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300mw机组凝汽器胶球清洗装置管道阀门系统的改造 1 影响机组凝结器胶球清洗装置收球率低的因素分析 该凝汽器胶球清洗装置是保证购车冷水装置长期稳定高效的重要设备。通过投运胶球清洗装置可以有效地保持凝汽器水侧的最佳清洁度, 降低温度端差, 提高传热效果, 减少循环水量, 提高机组真空水平, 从而使机组热耗下降, 节省燃料, 增加发电量。 目前, 我国300 MW汽轮发电机组普遍存在凝结器胶球清洗装置收球率低或根本不能运行的情况。湘潭电厂2×300 MW机组凝汽器胶球清洗装置系统自安装投产以来亦存在收球率低的问题。通过分析, 结合对胶球清洗系统改造的试验过程和对不同厂家生产的胶球进行试运的试验数据进行分析, 找到了影响胶球清洗装置收球率低的诸多原因及其解决方法。在2002年度1号机组第2次大修中, 对凝汽器左侧胶球清洗装置设备管道阀门系统进行了改造, 取得了理想的效果。 2 橡胶清洗机和设备介绍 2.1 u3000冷却 N-18250-2型凝结器为单壳体、双流程、表面式换热器, 冷却面积为18 250 m2, 铜管ue001φ25×1 mm 21 800根, 冷却水量33 600 t/h, 冷却水流速2 m/s。 2.2 凝结器的装球过程 胶球清洗装置主要由SF收球网、Z-300-Ⅱ型装球室、125SS-21型胶球泵、分汇器、管道阀门系统、控制保护系统等组成。 合适的海棉胶球浸水后湿态比重应为1.00～1.15 g/cm3, 海棉胶球湿态时的直径比凝结器铜管内径大1～2 mm。胶球从装球室手孔处投入系统, 胶球被胶球泵送入凝结器循环水进水管内, 球随水流进入凝结器进水室, 扩散后的胶球均匀分布进入铜管, 并被挤压通过达到凝结器的后水室, 将附着在铜管内壁上的污垢带走, 散入水流中, 再随水流通过铜管回到凝结器循环水出水室, 经出口管上的收球网把水流中的球回收, 由胶球泵抽出送入装球室, 如此循环。根据管路长短不同, 胶球每完成一次循环清洗的时间为20～40 s, 当清洗装置运行30/60 min后, 每个球可擦洗 (90～45) / (180～90) 根次铜管, 因此, 只要投入管子总数10%左右的球, 就可以清洗全部数目的铜管每根4次以上。 3 凝结器内部管道布置不合理 1号机组凝汽器胶球清洗装置设备管道阀门系统存在以下主要问题:a.收球率低 (几乎为0) ;b.设备存在的缺陷多, 如控制系统运行不正常、阀门泄漏和开关困难等;c.胶球清洗管路布置不合理, 管道长、弯头多、管径偏小;d.控制、操作装置的布置位置不合理, 胶球泵布置在凝结器底部, 环境潮湿, 运行操作不方便等;e.收球网的出口部分设计不合理, 胶球不能顺利地回到胶球泵的收球管内, 外侧 (离胶球泵远的一侧) 收球网出口处集胶球较多;f.球网前端的波纹补偿节 (膨胀节) 内的护环与外壳体的装配间隙大小不均, 当胶球随循环水进入到收球网腔内时, 在混乱无序的水流旋涡力量的作用下, 部分胶球被迫进入到护环与壳体的夹缝中, 造成胶球丢失现象。 4 凝汽器胶球清洗装置收球率低的原因分析 4.1在1999年1号机进行第1次检查性大修中, 针对上述缺陷, 对1号机胶球清洗装置及凝结器右侧水室进行了改造, 主要采取了以下措施:a.凝结器水室堵死角;b.将胶球泵、装球室等从凝结器底部移至凝结器外;c.取消了胶球泵全自动控制装置;d.胶球泵进口管由ue001φ108 mm改为ue001φ133 mm, 出口管由ue001φ89 mm改为ue001φ108 mm;e.收球网胶球出口斗加大;f.管道系统减少了弯头、转角, 减少了水流管道损失。 采取上述改造措施后, 对1号机胶球清洗系统进行清洗收球试验:循环水进水压力:0.06 MPa, 投胶球清洗1 h后收球0.5 h, 左侧收球量为0, 右侧收球量为181只 (收球率为22.5%) 。从试验结果可以看出, 通过对胶球清洗系统管道系统进行改造, 缩短管路, 减少管路阻力以后, 胶球清洗装置收球率有了一定程度提高, 但不理想。 经现场反复试验和统计, 从装球室投入的胶球, 有近2/3存留在凝结器的后水室里, 有近1/6积集在凝结器前出水室和收球网出球斗处, 球不能回到装球室内, 从装球室收到的球约1/6。 4.2分析认为导致凝汽器胶球清洗装置收球率低的主要原因为: a.国产胶球质量问题。按要求胶球浸水后的比重应达到1.00～1.15 g/cm3, 即胶球在湿态时应能停留在水中的任意位置, 并且有较好的弹性。现在购回的国产胶球在水中浸泡24 h后, 仍然全浮在水面上, 比重不到0.88 g/cm3, 弹性不足, 也容易破碎。这样胶球在运行中, 不能随水流来回通过凝结器的铜管, 有部分胶球悬浮在凝结器的进、出水室的顶部, 导致收球率低, 起