循環水泵變極后凝汽器膠球清洗裝置存在的問題與對策
對循環水泵電動機進行變極改造后，低速循環水泵運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行了分析，通過改進膠球投運條件，低速循環水泵運行時收球率達到95%以上，可滿足凝汽器清洗需要。
1機組概況
裝設2臺650MW發電機組，每臺機組配置了2臺96LKXA－25型離心式循環水泵，其設計流量為9.50/13.72m3/s，揚程為28.3/22.1m，轉速為372r/min，設計運行方式為冬季1臺機組配1臺循環水泵運行，夏季2臺機組配3臺循環水泵運行。為了響應國家節能減排的號召，降低機組的廠用電率，2008年10月，該公司利用#2機組大修的機會，對C循環水泵電動機進行了變極改造，2009年3月，利用#1機組大修的機會，對A，B循環水泵進行了變極改造。該公司循環水泵電動機原極數為16極，經改造后極數變為18極，改造完成后，該公司實行循環水泵優化運行方案，每年10月開始基本采用單機單臺低速循環水泵運行的方式，直到次年4月中旬才轉為單機單臺高速循環水泵運行方式。低速泵持續運行時間約為半年，低速循環水泵運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機組凝汽器膠球清洗裝置系統主要是借助水流的作用將大于凝汽器鋼管內徑的海綿膠球擠進凝汽器鋼管，對凝汽器鋼管進行擦洗，維持凝汽器鋼管內壁清潔，保證凝汽器設計換熱效率不下降，從而保證凝汽器的端差和汽輪機排汽壓力在規定的范圍內;同時避免凝汽器鋼管內壁腐蝕，改善運行條件，延長機組壽命。
主要技術參數:廠家設計收球率，95%，膠球投入系統后1個月內不更換;收球網，開關型油缸驅動，出、入口管規格為DN2400;收球網網板，隔柵型，隔柵間隙為7mm;運行水阻壓力，＜3000Pa;膠球泵流量，10～25kg/s;出口壓力，110～140kPa;膠球規格，o26mm，冬季流量較低時采用o25mm的膠球;凝汽器鋼管規格，o25mm×0.5mm。
3低速循環水泵運行時膠球清洗裝置收球率低的原因分析
由于低速循環水泵運行時出口壓力只有0.16MPa，循環水流量減少較多，循環水進入凝汽器的進、出水差壓下降至0.02MPa，高速循環水泵運行時出口壓力為0.17MPa，凝汽器循環水進、出水差壓達到0.03MPa。低速泵運行投入凝汽器膠球清洗裝置時因進、出水差壓偏小，水動力不足以推動膠球進入比膠球直徑小1mm的鋼管內流動，部分膠球不能順暢通過凝汽器鋼管而卡在凝汽器鋼管內或停留在凝汽器水室中，順暢通過凝汽器鋼管的膠球數量下降。隨著膠球的不斷循環，越來越多的膠球卡在鋼管內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沒有得到膠球的清洗，凝汽器清洗效果達不到標準要求。
4提高凝汽器膠球收球率的對策
4.1對策
投運膠球清洗裝置前增啟1臺循環水泵運行。增啟循環水泵后循環水母管壓力達到0.18MPa，凝汽器循環水進、出水差壓達到0.05MPa，膠球應能順暢，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，收球率達到99%以上，效果極佳;但膠球清洗裝置投運1次需要4h左右，期間增啟的循環水泵要一直運行，膠球清洗裝置停運后方可停止增啟的循環水泵。增啟的循環水泵按低速泵功率為3000kW計算，每次投運膠球清洗裝置要多耗電12MW·h，按每5d投運1次膠球清洗裝置計算，每月投運6次多耗電72MW·h，發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計值4.95℃以下。
4.2新方法探索
2011年10月，隨著環境溫度的下降，該公司循環水泵又轉為低速泵運行，該公司發電部設想在低速循環水泵運行期間采取關小凝汽器單側循環水流道出水門的方式，提高正常側循環水流道的進、出水差壓，使正常側循環水流道的流動狀態達到高速循環水泵運行時的流動狀態。此時投入正常側循環水流道的膠球清洗裝置運行，可達到良好的清洗效果和較高的膠球收球率。2011－10－19，在#2機組320MW負荷工況下做了1次運行中關小凝汽器A流道循環水出水電動門的試驗，其數據見表1。
根據試驗數據及現場情況分析如下:
(1)試驗過程中循環水A流道出水電動蝶閥小關至20°,在關小過程中，循環水管道及凝汽器設備沒有發生異常振動，表明該操作使循環水系統流體改變流動阻力后不會對系統產生安全影響，具有可操作性。
(2)在循環水A流道出水電動蝶閥由90°關小至60°的過程中，機組的所有參數都沒有發生變化，可采用連續關小的方式操作，關小到60°以后宜采用間斷操作的方式。
(3)循環水A流道出水電動蝶閥關至40°以下并繼續關小時參數變化較敏感，每關小5°應停留一段時間，可使參數穩定。
(4)在試驗過程中，循環水A流道出水電動蝶閥關至40°時真空度未發生變化，此時循環水B流道進、出水差壓上升至0.03MPa并穩定，已接近單臺高速泵運行時的差壓(查歷史趨勢，單機單臺高速泵運行時循環水A/B流道的進、出水差壓為0.03～0.04MPa)，是投入B流道膠球清洗裝置運行較理想的狀態點。
(5)在試驗過程中，循環水A流道出水電動蝶閥關小后該側循環水流道進、出水差壓逐漸減少，關到40°時差壓為零，表明在這種狀態下A流道不宜投運膠球清洗裝置，否則，收球率將極低。
機組負荷在350MW以下時，建議將凝汽器單側循環水出水電動蝶閥關至35°~40°,停留投入另一側循環水流道膠球清洗裝置運行，此時對機組真空度基本上沒有影響，即使在操作過程中凝汽器單側循環水出水門全關了也有單側凝汽器在運行，不會影響機組的安全運行。
5關小單側循環水流道出水門試驗效果檢驗
對關小單側循環水流道出水門試驗結果進行分析后，2011－10－20T23:20，該公司將#2機組循環水B流道出水門關小至35°,投運循環水A流道膠球清洗裝置1次，清洗70min，收球150min;2011-10－24白班，聯系檢修人員對#2機組循環水A流道裝球室清點膠球1次，存球950個，原存球為1000個，計算膠球投運收球率為95%，基本滿足要求。
表1運行中關小A流道循環水出水電動門的試驗數據
項目參數
A流道出口門開度/(°) 90 80 70 60 50 40 35 30 25 20
C循環水泵電流/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流道循環水進水壓力/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流道循環水進水壓力/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濟指標，成立了攻關小組，先后摸索出增啟循環水泵和關小凝汽器單側循環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
比數據見表2。
表22011年凝汽器端差完成情況及對發電煤耗的影響
參數 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機組技術經濟指標與發電煤耗敏感性分析，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)，按全年發電量60億kW·h、標煤單價1000元/t計算，全年可節約發電成本600萬元，節能效果十分可觀，可為其他電廠膠球清洗裝置的運行調整提供參考。
