100MW汽轮机组胶球清洗装置存在的问题与对策
时间：2020-12-13 08:05:04 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
(神华准能公司 发电厂，内蒙古 薛家湾 010300)
摘 要：
文章针对神华准能公司发电厂两台100MW 机组的凝汽器胶球清洗装置在投运过程中出 现的问题进行了分析和探讨，并实施了一系列的改造方案。实践表明，实施的方案是可行和 有效的，成功地将四套胶球清洗装置投入运行并取得明显效果。
关键词：汽轮机组；
胶球清洗装置；
发电厂
中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：[HT K]1007—6921(2009)20—0116—02
神华准能公司发电厂两台100MW 机组的凝汽器胶球清洗装置是山东青岛电站辅机厂的早期产 品。全套胶球清洗装置由二次滤网、装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成，收球网为 带上下收球网的活动栅格方箱型，型号DHS-1400 ，规格1410×2200mm ，配套的胶球输送泵 为输送胶球专用的125SS-12型离心泵，装球室型号JOZ-400 属于我国胶球清洗装置典型的第 二代产品。其安装困难，结构复杂，材料消耗多，操作和维护不便，故障率高，加上制造质 量的问题，收球率始终达不到设计要求的95％以上。众所周知，保持凝汽器较高的真空和 较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以100MW 机组为例，汽轮机背压增高 0.001MPa ，将导致热耗增加61.1KJ/Wh ，煤耗增加2.42KJ/Wh ；
凝汽器端差升高1℃，将导 致热耗增加19.02KJ/Wh，煤耗增加0.732KJ/Wh。凝汽器管束的脏污，使换热系 数变 小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投运，能及 时清除凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定清洁度，对防止结垢起到了非常重要的 作用。神华准能公司发电厂投产初期对此认识不够，认为循环水为闭路循环，水源较为干净 ，1992年～1994年底曾间断投运胶球清洗装置，但胶球回收率很不理想，最好的不足80% ，最差的根本收不到胶球，而且收到的胶球有一部分被切为两半，收球室振动大，胶球泵轴 承经常损坏。据了解，其他电厂也有类似情况出现，同类型胶球清洗装置在全国的使用情况 也不尽理想，所以两年间一直中断运行。1995 年发现铜管结垢严重，直接危及机组的安全 运行和机组的经济性。为此，我们对热血传奇私服凝汽器铜管进行了人工捅洗，但是投运一段时间后解体 检查铜管又结垢了，后来我们到周边电厂进行了多方面的调查和研究，着手进行有目的的相 关试验、运行分析和结构检查，逐步找出了影响收球率不高的原因和收球系统的其他缺陷， 并着手进行了改造。经改造后投运胶球清洗装置效果明显，进一步证明改造措施是成功和有 效的。
1 存在的问题
神华准能公司发电厂两台100MW机组分别于1992年12月和1993年6月份投产，机组投产时曾试 投胶球清洗装置，均未能成功，所以后来只是间断投运。临修检查，也没有发现什么问题， 起机后投运胶球装置，情况也不理想，四套胶球清洗装置，投运5h后收球，最好的两套 一号机甲侧, 二号机乙侧收球率均不足80% ，另外两套几乎为零。1995年4 月起中断投球。
机组投产3年左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝汽器硬度超标，机组因此而被迫多次 停运找漏、堵漏。仅1994 年、1995 年两年间就发生过多次泄漏。检查铜管，发现内壁结垢 较严重，厚度达0.5mm～1mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀和铜管堵塞。经查资 料表明铜管确有容易发生垢下腐蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击捅洗铜管来清 除污垢。但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解 决。要彻底清洗铜管内壁，避免结垢，只有对胶球清洗装置进行改造，使得胶球系统能够正 常投运，发挥其在线运行，清洗效果才能明显的体现。
2 原因分析及处理
在后来投入胶球清洗装置时，在冷却塔发现大量胶球，说明漏球现象严重。在每次打开收球 网人孔检查时，发现收球网上粘有部分胶球粘连在收球网上。在收球时发现有胶球被切为两 半，而且胶球泵启动后，收球室震动大、胶球泵轴承温度高，说明胶球泵设计不合理。对收 球率不高的原因和胶球泵设计不合理的原因我们进行了分析。
2.1 二次滤网
胶球在管中只能依靠循环水作动力，清除冷却水管内壁上的薄层淤泥或水垢。若循环水中含 有较多的杂物，如水生动物、垃圾、碎石及各种有机物，不仅会堵塞二次滤网，使循环水压 差减小，流量减小，从而不利于胶球的循环，而且会堵塞凝汽器的管孔，妨碍胶球的通过。
流量的减小会导致循环水的温升较明显，尤其是含有较多的纤维物质，只能用人工机械的方 法进行清洗。
2.2 凝汽器的检查和处理
我国大多数凝汽器的设计均未考虑胶球清洗装置的运行，我们对凝汽器结构与胶球清洗装置 的适用性作出了全面的检查。①进出口水室的流程隔板与水室盖板的衔接处的狭缝可能引 起水流的倒串，导致胶球卡于此处，此次改造对该类狭缝进行了全面的封堵。②凡是新 更换的凝汽器铜管严格按国家标准进行检查、验收、排除瘪管；
冷却管伸出管板的长度亦严 格执行国家的有关标准，防止在此行成死区，彻底清除水室及管中的一切杂物，确认清洁之 后方可封闭。
2.3 收球网的检查和处理
几次投运过程中发现收球网处于收球位置时，凝汽器循环水的压力均有微量的提高，说明其 压损较大，堵塞现象严重。解体发现，由于长时间未投该装置，致使大、小收球网格结垢严 重，在网栅和管筒内环上发现大量的污垢片和锈片。它们的存在使栅格流通面积减小，水的 流速加大，胶球可能卡在收球网的栅板上，又加剧了胶球的堵塞，形成了恶性循环。采取人 工机械的方法钻入人孔对网格及收球网相应筒环内壁上的水垢进行了认真的清除。对操作机 构进行检查发现，四只小收球网传动杆上直径8mm的销子为普通碳钢，刚度不足常易发生 疲劳断裂，致使行程开关显示为收球位置而实际上并没有关严。改造时采用的处理方法是用 1Cr18Ni9Ti 不锈钢材料加工销子取而代之。收球网处于收球位置时，网的上下沿应分别与 循环水管壁和下方箱的上沿贴合，有文献表明如果它们的间隙＞6mm ，则容易出现跑球或 卡球的现想象。我们分别将大、小收球网处于收球位置，进入人孔内检查收球网与筒环配合 情况，发现一号机甲侧、二号机乙侧大收球网与筒环配合不好，局部有较大间隙，最宽达15 mm 。另外下方箱的小滤网条栅分布不均匀。个别小收球网也因水垢卡涩，有关不到位的情 况。为此我们采用了在收球网局部加小圆钢焊接于边缘，使之配合良好，对下方箱小滤网栅 格间隙宽处焊接小圆钢，使之不致跑球，同时对下部小收球网上的污物进行了彻底的清除， 并对其作了相应调整直至能灵活开关。
2.4 胶球泵及管道和附件的检修
我们对胶球泵进行了改进，在胶球泵的出入口加装了橡胶补偿器，解决了胶球泵切球、轴承 温度高和收球室振动的缺陷。对泵进出口门、收球室及收球网关断阀传动杆进行了检修和更 换。
2.5 胶球的选用
胶球进入凝汽器铜管内后，靠与管壁的接触环带所提供的擦拭进行清洗，它的质量不但影响 清洗效果，而且关系到收球率，改造与修复后的试运，根据管内径选用直径24mm 优质海绵 球取代原直径25mm 的海绵球，它有耐磨、柔软富有弹性、硬度适中、气孔均匀、玷污易脱 落等优点。
2.6 操作细则和管理体制
检修方面首先完善了每日一次的清洗，由专人负责，落实到班组，并明确一些操作上的措施 ，如正确的投球数量；
根据凝汽器的端差、真空等特性参数和胶球的直径、外观等对清洗效 果及时评价，以便及时更换胶球最多不超过90 次累计次数；
投运时注意循环水的压力，保 持合理的循环水压力。
3 改造后的效果和评价
改造处理后再次投运胶球清洗装置，每天5h，收球率在95 ％以上。二号机1996年5月小 修、1号机1996年8 月大修后至今凝汽器端差一直保持在6℃，真空度大为好转。大、 小修时检查凝汽器铜管其内壁洁净，基本无垢，取得明显效果。
4 结束语
神华准能发电厂两台机组的4四套胶球清洗装置之所以一段时间投入没有效果，收球率低， 关键原因在于收球网装置的制造和安装工艺差，投运初期没有及时进行调试，另外二次滤网 的堵塞亦阻碍了胶球装置的投运。另外胶球清洗装置的调试和试运应随机组的试生产及时投 入运行。目前制造厂无技术标，电厂也没有技术标准，往往凝汽器管束脏污后再进行清洗， 管束的脏污制约了胶球清洗装置的正常投运，而胶球清洗装置的闲置又进一步加剧了凝汽器 管束的脏污，陷入了比较被动的局面。只有加强胶球清洗装置的维护和管理才能使胶球清洗 装置发挥有效功能。实践表明，必须健全跟踪运行技术参数记录，健全管理制度才能保证胶 球清洗装置的正常投入。
