胶球清洗,胶球清洗装置系统凝汽器端差升高原因分析及处理措施？ 

胶球清洗,胶球清洗装置系统凝汽器端差升高原因分析及处理措施？为了解决#1凝汽器端差异常升高的问题，对凝汽器水室内的灰白色物质进行了化验，对引起端差升高的原因进行了分析，排除了胶球清洗,胶球清洗装置系统凝汽器结垢的因素。判断#1凝汽器端差升高是由于胶球回收不好和清污机拦污栅被杂物堵死等原因引起的，并提出了处理措施和运行建议。
循环冷却水作为凝汽器的冷却介质，其中含有许多有机和无机的杂质，如果处理不好，它们会在凝汽器管内产生水垢、污垢和发生腐蚀。由于水垢、污垢的传热性很差，它的形成会导致凝结水温度升高，从而使凝汽器真空度降低，影响汽轮机的出力和运行的经济性。不锈钢管受到腐蚀会减弱其机械强度，甚至会穿孔，使冷却水漏入凝结水中，影响机组的安全运行。
循环冷却水采用污水处理厂二级污水(中水)作为循环冷却水的补水，虽然中水水质较差，但由于采用了合理的水处理方式和良好的监督管理模式，自2009年底两台机组投运以来，凝汽器从未出现过结垢、腐蚀现象，凝汽器清洁程度一直较好。2014年3月20日#1机组开始停机大修，5月12日大修完毕投入运行，6月初发现凝汽器出现端差升高，凝结水温度上升现象，如不及时查找原因采取有效措施，将影响机组的发电效率和安全运行。
二、胶球清洗,胶球清洗装置系统简介
热电公司汽轮机组的凝汽器冷却水采用中水冷却，凝汽器管材为不锈钢管(TP316L)。每台机组配2台循环水泵及一座双曲线自然通风冷却塔。每台机组夏季大循环冷却水量：35990m3/h(包括辅机冷却水量2000m3/h)。
循环水处理方式采用加药处理，加药种类有：碳酸钙阻垢剂、磷酸钙分散剂、硫酸、氧化性杀菌剂、非氧化性杀菌剂、粘泥剥离剂。
加药方式：硫酸和阻垢剂连续投加；磷酸钙分散剂根据循环水中的正磷值定量投加；氧化性杀菌剂、非氧化性杀菌剂、粘泥剥离剂根据循环水中
细菌总数和余氯含量，以及季节变化，定时定量的交替投加。
三、异常情况
#1机组2014年3月20日开始停机大修，5月12日大修完毕投入运行。自#1机组恢复运行后，6月初发现凝汽器端差出现升高现象，同时凝结水温度出现异常(高至55℃,正常时40℃左右),影响机组的发电效率和安全运行。6～7月份#1机凝汽器端差见表1
 表12014年5～7月份#1机凝汽器端差

图112014年5～7月份#1机凝汽器端差变化趋势图
7月22日1#机组降低负荷后采取凝汽器单侧解列措施，打开凝汽器人孔后发现前、后水室内管道上面及管板表面有灰白色物质附着，换热管内壁附着物并不明显。水室内有一块长约1米，宽约0.2米的木头，见图2~图4

前水室冲洗前前水室冲洗后
图2前水室管板及管道表面用高压水枪冲洗前后对比

后水室冲洗前后水室冲洗后
图3后水室管板及抽气管道表面用高压水枪冲洗前后对比

图4水室内清理出的杂物
从图1“#1机凝汽器端差变化趋势图”中可看出，从6月初开始，#1机凝汽器端差呈缓慢逐渐上升趋势，7月22日对凝汽器进行了冲洗(冲洗了约1/5管束),并清理了清污机的拦污栅后，端差明显下降。
四、灰白色物质是否是水垢的判断
4.1取样化验
从#1机凝汽器前水室抽气管道表面刮取少量灰白色物质，用1:4的盐酸溶解未发现有明显气泡产生。见图5图5管道表面灰白色物质取样
将灰白色物质送检，得到以下数据
 表2样品分析报告
大唐热电#1机取样日期2014-07-2288.42 检测日期2014-07-23后水室内
取样地点管道表面备注
悬浮物，黏土、粘泥二氧化硅及部分铁
铝，钙等不溶物
有机物、水分化合水及硫化物等
碳酸盐含量
说明：(1)因本次样品量较少(不足0.3g),会造成数据有所误差，但不会影响整体判断。
(2)从垢样分析来看，主要以微生物形成的粘泥(有机物)为主，少量磷酸盐及碳酸盐。
4.2小结
(1)水室内的白色附着物状态比较松软，可以被高压水冲洗掉，初步判断不是结垢。
(2)垢样分析证明，主要成份是有机物，分析应该是微生物粘泥及悬浮尘土的混合物。
(3)#2机循环水水源和水质情况与#1机基本相同，未发生类似现象，侧面反映灰白色物质不是水垢。
(4)因疑似垢样主要分布在入口端管板和后水室内管道表面，而管内则不明显，且出口端热负荷区和流速慢的地方未发现，也说明不是结垢。
五、引起端差异常升高的原因分析
凝汽器端差从理论值上讲应该是越小越好，端差小，说明循环水吸收的热量多，循环水的利用率高，胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器换热管的传热情况好，同一循环水流量可以获得比较高的凝汽器真空。原则上135MW以上的机组凝汽器端差在4-6℃范围内为正常，而135MW以下的凝汽器端差在6-8℃以内为正常。
一般情况下，在一定的负荷，冷却水条件下，端差上升表明，凝汽器换热管表面积垢和脏污妨碍传热或者是由于真空系统不严密或抽气器工作不正常，使换热管外表面形成空气膜阻碍传热。因此，一般可把端差作为凝汽器换热管清洁度及漏空气的依据。端差随负荷减小而下降，当降低到一定数值后端差不再降低，如果冷却水温度降低，在一定循环水量下，循环水出水温度下降。凝汽器换热管传热量增加，导致凝汽器真空上升，端差则有所增加。
当冷却水温度不变，循环水量增加，由于换热管内水速增加，使管内水的放热系数上升，传热系数上升，使传热量增加，汽轮机排汽量一定时，凝汽器真空上升，端差一般增大。分析端差要选择同一负荷，冷却水温度，循环水量与正常情况下(即凝汽器换热管清洁，真空严密性良好)的数值进行比较。如果发现端差升高很快，往往是由于抽气器工作不正常，或者真空严密性差引起的；如果端差逐渐升高，则一般是由于凝汽器换热管表面清洁度引起的。
5.1通常来讲，300MW的发电机组胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器端差出现升高的原因有以下几种：
(1)胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器换热管内结垢、堵塞、脏污，影响换热效果。
(2)汽轮机排汽温度高。
(3)胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低。
(4)凝汽器循环水流量不足。
(5)胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器水侧上部积空气未排出。
(6)凝汽器集水井水位高，淹没换热管。
(7)表计误差等其它原因。
以上原因均可造成凝汽器端差偏大，需根据情况逐个排查。
5.2胶球清洗,胶球清洗装置分析热电#1机凝汽器端差升高的原因
#1、2机水塔水池由循环水联络门连通，两座水塔的水质和两台机组的运行工况相当，#2机组凝汽器运行正常而#1机组凝汽器的端差和真空异常，这说明问题很可能出现在#1机组循环水清污机至凝汽器水室这段系统中。应重点从这段系统加以分析。
(1)本次胶球清洗,胶球清洗装置汽器半侧隔绝，人孔打开后检查发现A、B侧水室管板和管道表面附着了一层灰白色固体物质，该附着物会影响凝汽器的换热效率，故凝汽器的端差和真空异常。该附着物已取样化验，只含少量碳酸盐，附着物状态比较松软，可以被高压水冲洗掉，初步判断不是结垢；并且#1、2机组循环水水质相同，不可能出现1台机组凝汽器结垢而另一台不结垢，故完全可以排除凝汽器结垢的可能。
(2)今年1号机组大修，循环水地埋PCCP管道承插口处使用一种密封水泥(俗称金汤水不漏)密封，分析有可能是密封水泥未完全固化凝结即投入循环水，或密封水泥有质量问题，或循环水地埋管道中有遗留未使用的密封水泥，启机后水泥被带入循环水中，进入凝汽器的密封水泥由于阻力和高温(凝汽器内流动阻力大、温度高)的影响而附着在凝汽器水室内，在换热管束内壁及水室壁上形成一层灰白色的附着物。
(3)本次胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器半侧隔绝，人孔打开后发现A侧水室内有一根1米多长，0.2米宽的垫木，并有少量的水塔填料碎片等杂物。这块大垫木只能是在循环水泵后，凝汽器前的这段循环水地埋管道内部承插口密封检修时遗留的，这也间接说明了该施工队伍责任心很差，很有可能将未使用完的密封水泥遗留在循环水地埋管道中，或使用假冒伪劣的密封水泥。
(4)机组大修后，#1机循环水的前池1B清污机未正常投运，长期的不投运清污造成了该清污机的拦污栅被塑料袋、填料等大量杂物糊死，从而拦污栅被循环水压严重变形，终清污机无法自动清污。清污机拦污栅的糊死状况严重堵塞了循环水的流动，造成凝汽器冷却水量不够，终引起了凝汽器端差和真空的异常。
(5)#1机组大修投运以来胶球无法正常回收，胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器胶球共投球3000只左右，一直未能回收，胶球回收率为0%,不能有效清洗凝汽器水侧换热管束内壁上附着的杂物。
六、胶球清洗,胶球清洗装置防范措施和建议
(1)加强凝汽器胶球清洗工作，找出胶球无法正常回收的原因，将剥皮球更换为抛光球，定期用磨砂球或半磨砂球清洗，确保投球率和收球率合格。
(2)运行中应保证循环水清污机的正常工作，防止循环水前池篦子被杂物堵住。
(3)待机组检修机会，检查循环水地埋管道承插口密封水泥是否溶解脱落。
(4)明年#1机组检修时，认真通刷凝汽器换热管束。
(5)密切监测凝汽器真空值是否有所下降。
(6)夏季高负荷期间需要加强水质监控，重点监督磷酸根，有机物，碱
度，钙硬度等，近照循环水运行控制方案要求按时足量投加磷酸钙分散剂和不同类型杀菌剂的交替投加，降低生物粘泥的形成。
综上所述，引起1#机胶球清洗,胶球清洗装置凝汽器端差高的原因并不是结垢，应从其他角度综合分析，终判断是#1凝汽器端差升高是由于胶球回收不好和清污机拦污栅被杂物堵死等原因引起的，鉴于端差对机组稳定运行的影响，提出了处理措施和运行建议。