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1、凝汽器胶球清洗装置收球率低的原因分析热电技术2011年第1期(总第109期)凝汽器胶球清洗装置收球率低的原因分析冯灯乐曹炳南林妙友(田集发电厂,安徽淮南232098)摘要对田集发电厂两台凝汽器胶球清洗装置收球率降低的原因进行了查找,模索,试验分析,并采取有效措施,对胶球泵进行了改造,解决了影响收球率的原因.关键词凝汽器胶球清洗装置收球率节能降耗1前言田集发电厂2630MW超临界机组汽轮机是一次中间再热,单轴,三缸四排汽,高中压合缸,双背压,凝汽式汽轮机,型号是N63024.2/566/566.凝汽器分为高,低压的双背压凝汽器,循环水为双进,双出的单流程型式.选用上海达极公司(ShanghaiT
2、APROGGEWatertechengineeringCo.,Ltd)的凝汽器胶球清洗装置,其流程见图1.1.胶球2.收球网3.循环单元4.注球管5.凝汽器图1胶球清洗系统布置示意图一期两台机组分别于2007年7月和12份投产,投产后凝汽器胶球清洗装置正常运行.但是2008年下半年开始,两台机组凝汽器胶球装置收球率逐渐降低,9月份就基本上收不到胶球,不得已停止两台机组的胶球清洗装置.2009年进行了查找,试验和调研,通过改造,消缺和维护,最终解决了影响凝汽器胶球清洗装置收球率低的主要问题,保证了收球率在95%以上,降低了凝汽器的端差,确保了凝汽器真空,机组经济运行得到了保证.2原因分析a.收球
3、网不严,破损或被异物卡涩等;b.凝汽器水室聚集有空气,胶球漂浮在顶部;C.凝汽器进,出水室管板侧被杂物堵塞,胶球无法进入凝汽器钢管进行循环;d.收球网侧,胶球泵入口管口被异物堵塞,造成胶球无法进入胶球管道;e.投入的胶球直径偏大,无法通过凝汽器钢管;f.凝汽器水阻大或胶球泵扬程低,水循环无法建立;g.胶球清洗管路设计不合理,如弯管较多,安装高度,管路较长等;h.胶球清洗装置长期停用时,管路内壁不光滑,污泥堵塞等;i.误操作,胶球清洗过程中运行人员误开收球网等.3原因查找及处理3.1冷却塔填料碎片较多2008年下半年,循泵进口闸板式滤网水位差逐渐增大,大量的冷却塔填料碎片积聚在滤网上,反复清洗才
4、能降低滤网水位差;2009年一季度1号机在A级检修期间,发现凝汽器循环水室有大量的冷却塔填料碎片,石块等杂物.特别是填料碎片堵住了凝汽器循环水进水管板,也堵住了收球网侧胶球管的进口,造成胶球无法进入清洗管道,见图2,图3.冷却塔填料碎片增多的原因是:2008年春节前后淮南地区普降大雪,气温降到一lOC以下,而冷却塔设计时无防冻设施,加上春节期间1号机组停机,冷却塔填料层冻坏不少.春节后机组投入运行,冷却塔上水后将冻坏的填料碎片冲入水池中,造成了循环水系统积聚了大量的填料碎片.一35热电技术2011年第1期(总第i09期)图2集球室内的填料碎片垃圾图3凝汽器进水室管板上的填料碎片采取的措施:循泵
5、进口前池设计为固定式滤网,不是旋转滤网,填料碎片等杂物无法清理出循环水系统.针对冷却塔填料碎片进人凝汽器水侧的实际情况,在循环水泵进口前池的固定式滤网前增加一块细丝滤网,见图4,根据脏污情况定期吊起清理,以防止细小的填料碎片进入循环水系统;同时在冷却塔出口处增加拦污网,见图5,定期清理,较大程度地防止了填料碎片进入循环水系统.另外,由于冷却塔填料剥落主要发生在天气极冷的冬季,田集发电厂准备在循环水回水母管加装直通冷却塔的DN100的旁路门,这样在冷却塔结冰时开启调节循环水温度.另外在冬季停机时使用临机的循环水时开启该门,使循环水不上冷却塔,防止填料冻结而剥落.图4循泵进口前池细丝滤网图5冷却塔
6、出口处加装拦污网3.2胶球清洗管道填料污泥堵塞1号机A级检修后试投胶球,收球率有所提高,但是只能达到7080%,仍达不到合格标准.在装球,点球过程中对胶球装球室注水时发现填料碎片,污泥较多,且水流缓慢.原因为因胶球清洗装置长期不投运造成大量的污泥沉积堵塞管道.为此在12号机的胶球泵人口管路上加装了和胶球管道等径的冲洗管阀,对胶球泵进口,出口管路分别进行正反冲洗多次,水质才正常,再次试投胶球,收球率略有提高,但是仍没达到合格值,说明胶球管道填料,污泥堵塞不是影响收球率低的主要原因.3.3凝汽器水阻大胶球投人多次发现,在两机三泵,两机四泵的运行方式下胶球装置水循环明显缓慢,特别是2号机.通过数据统
7、计发现1号机凝汽器水阻在两台循泵运行时为110kPa,2号机同种工况下两侧分别高达120/140kPa,见表1,而胶球泵的扬程是12m.表1凝汽器水阻情况统计表2009年一季度1号机和2010年一季度2号机的A级检修时,对凝汽器钢管高压水冲洗以及循环一36冯灯乐等:凝汽器胶球清洗装置收球率低的原因分析水侧的杂物清理后,1号机凝汽器的水阻较2008年7月份有所下降.2号机2009年7月份比2008年7月份则有明显的上升,且超过胶球泵的扬程,A级检修后凝汽器水阻和1号机一致,均为100kPa.田集发电厂凝汽器钢管的冷却面积36000m,冷却水管45096根,管径DN22mm,设计水阻65kPa,而
8、实际运行中,一机两泵时的凝汽器水阻超过100kPa.上海动力设备厂生产的其他类型机组的凝汽器管径均为DN25mm的,管束数量少10%,凝汽器运行中的水阻都小于60kPa.说明凝汽器水阻实际值确实比设计值高,与管径偏小,管束数量多有直接关系.为此,2009年7月份,在没有更换胶球泵的情况下对每台机组的两台胶球泵进行了串联改造.改造后试投胶球清洗装置收球率大为提高.1,2号机的凝汽器外侧胶球装置收球率均能达到95%以上,但是两台机组内侧胶球装置收球率仍然偏低.串联改造后还带来一个问题,就是不能同时进行两侧胶球清洗,所以解决该问题的根本办法就是更换较高扬程的胶球泵.2010年初两台机组的胶球泵均更换
9、了扬程为25m的胶球泵,更换后运行的胶球泵进口压力0.13MPa,而出口压力可以达到0.40MPa,水循环效果叨显变好.彻底解决了影响收球率的主要问题.3.4收球网板不到位导流板与管壁间隙过大在胶球泵更换后凝汽器水阻偏大的问题就解决了.但是对1号机凝汽器内侧胶球投运情况观察发现:胶球投入后开始有少量的胶球循环,运行几分钟后就看不到胶球,收球多个小时也收不到球.根据这个现象,可以断定收球网关不到位.就地检查发现内侧收球网电动执行机构与收球网转轴连接件比外侧的明显偏长,进行限位调整后,试投胶球收球率高达99%.2010年5月份,1号机内侧又发现胶球收球率非常低的情况,调整限位后收球正常.2010年
10、2月份2号机A级检修时发现内侧收球网导流板与管壁间隙超过16ram,经过调整后控制在6ram以内.3.5凝汽器循环水进水管板严重堵塞2号机凝汽器内侧胶球装置在胶球泵改造后收球率也仍然不好,与1号机内侧不同的是胶球投入后胶球循环量渐渐变少,收球率也随清洗时间变少.通过循环水内,外侧进出口压力,水温及凝汽器抽空气管温度对比发现:内侧循环水进出水差压较外侧的大0.01MPa,出水温度也高2C,凝汽器抽空气管内侧两根比外侧两根都高5.判断为凝汽器内侧循环水进水侧有异物堵塞,循环水量偏低.11月初停机时,对凝汽器循环水进口侧检查发现大部分管口被填料堵塞.清理后,机组运行中试投内侧胶球装置,收球率达到98
11、%.4效果分析通过多次改进,调整和检查,彻底解决了凝汽器胶球清洗装置长期不能投入的问题,保证了胶球清洗装置的正常投运,收球率达到95%以上的标准.表22010年1至11月份胶球收球率统计表1号机胶球收球率(%)2号机胶球收球率(%)月份外俱内1贝0外倾4内1贝0从上表可以看出,1号机内侧在5月之前因收球网板不到位造成的收球率低,6月份的收球率达到92%以上;2号机内侧6月份之前也基本达到了90%的合格标准.而从7月份看,两台机组的收球率都达到了98%以上,达到了优秀标准.2009年和2010年同期凝汽器端差基本没有变化,说明保持长期的胶球清洗能够有效地保证凝汽器钢管的清洁.以影响凝汽器真空度1
12、.5%;年发电量70亿;按煤价500元/t计算:节煤:(1.5X1.79)(7X109)=2.685X7=18.795109=18795t(煤)折合人民币:18795tX500=9379500元热电技术2011年第1期(总第109期)通过以上计算可知,田集电厂由于凝汽器胶球清洗装置的正常投用,每年可节省生产成本900万元左右.但是根据2010年10,11月两个月的胶球收球率情况看,两台机组的收球率均有所下降.主要有两方面原因:一是单机单泵的运行方式,特别是循泵改为低转速运行后循环水量大幅度减少,流速降低,影响胶球的正常循环;另外大于凝汽器钢管的填料在凝汽器进口管板处越积越多,也会造成收球率降低
13、.为了保证合理的循泵运行方式,秋冬季减少循环水量是不可避免的.所以今后主要解决的问题是如何清理循环水系统内的冷却塔填料.5采取的措施a.为了保证凝汽器胶球清洗装置能够长期地正常运行,根据节能技术监督导则要求制定了凝汽器胶球清洗装置运行管理规定,明确胶球清洗时间,周期及注意事项等.b.按照胶球清洗操作卡的操作步骤进行操作,杜绝人为误操作.C.跟踪胶球清洗过程中的变化,如装球室内杂物,收球网差压,循环水进出口压力和温度等.及时清理装球室内的填料等杂物,每周收球后对收球网进行反冲洗,减少收球网板差压和防止杂物堵塞胶球管口.d.从目前胶球装置运行情况看,循环水系统内的填料很难彻底清理干净.在保证冷却塔
14、出口拦污网定期清理,循泵人口前池的细丝滤网的定期清理外,如果胶球收球室填料较多,循环水差压增大就要及早安排凝汽器半边隔离进行清理.6结束语通过改造,消缺和维护,解决了影响凝汽器胶球清洗装置收球率低的问题,保证了收球率在95%以上,降低了凝汽器的端差,确保了凝汽器真空,机组经济运行得到了保证,为节能降耗作出了贡献.参考资料1.上海达极技术服务手册2.DLT5811995凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置3.DLT10522007节能技术监督导则4.JBT96331999凝汽器胶球清洗装置(上接第18页)虽然说双进双出磨煤机较之一般球磨机有许多无法比拟的优点,诸如出力稳定,出粉能力强,大约相当
15、于磨煤机运行1015min的出粉量;在较宽的负荷范围内有快速反映的能力;对煤种的适应能力强等.但是它也存在如下缺点:为了快捷方便和燃烧安全的需要,双进双出磨煤机的人口冷热风隔绝门和分离器出口门都采用气动门,在锅炉事故灭火时参与动作调整,快速关闭,切断一切进入炉膛的燃料,防止锅炉灭火后暴燃的发生.但是热风隔绝门和分离器出口气动门受热后,容易发生变形,出现卡塞现象,增加了维护量和延长了制粉系统的投运时间.另外,若分离器出口气动门处于半开半关状态,其所对应的一次风管极易出现堵塞现象,降低制粉系统出力,对燃烧也不一38一利,有待进一步研究和解决.另外,双进双出磨煤机对煤中杂物不那么敏感,磨煤机两端的螺旋输送器,对于煤种杂物的限制要比一般球磨机严格,所以一定要把握好进煤关.4结束语双进双出磨煤机在理论上较一般球磨机相比具有可靠性高,可用率高,出力稳定,出粉能力强等优点,但在省内电厂还是首次使用,运行中的调整及应对不同煤种的调整方式还有待在今后运行中不断摸索,总结.
