凝汽器膠球清洗裝置系統發球效果在火電廠的應用
電廠2號機組采用傳統的凝汽器膠球清洗裝置系統，不具備集中發球的功能，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象，且長期存在收球網跑球問題。通過對現有膠球系統存在的問題進行討論分析，并經過調研，對原有的膠球系統在保留原有收球網的基礎上進行改造，自動膠球清洗裝置采用集中膠球清洗技術，實現了對98%凝汽器冷卻管長期有效清洗，提高了機組運行經濟性。
1概述
華潤電力有限公司2號機組為生產的N300-16.7/537/537-8型亞臨界機組，配套N-18000型凝汽器。配置2臺型號為64KXA-24的混流式循環泵，泵的設計流量5.6m3/s，揚程24.4m。循環泵前池裝有ZSB型轉刷網篦式清污機，膠球清洗裝置采用傳統自動膠球清洗裝置。凝汽器設計面積為總冷卻面積：18000m2；冷卻水管規格：Φ22×0.5（21084根）、Φ22×0.7（3720根）；冷卻水管總根數：24804根；冷卻水管材質：TP316。
2現有凝汽器膠球清洗裝置系統存在的問題與工況分析
現有膠球清洗系統采用雙板劍形結構回收網，具有對稱布置的兩個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構；膠球泵流量90m3/h。設備結構缺陷主要表現在下列方面：
2.1問題
膠球清洗系統運行中，凝汽器循環水出口的高溫回水通過膠球泵回流到凝汽器入口，提高了凝汽器進口循環水溫度。雖然只占有100m3/h左右流量，但可以提升循環水入口溫度達到0.10℃左右。
2.2問題二
循環水在管道內水力不均勻現象明顯，膠球長期滯留在收球網格柵板與筒體相貫線區域而不能及時回到收球口，雖然技術上在底部做了跳格設計，引導膠球從格柵網板與收球網筒體相貫線的上部移動到底部收球口，但是在缺乏推動力量的情況下，膠球會長時間停留在格柵網上，造成膠球回收效率降低，并會滯留部分膠球在收球網格柵上。如圖1所示。
收球網一側收球口被膠球堵死
膠球回收管道布置不合理
2.3問題三
膠球泵揚程及流量不足。為減少膠球回收過程中大量熱水進入循環水入口管道而影響進水溫度，現有系統膠球泵流量為100m3/h左右，導致膠球清洗系統的抽吸能力降低，膠球回收率提高困難。
2.4問題四
現有的膠球清洗系統不具備集中發球的功能，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單流程冷卻管數量的7%~13%，膠球在系統運行的時候是排隊進入凝汽器水室中，循環過程（10~20s）中進入凝汽器內部的膠球數量較少，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，其結果是剛開始被膠球清洗到的管子，在后續時段內繼續被清洗，原因是沒有清洗到的管子由于內部污染或者結垢逐步增大，造成管子水阻力逐步增加，膠球在進入凝汽器冷卻室后，會“自動尋的”，依然從水阻力小的潔凈管子中通過，此規律造成了冷卻系統的惡性循環。
2.5問題五
雙板劍型結構收球網，格柵板尺寸大，底部密封在循環水壓力波動中會產生一定范圍的晃動，格柵板與筒體內如相貫線區域密封難以保證，容易造成跑球。如圖2所示。
圖2收球網底部密封圖
2.6歷史典型工況分析
表1為電廠2號機組2015年夏季冷端運行典型工況參數匯總表。
表1中，2015-09-09分別有兩組統計數據：5：40~7：40共計13個時刻的數據平均值和19：50~21：50共計13個時刻的數據平均值。這兩個時段機組運行負荷比較穩定，機組基本參數未做動態調整，平均值更具代表性。
機組設計在額定負荷下循環水進水溫度21℃,對應低壓缸背壓為0.0051MPa，對應排汽溫度為33.25℃。
表1冷端運行典型工況參數表
測試時間（段）電負荷/MW排汽平均溫度/℃凝結水溫度/℃真空/kPa循環水溫度（進水/退水）/℃循環水壓力（進水/退水）/MPa循環泵運行電流（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：*該時段共測試13次，各參數的數值為13次測量值的平均值。
2.7工況分析
2015-8-1516：40參數：負荷300.56MW,熱負荷53.10t/h，排汽溫度41.69℃。循環水進水溫度27.90℃,按照循環水進水21℃對應的排汽溫度應該是（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行。凝汽器壓差達到了140kPa，說明雙泵模式下循環水在凝汽器內部水力阻力很大。2015-09-086：30參數為：負荷302.53MW；熱負荷61.57t/h；排汽溫度40.28℃;循環水進水溫度22.65℃,按照循環水進水21℃對應的排汽溫度應該是（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℃,也就是在單泵運行模式下有將近5g/kWh的煤耗損失。
2015-09-087：00工況參數為：負荷302.66MW，熱負荷61.99t/h，排汽溫度40.50℃。循環水進水溫度22.70℃,按照循環水進水21℃對應的排汽溫度應該是（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℃,也就是單泵運行模式下有將近5.5g/kWh的煤耗損失。
2015-09-095：40-7：40共13個點平均參數：負荷253.80MW，熱負荷61.28t/h，排汽溫度40.21℃。循環水進水溫度24.74℃,按照循環水進水21℃對應的排汽溫度應該是（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℃,也就是單泵運行模式下有將近3.0g/kWh的煤耗損失。
2015-09-0919：50-21：50共13個點平均參數：負荷198.53MW，熱負荷58.60t/h，排汽溫度39.25℃。循環水進水溫度25.40℃,按照循環水進水21℃對應的排汽溫度應該是（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℃,也就是單泵運行模式下有將近1.6g/kWh的煤耗損失。
2.8分析結論
（1）通過對2號機組循環泵運行方式和汽輪機低壓缸排汽溫度等參數的分析，我們認為，我廠凝汽器面積18000㎡在設計上是足夠的，但是在額定負荷下，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，凝汽器入口循環水壓力達到了0.23MPa，而水泵的經濟運行壓力為0.24MPa，2015-08-1516：40水泵實際運行壓力為0.22~0.24MPa。分析認為，通過提升凝汽器的清潔系數，可以降低凝汽器的水力阻力，實現凝汽器換熱能力的進一步提升，同時可以有效降低循環泵電耗。根據泵的性能曲線，以往雙泵運行下泵出口壓力在0.22~0.24MPa區間，說明整體的水力阻力并不是非常嚴重。
（3）上述工況都是在有50t/h以上抽汽的情況下背壓參數的分析。如果在純凝工況下，2號機組實際煤耗水平會更高。這說明凝汽器區域的清潔問題是比較嚴重的。
根據2015-09-16對2號機組化學監督報告，2號機組存在下述問題：
不銹鋼管內壁有粘泥，管口處明顯可見白色垢沉積。具體如下：A進口：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，與管子結合緊密，部分管內可見帶狀結垢，帶狀寬度約3mm；B進口：管口可見薄層白垢，與管子結合緊密，垢量明顯較A進口多；B出口：垢量較少，塊狀物呈疏松狀，人工用布可擦掉。結垢情況見圖3。
從圖3可以看出，凝汽器內部確實存在明顯污染，污染物主要是粘泥，可以通過膠球系統的高效清洗來去除。
凝汽器運行中前后壓差大的原因分析：一是管子內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進水側管口結垢情況
（b）A進水側管口結垢情況
（c）B出水側管口結垢情況
（d）B出水側管口結垢情況
圖3管口結垢情況
小徑管道，管子內部流速高。根據凝汽器水力阻力曲線判斷，總流量在120%時，總水阻為90kPa。實際運行在120~140kPa范圍，說明小管徑換熱管處于高流速高阻力狀態下，通過進一步清洗凝汽器可以降低水阻力。
3改造方案與效果
3.1收球網改造
我公司原有收球網因安裝不規范，從水室流出的膠球不能均勻分配到兩個收球口，通過將收球網旋轉90°,避免了分球不均勻的情況，同時在水流的外側管壁處安裝導流板，將膠球推向管道中間，避免了膠球在格柵板與筒體內被卡或泄漏，如圖4所示。
圖4收球網改造前后膠球分配示意圖
3.2在收球網既有雙排球口安裝“脈動式匯流器”
脈動匯流器如圖5所示。脈動式匯流器相當于一個轉動式三通閥，以0.5r/min的速度連續轉動，兩側收球口從小開度到大開度交替平滑切換，實現了脈動沖擊，提高了原有收球網排球口的出水流量，避免了膠球堵在收球口。
圖5脈動匯流器外形圖
3.3采用大流量膠球泵
采用大流量膠球泵，同時將系統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。
3.4采用集中發球裝置
圖6為改造后的凝氣器在線膠球清洗系統示意圖。圖中的集中發球裝置（序號11）可實現以下功能：
（1）實現爆炸式集中發球功能，使進入凝汽器水室的膠球數量達到40%以上的單流程管子數量，大大提高凝汽器冷卻管的清洗范圍；
（2）實現膠球系統運行的時候，從循環水出水口進入膠球泵的熱水能夠回到循環水出水口而不會送入循環水入水口，提高循環水系統的經濟性，
（3）實現膠球添加和排出的便利操作。
系統中主要閥門部件功能說明：閥門5、6、13、15是閘板閥，其功能是實施系統隔離作用；閥門12是熱水回流閥，14是發球閥，在膠球系統運行中通過相對的開閉實現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，臨時隔離泵的時候使用；閥門17是排球閥，在膠球預計磨損需要排出的時候打開；閥門18是排氣閥，膠球系統一次充水時候開啟排氣；閥門19是反沖洗球閥，在系統排出膠球的時候使用。
3.5膠球清洗裝置改造效果
2號機組于2016年11月10日并網，其技改后的膠球系統經調試合格后于11月18日投入運行，其間運行穩定，根據合同要求，對一個月后的膠球系統運行情況和三個工況下凝汽器真空進行了評估，結果見表2。
表2改造前、后相同工況下凝汽器真空值、端差對比表狀態開始時間結束時間負荷/MW循環水溫/℃真空/kPa排汽溫度/℃端差/℃循泵轉速/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、后循環水溫和排汽溫度均以A側為準，真空嚴密性均為優秀，循環水泵均為2A停運、2B變頻運行，供熱均為帶2號管線運行且流量基本相同。
2號機組在相同的運行工況280MW/240MW/200MW負荷下，膠球系統改造為集中發球后，凝汽器真空分別提高0.91kPa/1.26kPa/0.91kPa。兩側收球率分別為96.6%和98.1%。根據300MW濕冷機組真空每提高1kPa影響煤耗降低2.2g/kWh的統計分析，按照真空平均提高0.9kPa,影響煤耗降低大約2g/kWh，年平均發電量為12億度時，每年可節約標準煤大約2400噸，按標煤550元/噸計算，每年可節約費用132萬元。
凝汽器在線清洗裝置改造后，提高了收球網的可靠性，徹底解決了收球率低的問題。通過對發球方式、發球數量及系統管線的優化，膠球清洗系統能夠長期對凝汽器管束進行高效清洗，凝汽器真空能夠顯著提高并維持，達到了節能降耗的目的。改造方案可供同類電廠進行類似改造時參考。
