胶球清洗，凝汽器胶球清洗装置收球率低且胶球破裂的原因进行分析
胶球清洗，凝汽器胶球清洗装置收球率低且胶球破裂的原因进行分析，对田东电厂3号凝结器新安装的胶球清洗装置存在收球率低且胶球破裂的原因进行分析，并采取相应措施，使该胶球装置能够正常投运，降低凝结器端差6℃,提高机组真空1.95kPa。
田东电厂3号机(25MW)于12月投产，胶球清洗装置也随机安装，但由于装置和系统存在缺陷，收球率太低，甚至不能回球，后因收球网处管道变形和收球网卡死，故一直未能投入使用。进入90年代，随着右江河水的污染日益严重，使凝结器铜管结垢(主要为微生物)与积存污泥越来越严重，凝结器端差经常超过12℃,高达到22℃,机组经常处于低真空状态下运行(-86～—88kPa)。每年因凝结器结垢问题被迫申请调峰停机清洗铜管4～6次之多。在2014年采取过凝结器铜管进行硫酸亚铁镀膜的办法，但效果不明显，甚至还有加剧铜管结垢现象，因而2015年又将硫酸亚铁镀膜层酸洗掉。为了彻底解决凝结器端差大、真空常恶化的问题，决定于2019年对3号机凝结器胶球清洗装置进行更新改造，并选购了青岛电力修造厂生产的胶球清洗装置。
该装置于2019年8月3号机组大修期间安装，为了提高收球率，我们对凝结器进口水室、出口水室的涡流区用铁板进行了封堵，对隔板窜通缝隙及可能积球的窄缝予以消除，对凝结器虹吸管在水室内壁管口处装上了经钻孔后的铁板。投入试运行期间，左右两侧均投入经浸泡的胶球200个(干态球径φ22mm),结果左侧收球187个，右侧收球173个，当时分析右侧收球率不太理想的原因可能是进口水压较低(0.05MPa),进出口压差不足所致，在随后的使用中，发现胶球经反复使用或浸泡时间过长后收球率明显降低，甚至低于30%,并且回收的胶球破裂的比例较大。
3胶球清洗装置原因分析
收球率低的情况，分析原因有：①收球网关闭不到位产生缝隙致使跑球；②胶球球径偏大或胶球质量差，浸泡后膨胀过大通不过管子；③循环水进出压差小，使球无法通过铜管；④凝结器水室内还存在“死区”,胶球可能在此聚集；⑤凝结器水室辅助放水管是为了事故放水或检修用的，平时管中的水静止不动形成“死区”,胶球可能在此聚集；⑥凝结器铜管内部杂物较多管子内壁脱皮或管子变形较多，阻碍了胶球循环，使胶球聚集在管子中。胶球破裂，分析原因有：①胶球质量差；②胶球循环系统中存在锐利的铁坯、毛刺等。
停机后检查凝结器及胶球装置系统，发现：有部分胶球积存于凝结器进口水室中，有些卡在管子的进口端处；胶球泵叶轮流道及收球室网板均有毛坯、毛刺，而检查收球网开关到位，并无发现有缝隙现象。
采取的对策：①对凝结器进行高压射流清洗，保证通球时凝汽器畅通无阻；②在凝结器水室辅助放水管进口处用经钻孔后的铁板加以封堵防止胶球浸积于此；③对胶球泵叶轮的流道及收球室内的网板修理光滑平整。
经上述处理后，进行投球(球径φ22mm)清洗，并增开1台循环泵和适当调整循环水出水阀门开度，以提高冷却水进出口压差，结果回收的胶球不再发现有开裂现象，但胶球回收率还是低于50%。
进一步分析收球率低的原因，有可能是使用的胶球球径太大。安装投入运行时，收球率较高是由于胶球浸泡的时间还不够，胶球没有充分膨胀。基于的循环冷却水平时压力较低(0.05MPa左右),根据这一特殊情况，我们未按《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》标准中的规定选取胶球，而选取球径稍小的胶球(④21mm)。④21mm的胶球经24h温水浸泡后其球径变为φ22.2~22.5mm,比铜管内径①22.5~φ23mm稍小，投入清洗运行，结果胶球回收率两侧均达90%以上，有时甚至达到100%。
由此可见，胶球清洗，凝汽器胶球清洗装置球径过大及胶球循环系统有毛刺、毛坯是胶球回收率低及破裂的主要原因。
5胶球清洗装置取得的效果
3号机自安装新型胶球清洗装置及采取上述有关措施后(2000年3月初),经连续2个多月的时间运行，收球率平均在90%以上，真空及凝结器端差较未投胶球系统的机组有明显提高。2000年3月至4月运行数据统计平均值与同容量的4号机对比情况见表1。
由表1可见，3号机真空及端差是较好的，比未投胶球运行的4号机端差低6C,真空提高1.95kPa。2000年5月10日在3号机调峰停机时对其进行检查、凝结器是清洁的，保持了次投运时射流清洗的效果，而其它机组在此期间，进行射流清洗每台均不低于3次。这说明不投胶球系统的凝结器的清洁度是不容易保持的。
表13.4号机运行情况对比
机号 容量/MW 平均负荷/MW 真空/kPa 排汽温度/C 出/入循环水温度/C 端差/℃
3 25 24.5 90.8 43.6 37.04/22.4 6.6
4 25 24.6 88.85 48.1 35.5/21.6 12.6
6胶球清洗装置经济效益
胶球清洗装置使3号机降低了凝结器端差，提高了凝结器真空。影响凝结器端差的因素主要是凝结器水位、真空系统的严密性和铜管清洁度等，在水位和真空系统严密性两条件相同下对比，胶球清洗装置更新改造后可使3号机凝结器端差降低6℃,真空提高了1.95kPa。据有关资料统计：对于中温中压机组，在其它参数不变的情况下，凝汽式汽轮机的排汽真空在极限真空以内，排汽真空每增减1kPa、汽轮机的汽耗率将减增1%多。依此计算，3号机凝结器胶球清洗装置投入使用正常后，机组真空提高了1.95kPa,该机组的供电标准煤耗将由去年的524g/kW·h下降至514g/kW·h,每月该机组将节约标准煤180t,运行两个多月时间即可收回所投资的设备费用(设备费12.6万元)。可见，投入胶球装置运行其经济效果是显著的。
7胶球清洗装置存在问题
洪水来临时，右江河水中杂草等漂浮物甚多，同时3号凝结器进口滤网的网孔过大(φ20mm),因而有较多的杂物进入凝结器进水室，影响胶球清洗效果，收球率大幅度降低。因而有待对凝结器进口滤网进行改进及加强对江边泵房入水门拦污栅的改造，以减少杂物进入凝结器，确保胶球清洗效果，
8胶球清洗装置注意事项
①加强对江边泵入口拦污栅、清污机及凝结器二次滤网的检查维护，防止从二次滤网处漏入砂石、水草等杂物，影响胶球循环及堵塞收球网。机组遇有停机机会时，要及时对二次滤网、凝结器水室和收球网进行检查、清扫、确保收球网清洁。
②胶球清洗装置系统应保持经常运行。如因杂物原因收球率过低甚至无法收球时，在没有清理杂物前虽不进行投球清洗，但对胶球系统每天也要进行空转运行1次。
③胶球应在合适温度的水中浸泡24h以上，同时对投入使用的胶球进行筛选。
④一旦发生清洗系统可靠性降低，在机组停运时，应认真检查收球网、凝结器内部状况，以确保胶球清洗系统高效、可靠地运行。
