冷却管污垢处理可安装冷凝器胶球清洗装置？ 

       冷却管污垢处理可安装冷凝器胶球清洗装置？火力发电厂凝汽式汽轮机的真空对机组的安全性、经济性有着举足轻重的影响。而在运行过程中，机组经常会遇到真空逐渐下降的问题，尤其是在夏季，凝结器真空对汽轮机运行的经济性影响更为明显，如其它条件不变，真空每上升1kPa ，汽轮机的热耗率上升约1%，机组供电煤耗约增加3g/kwh。这不仅使机组能耗上升，影响机组经济性，还会威胁机组安全，严重时还要降低发电负荷。导致真空下降的一个主要原因是凝结器冷却管内壁的污垢，随着运行时间的推移，冷却管内的污垢会阻碍凝汽器冷却管的换热。
      目前在线处理方法主要是投用凝汽器胶球清洗装置。凝汽器胶球清洗装置的工作原理是：在机组正常运行时，把密度与水相近的海绵胶球(用天然橡胶或合成树脂制成)装入收装球室后，启动胶球泵将胶球用比循环水压力高的水流送人凝汽器水室。胶球直径虽比铜管内径大1～2mm，但因为是多孔柔软的弹性体，容易被水流带人冷却管，并被压缩成卵形。胶球在行进过程中抹去管壁上的污垢，流出管壁时，依靠自身的弹力弹掉表面的污垢。工作过的胶球被凝汽器出口管道的收球网从水中分离出来，经胶球泵升压后再次打入凝汽器进水管道。胶球系统流程为：收球网→胶球泵→装球室→循环水进水管→进水室→冷却管→回水室→收球网。
1、胶球系统的常见问题
      由于种种原因，多数电厂胶球自动清洗装置的使用状况都不太理想，设备、运行、维护和管理等存在的问题，都导致胶球清洗装置无法正常运行，归纳起来主要原因有：
      1）收球率低。根据DL/T 581-95 规定，正常投球量为凝汽器单侧单流程冷却管根数的7％－13％。以某300MW机组凝汽器为例，两侧凝汽器合计有19520根冷却管(单侧单流程有4880根冷却管)，以单侧单流程的10％计算，胶球清洗装置一般投球500个。胶球系统运行一段时间后，收球率一般都在50－80％之间。造成收球率低的主要原因是：在循环中，有些球躲在水室或管道的死角位置不参与循环；收球滤网网板变形或者接缝不严密，球容易从接缝位置溜走。长期的收球率偏低，不仅增加了胶球的大量耗费，而且还容易造成胶球清洗装置的非正常停运。
      2）系统投用率低，设备可靠性差。胶球清洗装置的阀门、收球网、控制系统等经常会出现故障，这既增加了运行、维护人员的工作量，又无法保证胶球系统的正常清洗效果。
2、一种新型胶球装置
      为了改善目前胶球清洗装置存在的问题，浙江省内某电厂利用机组检修机会，对原有的胶球系统进行了替换改造，现在使用的是采用以色列技术制造的CQM胶球清洗装置，该胶球系统采用创新性设计，操作简单、清洗、设备运行可靠。
2.1  CQM胶球系统的特点
CQM胶球系统主要有以下几个特点：
      1）单次胶球喷射量大，多次循环后能使所有管道被清洗。相比国内胶球系统单次投球量，CQM胶球装置突出特点是采取了单次大剂量胶球喷射的方法，在装球室一般投用3000－5000个球。以每次投用4000个球，上述300MW凝汽器单侧单流程冷却管4880根为例，一次喷射就可以保证82％左右的冷却管都受到清洗。由于投球数量大，胶球可以同时到达中部和周围的管道，几乎可以覆盖整个凝汽器铜管，有效避免了清洗死角的问题，在多次循环后能使所有管道都能够被清洗。
      2）按科学设计的时间间隔，不间断循环冷凝管内的胶球，以达到在不使用化学剂的前提下清除结垢和其他沉淀积物的目的，保证每根支管道均能被清洗到位，从而达到清洁冷凝器的目的。
      3）独特的收球网设计，避免了收球网开合操作。使胶球可以做到零逃逸，确保收球、清洗效果。
      4）使用简单维护便捷。采用设备材料，免除零配件更换，保证胶球清洗装置可以长时间稳定运行。控制系统可以实现全自动运行，随时监测到系统的运行状态及效果。先进的设计理念，使维修保养也更加便利。
2.2 CQM胶球经济性评价
      为了比较CQM胶球系统投用以后的实际效果，我们取了CQM胶球投用前后两次大修周期内的凝汽器运行数据，采用数理统计的方法，对凝汽器运行相关数据进行了归纳，比较凝汽器端差在两次大修周期内的变化趋势，对胶球系统进行经济评价。由于时间跨度长，数据量庞大，我们根据机组循环水泵的实际运行方式，结合不同的进口水温，对运行数据进行分类组合，对每个不同的组合进行分类对比。
      通过以上八个分段工况的凝汽器端差数据比较可以看出，使用CQM胶球清洗装置后，在相同循环水进水温度条件下，各不同负荷运行工况，凝汽器端差均有较明显的下降。通过更加的清洗，凝汽器冷却管换热效果得以改善。
      凝汽器换热端差降低，使凝汽器真空上升，会带来机组供电煤耗降低，机组经济性提高。我们以其中一个样本点为例，计算节省的标煤。
      采样时间： 04:00-04:05
      机组负荷：184.02MW
      排汽温度：25.11℃
      循环水进水温度：9.98℃
      循环水出水温度：18.85℃
      循环水运行方式：两机两泵 
      依据循环水进水温度以及循环水泵运行方式，可判断此采样点处于两机两泵循环水进水温度10℃以下区域，根据端差比较曲线，该采样点凝汽器端差降低1.05℃，进而计算出该负荷点下凝汽器背压降低0.19kPa，依据凝汽器排汽量、排汽压力、热耗率修正之间的关系曲线，可得由于排汽压力降低0.19kPa引起的机组热耗率下降率为0.218％。由于机组热耗率与供电煤耗是同比例变化，供电煤耗下降率也是0.218%。再根据负荷与供电煤耗的关系曲线，进而计算得到该样本周期内节约的标煤为0.011吨。
      其余样本点可类似计算，计算一年时间内的运行样本数据，可得全年时间内节省的标煤。对凝汽器端差降低带来的煤耗下降进行测算（标煤价格按照800元/吨计算），节能结果如下：全年可节省标煤约1290吨，节能收益约103.2万元。