的其他设备造成一定的腐蚀，从而影响电厂安全经济运行。那么，凝结水为什么会受到污染，而且受到污染后其中都含有哪些杂质，这是我们现在要讨论的问题。

经过调查我们可以知道，凝汽器的泄漏在一定的程度上会影响到水质，一些金属设备、管道在长期腐蚀的情况下也会对水质造成影响。除此之外，补给水的供水也会对凝结水的纯净造成一定的污染。后面，将针对以上这三个污染源进行详细的分析。

1.1.1 凝汽器的泄漏污染

当凝汽器发生泄漏的时候，冷却水就会和凝结水混合，从而使凝结水受到冷却水的污染，其杂质也会出现在凝结水中。一般来说，凝汽器的泄漏可以分为两种情况，一个是轻微的泄漏，另一个是大漏。所谓的凝汽器泄漏是指泄漏的冷却水严重污染了凝结水，也就是说，当凝汽器在制造的过程中，其铜管存在一定的缺陷时就会发生冷却水渗漏的现象，有时铜管被腐蚀也会有破裂的现象，这个时候冷却水就会通过裂缝渗透到凝结水中，冷却水中的杂质也因此污染了凝结水。除此之外，设备或管道的破裂也会对凝结水造成严重污染，一般来说，这就是凝汽器的大漏。而轻微的泄漏指的是平时的渗透，也就是设备在运行的过程中由于设备的振动而发生的轻微的渗漏，而需要注意的是，不管是机器组装的密合度是多少，都会因为设备在长期的运行中发生振动，而使得冷却水从设备的接口处产生渗漏。

1.1.2 金属设备的腐蚀污染

一般来说，金属性的设备在经过长期的运行之后，都会因为空气中的湿度而发生一定的变质现象，也就是腐蚀现象，更何况是长期与水接触的电厂水气设备。尽管这些金属设备经过了一定的处理，但是时间长了还是会发生腐蚀，凝结水流经这些设备时，水中会掺杂一些污染物质。一般来说，凝结水掺杂的金属杂质都是铜和铁的氧化物，而这些氧化物在进入锅炉之前并没有经过处理，所以也会随着水进入锅炉，并在锅炉中逐渐的沉积，进而又引起了锅炉内的腐蚀。

1.1.3 补给水的污染

补给水是热力系统运行过程中，因各种汽水损失或因无生产回水，而从系统外部补充的给水。补给水在锅炉中经过加热，变成水蒸气后再冷凝成凝结水的过程中，补给水中的污染物质，主要包括离子、有机酸等，会随着蒸汽冷凝后进入凝结水中，对凝结水产生一定的污染。尽管补给水会在化学水处理车间进行处理，但水质并不是非常纯净，处理后仍然会有一些污染物残留。所以，这就是补给水污染凝结水的原因。

综上所述，凝结水在生产的过程中势必会带有一定的杂质，为了保证凝结水的纯度，就要对凝结水进行精处理，从而保证水的质量，保障机组安全经济运行。

二、凝结水精处理系统介绍及运行问题概述

就目前的国际形势来看，不同的国家对凝结水进行精处理的时候，所选用的处理系统方法都是不同的。就美国而言，其所选用的处理系统有粉末树脂覆盖过滤器、深层混床以及覆盖过滤器加深层混床等这三种；而大多数的欧洲国家则会选用管式微孔过滤器加混床、阳床加混床以及电磁过滤器加混床等。但是就我国而言，六百兆瓦以上的机组凝结水精处理装置则运用的是以下的几种方法，包括单独混床，前置过滤加混床，粉末覆盖过滤器加混床，还有阳阴分床等。而在分离再生技术上主要采用的是高塔分离技术。空冷机组由于凝结水温度较高，因此采用的技术是粉末树脂覆盖过滤器，有时候会配合混床系统进行除盐。粉末覆盖过滤器是基于除铁过滤器的一种设备，与除铁过滤器的构造相同。在处理能力上，除铁过滤器只具备去除凝结水中金属氧化物的功能，而粉末覆盖过滤器可以同时除铁和除鹽。

2.1 凝结水精处理运行中所存在的问题

从前文我们可以了解到，凝结水的水质涉及到了整个电厂的安全经济运行。就目前的状况来说，各个电厂在处理凝结水的时候都存在一些问题。

首先，从树脂的选择上来说，树脂粒径的分布度越均匀越有利于精处理系统的运行，这关系着树脂的分离效果。还有从凝结水中氨的含量来说，若氨含量过高的话，就会增加混床进口中的铵离子的浓度，会加大树脂的运行负荷，使树脂更快的失效，缩短混床运行周期，增加凝结水精处理的难度。除此之外，还有一些其他的问题，比如树脂的分离度、再生剂纯度以及树脂再生效果等方面，如果处理不好，都会影响精处理的效果。

三、凝结水精处理系统运行的优化措施

结合上述影响凝结水水质的几个问题，对凝结水系统的运行进行优化分析。主要包括以下几个方面：

1、在选择树脂阴阳配比的时候要注意进行优化，并且可以根据需要对树脂的总量进行选择。具体来说，H-OH型运行的高速混床在选择阴阳树脂的时候要注意出水的水质条件，只有出水的质量保证了，才能够在一定的程度上保证最大周期制水量和最长运行周期。同时，为了减少凝结水在运行的过程中对设备和管道的腐蚀，要在精处理系统出水母管上准确加氨，使凝结水在弱碱条件下运行和输送。

2、要对分离塔反洗分层的流速进行调整。在凝结水精处理的过程中很容易出现阴阳树脂的分离不彻底，导致树脂输送回混床后，混床中树脂阳阴配比失调，影响混床出水水质。通过调整分离塔反洗分层流速以及设置混脂层的方法，可以提高阳阴树脂的分离率。调整反洗分层流速可以通过调节分离底部的进水调节阀的开度，由调试人员现场整定，开度逐渐减小，参考开度可依次设置为：100%，15%，3%，1%，开度逐渐减小，直到树脂平稳分层并落下。在阴树脂输送完毕后，分离塔中还剩下阳树脂以及混脂层，需要先人工检查剩余树脂的分层效果，若发生乱层，则将剩余树脂进行重新分层。最终由人工确认分层效果无误后，方可将阳树脂输送出来。

3、对再生液的流速和浓度进行适当调整。一般来说，对阴树脂进行再生的时候，以氢氧化钠溶液为例，要将其的浓度调整为4%，同时还要注意碱液的温度要在40摄氏度，因为只有在这个温度下，碱液再生效果才最好。在此浓度和温度的基础上，还要保证阴再生塔中的再生流速达到2～4m/h再生效果才最佳。还有，在对阳树脂进行再生的时候，以盐酸溶液为例，要将其浓度调整为4～8%，在此濃度的基础上，还要保证阳再生塔中的再生流速达到4～8m/h再生效果才最佳。

4、对高速混床树脂的输送顺序进行相应的调整，使之优化。一般来说，在输送树脂顺序的过程中添加混床排水是非常有必要的，这主要是为了保证阴阳树脂在混床满水的状态下处于平衡的状态，不会发生再次分离。

总结

综上所述，凝结水精处理系统设备是为保障高参数大容量火电机组系统的安全经济运行服务的，其最主要的任务是对凝结水进行除盐，使其能达到循环利用的标准。在火力发电厂中，凝结水处理系统是火电机组凝结水的惟一处理系统，根据上述分析的问题及其解决办法，对现场的操作和运行程序进行优化，可以有效提高凝结水系统的利用效率，保证凝结水系统的制水量和出水水质，最大限度满足整个电厂安全经济运行的需要。

参考文献

[1]韩隶传，汪德良.热力发电厂凝结水处理[M].北京：中国电力出版社，2010.

[2]金绪良，李永立，王应高等.精处理高速混床树脂再生动态试验研究[J]，热力发电，2014，42（4）：49——53.

[3]曹松彦，常旭红.色谱测试技术在电厂凝结水精处理系统中的应用[J].热力发电，2011，39（10）：81——84.

[4]慕晓炜，郑敏聪，李建华.凝结水精处理混床运行控制指标分析与确定[J]，热力发电，，2013，41（10）：134——140.

作者简介

300MW机组凝结泵变频改造 篇3

我国现有各种风机、水泵约五千多万台。由于负荷工况变化大,加之我国大马拉小车的现象比较普遍,这些设备常常处于低负荷及变负荷运行状态,运行工况点偏离高效点。采用变频技术,会产生十分显著的节电效果。根据2010年4月初中国电力企业联合会的统计,我国的火力发电厂厂用电率为6.26%,节约厂用电,是降耗节能的重要途径。

2008年,蒙西发电厂厂用电率为11.36%。针对蒙西发电厂厂用电率偏高的情况,蒙西发电厂将凝结水泵由调解阀门开度调节流量改为变频器调节电机转速来调节流量,节电效果比较明显。

1 电动机变频器节电技术

电动机变频器节电技术的研究现状在20世纪20年代,诞生了交流变频调速理论。进入90年代,尤其是进入21世纪以后,变频器在调速精度、调速范围、驱动能力、运行效率及使用的可靠性、方便性等方面获得了突破性的进展,性能超过直流调速系统。交流电机变频调速技术成为节能的一种主要手段。

目前,变频调速技术以其显著的节电效果、优良的调速性能和广泛的适用性成为电气传动技术的主流方向。

2 变频调速节电技术研究

2.1 变频器的调速原理高压变频调速通过改变电动机定子的频率实现调速。根据公式

公式1中,f1为电机供电频率,S=(n1-n)/n1为转差率,P为电机极对数。当转差率不变时,转速和电源频率成正比。连续地改变电源频率,就可以平滑地调节电动机的转速。

在交流电机调速系统中,可以改变电机的供电频率来控制电机转速,但变频也必须改变电机电压,即实现同时变压变频(VVVF)。否则,电机将出现饱和或欠励磁,这一般都是对电机不利的。

2.2 变压变频(VVVF)的控制原理

异步电动机的同步转速是由电源频率和电机极对数决定的,改变频率时,同步转速也改变。当电机在负载条件下运行时,电机转速低于电机的同步转速,滑差的大小与电机的负载有关。异步电动机的T型等效电路见图1。电机定子每相感应电势的有效值见公式2。

公式2中,Es为气隙磁通在定子每相中感应电势有效值,fs为定子频率,Ns为定子每相绕组串联匝数,KNs为基波绕组系数,Φm为每极气隙磁通。异步电动机端电压与感应电势的关系式为:

在电动机控制过程中,需要考虑额定频率以下和额定频率以上两种情况。

2.2.1 额定频率以上调速

在额定频率以上调速时,频率可以从fsn往上提高,但是端电压Us不能继续上升,只能维持在额定值Usn,这将迫使磁通与频率下降,在电机调速范围内,异步电机的控制特性如图2所示。

2.2.2 额定频率以下的调速

绕组中的感应电势是难以直接控制的,但当定子频率fs较高时,感应电势的值也较大,因此可以忽略定子阻抗压降,认为定子相电压Us≈Es,则磁通可以用(4)式表示,并保持其为恒定值。

而低频时,Us和Es都较小。如果仍然按V/F比一定来控制,就不能保持电机磁通恒定。电机磁通的减小势必造成电机电磁转矩的减小。如果对定子电阻压降进行补偿,使Es/fs≈常量,这样电机磁通大体上可以保持恒定,电压与频率的关系和机械特性如图3和图4。

2.3 变频器的基本结构

变频器的组成:变频器由整流器、中间直流环节、逆变器控制电路、保护装置几部分组成,见图5。

①整流器:整流器的作用是把三相(单相)交流电整流成直流电。整流器有三相全波半控整流、斩控式整流器(PWM整流器)、三相全波桥式二极管整流等类型。

②逆变器:逆变器是将直流电压或电流转换成频率、电压可变的交流电,器件为全控型工作单元。

③中间直流环节:直流环节也称滤波或储能环节。由电感或电容组成,用于负载与整流器之间的无功功率的缓冲,抑制直流侧电压或电流的脉动。

④控制电路:控制电路由检测电路,运算电路,控制信号的输出、输入和驱动电路组成。

3 蒙西发电厂凝结水泵变频改造

3.1 凝结水泵的节电技术分析(以B凝结水泵为例)

#1机A、B凝结水泵高压电机变频改造前耗电情况见表1。

在2009年度大修中将#1机A、B凝结水泵由阀门调节流量量改为变频器调节电机转速来调节流量,#1机A、B凝结水泵等高压电机变频改造后耗电情况见表2。

3.2 蒙西发电厂#1机凝结水泵电机的变频改造及效果

3.2.1 #1机凝结水泵电机的变频改造一次原理图及控制方式

变频器采用日立公司的DHVECTOL-HI01400/06产品是一种交流电机的速度调节控制装置。控制方式采用多级PWM叠加技术,结构采用多级单元串联叠加输出,电压型电路拓扑结构。每相8级单元。

整套变频器装置由旁通柜I、II、变压器柜、功率单元柜和控制柜四部分组成。在旁通柜内,各装有两个隔离刀闸,可根据需要实现凝结水泵一台变频运行,但不能实现两台凝结水泵同时变频运行方式。当变频器在运行中重故障时,跳开本侧凝结水泵高压开关,联投另一台凝结水泵高压开关(工频运行)。凝结水泵变频器改造一次原理图如图6。

电动机参数见表3,变频器技术数据见表4。

3.2.2 蒙西发电厂#1机凝结水泵电机的变频改造后节电效果

蒙西发电厂#1机凝结水泵工频方式选取2008年7月15日做为参考点,变频方式选取2009年4月19日做为参考点,凝结水泵耗电比较见表5。

2009年#1发电机组运行发电量10.678亿kWh,则#1机凝结水泵年节电W,年节约资金S为

蒙西发电厂#1机凝结水泵电机变频改造后,每年可节电2562720kWh,节约资金615052.8元。

4 结论

基于节能降耗的需要,蒙西发电厂对#1机A、B凝结水泵电机进行变频改造来降低厂用电。改造后,对#1机A、B凝结水泵不同工况的运行参数进行了统计分析。结果显示节电效果十分显著。

摘要：本文主要研究了蒙西发电厂转动设备变频节电技术的关键技术。包括:高压变频器原理,高压变频器变频调速方案。最后将高压变频器技术应用于#1机A、B凝结水泵电机变频改造中。

关键词：凝结水泵,变频改造,经济性

参考文献

[1]彭海宇,杜俊明.变频调速节能的计算方法自动化信息.中国电力,2006,4(10):5-9.

[2]周梦公.工厂系统节电与节电工程[M].冶金工业出版社,2008.

机组凝结 篇4

锅炉汽包、受热面、主汽管道、给水管道由于温度高, 在高温下容易发生氧腐蚀, 严重时发生爆管等事故, 对电厂的安全运行直接构成威胁。因此, 电厂对给水溶氧指标的要求非常严格, 要求凝结水溶氧小于40μg/L, 除氧器出口溶氧 (给水溶氧) 小于7μg/L。电厂除氧方法有两种, 一种是化学除氧, 一种是热力除氧, 有时两种方法同时采用。不论是哪种方法, 其最终目的都是控制给水溶氧在7μg/L以内。自投产以来, 新#1、#2机组凝结水溶氧一直超标, 溶氧在150μg/L (标准为不超过40μg/L) 左右, 采取凝汽器灌水查漏及轴封调整等一系列技术措施, 但效果不大。由于凝结水溶氧长期不合格, 给除氧器的热力除氧增加了很大的负担, 除氧器排氧门开度调整不合适 (排氧门开度大小在考虑溶氧合格的情况下, 同时必须兼顾汽水损失) 或遇到除氧器降温运行时, 给水溶氧指标很难控制在合格范围内。

2 凝结水溶氧超标原因分析

在凝汽器热水井之前, 锅炉蒸汽携带的氧或真空系统不严密漏入的氧, 绝大部分都被抽气装置抽出而被去除, 但是凝汽器热水井、热水井与凝结泵之间的管道、设备及泵盘根如果不严漏入空气却很难甚至无法被排除。热水井及热井与凝结泵之间的设备凝结水相对流速较高, 漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中。尽管凝结水泵入口前设置有抽空气管, 由于管径较小, 水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。基于上述原因分析, 结合新#1、#2机组凝结水溶氧量长期不合格的实际问题, 我们认为造成凝结水溶氧量不合格的原因有三个方面:一是真空系统严密性差, 空气从不严密处漏入凝汽器, 导致凝汽器内不凝结气体分压力过高, 不易凝结的气体残留在凝结水中。二是在凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处, 有空气漏入凝结水中, 将会溶解于凝结水中, 几乎无法除去和逸出, 导致凝结水溶氧量大。三是新#1、2机组的凝汽器补水直接补入凝汽器热水井, 凝汽器补水虽经过除盐, 但含氧量较高, 它直接补至凝汽器热井, 没有得到扩散除氧, 造成凝结水溶解氧超标。

3 解决凝结水溶氧超标的措施及方案

3.1 真空系统的检漏和堵漏工作

针对真空系统严密性差的问题, 我们充分利用机组大、小修的机会, 对凝汽器灌水至喉部以上, 并将疏水系统全部纳入检漏范围, 进行全面查漏、堵漏, 以消除真空系统漏空气的问题。通过查漏工作, 使新#1、2机组的真空严密性试验均达到0.4kPa/min以下的合格标准。

针对凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处漏入空气后, 溶解于水中的氧气几乎无法除去和逸出的因素, 重点利用机组检修的机会, 用灌水查漏方法。对机组A、B凝结水泵进口到热井一段凝结水管道进行逐一详细地查漏, 排除了此区间管路的泄漏点的可能性。

3.2 对凝汽器补水方式进行改造

对新#1、2机组补水系统进行分析, 新#1、2机组凝汽器补水直接补入凝汽器热水井中, 由于补入凝汽器的除盐水含氧量较高, 补至热水井, 没有得到扩散除氧, 而热水井中的凝结水通过下降管直接进入凝结水泵入口, 凝结水相对流速较高, 漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中, 水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。这是造成凝结水溶解氧超标的主要原因。根据分析结果, 我们对凝汽器补水方式进行改造, 由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部, 增加喷雾装置。凝汽器的化学补水经过改造后的补水装置雾化后, 从凝汽器喉部补入, 在喉部形成一个均匀的雾化区域。雾化后的水颗粒直径非常小, 使得其在传热过程中的总面积变大, 提高了换热效率, 达到强制冷却排汽的作用;同时回收了一部分排汽废热, 降低了排汽温度, 从而提高了凝汽器的真空度, 增加了高品位蒸汽在机组内的做功, 提高了热功转换效率。

4 方案的实施及效果

新#1、2机组进行真空系统查漏及凝汽器补水方式改造后, 对机组真空、凝结水溶解氧量进行前后对比统计如下:

通过统计数据分析, 通过改造, 凝结水溶氧由2011年的150μg/L左右, 降低到40μg/L左右 (统计2012年10月份水汽监督日报表中凝结水溶氧数据) 。机组真空投运后比投运前提高了0.45kPa。

通过方案的实施, 125MW机组凝结水溶氧降低到40μg/L左右, 延缓了加热器低温腐蚀速度, 并延长了加热器管道寿命。

根据厂家提供的背压——热耗修正曲线, 真空每提高1kPa, 发电煤耗将降低8231×0.714%×1000/29260=2.008 g/kWh。标煤价格为400元/吨。凝汽器补水雾化喷淋装置改造后, 在机组补水20t/h的情况下, 提高真空0.45kPa, 则发电煤耗降低:0.45×2.008=0.9036g/kWh。机组年发电量按照140000×104kWh计算, 年节约标煤1265t, 年产生效益50万元。

5 结论

凝汽式发电机组的凝结水溶氧问题是一个综合的、动态变化的问题, 影响因素很多。特别是真空系统严密性随着设备的运行将不断下降, 造成凝结水溶氧超标。所以, 应根据机组运行情况, 有针对性地进行真空系统查漏堵漏工作。并且在电厂实际工作中, 我们发现凝汽器补水接引方式不正确, 在很大程度上影响凝结水溶氧。通过采取改变补充水的配水结构以降低喷水强度, 加装雾化喷嘴, 将有助于补水溶氧的脱除, 从而提高凝结水溶氧合格率。

摘要：火力发电厂汽水系统中, 氧腐蚀问题严重影响系统设备管路安全可靠运行。针对125MW机组凝结水溶氧超标情况进行分析, 我们对凝汽器补水方式进行改造, 由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部, 增加喷雾装置。通过技术改造, 不断提高了凝汽器真空, 而且还有效降低了凝结水溶氧, 延缓了加热器的低温腐蚀速度, 延长了加热器管道的寿命, 为设备长期安全稳定运行创造了条件。

关键词：凝结水,溶解氧,凝汽器,安全稳定

参考文献

机组凝结 篇5

我国属于水资源极度匮乏的国家, 为了节约水资源越来越多的火力发电机组开始使用空冷技术, 空冷机组投入生产之后, 其主要是依靠凝结水运作, 但是由于受到空冷机组金属腐蚀的影响, 导致凝结水中含有大量的铁离子以及其他污染物, 这些污染物影响着空冷机组的使用, 因此对凝结水进行精处理是提高空冷机组工作效益的主要手段。目前对空冷机组凝结水精处理的工艺主要是阴阳分床系统、粉末树脂覆盖过滤器系统。采取离子交换树脂对凝结水进行精处理, 往往会因为凝结水的水温超过了强碱性阴离子交换树脂可能承受的范围, 导致凝结水精处理的效果不理想。因此需要我们根据凝结水精处理系统树脂的耐温性能进行分析。

1 凝结水精处理的概述

树脂是凝结水精处理的重要材料, 实现阳离子交换树脂的耐温性是满足凝结水精处理的必然要求。基于空冷机组凝结水精处理的要求, 我们选择的强碱性阴离子交换树脂要求进水温度要低于45℃, 不得高于65℃, 一旦进水温度超过了极限就会加速交换树脂的理化性能, 影响凝结水的质量。根据工作实践经验, 能够满足凝结水精处理的商业化强碱性阴离子交换树脂为Ⅰ型凝胶型或大孔型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂。因此根据《火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准》、《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》的相关要求, 阴树脂耐温性要在95℃的恒温中保持交换树脂100h, 并且交换树脂的强碱基团下降率不能超过13%。因此在空冷机组凝结水精处理的过程中, 我们选择树脂时应该满足以下特点:一是要保持交换树脂理化性能的良好性, 能够在恒温中保持基本性能不发生降低;二是交换树脂的耐温性要达到一定的要求, 并且其耐温性越高越好。

凝结水精处理的主要目的就是降低或者杜绝因为凝汽器渗漏或者泄漏、金属腐蚀产物的污染以及锅炉补给水带来的杂质, 导致空冷机组的运行效果受到影响。随着空冷机组设备的精密度不断提高, 对水质的要求也在不断的提高, 以直流锅炉为例, 直流锅炉在运行的过程中, 由于没有水循环, 这样水在受热面受热之后就会直接变成蒸汽, 而一旦水质存在杂质, 那么部分杂质就会沉淀在受热面上, 而另一部分则会被带入汽轮机中, 影响空冷机组的运行。

2 离子交换树脂耐温性能实验

本实验首先选择三组阴离子交换树脂和六组阳离子交换树脂六种具有代表性的阴离子交换树脂分别为:德国进口凝胶Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S1) 、国产凝胶Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S2) 、德国进口大孔Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S3) 、国产大孔Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S4) 、德国进口大孔Ⅱ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S5) 、德国进口丙烯酸系强碱性阴离子交换树脂 (S6) , 根据相关实验要求准备相应的实验器材, 并且根据相关的标准方法对上述几种树脂理化性能进行试验。为了更加全面反映交换树脂的性能, 本文从短周期耐温实验和长周期耐温实验两个方面入手。

2.1 短周期耐温实验

基于强碱性阴离子交换树脂在95℃恒温水浴中持续恒温100h, 并且其强碱基团下降率不超过13%的要求, 设置了70℃、75℃以及80℃的耐高温性能实验。将6种实验材料按照相同的容量置于带盖聚丙烯杯中, 并且加入相应的纯净水, 经过95℃的恒温处理之后, 观察其变化:一是交换树脂强碱基团下降率最大的为S5, 最小的为S3;二是经过95℃恒温处理之后, S1、S2、S3的强碱基团下降率都符合要求。

2.2 阴、阳离子交换树脂动态长周期实验

基于空冷机组进水温度较高的现实考虑, 为满足凝结水精处理的要求, 我们又必须选择具有耐高温的树脂, 也就是当凝结水的温度不超过95℃的情况下, 树脂的理化性能仍然保持相应的性能或者相应的变化很小。首先按照实验步骤, 选择相应的阴阳交换树脂, 并且分别装填于六个离子交换柱内, 经过长时间的动态循环之后, 其实验理化性能实验的结果如下:一是阳离子交换树脂在动态运行过程中, 交换树脂的外观变化不大, 而且随着温度的升高, 阳离子交换树脂湿真密度就会越小 (见表1) , 根据空冷机组要求阳离子交换树脂湿真密度的要求, 小于该要求的交换树脂是不适用于凝结水精处理系统的;二是阳离子的强碱基团的下降率变化不高。由此可见阳离子交换树脂的理化性能受到温度变化的影响比较小, 因此阳离子交换树脂能够满足凝结水处理的要求。

2.3 阴离子交换树脂动态周期实验

相比阳离子交换树脂, 阴离子交换树脂在经过高温运行之后其外观变化性比较明显, 比如S1由开始之前的淡黄色逐渐呈现为粉白色。而且阴离子交换树脂的含水质量与运行湿度的关系不明显。另外在经过高温运行之后, 强碱基团下降率会出现明显的变化, 由此可知阴离子交换树脂的耐温性能比较差。以70℃, 3种阴离子交换树脂的强碱基团为例, 强碱基团下降率为:S3>S1>S2 (见图1) 。

由此可见, S1的体积交换容量最大, 但是其受到高温的影响比较大, 而S2虽然在常温下的交换容量比较小但是同样其受到高温的影响也比较小, 因此在选择使用阴离子交换树脂时, 一定要根据不同的应用情况, 选择合适的阴离子交换树脂, 比如在短时间的高温环境下, 我们应该选择S1;长时间在高温下运行, 建议使用S2。

3 运用灰色层次分析理论评价离子交换树脂

灰色层次分析理论有效的解决了传统模糊数学评价结果所存在的片面性、随机性以及局限性的问题, 灰色关联分析是灰色理论的重要组成部分, 也是该理论的核心, 因此其应用与对交换树脂的分析具有重要的意义。本文根据电厂空冷机组阴离子树脂的实际应用情况, 从阴离子树脂的理化性能、热稳定性能以及现场应用等三个方面对树脂进行评价。

经过系列计算可知:

仅从热稳定性能评价结果来看, 德国进口大孔Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S3) 是最佳的;

仅从阴树脂理化性能来看, 德国进口大孔Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S3) 是首选, 除此之外德国进口凝胶Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S1) 也相对较好;

仅从工业应用方面来看, 德国进口凝胶Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S1) 是最佳的。

可见从不同方面评价阴离子交换树脂的优劣会得到不同结果, 故在评价阴离子交换树脂时需要全面衡量、综合考虑各方面因素。最后由总评价结果可以看出三种阴离子交换树脂的优劣依次为:S1、S3、S2, 因此, 空冷机组凝结水精处理应优选德国进口凝胶Ⅰ型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂 (S1) 。

4 结束语

加大对空冷机组凝结水精处理树脂耐温性能的实验, 是提高空冷机组应用效率, 实现发电厂可持续发展的重要途径。因此要加大对新型凝结水精处理系统树脂的研发, 积极研制既能保持强碱性阴离子交换树脂的特性, 又能耐高温的阴离子交换树脂, 以此推动空冷技术的发展。

参考文献

[1]张铁, 韩倩倩.提升火电厂凝结水精处理系统运行质量的措施[J].净水技术, 2011, (08) .

[2]张永君.凝结水精处理系统在空冷机组的应用[J].黑龙江电力, 2011, (06) .

机组凝结 篇6

火电厂是工业行业中对天然水消耗最大的行业, 根据国家目前现行的限制使用地下水和地表水的用水政策, 尤其对于北方地区的新建电厂, 空冷机组以其优越的节水性能受到广泛的应用。内蒙古兴安热电2×340MW亚临界发电机组, 首选空冷机组作为凝汽方案。现将亚临界参数以上汽包炉及直流炉的给水水质标准列于表1与表2。在机组的长期运行中, 要想稳定的达到这些要求, 不对汽轮机凝结水做进一步处理是很难实现的。

1.1 空冷系统简介。

直接空冷系统主要由换热管束和风机组成, 风机向管束供风, 管束提供换热表面积, 换热管束分为顺流冷凝器和逆流冷凝器。经主蒸汽排管道后从汽轮机低压缸发出的蒸汽直接进入空冷系统, 在蒸汽分配管箱的作用下, 流入顺流冷凝器管束, 蒸汽在这里被部分冷凝。凝结水的流动方向在顺流冷凝器管内与蒸汽相同。通过冷凝器下部的凝结水连箱, 没有经过冷凝处理的蒸汽进入逆流冷凝器管束, 同时在这里被凝结。在逆流冷凝器管内, 凝结水的流动方向与蒸汽相反。在启动抽真空系统后, 在逆流冷凝器管束的上部抽出未凝结的气体, 经抽真空系统中的压缩处理后直接放入大气。产生出的凝结水由于重力作用通过凝结水疏水管道流入热井。收集下来的凝结水再由泵通过排液管道排入凝结水箱。冷凝所需的冷空气由轴流风机从周围环境中抽取, 并吹到翅片管束的冷却表面。冷却空气流量由电机的频率改变来调节。

1.2 空冷机组的特点。

为满足与环境空气对流换热的需要, 散热器具有相当大的表面积。而且, 散热器相对远离汽机尾部, 因而需要一个较大的排汽通道, 尽管采用机力通风的空冷散热器尽量靠近汽机房布置, 但排汽通道的截面仍然相当大, 无疑会大大增加热力系统的腐蚀产物, 危害热力设备。

1.3 空冷系统水质特点

1.3.1 含盐量低:

直接空冷系统的汽机尾汽直接进入空冷换热器冷凝成水, 属一次性表面换热, 在启动机组或者机组出现故障时, 影响蒸汽的质量, 进而升高了凝结水的含盐量, 但是却达不到泄漏凝汽器的程度。

1.3.2 Si O2比例高:

与天然水相比, 在蒸汽携带和混床出水中, 由于Si O2所占比例比较大, 且水泄漏或渗漏没有经空冷系统的冷却, 所以, 在水质指标中, Si O2在凝结水中所占比例也较大。

1.3.3 凝结水中CO2、金属的腐蚀产物含量较高

在接触面积方面, 由于空冷系统水汽接触的换热表面积比较大, 蒸汽经汽轮机做功后, 经大型管道及散热片的处理被强制冷却为凝结水, 在一定程度上有更多的机会与漏入的空气接触, 导致水中CO2的含量比较高。在水汽循环过程中, 在运行过程中由于负荷发生变动, 金属氧化物的含量因汽水管道中腐蚀产物脱落而增大。

上述情况也是影响凝结水水质的主要原因。

1.4 水工况

1.4.1 受外界气象的影响, 空冷机组汽轮机的尾部参数发生很大的变化, 凝结水温度受年平均背压高的影响变得较高。与大气环境温度相比, 直接空冷机组凝结水温度要高出36℃。

1.4.2 在启动时, 维持排气管真空所需时间受到系统容积大的影响, 因而变得较长。

2 处理凝结水的必要性

2.1 处理凝结水的目的。

处理凝结水的任务就是对金属的腐蚀产物、胶硅、悬浮杂质以及可溶盐类进行清除。

但主要目的有两个:去除凝结水中的金属腐蚀产物及微量的溶解盐类。

2.2 凝结水精处理的适用范围。

凝结水处理适用于汽轮机凝结水、生产返回水及各种疏水处理, 但目前主要是针对汽轮机凝结水。由于凝结水本身比原水纯净, 因此又称为凝结水精处理。它是大容量、高参数发电机组中一种特有的水处理方式。

适用范围:

(1) 直流炉机组;

(2) 亚临界参数以上的汽包锅炉机组;

(3) 用海水或苦咸水做冷却水的高压机组及超高压机组;

(4) 带有间接空冷凝汽器的超高压机组。

3 凝结水精处理系统

3.1 低压凝结水处理与中压凝结水处理系统。

凝结水处理系统在热力系统中位置一般都处于凝结水泵和低压加热器之间, 这里水温不超过60℃, 能满足精处理设备及材料正常工作的基本要求。

这种系统由于凝结水泵运行压力较低 (1~1.3MPa) , 水经凝结水处理装置, 再经低压加热器送入高压除氧器时, 就显得压力不够, 为解决这个问题, 就设置了凝结水箱及凝结水升压泵, 将水升压。这种运行压力小于1~1.3M pa的凝结水处理系统称为低压凝结水处理系统。

低压凝结水系统的最大问题就是凝结水箱的密封性。由于凝结水含氧量很低, 要防止空气中氧进入凝结水, 必须对凝结水箱进行严格密封, 其次的问题是凝结水箱容积较大 (比如30万机组需500立方米的水箱) , 在汽机房中占地面积较大。

为了解决上述问题, 有设计将凝结水泵和凝结水升压泵同轴运行, 从而省去了凝结水箱, 但需设置密封式补给水箱, 以便于凝汽器热井以至除氧器的水位调节。为了解决凝结水压力较低而出现的问题, 可以将凝结水压力升至4M pa, 此即中压凝结水处理系统。

我厂凝结水精处理系统即采用了中压凝结水处理系统。它取消了凝结水升压泵和凝结水箱, 通过有压放水调节。凝结水泵直接将凝结水送入凝结水处理装置、低压加热器直至除氧器, 因此简化了热力系统。

3.2 凝结水处理系统目前常用的设备。

粉末树脂覆盖过滤器、电磁过滤器、阳离子交换器、微孔管式过滤器等。以下具体介绍前2种:

3.2.1 粉末树脂覆盖过滤器。

覆盖过滤器是将不同材质的助滤剂铺覆在滤元的外表面, 助滤剂包括粉末树脂、纤维粉、活性碳粉等。粉末树脂覆盖过滤器是把过滤器与离子交换器结合在一起进行精处理, 在正常运行过程中, 通过铺纤维粉作为除铁过滤器, 通过铺活性碳粉进行除油。在发生事故、启动期间或水质不好时, 通过将铺树脂粉或树脂粉与纤维粉进行混合, 将水汽系统中的杂质、污染物、盐类等进行清除。

该设备单台出力大, 占地小, 容易布置主厂房, 系统简单, 投资费用低, 精处理前后凝结水的压力损失小。运行时的起始压差为0.02~0.34MPa, 最大压差为0.175MPa。因凝结水水质好, 周期长, 粉末树脂用量不大, 与薄层分床相比, 运行费用差不多, 甚至还要小。

3.2.2 电磁除铁过滤器。

将不锈钢球作为电磁除铁过滤器的填料, 在线圈方面, 其磁场强度为1.5×105A/m, 磁通密度0.2T, 过滤速度1500m/h。根据滤床压力损失或预先选定的时间间隔判断其是否失效。失效后进行冲洗, 冲洗时间1~2min, 在冲洗的过程中必须对电气进行退磁处理, 在水量方面通常为过滤器体积的12倍。

3.3 设备比较。

通过对上述进行分析, 在基建投资、占地面积、操作管理、系统运行安全性等方面, 粉末树脂覆盖过滤器系统具有一定的优势。

3.3.1 我厂采用的是粉末树脂覆盖过滤器。

粉末树脂覆盖过滤器用于除盐时, 阴阳树脂比例1: (2~9) , 树脂用量为0.8~1千克/平方米。

机组启动阶段:受悬浮固体与溶解固形物高的影响, 通过选择阳 (氨型) 阴 (OH-) 比例2:1混合树脂和纤维进行一起使用, 控制树脂与纤维的比率为2:1, 铺膜剂量为0.74~1.20kg/m2。

正常运行阶段:选择阳 (氨型) 阴 (OH-) 比例为2:1混合树脂和纤维一起使用, 树脂与纤维的比率在1:1之间, 铺膜剂量为0.8~1.20kg/m2。通常情况下, 每台过滤器的铺膜量每次为0.98kg/m2。每台粉末树脂过滤器运行周期:20~30天。

3.3.2 覆盖过滤系统工艺。

按照2×100%设置每台机组的精处理设备按凝结水量, 按中压系统设计系统, 同时为每台机组设置一套铺膜及清洗设施。

工艺流程:凝结水泵来水→粉末树脂覆盖过滤器→低压加热器。

在系统中设置旁路, 系统在温度超出设定值时, 自动切换到旁路。

4 总结

4.1基于亚临界机组对汽水品质的要求, 直接空冷系统应设凝结水精处理装置, 进而减少系统中腐蚀产物的沉积, 同时避免CO2进入热力系统。需要对凝结水进行100%处理。

4.2 处理水质温度是选择空冷机组凝结水精处理系统的主要因素, 其材质、滤料和树脂等符合耐高温的要求。

4.3在选择凝结水精处理系统设备的过程中, 需要对水质适应性进行综合考虑, 特别是系统的先进性、经济性、环境影响以及机组炉内的水化学工况等诸多因素, 从而合理选择应用精处理设备。

摘要：基于直接空冷机组的运行工况及其特点, 文章通过对直接空冷机组的水质特点及亚临界发电机组对水质的要求, 阐述了电厂汽轮机凝结水精处理的必要性, 并且详细论述了凝结水精处理系统的适用技术。

关键词：空冷机组,凝结水,精处理系统

参考文献

[1]张晓丽.300MW机组凝结水精处理系统问题分析及安全经济运行[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2012 (2) .

[2]王学民, 韩军.直接空冷机组凝结水溶氧超标解决方案[J].价值工程, 2012 (16) .

机组凝结 篇7

1 概况

福建省鸿山热电有限责任公司1、2号机组为东方汽轮机有限公司生产的600MW超临界抽凝供热机组。凝结水系统为中压凝结水精处理系统, 每台机组配备2台100%容量的立式筒型凝结水泵, 1台运行1台备用, 凝结水泵采用变频控制, 用一台变频器控制两台凝结水泵。水泵型号C720Ⅲ-4, 流量1800 t/h, 扬程330m, 转速1480 r/min, 由长沙水泵厂生产。电机型号YSPKSL630-4TH, 额定电压6k V, 功率2200k W, 工频转速1480r/min, 冷却方式为空-水冷, 由湘潭电机厂生产。

2电机振动情况

4台凝结水泵从机组试运以来, 分别进行了工频和变频振动测试。振动情况如下:工频运行情况下振动情况均正常, 但在32~37Hz (35 Hz左右) 变频运行时, 振动均出现异常峰值, 表现出明显的共振特征, 最大振动位置均为电机上部轴承处, 就地实测最大水平振动曾达到400μm, 水泵及基础台板振动情况良好。随着转速的升高, 振动值恢复正常水平。对其进行频谱分析, 振动主要以1倍频分量为主, 振动性质表现为普通强迫振动。

3 振动原因分析

(1) 根据泵组现场运行情况, 凝结水泵进出口管道振动、摆动情况均正常, 凝泵运行中未出现汽蚀现象, 另外凝结水泵工频运行振动情况正常, 可排除水力问题引起振动的可能性。

(2) 为排除电机质量问题引起变频振动, 经和电机厂协商, 将1台电机返厂进行检验, 以判断电机是否存在问题。电机返厂后, 检查未发现异常, 将电机置于实验平台上进行不同转速的变频振动情况测试, 振动情况良好。电机返厂测试结果表明, 电机不存在质量问题。

(3) 刚性转子如果动平衡不良, 其特点就是在刚性范围内其振动会随着转速的升高而升高, 基频振动分量的相位变化比较平缓, 而根据电机振动测试情况, 电机在35Hz左右出现振动峰值, 之后随着转速上升, 电机的振动急速下降, 基频相位在35Hz前后发生突变。这些都不是平衡不良的振动特征。因此, 可排除转子动平衡不良引起振动的可能性。

(4) 凝泵电机及泵组在变频工况下, 其工作频率与泵组 (电机-电机支座-转子联轴器-轴承-水泵基础) 的固有频率一致或成倍数关系, 进入共振区引起共振造成。

根据以上分析, 判断振动的原因是泵组的固有频率过低, 造成的结构性共振。

4 处理方案

4.1 第一阶段处理方案

为了保证凝结水泵的安全运行, 必须采取措施解决结构性共振问题或避开共振区域运行。

(1) 通过结构的改变来提高支撑系统的固有频率, 改变基础、泵座, 或者电机的结构, 或者加大支撑面积, 或者降低系统的高度。这是最彻底的处理方案。但是从现场情况看, 这个方案工程浩大, 成本极高, 难度极大。

(2) 由于固有频率共振属于基频共振, 也能够采用施加不平衡力的方法来抵消共振时产生的基频分量。对4台凝结水泵进行了现场动平衡试验, 在电机与水泵的联轴器处分别加装配重块, 经处理后, 进行凝结水泵变频振动测试, 电机振动情况有所好转, 但在35Hz左右最大振动仍在180~200μm, 超出标准很多。

(3) 为避免凝结水泵变频自动运行时落入共振区间运行, 影响凝结水泵的安全运行, 在运行中采取以下措施避开共振区运行:设置凝结水泵变频自动投入允许条件, 当频率反馈≥75%, 即频率反馈≥37.5Hz, 运行人员才能投入凝结水泵变频自动控制;当频率反馈<37.5Hz, 将变频控制强制由自动切手动, 同时报警提醒运行人员。

通过采取上述措施, 在保证凝结水泵振动合格的前提下, 基本实现了凝结水泵变频运行, 但由于凝结采水泵变频维持在37.5 Hz及以上运行, 除氧器上水调节阀开度基本均小于50%, 造成除氧器上水调节阀节流运行, 无法充分发挥凝结水泵变频的节能效果, 影响机组的经济运行。

4.2 第二阶段处理方案

为了解决凝结水泵在35Hz左右频率附近变频运行时电机振动大问题, 以便充分发挥凝结水泵变频的节能效果, 利用停机检修机会对1号机B凝结水泵变频电机振动大问题做了进一步处理。

(1) 首先采用锤击法检测泵组水平方向的固有频率, 测试结果:电机出线盒方向1阶固有频率为18Hz, 冷却器方向一阶固有频率为16Hz。对应电机转速分别为1080r/min和960r/min, 相应的电源频率分别为36Hz和32Hz。也就是说当电源频率处于32~36Hz时电机将会出现共振, 表现出破坏性的振动烈度。

(2) 对1B凝结水泵进行了变频振动测试, 当转速升至1009r/min时, 电机上导轴承垂直于出水方向振动出现峰值, 振幅为170μm, 当转速升至1058r/min时, 电机上导轴承出水方向振动出现峰值, 振动烈度为185μm, 而后, 随着转速的升高, 振动恢复正常水平。对其进行频谱分析, 振动主要以1倍频分量为主, 振动性质表现为普通强迫振动。

(3) 消除系统共振最彻底的方法当然是通过改变系统结构来提高固有频率, 但是这个方案工程浩大, 成本极高, 难度极大。由于固有频率共振属于基频共振, 最简单有效的方法是采用施加不平衡力的方法来抵消共振时产生的基频分量。之前虽然已经这么处理过, 但是由于平衡校正面选在了联轴器位置, 处理后效果不理想, 主要是因为凝结水泵是立式结构, 对于立式结构设备产生的振动, 其振动特点是自上而下逐步降低的, 因此, 必须选取电机顶端作为平衡校正面施加配重才会有效果, 顶端的振动降下来了, 下方的振动就会随之降低。

(4) 由于凝结水泵电机顶端无加重位置, 与电机厂家沟通后决定在电机顶端转子端面由厂家制作并加装一个平衡盘供加配重使用, 电机顶端平衡盘加装前后对比情况如图1所示。试验前先去掉联轴器处之前所加的配重块, 然后在共振点处进行动平衡试验。

(5) 处理效果。经现场在电机顶部平衡盘处加重74g后, 1号机B凝结水泵振动大幅降低, 电机在32~37Hz共振频率下最大振幅由185μm降低至30μm, 达到了优秀水平, 取得了良好效果。1号机B凝结水泵处理前后共振频率下最大振动对比情况见表1。

5 结束语

变频凝结水泵在不同转速范围内运行存在共振现象的原因很复杂, 通过对振动故障原因进行分析, 采用在电机顶端加装平衡盘、现场整体动平衡校正等措施后, 电机振动达到了优秀水平, 取得了良好效果。但由于运行或现场条件的变化, 电机振动仍可能重复出现, 此时电机需重校动平衡。为此, 在日常运行中, 需加强对变频凝结水泵及电机运行情况的监控, 确保设备的安全运行。

摘要：随着高层建筑的迅速发展, 建设工程结构形式变得多种多样, 规模不断增大, 逐渐朝着建筑外观复杂化、施工难度大的综合方向发展。结合这些现象本文就高层建筑施工技术进行相关分析与探究。某厂两台600MW超临界抽凝供热机组变频凝结水泵自机组试运投产以来, 在部分频率区间变频运行时电机振动严重超标, 影响设备的安全运行。同时还会造成除氧器上水调节阀节流运行, 无法充分发挥凝结水泵变频的节能效果, 影响机组的经济运行。对振动故障原因进行分析, 采用在电机顶端加装平衡盘、现场整体动平衡校正等措施后, 取得良好效果。

关键词：凝结水泵,电机,振动,分析,平衡盘,动平衡

参考文献

机组凝结 篇8

关键词：直接空冷,凝结水,溶氧超标处理

1 概述

我厂一期是上海汽轮机厂生产的A153型双缸、双排汽、空冷、中间再热、凝汽式300MW汽轮机组,空冷系统为德国GEA公司设计并供货。2009年4月投入商业运行,整体运行良好。但是由于设计等问题,特别是冬季供暖期补水量的递增,一直存在凝结水溶氧量超标现象,最大可达到150μg/L,严重影响了机组的安全经济运行,通过改造补水系统,一方面降低了排气蒸汽过冷度,提高空冷系统背压;二方面通过补水温度的提高,达到深度除氧目的。通过方案的实施以及运行情况,凝结水溶量量控制在10-20μg/L,符合空冷机组100μg/L,也符合湿冷机组30μg/L,收到了很好的经济效益。

2 直接空冷机组凝结水溶氧量超标原因分析

凝结水含氧量过大会造成氧腐蚀,缩短设备的使用寿命、降低回热设备的换热效率、机组真空下降,已在一定程度上影响了机组安全经济运行。

2.1 凝结水补充水溶氧对凝结水溶氧量的影响

作为补充水的除盐水,在制备过程中于大气充分接触,溶氧量几乎达到了饱和状态,是合格凝结水溶氧的近300倍。对我我厂来讲,如果补水量为1%的话,凝结水补充水的流量约为10t/H左右,如果补水不能很好的进行除氧,则根据物料平衡可计算出凝结水的溶氧含量将会增加85μg/L,因此可见,补充水本身对凝结水溶氧量产生很大影响。

2.2 补水方式对凝结水溶氧影响

电厂化学补水方式有两种,一种是进入除氧器,一种是进入排气装置。二者相比,后者更具优越性。因此我厂长期采用排气装置补水方式,化学水通过补水泵进入排气装置,进入位置为排气装置导流板之下,此处排气温度低,同时为简单的喷水装置,补水不能很好的雾化,补水中氧气无法逸出,致使含氧量超标。

2.3 其他原因

空冷岛系统庞大,且为低真空容器,一旦出现泄漏很容易产生含氧量超标。但是我厂空冷系统真空严密性定期试验均合格。

3 直接空冷机组凝结水溶氧超标处理措施

3.1 解决方案

解决凝结水溶氧量高,应该从补水方式和补水效果上解决。利用雾化喷嘴,将补水雾化后补入排气装置喉部,增大表面积,补充水雾珠直接与排气换热,让补水均匀地充满排气装置喉部。此部位具备热力除氧的三个条件(必须将水加热到工作压力下的饱和温度,汽水两者之间有充分的接触面积,必须及时的析出氧气)。化学补水经过雾化后可充分利用乏汽进行除氧,汽源充足,补水位置在高处落差大,汽水有充分的接触加热时间能够保证加热到饱和温度,气体从水滴中溢出。由于此处汽轮机厂家设计有DN40抽真空管道,故析出的氧气会很快被抽出。

补水装置布置如图1。

3.2 补水装置本体设计及原理

3.2.1 设计参数

补水工作压力:0.4MPa,补水温度:30℃,补水量:40t/h。

3.2.2 设备本体设计

补水管径确定:按规范系数修正选取;

主管道DN 100×4,材质:1Cr18Ni9Ti;

辅管道DN 50×3.5,材质:1Cr18Ni9Ti。

3.2.3 机械旋流雾化喷嘴数量的确定:

喷嘴在不排除压力损失和阻力的理想状态下的流量为1.5t/h。

第一组、1、2单元14个喷嘴×1.5t/h;

第二组、3、4单元14个喷嘴×1.5t/h;

故该型补水最佳出力为:42t/h。

3.2.4 喷嘴原理

该型喷嘴是由连云港观旭电力节能设备公司根据多年补水运行系统的经验和试验自行开发的高效能性喷嘴,它是由导向板、切线槽、旋流室和喷口等组成,水经导向板及切线槽以切线方向引入旋流室后即产生高速回旋流,水压便下降,部分能量转换成旋转能,当高速旋转的水流离开喷口时,即有一股离心力,离心力是同水流旋转速度的平方成正比的,在水流离开喷口的同时,旋流室内的残余压力将使水流同时产生一种冲击,使水流以初速度沿着喷口的轴向直线喷射出去.离心力使水流往四周分散,而直向冲力则使水流向前喷射.二者的合力将水膜撕破成细柱,在一定的喷嘴范围内呈锥体雾化散开,喷嘴的材质选用:1Cr18Ni9Ti。

4 经济效益

4.1 除盐水经喷嘴雾化补水到排汽装置后,实现了真空除氧的要求,降低除盐水的含氧量,使凝结水溶氧量达到≤30ug/L溶氧要求。

4.2 强化了热交换,降低了排汽温度,改善了机组真空,回热经济性明显提高。

参考文献

[1]陈晓峰.直接空冷机组凝汽器特性试验的要点分析[J].华北电力技术,2007,(01).

[2]王佩璋.直接空冷技术的应用与技术条件[J].站辅机,2007,(01).