汽轮机凝汽器胶球清洗装置是火力发电厂设备中非常重要的清洗设备其作用在于保持凝汽器换热管路的清洁，提高凝汽器的换热效率，因此胶球清洗装置对提高整个机组的热效率有重要影响分析了热电生产中心的4台60MW汽轮机组凝汽器胶球清洗装置收球率低的原因，提出具体改造措施改造后胶球的收球率明显提高，汽轮机组的端差也显著下降，机组的热效率提高，达到了节能减排的目的。

关键词：凝汽器胶球清洗装置端差排汽温度收球

1存在问题

在火电厂中，凝汽器的作用之一是在汽轮机排汽口造成一定的真空度，使机组排汽尽可能地做功，减少冷源损失而影响凝汽器真空度的因素很多，其中传热端差是衡址凝汽器换热性能的重要参数凝汽器胶球清洗装置是火力发电厂设备中非常重要的清洗设备，其作用在于保持凝汽器换热管路的清洁，降低传热端差，提高凝汽器真空度.进而提高凝汽器的换热效率，因此胶球清洗装置对提高整个机组的热效率有着非常重要的影响有4台60MW机组（1\2,机组型号为C60-8.83/1.28-H;3*,4"机组型号为CC60-8.83/4.12/1.47）,其凝汽器胶球清洗装置由装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成见图10因其投运时间早（20世纪80年代），设计不合理，T.艺水平落后，设备老化严重等原因，造成收球率极低（一般只有20%左右），导致清洗凝汽器铜管（材料为HSn70-l锡黄铜）内积垢的厚度逐渐增大，腐蚀情况越来越严重，且换热管端差也不断增大（1\3’机组端差达到8Y）因凝汽器铜管垢下腐蚀日趋严重，经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，被迫多次停运査漏、堵漏据统计，仅2006年、2007年发生泄漏就超过10次，期间停机检査铜管，发现内壁结垢厚度达l~2mm现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，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老型号的胶球清洗装置既无法确保换热管内壁清洁及良好的换热效果，又影响机组的安全运行，是急待解决的问题

图1仪征化纤热电中心凝汽器胶球清洗装置

2胶球清洗装置技术分析

热电生产中心对4台机组凝汽器胶球清洗装置进行了全面检查，收球率低的主要原因如下：（1）胶球清洗装置收球活动网板设计不合理凝汽器胶球清洗系统的收球活动网板釆用正人字形结构，网板与壳体内壁夹角为300.如图2所示，且收球网在收球状态时板边缘与循环水管
筒壁吻合处间隙大于5mm,这种设计在运行过程中不仅形成比较大的水阻.而且极易产生涡流，使胶球不能顺利进入收球口，当数量增多时，容易造成胶球堵塞或漏入循环水系统中(热电中心的各循环冷却水塔出水口常发现大量胶球)热电生产中心曾将2机收球网进行过试改造，将收球网改成“V”型，如图3所示，但改造完成后，胶球清洗装置投入运行.发现有大址胶球卡在两个收球网底部接触的地方，无法回到收球室，其收球率依然偏低，只有30%左右，改造未达到预期目的

胶球清洗装置收球网网板用材不合理，老化腐蚀严重其中3"、4"汽轮机组胶球清洗装置在2009年上半年解体检査，发现收球网已严重变形，大、小收球网网格结垢很严重，在网栅和管筒内环上发现大量的杂物，使栅格流通面积减小，导致胶球可能卡在收球网的栅板上，进而又加剧了胶球的堵塞，形成恶性循环，设备性能严重下降图32,汽轮机组胶球清洗装置收球网改造成"V"型后的系统图2改造前的收球网纵剖面结构注：1搦环水管管壁；2轴；3网板；4胶球引出管收球活动网板的执行机构设计不合理收球活动网板转轴回转范围小，且不易调整，经长时间运行后磨损量较大，极易产生空行程.导致活动网板不能关闭到位，网板边缘与循环水管内壁之间形成较大的缝隙，造成卡球或逃球胶球系统管道、阀门布置不合理目前凝汽器胶球清洗系统循环管道长、弯头和阀门多，增大了胶球循环阻力，在阀门和弯头处容易产生积球胶球在管中只能依靠循环水作动力，清除冷却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，不利于胶球的循环，而且会堵塞凝汽器的管孔，妨碍胶球的通过同时循环水流量的减小会导致循环水的温升较明显，排汽温度升高，汽轮机组的热效率下降我国大多数凝汽器的设计均未考虑胶球清洗装置的运行，通过对凝汽器结构与胶球清洗装置适应性全面检查，发现进出口水室的流程隔板与水室盖及管板的衔接处的狭缝可能引起水流的倒串，导致胶球卡住。

3胶球清洗技术改造

针对以上原因，釆取以下改进措施

(1)将原收球网拆除，采用新型A形设计的双箭式收球网.缩短出球距离，增大通流面积，减小运行阻力在收球网板前后各安装一个循环水压力监测点，当网板前后压差过大时(>0.05MPa),可进行必要的调整并制定相应网板的清理工作计划，新型收球网结构见图4

(2)新安装的收球网板网格缝隙为7mm肘，其误差不超过±0.4mm,具有足够的强度和刚度，长期运行不会产生变形现象；处于收球位置时，网板与筒壁帖合严密，局部不严处的缝隙不超过3mm网板采用电阻焊板状结构，其表面光洁度高、无毛刺、不易存杂物，其不锈钢材料抗腐蚀强，长期浸泡在循环水中不易生锈；收球网的网板可以转动，在胶球循环运动时网板置于“收球”位置，在不投运胶球时，网板置于“运行”位置(即网板与循环水水流方向平行)

图4改造后的A形双箭式收球网纵剖面结构注：1捕环水管管壁；2网前測压点；3导流.板.；4轴；5网板；6脱球引出管；7网后测验点；8观寨孔

对原收球管路进行改造，尽可能的减少收球管路系统的弯头、死角，使管道布置趋于合理化从出胶球引出管管口至胶球泵人口的管路向下倾斜15左右，减少循环水在管道内的流动阻力，增加水的流速，避免胶球在管道内的积聚现象，使胶球的出球方向与水流方向一致，减少旁路水量，降低胶球泵出力改造后系统见图5乙侧收球网凝汽机甲侧收球网图5改造后的凝汽器胶球清洗装置系统图循环水回水循环水进水循环水进水循环水回水在循环水管内收球网前安装导流装置，加强循环水管壳体中的紊流，使出球更畅通，且在出球口上方装设窥视孔，可在运行时了解胶球流动的状态，以便随时调整导流装置新型收球网有多种不同格栅距和不同格栅迎水角度,以适应不同水流和不同水速且在循环水收球网段壳体出口处装设有固定的漏斗状挡球钢板.可防止逃球提高水流的带球能力，提高收球率”并在漏斗状挡球钢板处开设观察孔，可随时观察收球网收球状况，做必要的调整。

（6)凡是新更换凝汽器的铜管严格按国家标准进行检査、验收，排除扁、瘪管；冷却管伸出管板的长度亦严格执行国家的有关标准，防止在此形成死区；彻底清除水室及管内的一切杂物，确保洁净之后再封闭。

(7)根据本中心的凝汽器铜管内径23mm,采用24mm优质海绵球取代原25mm的海绵球，它具有耐磨性强、质地柔软富于弹性、硬度适中、气孔均匀贯通、沾污垢后易于脱落等特点。

(8)对装球室进行了改造.安装新装球室，其容积大于投球所占空间的3倍以上，保证胶球在循环过程中有适用的间隙，能够保持循环的稳定同时装球室进、出口连接管内壁光滑，无死角.保证加球的均匀且不发生堵球现象。

(9)更新胶球清洗泵，使用扬程更高，流量更大的125JQ-15型胶球泵代替原125SS12型泵，新泵的扬程为15m,流量为90mVh。新的胶球泵功率更大.使胶球更易送出。

4胶球清洗装置应用效果

2011年4-6月热电生产中心4台汽轮机组凝汽器胶球清洗装置先后完成改造，新设备投入运行后胶球冋收率均提高到96%左右.加强了胶球清洗凝汽器铜管内污垢及带出杂质的能力，提高凝汽器内铜管清洁度，换热端差有明显下降，数据见表1经过一段时间的运行后，机组真空度也上升了0.4%~0.6%

由表1可看岀4台机组端差平均下降了1.5二众所周知，保持凝汽器较高的真空度和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一以50MW机组为例，汽轮机背压降低0.004MPa,将导致热耗下降76.1kJ/(kW•h).煤耗减少9.70g/(kW•h)

根据江苏省电力局发布的《50MW机组主要小指标耗差节能分析计算表》凝汽器端差每降低1°C供电煤耗下降1.735g/(kW•h)(夏季2.41g/(kW•h)、冬季1.06g/(kW•h),取均值)，机组额定出力按50MW计，全年发电时间按6500小时计算.4台机组全年节约标煤：50000x1.735x6500x1.5x4=3383.25t从上述计算结果可看出，4台汽轮机组凝汽器胶球清洗装置经改造后，每年可节约燃煤费用约330万元

原4套胶球清洗装置收球率低.关键原因在于收球网的制造和安装工艺落后、材料腐蚀老化、卡涩故障、锈蚀、结垢严重等，其次收球管路弯道多、管路复杂、也是导致胶球无法顺畅回收的重要原因通过对胶球清洗装置的改造，收球率明显提高，机组端差下降，汽轮机组的真空度也改善很多但本次改造后乂发现了问题

(1)新安装的胶球泵扬程偏低，本公司汽轮机组凝汽器进口侧循环水压力约为0.12MPa,而更新后的胶球泵扬程为15米，差值过小导致胶球清洗装置仅能进行单侧清洗，否则收球率会有所下降投运过程中还需要增开一台循环水泵来调整循环水的压力.保证适当的循环水压差因此.在下次改造完善过程中将采用扬程更髙，功率更大的胶球泵，以保证收球系统的高效运行(试验数据表明胶球泵扬程的选择为其出口压力至少比凝汽器进口侧循环水压力高0.05MPa,运行效果佳)。

(2)改造完成后，在试运行阶段，常发生因运行值班人员不熟悉新设备，操作错误，导致收球率偏低,因此明确操作规范，如正确的投球数量；