阿云生，宗緒東，閆修峰，于鵬杰，劉傳美

（1.華電國(guó)際技術(shù)服務(wù)分公司，山東 濟(jì)南 250014；2.華電國(guó)際鄒縣發(fā)電廠，山東 濟(jì)寧 273522）

0 引言

內(nèi)陸火電機(jī)組凝汽器冷卻水大多來(lái)自地下水、水庫(kù)、中水，水中雜質(zhì)會(huì)粘附在冷卻管道上，造成冷卻管道清潔度降低，凝汽器換熱效果變差，凝汽器端差增大，凝汽器真空降低，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性變差。為保持凝汽器清潔度，目前凝汽器在線清洗應(yīng)用較多的有傳統(tǒng)膠球清洗技術(shù)、機(jī)器人清洗技術(shù)［1］、螺旋紐帶清洗技術(shù)［2］、超聲波在線清洗技術(shù)［3］、集中發(fā)球技術(shù)等。傳統(tǒng)膠球清洗技術(shù)收球率低，清洗范圍受限，人工成本及維護(hù)量大；機(jī)器人清洗技術(shù)清洗周期長(zhǎng)，投資、維護(hù)成本高；螺旋紐帶清洗技術(shù)不僅增加了凝汽器管束水阻、而且螺旋紐帶在管束內(nèi)轉(zhuǎn)動(dòng)時(shí)還會(huì)造成冷卻水管道磨損、泄漏；超聲波在線清洗技術(shù)由于技術(shù)條件限制，目前尚處于探索階段［4-5］。本文結(jié)合目前各種凝汽器清洗技術(shù)優(yōu)缺點(diǎn)，采用凝汽器多點(diǎn)集中發(fā)球技術(shù)對(duì)某電廠1 000 MW 機(jī)組進(jìn)行改造，并對(duì)改造前后性能進(jìn)行對(duì)比分析。

1 凝汽器端差影響因素

凝汽器端差是反映凝汽器性能的關(guān)鍵指標(biāo)，影響著機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性，凝汽器端差每降低1℃，發(fā)電煤耗減少約0.3%～0.5%。

低壓缸排汽溫度、冷卻水溫升、凝汽器端差、凝汽器實(shí)際總傳熱系數(shù)K計(jì)算公式分別為：

凝汽器壓力pk可根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式確定其表達(dá)式為

式中：ts為低壓缸排汽溫度；tw1為冷卻水入口溫度；Δt為冷卻水溫升；δt為凝汽器端差；tw2為冷卻水出口溫度；Dw為冷卻水流量；K為凝汽器實(shí)際總傳熱系數(shù)；Ac為凝汽器換熱面積；cp為冷卻水比定壓熱容。

根據(jù)上述公式可以看出：在凝汽器入口冷卻水溫度、冷卻水流量、凝汽器面積一定的情況下，凝汽器壓力取決于凝汽器端差，而凝汽器端差受凝汽器總傳熱系數(shù)影響，凝汽器冷卻管道清潔度的優(yōu)劣，直接影響著凝汽器總傳熱系數(shù)。當(dāng)凝汽器結(jié)垢、臟污時(shí)，清潔度劣化，凝汽器端差將會(huì)升高，造成凝汽器真空降低，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性降低。另外凝汽器管道臟污、結(jié)垢，還易導(dǎo)致化學(xué)點(diǎn)蝕等后果，使凝汽器使用壽命大大降低［6］。

2 機(jī)組凝汽器清洗裝置現(xiàn)狀及改造

2.1 現(xiàn)狀分析

某電廠8 號(hào)機(jī)組為1 000 MW 超超臨界汽輪機(jī)組，凝汽器設(shè)計(jì)為雙殼體、雙背壓、單流程，可在機(jī)組最大出力、循環(huán)冷卻水溫33 ℃，低壓/高壓凝汽器背壓分別不大于4.5 kPa/5.7 kPa工況下長(zhǎng)期運(yùn)行，設(shè)計(jì)循環(huán)水入口溫度21.5 ℃。循環(huán)水冷卻水系統(tǒng)為閉式循環(huán)，水源為城市中水。配置3 臺(tái)88LKXA-30.3型立式斜流循環(huán)水泵，揚(yáng)程30.3 m，一臺(tái)36LKXA-26型立式斜流輔助泵，揚(yáng)程26 m。循環(huán)泵前池裝有ZSB-5000 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，收球網(wǎng)為“∧”型，工作方式為定期或連續(xù)運(yùn)行方式。

2.1.1 膠球清洗裝置流程

膠球清洗裝置由膠球泵、裝球室、收球網(wǎng)、閥門(mén)等部件組成。其清洗流程：膠球泵將循環(huán)水升壓后，將裝球室的膠球沖進(jìn)凝汽器，經(jīng)“∧”型收球網(wǎng)將膠球收集，進(jìn)行下一個(gè)清洗過(guò)程，如圖1 所示。整個(gè)發(fā)球過(guò)程是連續(xù)的，每次清洗時(shí)間3～4 h。

2.1.2 傳統(tǒng)凝汽器膠球清洗裝置缺點(diǎn)

傳統(tǒng)凝汽器膠球清洗系統(tǒng)投球數(shù)量較少，每次投球1 000 個(gè)，清洗面積小；除第一次發(fā)球較為集中外，其他時(shí)間發(fā)球均分散。

清洗范圍受限制。由于凝汽器入口水室中間區(qū)域?yàn)橹魉髑易枇π?，因此大部分膠球始終在中間區(qū)域通過(guò)，導(dǎo)致其他區(qū)域無(wú)法得到清洗，長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行后管內(nèi)容易附著黏泥或者結(jié)垢。

收球網(wǎng)極易發(fā)生跑球現(xiàn)象，導(dǎo)致收球率降低?！啊摹毙褪涨蚓W(wǎng)采用兩側(cè)收球然后匯合到一個(gè)母管，水循環(huán)動(dòng)力差，易發(fā)生一側(cè)堵球狀況，導(dǎo)致收球率偏低。

膠球泵設(shè)計(jì)流量、揚(yáng)程較低，輸送膠球能力不足，導(dǎo)致收球率低，在冬季，單臺(tái)循環(huán)水泵運(yùn)行時(shí)收球率尤其突出。

2.2 多點(diǎn)集中發(fā)球技術(shù)改造

為增強(qiáng)凝汽器清洗效果，降低凝汽器端差，提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性，在大修期間對(duì)傳統(tǒng)凝汽器膠球清洗系統(tǒng)進(jìn)行了改造，將傳統(tǒng)凝汽器膠球清洗裝置改為多點(diǎn)集中發(fā)球清洗裝置，如圖2所示。

2.2.1 多點(diǎn)集中發(fā)球裝置流程

多點(diǎn)集中發(fā)球裝置由大容量膠球泵、膠球匯流器、裝球室、收球網(wǎng)、閥門(mén)等部件組成，清洗流程是先清洗低壓凝汽器，再對(duì)高壓凝汽器進(jìn)行清洗。

啟動(dòng)膠球泵后，開(kāi)啟發(fā)球閥、低壓凝汽器進(jìn)球閥，保持高壓凝汽器進(jìn)球閥關(guān)閉，先將膠球打入低壓凝汽器，5 s 后發(fā)球閥關(guān)閉；膠球經(jīng)高壓凝汽器進(jìn)入收球網(wǎng)，收球網(wǎng)將膠球回收進(jìn)入?yún)R流器，匯流器是轉(zhuǎn)速為5 r/min 電動(dòng)旋轉(zhuǎn)閥，交替實(shí)現(xiàn)一側(cè)收球，膠球經(jīng)膠球泵后進(jìn)入裝球室；回水經(jīng)濾網(wǎng)、出口閥進(jìn)入凝汽器循環(huán)水進(jìn)水管道；收球5 min，低壓凝汽器清洗完成。

開(kāi)啟發(fā)球閥、高壓凝汽器進(jìn)球閥閥，保持低壓凝汽器進(jìn)球閥關(guān)閉，將膠球打入高壓凝汽器水室，5 s后發(fā)球閥關(guān)閉；膠球經(jīng)高壓凝汽器進(jìn)入收球網(wǎng)，收球網(wǎng)將膠球回收進(jìn)入?yún)R流器，膠球經(jīng)膠球泵后進(jìn)入裝球室；熱水經(jīng)濾網(wǎng)、出口閥進(jìn)入凝汽器循環(huán)水進(jìn)水管道，高壓凝汽器清洗完成；根據(jù)指令自動(dòng)進(jìn)行下一個(gè)清洗過(guò)程。

2.2.2 多點(diǎn)集中發(fā)球裝置優(yōu)點(diǎn)

投球率、收球率高。一次投球2 500 個(gè)，管束充滿(mǎn)度高，收球率達(dá)到95%以上。

膠球輸送動(dòng)力強(qiáng)。采用大容量膠球泵，發(fā)球時(shí)間≤2 s，膠球集中進(jìn)入凝汽器數(shù)量大。

清洗效果好。每次發(fā)球都可以實(shí)現(xiàn)大流量集中、斷續(xù)發(fā)球，并能實(shí)現(xiàn)高、低壓凝汽器交替清洗。每次發(fā)球后關(guān)閉發(fā)球閥立即進(jìn)行收球，然后根據(jù)指令再進(jìn)入下一個(gè)清洗流程。中間區(qū)域由于管束進(jìn)球后阻力變大，從而可以保證其他膠球能夠進(jìn)入管道邊緣，能夠清洗大部分管束。

自動(dòng)化程度高，操作簡(jiǎn)單，人工操作量減少。

3 改造后效果分析

3.1 改造前后凝汽器冷端數(shù)據(jù)采集

8 號(hào)機(jī)組于2020 年4 月6 日停機(jī)大修，于7 月11日開(kāi)機(jī)并網(wǎng)。大修期間，將傳統(tǒng)膠球清洗裝置改為多點(diǎn)集中發(fā)球清洗裝置。采集2019 年7—10 月和2020 年度7—10 月機(jī)組負(fù)荷1 025 MW、1 000 MW、800 MW、620 MW 的運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，比較改造前、后凝汽器性能變化及工作狀況，詳細(xì)數(shù)據(jù)采集見(jiàn)表1、表2、表3。

3.2 改造前后凝汽器冷端數(shù)據(jù)對(duì)比分析

膠球清洗系統(tǒng)改造后，高、低壓凝汽器排汽溫度、端差、真空運(yùn)行指標(biāo)都有不同程度改善。比較4組運(yùn)行平均數(shù)據(jù)，機(jī)組負(fù)荷860 MW，冷卻水入口溫度24.3 ℃時(shí)，凝汽器膠球系統(tǒng)改造前后冷卻水溫升僅改變0.08 ℃，因此可忽略冷卻水溫升對(duì)凝汽器真空的影響。改造前、后機(jī)組低壓缸排汽溫度、凝汽器端差降低1.33 ℃、1.34 ℃，凝汽器真空提高0.52 kPa，影響發(fā)電煤耗可降低約1.2 g/kWh。

圖1 傳統(tǒng)膠球清洗裝置流程

圖2 多點(diǎn)集中發(fā)球清洗裝置流程

表1 膠球清洗系統(tǒng)改造前數(shù)據(jù)采集

表2 膠球清洗系統(tǒng)改造后數(shù)據(jù)采集

表3 膠球清洗系統(tǒng)改造前后數(shù)據(jù)對(duì)比

4 結(jié)語(yǔ)

凝汽器多點(diǎn)集中發(fā)球清洗技術(shù)，能夠提高凝汽器冷卻水管道清潔度，降低凝汽器端差，提高凝汽器運(yùn)行真空，并且該技術(shù)自動(dòng)化程度高，節(jié)省了大量的人力，能夠幫助火電企業(yè)降低生產(chǎn)成本，提高經(jīng)濟(jì)收益，具有廣泛的推廣價(jià)值。