凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)發(fā)球效果在火電廠的應(yīng)用
電廠2號(hào)機(jī)組采用傳統(tǒng)的凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)，不具備集中發(fā)球的功能，對凝汽器冷卻管道的清洗范圍小，存在不易被清洗的管子總是得不到清洗現(xiàn)象，且長期存在收球網(wǎng)跑球問題。通過對現(xiàn)有膠球系統(tǒng)存在的問題進(jìn)行討論分析，并經(jīng)過調(diào)研，對原有的膠球系統(tǒng)在保留原有收球網(wǎng)的基礎(chǔ)上進(jìn)行改造，自動(dòng)膠球清洗裝置采用集中膠球清洗技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了對98%凝汽器冷卻管長期有效清洗，提高了機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。
1概述
華潤電力有限公司2號(hào)機(jī)組為生產(chǎn)的N300-16.7/537/537-8型亞臨界機(jī)組，配套N-18000型凝汽器。配置2臺(tái)型號(hào)為64KXA-24的混流式循環(huán)泵，泵的設(shè)計(jì)流量5.6m3/s，揚(yáng)程24.4m。循環(huán)泵前池裝有ZSB型轉(zhuǎn)刷網(wǎng)篦式清污機(jī)，膠球清洗裝置采用傳統(tǒng)自動(dòng)膠球清洗裝置。凝汽器設(shè)計(jì)面積為總冷卻面積：18000m2；冷卻水管規(guī)格：Φ22×0.5（21084根）、Φ22×0.7（3720根）；冷卻水管總根數(shù)：24804根；冷卻水管材質(zhì)：TP316。
2現(xiàn)有凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)存在的問題與工況分析
現(xiàn)有膠球清洗系統(tǒng)采用雙板劍形結(jié)構(gòu)回收網(wǎng)，具有對稱布置的兩個(gè)膠球回收口并通過管道合并后引入膠球泵入口；加球室使用頂部翻蓋式結(jié)構(gòu)；膠球泵流量90m3/h。設(shè)備結(jié)構(gòu)缺陷主要表現(xiàn)在下列方面：
2.1問題
膠球清洗系統(tǒng)運(yùn)行中，凝汽器循環(huán)水出口的高溫回水通過膠球泵回流到凝汽器入口，提高了凝汽器進(jìn)口循環(huán)水溫度。雖然只占有100m3/h左右流量，但可以提升循環(huán)水入口溫度達(dá)到0.10℃左右。
2.2問題二
循環(huán)水在管道內(nèi)水力不均勻現(xiàn)象明顯，膠球長期滯留在收球網(wǎng)格柵板與筒體相貫線區(qū)域而不能及時(shí)回到收球口，雖然技術(shù)上在底部做了跳格設(shè)計(jì)，引導(dǎo)膠球從格柵網(wǎng)板與收球網(wǎng)筒體相貫線的上部移動(dòng)到底部收球口，但是在缺乏推動(dòng)力量的情況下，膠球會(huì)長時(shí)間停留在格柵網(wǎng)上，造成膠球回收效率降低，并會(huì)滯留部分膠球在收球網(wǎng)格柵上。如圖1所示。
收球網(wǎng)一側(cè)收球口被膠球堵死
膠球回收管道布置不合理
圖1收球網(wǎng)堵球及膠球清洗系統(tǒng)管道布置圖
2.3問題三
膠球泵揚(yáng)程及流量不足。為減少膠球回收過程中大量熱水進(jìn)入循環(huán)水入口管道而影響進(jìn)水溫度，現(xiàn)有系統(tǒng)膠球泵流量為100m3/h左右，導(dǎo)致膠球清洗系統(tǒng)的抽吸能力降低，膠球回收率提高困難。
2.4問題四
現(xiàn)有的膠球清洗系統(tǒng)不具備集中發(fā)球的功能，對凝汽器冷卻管道的清洗范圍小。膠球的正常添加量為凝汽器單側(cè)單流程冷卻管數(shù)量的7%~13%，膠球在系統(tǒng)運(yùn)行的時(shí)候是排隊(duì)進(jìn)入凝汽器水室中，循環(huán)過程（10~20s）中進(jìn)入凝汽器內(nèi)部的膠球數(shù)量較少，凝汽器只有較少的管子得到了清洗，而大部分管子無法得到清洗，其結(jié)果是剛開始被膠球清洗到的管子，在后續(xù)時(shí)段內(nèi)繼續(xù)被清洗，原因是沒有清洗到的管子由于內(nèi)部污染或者結(jié)垢逐步增大，造成管子水阻力逐步增加，膠球在進(jìn)入凝汽器冷卻室后，會(huì)“自動(dòng)尋的”，依然從水阻力小的潔凈管子中通過，此規(guī)律造成了冷卻系統(tǒng)的惡性循環(huán)。
2.5問題五
雙板劍型結(jié)構(gòu)收球網(wǎng)，格柵板尺寸大，底部密封在循環(huán)水壓力波動(dòng)中會(huì)產(chǎn)生一定范圍的晃動(dòng)，格柵板與筒體內(nèi)如相貫線區(qū)域密封難以保證，容易造成跑球。如圖2所示。
圖2收球網(wǎng)底部密封圖
2.6歷史典型工況分析
表1為電廠2號(hào)機(jī)組2015年夏季冷端運(yùn)行典型工況參數(shù)匯總表。
表1中，2015-09-09分別有兩組統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)：5：40~7：40共計(jì)13個(gè)時(shí)刻的數(shù)據(jù)平均值和19：50~21：50共計(jì)13個(gè)時(shí)刻的數(shù)據(jù)平均值。這兩個(gè)時(shí)段機(jī)組運(yùn)行負(fù)荷比較穩(wěn)定，機(jī)組基本參數(shù)未做動(dòng)態(tài)調(diào)整，平均值更具代表性。
機(jī)組設(shè)計(jì)在額定負(fù)荷下循環(huán)水進(jìn)水溫度21℃,對應(yīng)低壓缸背壓為0.0051MPa，對應(yīng)排汽溫度為33.25℃。
表1冷端運(yùn)行典型工況參數(shù)表
測試時(shí)間（段）電負(fù)荷/MW排汽平均溫度/℃凝結(jié)水溫度/℃真空/kPa循環(huán)水溫度（進(jìn)水/退水）/℃循環(huán)水壓力（進(jìn)水/退水）/MPa循環(huán)泵運(yùn)行電流（B泵/A泵）/A供熱流量/t/h端差/℃
2015-08-1516：40300.5641.6938.2193.4127.90/38.280.23/0.09190.6/188.853.103.41
2015-09-086：30302.5340.2840.1194.0622.65/37.220.195/0.07150/061.573.06
2015-09-087:00302.6640.5040.3994.0622.70/37.340.19/0.07153/061.993.06
2015-09-095:40~7:40*253.8040.2140.5094.0124.74/37.590.19/0.07140/061.282.62
2015-09-0919：50~21：50*198.5339.2539.4994.4025.40/36.900.18/0.06120.78/058.602.35
注：*該時(shí)段共測試13次，各參數(shù)的數(shù)值為13次測量值的平均值。
2.7工況分析
2015-8-1516：40參數(shù)：負(fù)荷300.56MW,熱負(fù)荷53.10t/h，排汽溫度41.69℃。循環(huán)水進(jìn)水溫度27.90℃,按照循環(huán)水進(jìn)水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是（41.69-6.90）=34.79℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了（34.79-33.25）=1.54℃,也就是有將近1.5g/kWh的煤耗損失。此工況為雙泵全工況運(yùn)行。凝汽器壓差達(dá)到了140kPa，說明雙泵模式下循環(huán)水在凝汽器內(nèi)部水力阻力很大。2015-09-086：30參數(shù)為：負(fù)荷302.53MW；熱負(fù)荷61.57t/h；排汽溫度40.28℃;循環(huán)水進(jìn)水溫度22.65℃,按照循環(huán)水進(jìn)水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是（40.28-1.65）=38.63℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了（38.63-33.25）=5.38℃,也就是在單泵運(yùn)行模式下有將近5g/kWh的煤耗損失。
2015-09-087：00工況參數(shù)為：負(fù)荷302.66MW，熱負(fù)荷61.99t/h，排汽溫度40.50℃。循環(huán)水進(jìn)水溫度22.70℃,按照循環(huán)水進(jìn)水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是（40.50-1.70）=38.80℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了（38.80-33.25）=5.55℃,也就是單泵運(yùn)行模式下有將近5.5g/kWh的煤耗損失。
2015-09-095：40-7：40共13個(gè)點(diǎn)平均參數(shù)：負(fù)荷253.80MW，熱負(fù)荷61.28t/h，排汽溫度40.21℃。循環(huán)水進(jìn)水溫度24.74℃,按照循環(huán)水進(jìn)水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是（40.21-3.74）=36.47℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了（36.47-33.25）=3.22℃,也就是單泵運(yùn)行模式下有將近3.0g/kWh的煤耗損失。
2015-09-0919：50-21：50共13個(gè)點(diǎn)平均參數(shù)：負(fù)荷198.53MW，熱負(fù)荷58.60t/h，排汽溫度39.25℃。循環(huán)水進(jìn)水溫度25.40℃,按照循環(huán)水進(jìn)水21℃對應(yīng)的排汽溫度應(yīng)該是（39.25-4.40）=34.85℃。比較額定排汽溫度33.25℃超出了（34.85-33.25）=1.6℃,也就是單泵運(yùn)行模式下有將近1.6g/kWh的煤耗損失。
2.8分析結(jié)論
（1）通過對2號(hào)機(jī)組循環(huán)泵運(yùn)行方式和汽輪機(jī)低壓缸排汽溫度等參數(shù)的分析，我們認(rèn)為，我廠凝汽器面積18000㎡在設(shè)計(jì)上是足夠的，但是在額定負(fù)荷下，雙泵全開模式下依然有1.5g/kWh以上的煤耗降低空間。
（2）在雙泵全開模式下，凝汽器入口循環(huán)水壓力達(dá)到了0.23MPa，而水泵的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行壓力為0.24MPa，2015-08-1516：40水泵實(shí)際運(yùn)行壓力為0.22~0.24MPa。分析認(rèn)為，通過提升凝汽器的清潔系數(shù)，可以降低凝汽器的水力阻力，實(shí)現(xiàn)凝汽器換熱能力的進(jìn)一步提升，同時(shí)可以有效降低循環(huán)泵電耗。根據(jù)泵的性能曲線，以往雙泵運(yùn)行下泵出口壓力在0.22~0.24MPa區(qū)間，說明整體的水力阻力并不是非常嚴(yán)重。
（3）上述工況都是在有50t/h以上抽汽的情況下背壓參數(shù)的分析。如果在純凝工況下，2號(hào)機(jī)組實(shí)際煤耗水平會(huì)更高。這說明凝汽器區(qū)域的清潔問題是比較嚴(yán)重的。
根據(jù)2015-09-16對2號(hào)機(jī)組化學(xué)監(jiān)督報(bào)告，2號(hào)機(jī)組存在下述問題：
不銹鋼管內(nèi)壁有粘泥，管口處明顯可見白色垢沉積。具體如下：A進(jìn)口：管口垢較多，塊狀物呈疏松狀，人工用布可擦掉；A出口：管口可見薄層白垢，與管子結(jié)合緊密，部分管內(nèi)可見帶狀結(jié)垢，帶狀寬度約3mm；B進(jìn)口：管口可見薄層白垢，與管子結(jié)合緊密，垢量明顯較A進(jìn)口多；B出口：垢量較少，塊狀物呈疏松狀，人工用布可擦掉。結(jié)垢情況見圖3。
從圖3可以看出，凝汽器內(nèi)部確實(shí)存在明顯污染，污染物主要是粘泥，可以通過膠球系統(tǒng)的高效清洗來去除。
凝汽器運(yùn)行中前后壓差大的原因分析：一是管子內(nèi)部有明顯污染物存在；二是凝汽器冷卻管，Φ22×0.5（21084根）和Φ22×0.7（3720根），屬于
（a）A進(jìn)水側(cè)管口結(jié)垢情況
（b）A進(jìn)水側(cè)管口結(jié)垢情況
（c）B出水側(cè)管口結(jié)垢情況
（d）B出水側(cè)管口結(jié)垢情況
圖3管口結(jié)垢情況
小徑管道，管子內(nèi)部流速高。根據(jù)凝汽器水力阻力曲線判斷，總流量在120%時(shí)，總水阻為90kPa。實(shí)際運(yùn)行在120~140kPa范圍，說明小管徑換熱管處于高流速高阻力狀態(tài)下，通過進(jìn)一步清洗凝汽器可以降低水阻力。
3改造方案與效果
3.1收球網(wǎng)改造
我公司原有收球網(wǎng)因安裝不規(guī)范，從水室流出的膠球不能均勻分配到兩個(gè)收球口，通過將收球網(wǎng)旋轉(zhuǎn)90°,避免了分球不均勻的情況，同時(shí)在水流的外側(cè)管壁處安裝導(dǎo)流板，將膠球推向管道中間，避免了膠球在格柵板與筒體內(nèi)被卡或泄漏，如圖4所示。
圖4收球網(wǎng)改造前后膠球分配示意圖
3.2在收球網(wǎng)既有雙排球口安裝“脈動(dòng)式匯流器”
脈動(dòng)匯流器如圖5所示。脈動(dòng)式匯流器相當(dāng)于一個(gè)轉(zhuǎn)動(dòng)式三通閥，以0.5r/min的速度連續(xù)轉(zhuǎn)動(dòng)，兩側(cè)收球口從小開度到大開度交替平滑切換，實(shí)現(xiàn)了脈動(dòng)沖擊，提高了原有收球網(wǎng)排球口的出水流量，避免了膠球堵在收球口。
圖5脈動(dòng)匯流器外形圖
3.3采用大流量膠球泵
采用大流量膠球泵，同時(shí)將系統(tǒng)DN108mm管道改為DN200mm管道,使原保持流量≥200m3/h，保證了膠球能夠暢通無阻地流動(dòng)。
3.4采用集中發(fā)球裝置
圖6為改造后的凝氣器在線膠球清洗系統(tǒng)示意圖。圖中的集中發(fā)球裝置（序號(hào)11）可實(shí)現(xiàn)以下功能：
（1）實(shí)現(xiàn)爆炸式集中發(fā)球功能，使進(jìn)入凝汽器水室的膠球數(shù)量達(dá)到40%以上的單流程管子數(shù)量，大大提高凝汽器冷卻管的清洗范圍；
（2）實(shí)現(xiàn)膠球系統(tǒng)運(yùn)行的時(shí)候，從循環(huán)水出水口進(jìn)入膠球泵的熱水能夠回到循環(huán)水出水口而不會(huì)送入循環(huán)水入水口，提高循環(huán)水系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，
（3）實(shí)現(xiàn)膠球添加和排出的便利操作。
系統(tǒng)中主要閥門部件功能說明：閥門5、6、13、15是閘板閥，其功能是實(shí)施系統(tǒng)隔離作用；閥門12是熱水回流閥，14是發(fā)球閥，在膠球系統(tǒng)運(yùn)行中通過相對的開閉實(shí)現(xiàn)膠球集中清洗功能和熱水回收功能；閥門8是膠球泵入口蝶閥，臨時(shí)隔離泵的時(shí)候使用；閥門17是排球閥，在膠球預(yù)計(jì)磨損需要排出的時(shí)候打開；閥門18是排氣閥，膠球系統(tǒng)一次充水時(shí)候開啟排氣；閥門19是反沖洗球閥，在系統(tǒng)排出膠球的時(shí)候使用。
3.5膠球清洗裝置改造效果
2號(hào)機(jī)組于2016年11月10日并網(wǎng)，其技改后的膠球系統(tǒng)經(jīng)調(diào)試合格后于11月18日投入運(yùn)行，其間運(yùn)行穩(wěn)定，根據(jù)合同要求，對一個(gè)月后的膠球系統(tǒng)運(yùn)行情況和三個(gè)工況下凝汽器真空進(jìn)行了評估，結(jié)果見表2。
表2改造前、后相同工況下凝汽器真空值、端差對比表狀態(tài)開始時(shí)間結(jié)束時(shí)間負(fù)荷/MW循環(huán)水溫/℃真空/kPa排汽溫度/℃端差/℃循泵轉(zhuǎn)速/r/min
技改前2015/11/2517:152015/11/2518:15279.8613.6596.1934.463.63449.88
技改后2016/12/2016:002016/12/2017:00279.9413.6497.132.392.81423.67
技改前2014/12/2617:502014/12/2618:50239.8810.5396.6632.734.02372.34
技改后2016/12/3013:152016/12/3014:15240.5510.5597.9228.162.62390.44
技改前2015/12/83:002015/12/84:00200.1512.8296.9731.583.23381.14
技改后2016/12/2112:002016/12/2113:00199.9612.8597.8828.362.22382.04
技改前、后循環(huán)水溫和排汽溫度均以A側(cè)為準(zhǔn)，真空嚴(yán)密性均為優(yōu)秀，循環(huán)水泵均為2A停運(yùn)、2B變頻運(yùn)行，供熱均為帶2號(hào)管線運(yùn)行且流量基本相同。
2號(hào)機(jī)組在相同的運(yùn)行工況280MW/240MW/200MW負(fù)荷下，膠球系統(tǒng)改造為集中發(fā)球后，凝汽器真空分別提高0.91kPa/1.26kPa/0.91kPa。兩側(cè)收球率分別為96.6%和98.1%。根據(jù)300MW濕冷機(jī)組真空每提高1kPa影響煤耗降低2.2g/kWh的統(tǒng)計(jì)分析，按照真空平均提高0.9kPa,影響煤耗降低大約2g/kWh，年平均發(fā)電量為12億度時(shí)，每年可節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤大約2400噸，按標(biāo)煤550元/噸計(jì)算，每年可節(jié)約費(fèi)用132萬元。
凝汽器在線清洗裝置改造后，提高了收球網(wǎng)的可靠性，徹底解決了收球率低的問題。通過對發(fā)球方式、發(fā)球數(shù)量及系統(tǒng)管線的優(yōu)化，膠球清洗系統(tǒng)能夠長期對凝汽器管束進(jìn)行高效清洗，凝汽器真空能夠顯著提高并維持，達(dá)到了節(jié)能降耗的目的。改造方案可供同類電廠進(jìn)行類似改造時(shí)參考。
