膠球清洗，凝汽器膠球清洗裝置收球率低且膠球破裂的原因進行分析
膠球清洗，凝汽器膠球清洗裝置收球率低且膠球破裂的原因進行分析，對田東電廠3號凝結器新安裝的膠球清洗裝置存在收球率低且膠球破裂的原因進行分析，并采取相應措施，使該膠球裝置能夠正常投運，降低凝結器端差6℃,提高機組真空1.95kPa。
田東電廠3號機(25MW)于12月投產，膠球清洗裝置也隨機安裝，但由于裝置和系統存在缺陷，收球率太低，甚至不能回球，后因收球網處管道變形和收球網卡死，故一直未能投入使用。進入90年代，隨著右江河水的污染日益嚴重，使凝結器銅管結垢(主要為微生物)與積存污泥越來越嚴重，凝結器端差經常超過12℃,高達到22℃,機組經常處于低真空狀態下運行(-86～—88kPa)。每年因凝結器結垢問題被迫申請調峰停機清洗銅管4～6次之多。在2014年采取過凝結器銅管進行硫酸亞鐵鍍膜的辦法，但效果不明顯，甚至還有加劇銅管結垢現象，因而2015年又將硫酸亞鐵鍍膜層酸洗掉。為了徹底解決凝結器端差大、真空常惡化的問題，決定于2019年對3號機凝結器膠球清洗裝置進行更新改造，并選購了青島電力修造廠生產的膠球清洗裝置。
該裝置于2019年8月3號機組大修期間安裝，為了提高收球率，我們對凝結器進口水室、出口水室的渦流區用鐵板進行了封堵，對隔板竄通縫隙及可能積球的窄縫予以消除，對凝結器虹吸管在水室內壁管口處裝上了經鉆孔后的鐵板。投入試運行期間，左右兩側均投入經浸泡的膠球200個(干態球徑φ22mm),結果左側收球187個，右側收球173個，當時分析右側收球率不太理想的原因可能是進口水壓較低(0.05MPa),進出口壓差不足所致，在隨后的使用中，發現膠球經反復使用或浸泡時間過長后收球率明顯降低，甚至低于30%,并且回收的膠球破裂的比例較大。
3膠球清洗裝置原因分析
收球率低的情況，分析原因有：①收球網關閉不到位產生縫隙致使跑球；②膠球球徑偏大或膠球質量差，浸泡后膨脹過大通不過管子；③循環水進出壓差小，使球無法通過銅管；④凝結器水室內還存在“死區”,膠球可能在此聚集；⑤凝結器水室輔助放水管是為了事故放水或檢修用的，平時管中的水靜止不動形成“死區”,膠球可能在此聚集；⑥凝結器銅管內部雜物較多管子內壁脫皮或管子變形較多，阻礙了膠球循環，使膠球聚集在管子中。膠球破裂，分析原因有：①膠球質量差；②膠球循環系統中存在銳利的鐵坯、毛刺等。
停機后檢查凝結器及膠球裝置系統，發現：有部分膠球積存于凝結器進口水室中，有些卡在管子的進口端處；膠球泵葉輪流道及收球室網板均有毛坯、毛刺，而檢查收球網開關到位，并無發現有縫隙現象。
采取的對策：①對凝結器進行高壓射流清洗，保證通球時凝汽器暢通無阻；②在凝結器水室輔助放水管進口處用經鉆孔后的鐵板加以封堵防止膠球浸積于此；③對膠球泵葉輪的流道及收球室內的網板修理光滑平整。
經上述處理后，進行投球(球徑φ22mm)清洗，并增開1臺循環泵和適當調整循環水出水閥門開度，以提高冷卻水進出口壓差，結果回收的膠球不再發現有開裂現象，但膠球回收率還是低于50%。
進一步分析收球率低的原因，有可能是使用的膠球球徑太大。安裝投入運行時，收球率較高是由于膠球浸泡的時間還不夠，膠球沒有充分膨脹�；诘难h冷卻水平時壓力較低(0.05MPa左右),根據這一特殊情況，我們未按《凝汽器膠球清洗裝置和循環水二次過濾裝置》標準中的規定選取膠球，而選取球徑稍小的膠球(④21mm)。④21mm的膠球經24h溫水浸泡后其球徑變為φ22.2~22.5mm,比銅管內徑①22.5~φ23mm稍小，投入清洗運行，結果膠球回收率兩側均達90%以上，有時甚至達到100%。
由此可見，膠球清洗，凝汽器膠球清洗裝置球徑過大及膠球循環系統有毛刺、毛坯是膠球回收率低及破裂的主要原因。
5膠球清洗裝置取得的效果
3號機自安裝新型膠球清洗裝置及采取上述有關措施后(2000年3月初),經連續2個多月的時間運行，收球率平均在90%以上，真空及凝結器端差較未投膠球系統的機組有明顯提高。2000年3月至4月運行數據統計平均值與同容量的4號機對比情況見表1。
由表1可見，3號機真空及端差是較好的，比未投膠球運行的4號機端差低6C,真空提高1.95kPa。2000年5月10日在3號機調峰停機時對其進行檢查、凝結器是清潔的，保持了次投運時射流清洗的效果，而其它機組在此期間，進行射流清洗每臺均不低于3次。這說明不投膠球系統的凝結器的清潔度是不容易保持的。
表13.4號機運行情況對比
機號 容量/MW 平均負荷/MW 真空/kPa 排汽溫度/C 出/入循環水溫度/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膠球清洗裝置經濟效益
膠球清洗裝置使3號機降低了凝結器端差，提高了凝結器真空。影響凝結器端差的因素主要是凝結器水位、真空系統的嚴密性和銅管清潔度等，在水位和真空系統嚴密性兩條件相同下對比，膠球清洗裝置更新改造后可使3號機凝結器端差降低6℃,真空提高了1.95kPa。據有關資料統計：對于中溫中壓機組，在其它參數不變的情況下，凝汽式汽輪機的排汽真空在極限真空以內，排汽真空每增減1kPa、汽輪機的汽耗率將減增1%多。依此計算，3號機凝結器膠球清洗裝置投入使用正常后，機組真空提高了1.95kPa,該機組的供電標準煤耗將由去年的524g/kW·h下降至514g/kW·h,每月該機組將節約標準煤180t,運行兩個多月時間即可收回所投資的設備費用(設備費12.6萬元)�？梢姡度肽z球裝置運行其經濟效果是顯著的。
7膠球清洗裝置存在問題
洪水來臨時，右江河水中雜草等漂浮物甚多，同時3號凝結器進口濾網的網孔過大(φ20mm),因而有較多的雜物進入凝結器進水室，影響膠球清洗效果，收球率大幅度降低。因而有待對凝結器進口濾網進行改進及加強對江邊泵房入水門攔污柵的改造，以減少雜物進入凝結器，確保膠球清洗效果，
8膠球清洗裝置注意事項
①加強對江邊泵入口攔污柵、清污機及凝結器二次濾網的檢查維護，防止從二次濾網處漏入砂石、水草等雜物，影響膠球循環及堵塞收球網。機組遇有停機機會時，要及時對二次濾網、凝結器水室和收球網進行檢查、清掃、確保收球網清潔。
②膠球清洗裝置系統應保持經常運行。如因雜物原因收球率過低甚至無法收球時，在沒有清理雜物前雖不進行投球清洗，但對膠球系統每天也要進行空轉運行1次。
③膠球應在合適溫度的水中浸泡24h以上，同時對投入使用的膠球進行篩選。
④一旦發生清洗系統可靠性降低，在機組停運時，應認真檢查收球網、凝結器內部狀況，以確保膠球清洗系統高效、可靠地運行。
