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凝汽器自动清洗强化换热技术简介山东能源淄博矿业集团埠村煤矿电厂凝汽器自动清洗强化换热技术简介一、提高换热器（凝汽器）效率的理论分析在电厂热力系统中汽轮机排汽几乎全部在换热器中凝结成水，换热器的换热性能好坏，直接决定了汽轮机发电效率高低。各项热损失大约为：汽轮机排汽热损失50.5%，锅炉热损失8%，汽轮机机械损失0.5%，发电机损失0.5%，管道热损失0.5%，总热损失60%，全厂热效率40%左右。可见热损失主要集中在换热器上，提高换热器的热效率潜力巨大。 二、换热器（凝汽器）自动清洗强化换热装置简介换热设备冷端治理的革新性技术 1、工作机理冷却塔、循环水泵和换热器共同组成了汽轮机的冷端系统。汽轮机冷端系统工作效率的高低影响到汽轮机真空的高低，直接影响机组的热效率。其中，以换热器水侧结垢或堵塞对冷端系统工作效率的影响最大且常见。基于流体动力、强化换热及新材料方面的独有专利技术，由埠村煤矿电厂研发，并联合东辰工程塑料公司生产了一套换热器实时在线清洗强化换热的高性能设备，是机组换热器防垢阻垢及强化换热的革新性技术。该系统除垢防垢及强化换热的工作原理是：在换热器每根换热管内安装本装置(图1.1)，当机组运行时，无需外加动力，利用循环水自身的流速驱动本装置的旋转部件，长期在换热管内不停地快速旋转（600-1200r/min），改变管内水的层流为紊流状态(图1.2) (图1.3)，破坏水垢的形成机理，在设计思想上摆脱了传统的被动清洗除垢概念，变被动除垢为主动防垢,同时强化换热，大幅度提高换热器的换热系数K值20%以上。 图1.1 换热器自动清洗强化换热装置装置图示 图1.2 加装换热器自动清洗强化换热装置前换热器管内水流呈层流状图1.3 加装换热器自动清洗强化换热装置后换热器管内水流呈紊流状这样的工作机理使得该技术的优势彰显。与胶球清洗系统等传统方式比较，能大幅度降低换热器端差，并长期保持稳定，从而有效提高换热器真空度，降低发电煤耗。换热器自动清洗强化换热装置具备以下突出性能：n 大幅降低换热器端差，提高真空度；n 实时在线除垢及强化换热，免人工及化学清洗，防止换热器损伤及腐蚀；n 安装方便，无需改动换热器本体，安全可靠；n 设计寿命5年以上， 3年质量保证。n 高精度加工的螺旋结构，运行平稳，水阻小。n 特殊高分子材料配方，强度、韧性、耐候性、缺口敏感度等性能优良；材料密度与水密度非常接近，不漂浮，不下沉，使纽带能很好地沿着换热管轴心旋转；n 独特的流体动力结构特征，强化扰流，降低了生物粘泥在纽带上的附着力；n 高强度钢连接件，设计紧凑，摩擦系数低，使用寿命长；n 旋转部件采用独有特种陶瓷轴承专利技术，耐磨性能优良，旋转次数达50亿次。2、 对换热器（凝汽器）水侧结垢机理的影响水侧污垢的形成一般要经历五个阶段：起始、运输、附着、老化、剥蚀（图1.4）。污垢形成的五个阶段中只要有一个环节遭到破坏，污垢就难以形成。因此，只要针对这五个阶段采取合适措施，就能有效除垢防垢。运输附着老化剥蚀起始 图1.4 污垢形成的五个阶段 图1.5 换热器自动清洗强化换热装置打破了污垢形成的三个阶段针对水侧管壁的结垢机理，该装置打断或干扰了污垢形成的三个关键阶段(图1.5)。在污垢的起始阶段，该装置通过强化扰流和换热，降低了换热管内壁局部温度，从而降低了以碳酸盐为主的硬垢的析出；在污垢的附着阶段，该装置通过刮扫管壁和强化扰流，防止了硬垢及软垢的附着；在污垢的剥蚀阶段，该装置通过刮扫管壁和强化扰流，加快了硬垢及软垢的剥离；3、强化换热下表为该装置强化换热测试数据。测试管型号为20*0.6mm，材质为307不锈钢管。从低流速到高流速、低雷诺数到高雷诺数下的强化换热效率进行了测试。该装置强化扰流作用非常明显，能有效提高水侧管壁的换热系数。理论计算及试验数据强烈支持支持了这一点。表1-1 内置换热器自动清洗强化换热装置的强化换热测试数据雷诺数Re光管K值内置换热器自动清洗强化换热装置后K值提高率%3000500010000150002000025000300003500040000450001721198823452605275728602960305031253196248626543020325434203560368037803868394844.533.528.724.924.024.424.323.923.723.54、换热器（凝汽器）自动清洗强化换热装置提高凝汽器的真空4.1 该装置维持换热管内壁高清洁系数换热器水侧结垢使换热管传热系数大幅下降。由于水垢的热导率很低，只有钢材的1/301/200，因而急剧降低了换热器换热管的传热系数，导致换热器真空度下降。下表为结垢对201.0材质为307的不锈钢换热管的传热系数K值的影响数据： 表1-2 结垢对K值的影响系数水垢厚度(mm)0.00.10.20.40.60.70.81.0软垢K值(K w/.k)33202901257621051779165115411359K值下降 (%)012.622.436.646.450.353.659.1硬垢K值(K w/.k)33202740233317991463133912331066K值下降(%)017.529.745.855.959.762.967.9即使水垢厚度只有零点几毫米，对换热管传热系数也有重大影响。工程设计中清洁系数取0.85，大约相当于只考虑了0.1毫米厚度的水垢，在实际运行当中，换热器即使采取化学清洗后，若不采取有效措施，这样的清洁系数也只能维持不到25天。该装置能使换热管的清洁系数维持在0.85以上的高水平，这对降低换热器端差非常有利。 4.2 端差对机组凝汽器真空度的影响换热器真空度、排汽温度、汽轮机背压、换热器真空等4个指标都是表达换热器设备运行经济性的同一个指标，只是表达方式不同、形态参数不同而已。排汽温度、换热器真空在机组运行中由热工测量表计直接显示，为运行操作、调整提供证据；汽轮机背压是机组设计计算用参数。机组凝汽器真空度的影响因素很多，但所有的因素都反映在换热器循环水入口温度、换热器循环水温升、换热器端差等3个可定量分析的指标上，循环水入口温度/循环水温升/端差每上升1，即意味着汽轮机排汽温度上升1，换热器压力也相应上升。查饱和蒸汽热力性质图表，可以得到不同温度区间时饱和温度每上升1时对应的饱和压力增加值，并以此绘出图表曲线。图1.4即为在不同的排汽温度下，换热器端差每上升1时换热器压力增加值。由该图表曲线可以看出换热器端差对换热器压力（即汽轮机排汽压力）的影响。尤其是在夏季，当排汽温度45时，端差每升高1，排汽压力将上升0.52-0.94Kpa。图1.7 端差每上升1时换热器压力变化值5、换热器自动清洗强化换热装置技术优势换热器清洗的传统方法有胶球清洗、高压水清洗、毛刷清洗、化学清洗等。n 通过高压水枪、毛刷等设备工具对换热器冷却管中的水垢和泥渣进行清洗去除，必须停机、拆开换热器端盖，这种方法的清洗效果差、效率低、劳动强度大、除垢部位受限，而且，清洗后无法长期保持清洁。换热器在清洗过后25天内开始逐步重新结垢，并逐渐增加汽轮机能耗，最终使汽轮机长时间地处于较高能耗的状况。同时，经常性的机械清洗，会磨损甚至磨穿换热管。n 胶球清洗装置能不停机在线清洗，是解决换热器污垢的较佳方法，但也存在两个显著的问题：一是收球率常常偏低，二是无法对所有的冷却管都进行清洗，即只能清洗换热器中心部位的水力特性较好的冷却管，而相当数量的冷却管则长期得不到清洗，且对硬垢去除效果不佳。n 化学除垢可分酸性陈垢和碱性除垢两种，方式有静泡法和循环法等，需要对垢物经过鉴别后，决定清除的方式。化学清洗对换热器换热管存在腐蚀和损伤延长，因此，在阻垢防垢的机理上，该装置与传统机械清洗或化学清洗比较有突出的优势。 表1-3 该装置与其它清洗方式的比较清洗方式该装置胶球清洗化学清洗高压水枪尼龙刷清洗在线除垢能力强较强无无无在线强化换热强无无无无硬垢除垢能力强较弱强较弱强软垢除垢能力强强强强强环境污染无无有无无保护氧化膜是是否是否腐蚀换热管无无腐蚀无无维持效果时效长较长短短短需要外力否否是是是发电负荷增加维持增加增加增加发电汽耗下降维持下降下降下降端差下降维持下降下降下降真空度提高维持提高提高提高阻垢剂量减少持续持续持续持续补充水量减少持续持续持续持续操作难度易较易困难困难困难6、 换热器自动清洗强化换热装置常规性能6.1 环境安全该装置无毒，对水资源无害。该装置的本体部分由特种高分子材料组成，在温度高于350时发生降解，产生的降解物为二氧化碳、水及含氮化合物，对环境安全。该装置连接件部分由特种钢材及高分子材料组成，能有效回收利用，保护环境。6.2 运行安全用于该装置生产的特种高分子材料性能极佳，材料强度、韧性、耐候性、缺口敏感度等性能优良，不会发生断裂、水解等现象；材料密度与水非常接近，使扭带能很好地沿着换热管轴心旋转，从而保护了换热管壁的氧化膜。高强度连接件尺寸大于换热管内径，设计紧凑不脱落， 保证运行的绝对安全。6.3 机械载荷下的磨损性能 图1-8 该装置磨损测试将型号为M/16/04（宽度16mm，厚度0.8mm，长度12m）的产品置于内径为18.8mm的不锈钢管、给定水流速度达4m/s的环境下进行180天极限磨损性能测试，扭带磨损如图1-8。经过180天极限测试（转速达2500r/min，相当于正常工作状态5年的磨损量），扭带宽度仅减少0.35mm，单边磨损量0.18mm。将内置该装置的不锈钢管与不锈钢空管内壁运行前后比较，无明显变化，质量也相当。6.4 温度影响该装置所用高分子材料耐热性能出色，刚性模量、缺口冲击度、抗蠕变性能等力学性能优异， 1.82Mpa下的热变形温度高达240，远远超出冷却循环水极限温度下长期使用的力学性能要求。6.5 该装置的化学性能该装置所用高分子材料化学性质稳定，一般情况下，不溶于普通的有机溶剂，耐溶液性能优良，耐弱酸弱碱，但不耐强酸。所以，安装该装置前，需要将换热器酸洗后的残留酸溶液冲洗干净。6.5 阻力系数 图1-9 12m管安装换热器自动清洗强化换热装置前后水阻损失比较图安装该装置后，换热器换热管内水流的紊流程度会得到加强，一方面强化扰流，另一方面也会使水阻增加。图1-9为测试结果图表。该测试数据表明，对于管长12m、内径在18.8mm的内抛光不锈钢管，水流速度2m/s（Re=38000）时，内置该装置后，其水头损失大约会增加0.02-0.03Mpa左右。因此，安装该装置前应考虑冷却循环水泵的扬程裕度，或仔细查阅循环水泵的扬程流量曲线，以预测对循环水量的影响。7、换热器自动清洗强化换热装置实施可行性 7.1 实施条件 该装置适用闭式循环冷却系统的直管换热设备。为保证该装置的运行始终处于最佳状态，不建议用户在安装该装置后停止或减少加药。冷却水中不能有大的杂物及悬浮物，建议安装前仔细检查循环冷却水系统中的滤网是否有效，如有必要，应当考虑安装二次滤网装置，二次滤网过滤精度可根据水质状况确定。此外，安装该装置前，需要对换热器进行人工机械清洗或化学清洗，确保换热管内壁光滑无垢，以免影响安装及效果。该强化传热装置对换热器循环冷却水流量没有特别要求，只要水流速度大于0.8m/s，即可正常旋转运行。但仍建议用户在冬季或负荷变动时将循环冷却水流量保持在正常流量的75%以上，这一方面降低污垢在整个循环冷却水系统中的沉积速度，也可使循环冷却水泵工作在经济运行工况。7.2 运行与维护该强化传热装置对机组容量、水质状况、换热器换热管径大小长短等有广泛的适应性。安装该强化传热装置后，换热器水侧管壁会持续保持清洁，日常无需维护，只是由于循环滞留层会给该强化传热装置本体带来缓慢结垢，其速率一般在安装该强化传热装置前换热器管壁结垢速率的10%以下。若水质较好，只需要在计划中修时检查有无杂质堵塞即可；若水质比较差，尤其是水中粘泥含量较高时，利用机组检修间隙，每半年检查一次，每年冲洗一次即可，维护工作量低。三、实施换热器（凝汽器）自动清洗强化换热装置能效分析（以12MW的汽轮机组为例） 1、实施换热器自动清洗强化换热装置项目，一方面在线除垢防垢，另一方面强化换热，相当于提高换热器换热面积20%以上，能有效解决上述系列问题。2、该强化传热装置降低换热器端差及提高真空度计算换热器真空度的影响因素很多，但所有的因素都反映在换热器循环水入口温度、换热器循环水温升、换热器端差等3个可定量分析的指标上。循环水入口温度/循环水温升/端差每上升1，即意味着汽轮机排汽温度上升1，换热器压力也相应上升。分析上述换热器运行数据中清洗前后的端差变化，结合现场调研，可以判断埠村煤矿电厂换热器端差较高真空度较低的主要原因在于换热器水侧结垢。安装换热器自动清洗强化换热装置后，换热器水侧清洁系数将长期保持在0.85以上，且强化换热，换热器端差将持续保持在比刚清洗后的端差值还稍低的的低水平（关于安装换热器自动清洗强化换热装置后换热器端差下降的计算请见附录），即使考虑到一定的工程余量，换热器端差能持续保持在比平常刚清洗后还低1-3的低水平，换热器真空度大幅提高。查饱和蒸汽热力性质图表，可得到不同温度区间时饱和温度每上升1时对应的饱和压力增加值，并以此绘出图表曲线。下图即为在不同的排汽温度下，换热器端差每上升1时换热器压力增加值。图2.2 端差每上升1时换热器压力变化值由图2.2中的变化曲线可以看出，换热器端差对换热器压力即汽轮机背压的影响。当排汽温度45时，端差每下降1，排汽压力将降低0.52-0.94Kpa。取表2.1机组换热器平均运行数据，考虑到安装换热器自动清洗强化换热装置后冷却循环水量减少3%，循环水温升会上升不到0.5，取0.5。计算出相应排汽温度，查饱和水蒸气曲线得对应的饱和压力差值，即换热器背压。3、该强化传热装置大幅降低机组热耗参考12MW汽轮机热力特性书，额定工况下汽轮背压热耗修正曲线如图 2.3 所示。从制造厂提供的设计资料热力特性曲线中可查得额定工况排汽压力功率修正系数如表2.3所示。表2.3 12MW汽轮机排汽压力与机组功率变化值关系表指标单位 数值换热器压力KPa 5 6 7 8 9 10 12 14 16 18 20功率修正值% +2.4 +1.1 0 - 1.1 -2.1 -3.3 -5.1 -6.8 -8.4 -9.9 -11.4排气温度 32.9 36.2 39.0 41.5 43.8 45.8 49.4 52.6 55.3 57.8 60.1排汽压力与机组功率变化值关系曲线如图 2.3 所示。图2.3 12MW汽轮机组排汽压力与机组功率变化值关系曲线以排汽压力与机组功率变化值关系曲线图的数据，计算换热器端差变化1时对机组功率的影响值见表2.4 表2.4 12MW汽轮机组换热器端差变化1时对机组功率的影响值排汽温度（）端差变化1适用范围平均值机组功率变化值(%)32.936.236.239.039.041.5 41.543.8 43.845.8 45.849.4 49.452.6 52.655.3 55.357.8 57.860.1 35.4637.640.2542.6544.847.6515456.658.90.380.400.420.450.480.510.550.590.630.68换热器端差变化1时对机组功率的影响曲线，见图2-4 图2-4 12MW汽轮机组换热器端差降低1机组功率的增加曲线图结合上述结果数据，考虑到现有运行工况下，年均清洗2-3次，因此取全年最高端差与最低端差的平均值为全年端差平均值，即实施换热器自动清洗强化换热装置前全年平均端差为（21+10）/2=15.5, 取10月15日排汽温度为全年平均排汽温度,作为比较计算时数据。实施该强化传热装置后12MW机组节煤量的计算：实施该强化传热装置前全年平均排汽温度为51，查图2.3此时机组的功率修正系数 K0=-6.2%安装换热器自动清洗强化换热装置后，端差下降为8，排汽温度下降为44，查图2.3， K1=-2.2%功率修正系数差值 K= K1-K0=4%即安装换热器自动清洗强化换热装置后，12MW 机组的煤耗会下降4%以上。以全年发电量10000万度、煤耗600g/kw.h计，煤耗下降：E=2400 吨标煤。 4、 实施该强化传热装置技术多方面经济效益如前所述，与换热器传统的物理或化学清洗方式比较，该强化传热装置以其实时在线及强化换热的性能而优势明显。采用该强化传热装置技术后，将能实现显著的经济效益。其经济性体现在几方面：n 减小端差，提高换热器真空，大幅提高机组效率，全年节省标煤量2400吨以上；n 减少换热器清洗费用；n 提高机组安全性；n 避免化学清洗或机械清洗造成的的损伤及腐蚀。5、实施该强化传热装置技术的水质要求实施该强化传热装置项目，需要保障循环冷却水中无大的杂物及杂草等。为了防止冬季冷却塔碎料等杂物进入换热器，需在塔底循环水进口端前加装弧形的滤网带，成本低廉，经济适用。也可在换热器内侧加装滤网。四、该强化传热装置实施步骤及能效验收1、该强化传热装置项目工程方案的制定本阶段内容是根据项目勘察结果根据我公司该强化传热装置项目设计规范进行该强化传热装置项目工程方案制定，设定进度目标，编制施工方案、性能验收办法、商务合同、技术合同等标准文件。本阶段全部工作内容我公司可在15个工作日内全部完成。2、该强化传热装置项目施工（3-7天，需要换热器停机停水进行施工）本阶段是该强化传热装置项目实施流程的关键环节。主要目标是按照施工方案和计划要求完成该强化传热装置项目的施工。3、该强化传热装置项目施工的特点及难点（1）施工的特殊性，管束必须清理干净；（2）设备安装空间狭小；（3）最好是新换热器和刚换了管束的设备。4、该强化传热装置项目施工的主要内容（1）打开换热器两头端盖；（2）对换热器换热管用高压水冲洗；（3）安装该强化传热装置；（4）该强化传热装置安装检测；（5）恢复换热器两头端盖。5、能效评估本阶段是整个工程方案实施的重要环节，直接反应是否能够达到该强化传热装置项目合同要求的节能目标，从而决定是否能够正常开始正式运营，为厂家创造客观经济效益。能效验收可以从以下几个方面来评估该强化传热装置的节能减排效益：A、能效评估的主要评价指标端差的下降：根据该强化传热装置项目实施之前的汽轮机换热器的运行参数记录表和该强化传热装置试运行期间的汽轮机换热器运行参数的记录，分析该强化传热装置项目投运前后提高换热器改善端差的数值，从而分析出该强化传热装置项目投运后，机组发电量提高的数值。B、能效评估的辅助评价指标(a) 评估机组真空度的提高，比较汽耗率。（b）评估换热器冷却管污垢彻底清洗、换热器的换热效果改善。 附1：自动除垢强化换热装置效果图-运行后检查管壁清洁无泥沙和结垢自动除垢强化换热装置安装图附2：应用实例（自动清洗强化换热装置）1、天津化工厂C12-60/10机组改造后，额定负荷下总耗汽量下降3 .2T/h，真空同比提高3-8 Kpa，年创经济效益184万元。 1.换热器进水温度35时，汽轮机仍能带满额定负荷，真空值10.13KPA。2.换热器进水温度28时，汽轮机发电负荷达13MW，真空值7.09KPA。3.换热器进水温度25时，汽轮机发电负荷达13MW，真空值3.04KPA。4.由于真空的提高，汽耗明显降低，在额定新蒸汽参数下440，6MPa，发电汽耗4.05Kg/KW，额定负荷下，总耗汽量下降3 T/H，真空同比提高3-8 Kpa，年创经济效益184万元。5.安装自动除垢强化换热装置后，端差由原来的17度下降至56。6.节约循环水处理加药费用，目前循环水的加药量为原来的一半。通过几个月使用，自动除垢强化换热装置是胶球清洗装置的替代产品，它运行安全，能连续工作，强烈扰动边界滞流层，既有清洗阻垢的作用，又有加强传热的功能，值得在凝汽机组上推广。 天津化工厂热电分厂2、重庆同兴垃圾发电厂N12-3.80-I机组换热器改造后，额定负荷下总耗汽量下降2.4 T/h，换热器端差下降9，真空同比提高4 Kpa，年创经济效益138万元。重庆同兴垃圾发电厂12MW汽轮机组该机组为同兴212MW垃圾发电厂3#汽轮机组相关参数如下：汽机型号：N12-3.80-I 型，12MW垃圾电站凝汽式汽轮机。制造厂：南京汽轮电机（集团）有限公司。换热器型号：N1250，冷却管数 3640根，长度为5.565m，材质为锡黄铜，d1/d2=20/18mm，当量排汽量50t/h，冷却水量Dw=3600t/h，设计端差t=5，循环水温升 t=7.2，循环冷却水泵效率p=85% 该机组换热器在2010年5月17日进行了酸洗。酸洗后的2010年6月2011年3月换热器端差统计表如下表所示2011.1815939.8543.921.4629.628.16142011.2819740.5645.6420.6629.288.6216.362011.3813841.2651.8821.1630.389.2221.53平均值8184/45.5/12.6表中的数据表明：1、酸洗后3个月内端差变化不大。仅有的轻微起伏变化，则是由于负荷及循环水量变化（温升变化）等原因引起的，且差别不大，对统计值影响不明显；2、酸洗后第4个月开始，端差上升较快，到第6个月，端差已经比1个月高出5.83，表明换热效率已经恶化；3、从第4个月（2010年9月份）开始，其后7个月平均端差高达14.3，比2010年8月份高出6，到了2011年3月份，端差更高达21.5。针对此种因换热器恶劣工况，厂方经充分考察论证，决定安装换热器实时在线清洗及强化换热系统。下表为3#机组换热器安装自动清洗强化换热装置并且长时间运行后，在2012年1月份随机5天、每天取3组数据后端差统计数据。12MW机组长期运行后凝汽器端差统计表日期负荷KW蒸汽流量T/h真空MPa排汽温度进口水温出口水温平均温升端差12.1.4889843.55-0.09434.924.532.237.732.67868142.77-0.09334.025.634.238.63-0.3889643.55-0.09334.025.634.238.63-0.312.1.51131055.13-0.91640.927.137.2810.183.621105653.30-0.09238.127.135.728.622.381125653.74-0.09239.027.436.068.662.9412.1.71201464.09-0.09141.730.237.57.34.21208064.82-0.09141.63036.826.824.781205164.48-0.09141.72837.929.923.7812.1.81200064.58-0.09240.029.336.37.03.71200163.06-0.09042.63139.048.043.561200064.9-0.09141.730.137.67.54.112.1.91200063.76-0.09140.430.136.956.853.451200063.76-0.09140.430.136.956.853.451208065.01-0.09142.030.738.998.293.01平均值/3.01即技改后端差平均值：t=3则技改前后平均端差下降值：t=12.6-3=9.6即技改后，该机组全年至少多发电230万千瓦时以上。3、重庆能投集团下属永荣电厂4*6MW汽轮机组该机组为重庆能投集团下属永荣电厂46MW煤矸石发电厂13#汽轮机组相关参数如下：汽机型号：N6-3.80-I 型凝汽式汽轮机。凝汽器型号：N560，冷却管数 2388根，长度为3.8m，材质为锡黄铜，d1/d2=20/18mm，实际冷却水量Dw=1600t/h，设计端差t=5，循环水温升 t=7，循环冷却水泵效率p=85%。 该机组凝汽器由于水质恶劣，端差常高达20以上，每年需进行2次酸洗。针对此种凝汽器恶劣工况，厂方给凝汽器安装了实时在线清洗及强化换热系统。在2012年8月18日实施技改，下表为实施前后2天、每天取3组数据后端差统计数据。6MW机组实施技改前后凝汽器端差统计表日期负荷KW真空MPa排汽温度进口水温出口水温平均温升平均端差12.8.144905-0.07162.335.642.26.620.14800-0.07259.834.641.26.618.65005-0.0716135.642.36.718.712.8.155130-0.716134.141.26.919.85012-0.0762.535.141.76.620.84920-0.0716134.442.07.61912.8.165012-0.715935.242.57.316.55018-0.7160.83441.87.8195195-0.0762.534.540.96.421.612.8.205990-0.083483440.36.37.76010-0.08447.53441.076.55898-0.08349.334.140.66.58.712.8.216005-0.08349.53540.95.98.66008-0.08349.534.541.97.4765993-0.08349.0344178即技改后端差平均值：t=8则技改前后平均端差下降值：t=19-8=11安装前，机组最大负荷为5195KW，安装后可实现满负荷。以煤耗600g/kw.h计，实施技改后，该机组全年煤耗下降30g/kw.h。4 、山东能源埠村煤矿电厂12MW机组凝汽器安装自动清洗强化换热装置效果报告12MW汽轮机加装自动清洗及强化换热装置效果报告埠村煤矿电厂3#C12-3.43/0.981汽轮机2000年已经连续运行了13年，运行时间越长凝汽器水侧管壁的积垢泥沙就越多，真空越低，汽轮机负荷仅为10-11.5MW。停机检查发现凝汽器铜管内有结垢和泥沙，经酸洗、高压水冲洗后，效果仍不理想，随即更换凝汽器的铜管为不锈钢管，同时安装上由埠村煤矿电厂研发的凝汽器自动清洗强化换热装置，取得了满意的效果。1.凝汽器进水温度32时，汽轮机仍能带满负荷达13.5MW，真空值-91.0KPA。2.凝汽器进水温度28时，汽轮机发电负荷达13.8MW，真空值-92.3KPA。3.凝汽器进水温度26时，汽轮机发电负荷达13.92MW，真空值-93.1KPA。4.由于真空的提高，汽耗明显降低，端差一直稳定在10度左右；在额定新蒸汽参数下435，3.43MPa，发电汽耗5.20Kg/KW(改造前同比汽耗为5.86Kg/KW)，额定负荷（按13MW）下，总耗汽量下降13000*0.66=8.58T/H；每小时可增发电量8.58/5.2=1.65MW，按照每年运行300天计算，每年可节约标煤1.65*24*300*0.1229=1460吨。可减排碳排放0.36万吨，二氧化硫排放21.8吨，经济、社会效益显著。3#机凝汽器安装自动清洗强化换热装置前后的有关记录整理时间负荷MW进汽量t/h汽耗Kg/KWh真空Kpa排汽循进水循出水端差水压Mpa13年5-6月平均值13.68 71.20 5.20 91.93 49.64 28.69 39.39 10.28 0.12 12年5月平均值12.573.24 5.86 89.81 51.13 28.36 39.56 11.56 0.09 同比增1.18 -2.05 -0.66 2.12 -1.49 0.33 -0.17 -1.29 0.03 2013年6月同比2012年6月平均值增加为负荷MW进汽量t/h汽耗Kg/KWh真空Kpa排汽循进水循出水端差水压Mpa2013.613.56 70.75 5.23 91.49 50.37 29.93 39.97 10.47 0.12 2012.611.56 65.57 5.67 90.96 50.67 29.10 39.77 9.37 0.09 同比增2.00 5.18 -0.44 0.53 -0.3 0.83 0.20 1.10 0.03 同比今年6月比去年真空提高0.53Kpa，汽耗下降Kg/KWh，月增发电近140万度，在满负荷13.5MW时，可增发电0.44*13.5/5.23=1.14MW，按上网电价0.45元/度计算，则6月份3#机改造后的增加收入为：1.14*1000*0.45*24*30/10000=36.9万元，不到两个月就可收回全部投资。（因气温升高，同比5月份的增发电量有所降低，但端差一直维持在10度左右，清洗换热的效果持续稳定）5.3#机凝汽器安装自动除垢强化换热装置后，端差由原来的10-23下降并且稳定在912。6. 3#机凝汽器安装自动除垢强化换热装置后，相同工况下每小时增发电量1.65MW,每月可增收53.4万元，每年可增收600万元。同时期循环水同温度时比较表（一）时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2012.5.2612.673.35.8188.552.5294012.50.092013.5.231472.75.19 92502939110.12同比增1.4-0.6-0.623.5-2.50-1-1.50.03同时期循环水同温度比较表（二）时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2013.6.71472.55.18 91.7503040100.122012.6.1411.5665.7489.30 5029.539110.08同比增2.56.5-0.56 2.400.51-10.047. 3#机凝汽器安装自动除垢强化换热装置后，端差和真空一直保持稳定运行状态，避免了停机检修清理凝汽器的大量人力和物力。8.节约循环水处理加药费用，目前循环水的加药量为原来的一半。9.循环水压力升高0.03Mpa,循环泵电流下降了2-3A,每小时可节约电量2*132*3/225=3.5度,6个月可节约厂用电3.5*24*30*6=1.512万度。通过几个月连续使用，自动除垢强化换热装置是胶球清洗装置的替代产品，能连续安全运行，强烈扰动边界滞流层，既清洗阻垢，又加强换热效果，保持了机组凝汽器的最佳真空，提高机组经济效益的同时降低了排汽温度，可增加机组的使用寿命。 该项专利技术值得在凝汽机组凝汽器和换热设备上推广。 附录：3#机凝汽器安装自动清洗强化换热装置前后的有关记录整理时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2012.05.1612.371.25.79 9148.9525.7636.7312.220.092012.05.1812.472.855.88 89.750.7728.3139.4811.290.082012.05.2812.473.825.95 88.5452.7831.3842.0410.740.092012.05.1912.975.15.82 90522840120.095月平均值12.573.245.86 89.81 51.13 28.36 39.56 11.56 0.09 2013.5-6月3#机安装自动清洗强化换热装置后的运行参数时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2013.5.113.872.3 5.24 9153264580.062013.5.113.769.5 5.07 9348.5728.0439.719.860.112013.5.113.971.4 5.13 93.1472637100.112013.5.21472.7 5.19 92503040100.122013.6.7,1472.5 5.18 91.7503040100.1213年5-6月平均值13.8 71.20 5.20 91.93 49.64 28.69 39.39 10.28 0.12 12年5月平均值12.573.24 5.86 89.81 51.13 28.36 39.56 11.56 0.09 同比增1.18 -2.05 -0.66 2.12 -1.49 0.33 -0.17 -1.29 0.03 由上表可见投入该装置后，凝汽器的端差基本稳定在10度。2012.11.05,3#机凝汽器清洗投运后端差变化后记录时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2012.11.0712.467.85.47 91512140110.062012.11.0812.368.95.60 90532038150.062012.11.0912.570.35.62 90532138150.062012.11.1011.567.15.83 92481936120.062012.11.1111.670.86.10 92471632150.062012.11.1211.569.26.02 92491734150.062012.11.1311.5696.00 93481632160.062012.11.141269.65.80 94481531170.062012.11.1511.271.46.38 93491733160.062012.11.1611.369.16.07 91521935170.062012.11.1711.6706.03 91521835170.062012.11.1811.269.26.18 90542037170.062012.11.1911.270.56.29 91521633190.062012.11.2011.569.56.04 91531835180.062012.11.2111.671.66.17 89541936180.062012.11.2211.469.16.06 91511935160.062012.11.2311.468.76.03 94481430180.062012.11.2411.168.86.20 92501733170.062012.11.2511.368.86.09 93491632170.062012.11.2611.568.85.98 92511632190.062012.11.2711.467.85.95 89531834190.062012.11.2811.468.86.04 90531532210.062012.11.2911696.27 89541632220.062012.11.301168.46.22 91531632210.06该月投供暖抽汽，只看端差变化，25天时间端差升高了10度。同时期循环水同温度时的比较时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2013.6.71472.55.1891.7503040100.122012.6.1411.5665.7489.30 5029.539110.08同比增2.56.5-0.562.400.51-10.04时间负荷进汽流量汽耗真空排汽温度入口水温出口水温端差循环水压力2012.5.2612.673.35.818