凝汽器胶球清洗装置系统技术的优势及用户数据分析

凝汽器胶球清洗装置系统技术的优势及用户数据分析

     凝汽器胶球清洗装置系统表现为收球率正常，但凝汽器端差大、凝汽器水阻大(循泵电耗高、流量小);依然需要进行凝汽器高压水清洗或发生明显的换热管结垢现象。主要表现为：
     ①传统胶球清洗装置系统，即是收球率达到99%,也只是证明了胶球清洗系统运行正常，并无法实现所有凝汽器换热管的清洗。即，凝汽器的清洗率达不到要求。
     ②传统胶球清洗装置系统，添加胶球数量为单程换热管数量的(7-13)%,胶球泵进出口管道中胶球是零散的、随机的进入循环水主管道，随循环水进入凝汽器水室中，按照水流“路径短"原则进入短路径的换热管并进行内壁清洗后，回到胶球泵入口。凝汽器中能得到清洗的换热管总是能得到关照，而那些阻力大、路径长的换热管得不到水流携带胶球的照顾，长期得不到清洗。不能得到清洗的管子后期因为粘附软泥或结垢，阻力更大，水流通过能力更弱，将在完全清洁前无法得到胶球的清洗。这就是现场工程技术人员常说的“能洗到的管子就反复清洗，洗不到的管子就不再有机会得到清洗”。
     ③凝汽器前水室(低压凝汽器)换热管表现为黏泥污染，后水室(高压凝汽器)换热管表现为轻微(或严重)结垢。(溶解于循环水中的Ca(HCO)?)在换热器内壁受热分解，出现CaCO3沉淀。形成换热器内壁结垢)
凝汽器胶球清洗装置系统技术的优势
     凝汽器胶球清洗装置技术，是针对传统胶球清洗存在的收球率低、(收球率95%以上)但是凝汽器清洗不全面，真空较差而开发的技术。应用于12-1000MW的机组中，构成不同的技术路线。
     胶球清洗技术改造历史信息统计，利用胶球集中清洗技术改造后，300MW等级湿冷机组节煤能力≥2.0g/kW.h。大唐黑龙江鸡西二热电厂、河北建投国泰发电公司、华润登封发电公司以及大唐徐塘电厂300MW等级机组具有较好的业绩验证。对600MW及以上等级机组，节煤能力>1.0g/kW.h,华电邹县发电公司1000MW容量#7、8机组采用的凝汽器多点发球技术均具有明显的示范效果。具有说服力的三方(含甲方)报告验证了该技术给用户带来的本质效益。
具有三方验证的用户数据
     2015年4月，大唐东北电力试验研究所有限公司对鸡西2号机组胶球系统改造后的效果进行了试验，结论：“2号机组胶球清洗装置改造后，有效的改善了凝汽器的换热性能。在75%额定负荷下，2号机组真空比改造前机组真空提高了1.34kpa,供电煤耗率降低约4g/kW.h”。
     2016年11月，由河北冀研能源科学技术研究院有限公司对河北建投邢台国泰发电有限公司的11号机组在凝汽器实施高压水清洗后所做性能试验与新技术运行三个月后性能试验对比结论是：“11号机组胶球清洗装置改造后，额定负荷下，机组真空提高了0.2kpa"。
     2017年3月，华润电力登封有限公司对登封#2机组凝汽器在线胶球清洗系统改造后效果后评价报告结论：“#2机组在相同的运行工况，280MW/240MW/200MW负荷下，胶球清洗装置系统改造为集中清洗后，凝汽器真空分别提高0.91 kpa/1.26 kpa/0.91kpa,均符合合同中提高0.4kpa以上的承诺要求。收球率96.6%/98.1%均符合合同中达到95%以上的要求。根据汽轮机凝汽器性能曲线分析，在夏秋季循环水温度提高后，其真空提高的更加明显"。
     2020年7月，对华电邹县电厂1000MW机组，进行技术改造。邹县8号机组采用了国内知名的胶球清洗厂家产品，但收球率在60%左右，存在收球网堵球、粘球等现象。通过对收球网通流能力优化，并采用凝汽器在线多点发球技术实施改造，实现了胶球回收率达到97—99%水平。根据山东电科院和邹县电厂共同分析，其节能效果达到降煤耗率1.2g/kwh水平。
     2020年11月，对#2机组采用一拖二改造，投入运行后收球率维持在95%以上，能长期保持凝器排汽压力比较增设胶球清洗装置系统前降低约2kpa。增加机组发电功率约3%。
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