循环水泵变极后凝汽器胶球清洗装置存在的问题与对策

第34卷第10期华电技术Vol. 34 No. 102012年10月Huadian TechnologyOct. 2012循环水泵变极后凝汽器胶球清洗装置存在的问题与对策肖承明(国电黄金埠发电有限公司,江西余干335101)摘要:国电黄金埠发电有限公司对循环水泵电动机进行变极改造后,低速循环水泵运行时凝汽器胶球清洗装置的收球率极低(50%以下)。对胶球收球率低的原因进行了分析,通过改进胶球投运条件,低連循环水泵运行时收球率达到95%以上,可满足凝汽器清洗需要。关键词:循环水泵;变极;胶球清洗装置;收球率;措施中图分类号:TK 264.11文献标志码:B文章编号:1674 - 1951 (2012)10 -0049 -03蚀,改善运行条件,延长机组寿命。1机组概况主要技术参数:厂家设计收球率, 95% ,胶球投国电黄金埠发电有限公司装设2台650MW发人系统后1个月内不更换;收球网,开关型油缸驱电机组,每台机组配置了2台长沙水泵厂生产的动,出、人口管规格为DN 2 400;收球网网板,隔栅96LKXA- 25型离心式循环水泵,其设计流量为型,隔栅间隙为7 mm;运行水阻压力，<3000 Pa;胶9. 50/13. 72 m'/s,扬程为28. 3/22.1 m,转速为372球泵流量,10~25 kg/s;出口压力, 110 ~ 140 kPa;胶r/ min,设计运行方式为冬季1台机组配1台循环水球规格,26mm,冬季流量较低时采用B25mm的胶泵运行,夏季2台机组配3台循环水泵运行。为了球;凝汽器钢管规格,B25mmx0.5mm。响应国家节能减排的号召,降低机组的厂用电率,2008年10月,该公司利用*2机组大修的机会,对C3低速循环水泵运行时胶球装置收球率低循环水泵电动机进行了变极改造,2009年3月,利的原因分析用"1机组大修的机会,对A,B循环水泵进行了变极改造。该公司循环水泵电动机原极数为16极,经由于低速循环水泵运行时出口压力只有0. 16改造后极数变为18极，改造完成后,该公司实行循MPa,循环水流量减少较多,循环水进人凝汽器的环水泵优化运行方案,每年10月开始基本采用单机进、出水差压下降至0.02MPa,高速循环水泵运行单台低速循环水泵运行的方式,直到次年4月中旬时出口压力为0.17 MPa,凝汽器循环水进、出水差才转为单机单台高速循环水泵运行方式。低速泵持压达到0. 03 MPa。低速泵运行投人凝汽器胶球清续运行时间约为半年,低速循环水泵运行时投人凝洗装置时因进、出水差压偏小，水动力不足以推动胶汽器胶球清洗装置后,胶球收球率低至50%以下，球进入比胶球直径小1mm的钢管内流动，部分胶球凝汽器得不到有效清洗,凝汽器端差居高不下。不能顺畅通过凝汽器钢管而卡在凝汽器钢管内或停留在凝汽器水室中,顺畅通过凝汽器钢管的胶球数2胶球清洗装置量下降。随着胶球的不断循环，越来越多的胶球卡该公司"1, *2机组凝汽器胶球清洗系统由上在钢管内或停留在凝汽器水室中,造成胶球装置收海达极水技术工程有限公司配套、德国达极公司生球率很低;同时,因部分凝汽器钢管内没有得到胶球产。主要是借助水流的作用将大于凝汽器钢管内径的清洗,凝汽器清洗效果达不到标准要求。的海绵胶球挤进凝汽器钢管,对凝汽器钢管进行擦4提高凝汽器胶球收球率的对策洗,维持凝汽器钢管内壁清洁,保证凝汽器设计换热效率不下降,从而保证凝汽器的端差和汽轮机排汽4.1 对策压力在规定的范围内;同时避免凝汽器钢管内壁腐投运胶球中国煤化工运行。增启循环水泵后循THCN M H MPa,凝汽器收稿日期:2012 -03 -27循环水进、出水差压达到u.USMra,胶球应能顺畅.●50.华电技术第34卷地通过凝汽器钢管。2011年3月按照这种方式试可采用连续关小的方式操作,关小到60°以后宜采投胶球清洗装置,收球率达到99%以上,效果极佳;用间断操作的方式。但胶球清洗装置投运1次需要4h左右,期间增启的(3)循环水A流道出水电动蝶阀关至40°以下循环水泵要一直运行 ,胶球清洗装置停运后方可停.并继续关小时参数变化较敏感,每关小5°应停留-止增启的循环水泵。增启的循环水泵按低速泵功率段时间,可使参数稳定。为3000kW计算,每次投运胶球清洗装置要多耗电(4)在试验过程中,循环水A流道出水电动蝶12MW . h,按每5d投运1次胶球清洗装置计算,每阀关至40°时真空度未发生变化,此时循环水B流月投运6次多耗电72MW●h,发电厂用电率会有所道进、出水差压上升至0. 03 MPa并稳定,已接近单升高。在没有想到更好的办法以前,2011年3月和台高速泵运行时的差压(查历史趋势,单机单台高.4月采用了这种方法投运凝汽器胶球清洗装置,在速泵运行时循环水AB流道的进、出水差压为此期间,清洗效果良好,凝汽器端差降到了设计值0. 03 ~0.04 MPa) ,是投入B流道胶球清洗装置运行较理想的状态点。4.95 C以下。(5)在试验过程中,循环水A流道出水电动蝶4.2新方法探索2011年10月,随着环境温度的下降,该公司循阀关小后该侧循环水流道进、出水差压逐渐减少,关环水泵又转为低速泵运行,该公司发电部设想在低到40°时差压为零,表明在这种状态下A流道不宜速循环水泵运行期间采取关小凝汽器单侧循环水流投运胶球清洗装置,否则,收球率将极低。道出水门的方式,提高正常侧循环水流道的进、出水机组负荷在350 MW以下时，建议将凝汽器单差压,使正常侧循环水流道的流动状态达到高速循侧循环水出水电动蝶阀关至35° ~40°停留投入另环水泵运行时的流动状态。此时投人正常侧循环水一侧循环水流道胶球清洗装置运行,此时对机组真流道的胶球清洗装置运行,可达到良好的清洗效果空度基本上没有影响,即使在操作过程中凝汽器单和较高的胶球收球率。2011 -10- 19,在"2机组侧循环水出水门全关了也有单侧凝汽器在运行,不320MW负荷工况下做了1次运行中关小凝汽器A会影响机组的安全运行。流道循环水出水电动门的试验,其数据见表1。5关小单 侧循环水流道出水]试验效果检验根据试验数据及现场情况分析如下:对关小单侧循环水流道出水门试验结果进行分(1)试验过程中循环水A流道出水电动蝶阀最析后,2011-10 -20 T 23 :20,该公司将*2机组循环小关至20° ,在关小过程中,循环水管道及凝汽器设水B流道出水门关小至35°,投运循环水A流道胶备没有发生异常振动,表明该操作使循环水系统流球清洗装置1次,清洗70 min,收球150 min;2011 -体改变流动阻力后不会对系统产生安全影响,具有10-24白班,联系检修人员对"2机组循环水A流可操作性。道装球室清点胶球1次,存球950个,原存球为.(2)在循环水A流道出水电动蝶阀由90°关小1000个,计算胶球投运收球率为95% ,基本满足至60°的过程中,机组的所有参数都没有发生变化，要求。表1运行中关小 A流道循环水出水电动门的试验数据项目参数A流道出口门开度/(°)807(504(353(2:20C循环水泵电流/A283283303133高压凝汽器真空度/kPa95.52 95.52 95.52 95.52 95.52 95.50 95.45 95.39 95.21 94. 97低压凝汽器真空度/kPa96.497 96.497 96.497 96.497 96.500 96.510 96.490 96.480 96.380 96.200高压凝汽器排气温度/C31.47 31. 4731.47 31.47 31. 3731.3731.57 31.8732.07 32. 6(低压凝汽器排气温度/C28.90 28.90 28.90 28.90 28.71 28. 8028. 8028.90 29. 4029. 11A流道循环水进水压力/MPa.14 0.140.14 0.14 0.14 0.15 0.15 0.15 0.16 0. 16A流道循环水出水压力/MPa0.120. 130.150.160. 16A流道循环水出水温度/C30.530.530.5 30.531.4 32.3 33. 3B流道循环水进水压力/MPa0.13 0.13 0.13 0.13 0.14中国煤化工B流道循环水出水压力/MPa0.110.11 0.11THCN MHGo.12B流道循环水出水温度/心0.2 30.230.2 30.30.130.0 30.029.9 30.0 30.2第10期肖承明:循环水泵变极后凝汽器胶球清洗装置存在的问题与对策.51.动门的方法,取得了较好的效果,年度凝汽器胶球平6采取对策后的效果2011年3月以来,该公司高度重视凝汽器胶球均收球率达到了9S%以上,凝汽器钢管的清洁度得收球律率低这- -经济指标 ,成立了攻关小组,先后摸到了保证,与2010年相比,凝汽器端差下降明显,对索出增启循环水泵和关小凝汽器单侧循环水出水电比数据见表2。表22011 年凝汽器端差完成情况及对发电煤耗的影响4月5月;月7月8月9月10月11月 12月2010年端差/C .4.673.523.622. 933.375. 394.575.418.372011年端差/C3.943.23 2.83 3. 012.753.052.973.26.5.63端差变化/心↓0.73 ↓0.29 ↓0.79 ↑0.08 ↓0.62 ↓2.34 ↓1.60 ↓2.15 ↓2.74 .煤耗变化[g.(kW .h)"]↓0.48↓0.19 ↓0.52↑0.05 ↓0.41 ↓1.54 ↓1.06 ↓1.42 ↓1.81按各月平均值计算, 2011 年4- -12 月凝汽器端参考文献:差与2010年相比下降1.24C。按600 MW机组技术经济指标与发电煤耗敏感性分析,凝汽器端差每[1]郭 立斌.提高凝汽器胶球清洗装置收球率的措施[J].华下降1 C煤耗下降0. 66g/(kW●h) ,可降低供电煤.电技术, 2009,31(5):57 -58.耗0.82g/(kW●h);按1个年度计算,煤耗可下降[2]邵飞跃.进口350MW机组凝汽器胶球清洗系统改造[J].华电技术,2008 ,30(8):41 -43.1. 00g/(kW●h) ,按全年发电量60亿kW●h、标煤(编辑:刘芳)单价1000元/l计算,全年可节约发电成本600万作者简介:元，节能效果十分可观，可为其他电厂胶球清洗装置肖承明(1972- -),男,江西萍乡人,工程师,从事汽轮机的运行调整提供参考。专业技术管理方面的工作( E-mi:iipexcm@ 163. com)。(上接第48页)故障。国电力出版社,2001.在系统远方故障切除后,虽然负序电压衰减缓[2]路进升,张长彦,闫学广,等.自并励发电机相间短路电慢或者频率的变化等导致计算的负序电压满足负序流计算及保护配置和动作行为分析[J].电力系统保护电压判据,但由于去除了电流记忆环节,此时故障电与控制,2009 ,37(13) :63 -67.流已经消失,保护仍然可以有效(不动作),避免了[3]兀鹏越,侯瑞,杨奎刚,等.发电机记忆过流保护动作分系统远方故障切除造成误动的可能。析[J].电力建设,2012,33(1):57 -60.该保护原理充分反映了自并励系统发生短路故[4]陈信良.复压过流保护若干问题的探讨[ C]//福建省科障时电流和电压的对应关系,有效解决了自并励系学技术协会第七届学术年会分会场一提高水力 发电统远方故障切除时保护误动的问题,在发生机端三技术促进海西经济建设研讨会论文集.福州:中国水力相短路时,还可以解决主保护切除故障后低压记忆发电工程学会,福建省水力发电工程学会,福建省科学过流保护和复压记忆过流保护再动作一次的问题。技术协会,2007 :300 - 303.3结束语(编辑:白银雷)分析了小容量自并励机组系统远方故障甩负荷时电压频率上升对复压记忆过流保护的影响,论述了频率变化影响负序电压计算精度的原因并给出了包明磊(1977-),男,江苏南京人,工程师,工学硕士,2种解决方案。仿真结果和运行实践表明,这2种从事电厂继电保护开发研究方面的工作(E-mail:ly-bml@解决方案都能够有效防止小容量自并励机组系统远q. com)。方故障切除时复压记忆过流保护的误动。刘小波( 1978-),男江苏如东人.工程师，工学硕士,中国煤化工从事电厂继电保. CNMH G,刘万斌(196[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京:中厂继电保护开发研究方面的工作。