循環(huán)水泵變極后凝汽器膠球清洗裝置存在的問題與對策
對循環(huán)水泵電動機(jī)進(jìn)行變極改造后，低速循環(huán)水泵運(yùn)行時凝汽器膠球清洗裝置的收球率極低(50%以下)。對膠球收球率低的原因進(jìn)行了分析，通過改進(jìn)膠球投運(yùn)條件，低速循環(huán)水泵運(yùn)行時收球率達(dá)到95%以上，可滿足凝汽器清洗需要。
1機(jī)組概況
裝設(shè)2臺650MW發(fā)電機(jī)組，每臺機(jī)組配置了2臺96LKXA－25型離心式循環(huán)水泵，其設(shè)計流量為9.50/13.72m3/s，揚(yáng)程為28.3/22.1m，轉(zhuǎn)速為372r/min，設(shè)計運(yùn)行方式為冬季1臺機(jī)組配1臺循環(huán)水泵運(yùn)行，夏季2臺機(jī)組配3臺循環(huán)水泵運(yùn)行。為了響應(yīng)國家節(jié)能減排的號召，降低機(jī)組的廠用電率，2008年10月，該公司利用#2機(jī)組大修的機(jī)會，對C循環(huán)水泵電動機(jī)進(jìn)行了變極改造，2009年3月，利用#1機(jī)組大修的機(jī)會，對A，B循環(huán)水泵進(jìn)行了變極改造。該公司循環(huán)水泵電動機(jī)原極數(shù)為16極，經(jīng)改造后極數(shù)變?yōu)?8極，改造完成后，該公司實行循環(huán)水泵優(yōu)化運(yùn)行方案，每年10月開始基本采用單機(jī)單臺低速循環(huán)水泵運(yùn)行的方式，直到次年4月中旬才轉(zhuǎn)為單機(jī)單臺高速循環(huán)水泵運(yùn)行方式。低速泵持續(xù)運(yùn)行時間約為半年，低速循環(huán)水泵運(yùn)行時投入凝汽器膠球清洗裝置后，膠球收球率低至50%以下，凝汽器得不到有效清洗，凝汽器端差居高不下。
該公司#1，#2機(jī)組凝汽器膠球清洗裝置系統(tǒng)主要是借助水流的作用將大于凝汽器鋼管內(nèi)徑的海綿膠球擠進(jìn)凝汽器鋼管，對凝汽器鋼管進(jìn)行擦洗，維持凝汽器鋼管內(nèi)壁清潔，保證凝汽器設(shè)計換熱效率不下降，從而保證凝汽器的端差和汽輪機(jī)排汽壓力在規(guī)定的范圍內(nèi);同時避免凝汽器鋼管內(nèi)壁腐蝕，改善運(yùn)行條件，延長機(jī)組壽命。
主要技術(shù)參數(shù):廠家設(shè)計收球率，95%，膠球投入系統(tǒng)后1個月內(nèi)不更換;收球網(wǎng)，開關(guān)型油缸驅(qū)動，出、入口管規(guī)格為DN2400;收球網(wǎng)網(wǎng)板，隔柵型，隔柵間隙為7mm;運(yùn)行水阻壓力，＜3000Pa;膠球泵流量，10～25kg/s;出口壓力，110～140kPa;膠球規(guī)格，o26mm，冬季流量較低時采用o25mm的膠球;凝汽器鋼管規(guī)格，o25mm×0.5mm。
3低速循環(huán)水泵運(yùn)行時膠球清洗裝置收球率低的原因分析
由于低速循環(huán)水泵運(yùn)行時出口壓力只有0.16MPa，循環(huán)水流量減少較多，循環(huán)水進(jìn)入凝汽器的進(jìn)、出水差壓下降至0.02MPa，高速循環(huán)水泵運(yùn)行時出口壓力為0.17MPa，凝汽器循環(huán)水進(jìn)、出水差壓達(dá)到0.03MPa。低速泵運(yùn)行投入凝汽器膠球清洗裝置時因進(jìn)、出水差壓偏小，水動力不足以推動膠球進(jìn)入比膠球直徑小1mm的鋼管內(nèi)流動，部分膠球不能順暢通過凝汽器鋼管而卡在凝汽器鋼管內(nèi)或停留在凝汽器水室中，順暢通過凝汽器鋼管的膠球數(shù)量下降。隨著膠球的不斷循環(huán)，越來越多的膠球卡在鋼管內(nèi)或停留在凝汽器水室中，造成膠球裝置收球率很低;同時，因部分凝汽器鋼管內(nèi)沒有得到膠球的清洗，凝汽器清洗效果達(dá)不到標(biāo)準(zhǔn)要求。
4提高凝汽器膠球收球率的對策
4.1對策
投運(yùn)膠球清洗裝置前增啟1臺循環(huán)水泵運(yùn)行。增啟循環(huán)水泵后循環(huán)水母管壓力達(dá)到0.18MPa，凝汽器循環(huán)水進(jìn)、出水差壓達(dá)到0.05MPa，膠球應(yīng)能順暢，地通過凝汽器鋼管。2011年3月按照這種方式試投膠球清洗裝置，收球率達(dá)到99%以上，效果極佳;但膠球清洗裝置投運(yùn)1次需要4h左右，期間增啟的循環(huán)水泵要一直運(yùn)行，膠球清洗裝置停運(yùn)后方可停止增啟的循環(huán)水泵。增啟的循環(huán)水泵按低速泵功率為3000kW計算，每次投運(yùn)膠球清洗裝置要多耗電12MW·h，按每5d投運(yùn)1次膠球清洗裝置計算，每月投運(yùn)6次多耗電72MW·h，發(fā)電廠用電率會有所升高。在沒有想到更好的辦法以前，2011年3月和4月采用了這種方法投運(yùn)凝汽器膠球清洗裝置，在此期間，清洗效果良好，凝汽器端差降到了設(shè)計值4.95℃以下。
4.2新方法探索
2011年10月，隨著環(huán)境溫度的下降，該公司循環(huán)水泵又轉(zhuǎn)為低速泵運(yùn)行，該公司發(fā)電部設(shè)想在低速循環(huán)水泵運(yùn)行期間采取關(guān)小凝汽器單側(cè)循環(huán)水流道出水門的方式，提高正常側(cè)循環(huán)水流道的進(jìn)、出水差壓，使正常側(cè)循環(huán)水流道的流動狀態(tài)達(dá)到高速循環(huán)水泵運(yùn)行時的流動狀態(tài)。此時投入正常側(cè)循環(huán)水流道的膠球清洗裝置運(yùn)行，可達(dá)到良好的清洗效果和較高的膠球收球率。2011－10－19，在#2機(jī)組320MW負(fù)荷工況下做了1次運(yùn)行中關(guān)小凝汽器A流道循環(huán)水出水電動門的試驗，其數(shù)據(jù)見表1。
根據(jù)試驗數(shù)據(jù)及現(xiàn)場情況分析如下:
(1)試驗過程中循環(huán)水A流道出水電動蝶閥小關(guān)至20°,在關(guān)小過程中，循環(huán)水管道及凝汽器設(shè)備沒有發(fā)生異常振動，表明該操作使循環(huán)水系統(tǒng)流體改變流動阻力后不會對系統(tǒng)產(chǎn)生安全影響，具有可操作性。
(2)在循環(huán)水A流道出水電動蝶閥由90°關(guān)小至60°的過程中，機(jī)組的所有參數(shù)都沒有發(fā)生變化，可采用連續(xù)關(guān)小的方式操作，關(guān)小到60°以后宜采用間斷操作的方式。
(3)循環(huán)水A流道出水電動蝶閥關(guān)至40°以下并繼續(xù)關(guān)小時參數(shù)變化較敏感，每關(guān)小5°應(yīng)停留一段時間，可使參數(shù)穩(wěn)定。
(4)在試驗過程中，循環(huán)水A流道出水電動蝶閥關(guān)至40°時真空度未發(fā)生變化，此時循環(huán)水B流道進(jìn)、出水差壓上升至0.03MPa并穩(wěn)定，已接近單臺高速泵運(yùn)行時的差壓(查歷史趨勢，單機(jī)單臺高速泵運(yùn)行時循環(huán)水A/B流道的進(jìn)、出水差壓為0.03～0.04MPa)，是投入B流道膠球清洗裝置運(yùn)行較理想的狀態(tài)點。
(5)在試驗過程中，循環(huán)水A流道出水電動蝶閥關(guān)小后該側(cè)循環(huán)水流道進(jìn)、出水差壓逐漸減少，關(guān)到40°時差壓為零，表明在這種狀態(tài)下A流道不宜投運(yùn)膠球清洗裝置，否則，收球率將極低。
機(jī)組負(fù)荷在350MW以下時，建議將凝汽器單側(cè)循環(huán)水出水電動蝶閥關(guān)至35°~40°,停留投入另一側(cè)循環(huán)水流道膠球清洗裝置運(yùn)行，此時對機(jī)組真空度基本上沒有影響，即使在操作過程中凝汽器單側(cè)循環(huán)水出水門全關(guān)了也有單側(cè)凝汽器在運(yùn)行，不會影響機(jī)組的安全運(yùn)行。
5關(guān)小單側(cè)循環(huán)水流道出水門試驗效果檢驗
對關(guān)小單側(cè)循環(huán)水流道出水門試驗結(jié)果進(jìn)行分析后，2011－10－20T23:20，該公司將#2機(jī)組循環(huán)水B流道出水門關(guān)小至35°,投運(yùn)循環(huán)水A流道膠球清洗裝置1次，清洗70min，收球150min;2011-10－24白班，聯(lián)系檢修人員對#2機(jī)組循環(huán)水A流道裝球室清點膠球1次，存球950個，原存球為1000個，計算膠球投運(yùn)收球率為95%，基本滿足要求。
表1運(yùn)行中關(guān)小A流道循環(huán)水出水電動門的試驗數(shù)據(jù)
項目參數(shù)
A流道出口門開度/(°) 90 80 70 60 50 40 35 30 25 20
C循環(huán)水泵電流/A 328 328 328 328 330 330 331 332 334 335
高壓凝汽器真空度/kPa 95.52 95.52 95.52 95.52 95.52 95.50 95.45 95.39 95.21 94.97
低壓凝汽器真空度/kPa 96.497 96.497 96.497 96.497 96.500 96.510 96.490 96.480 96.380 96.200
高壓凝汽器排氣溫度/℃ 31.47 31.47 31.47 31.47 31.37 31.37 31.57 31.87 32.07 32.60
低壓凝汽器排氣溫度/℃ 28.90 28.90 28.90 28.90 28.71 28.80 28.80 28.90 29.40 29.11
A流道循環(huán)水進(jìn)水壓力/MPa 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.15 0.15 0.15 0.16 0.16
A流道循環(huán)水出水壓力/MPa 0.12 0.12 0.12 0.12 0.13 0.14 0.14 0.15 0.16 0.16
A流道循環(huán)水出水溫度/℃ 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 30.6 31.0 31.4 32.3 33.3
B流道循環(huán)水進(jìn)水壓力/MPa 0.13 0.13 0.13 0.13 0.14 0.14 0.14 0.14 0.15 0.15
B流道循環(huán)水出水壓力/MPa 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.12
B流道循環(huán)水出水溫度/℃ 30.2 30.2 30.2 30.2 30.1 30.0 30.0 29.9 30.0 30.2
循環(huán)水泵變極后凝汽器膠球清洗裝置存在的問題與對策
6 采取對策后的效果
2011年3月以來，該公司高度重視凝汽器膠球收球律率低這一經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，成立了攻關(guān)小組，先后摸索出增啟循環(huán)水泵和關(guān)小凝汽器單側(cè)循環(huán)水出水電動門的方法，取得了較好的效果，年度凝汽器膠球平均收球率達(dá)到了95%以上，凝汽器鋼管的清潔度得到了保證，與2010年相比，凝汽器端差下降明顯，對
比數(shù)據(jù)見表2。
表22011年凝汽器端差完成情況及對發(fā)電煤耗的影響
參數(shù) 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月
2010年端差/℃ 4.67 3.52 3.62 2.93 3.37 5.39 4.57 5.41 8.37
2011年端差/℃ 3.94 3.23 2.83 3.01 2.75 3.05 2.97 3.26 5.63
端差變化/℃ ↓0.73 ↓0.29 ↓0.79 ↑0.08 ↓0.62 ↓2.34 ↓1.60 ↓2.15 ↓2.74
煤耗變化/［g·(kW·h)－1］ ↓0.48 ↓0.19 ↓0.52 ↑0.05 ↓0.41 ↓1.54 ↓1.06 ↓1.42 ↓1.81
按各月平均值計算，2011年4—12月凝汽器端差與2010年相比下降1.24℃。按600MW機(jī)組技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)與發(fā)電煤耗敏感性分析，凝汽器端差每下降1℃煤耗下降0.66g/(kW·h)，可降低供電煤耗0.82g/(kW·h);按1個年度計算，煤耗可下降1.00g/(kW·h)，按全年發(fā)電量60億kW·h、標(biāo)煤單價1000元/t計算，全年可節(jié)約發(fā)電成本600萬元，節(jié)能效果十分可觀，可為其他電廠膠球清洗裝置的運(yùn)行調(diào)整提供參考。
