凝汽器胶球清洗装置收球率的提高和系统改进
 

汽轮机凝汽器是火力发电厂的重要设备，凝汽器水侧管的清洁情况对汽轮机凝汽器保持佳真空提高机组经济性具有十分重要的意义。介绍了135MW汽轮机组凝汽器胶球清洗装置收球率的提高和系统改进。

汽轮机凝汽器是火力发电厂的重要设备。当凝汽器冷却水管结垢或被杂物堵塞时，降低了凝汽器管束的换热系数，导致凝汽器真空度下降，因此必须定期清洗管束，使其保持较高的清洁程度。凝汽器常用的清洗方法有机械清洗、酸洗、通风干燥、高压水枪击振冲洗及胶球清洗。其中胶球清洗具有劳动强度小、安全可靠等优点，成为减小凝汽器端差、提高汽轮机循环热效率、降低发电煤耗的有效手段。胶球清洗既可以保证汽轮机的正常运行，又可以达到良好的清洗效果，因而被我国各电厂普遍釆用。

发电装机容量为2X135MW,#1、2汽轮发电机机组2003年投运发电，每台机组配备两套胶球清洗装置，凝汽器南北侧各一套.但是胶球清洗装置的收球率自投产以来一直偏低，有时几乎为零。为此，公司题对胶球清洗装置收球率低的原因进行了分析和排査，并对胶球清洗装置进行部分改造，通过运行效果看十分良好。

胶球清洗装置胶球收球率的原因

循环水压力低、水量小，胶球穿越管束能量不足，堵在管口或管束内。

收球活动网板的执行机构设计不合理。收球活动网板的转轴由电动装置来驱动，执行机构限位调整不当导致活动网板不能关闭到位，致使壳体与内壁之间形成较大的缝隙，造成逃球。

★收球活动网板的间隙不均匀，致使收球网污染而堵球或卡球。

★凝汽器进口水室存在涡流、死角，胶球聚集在水室中。

★胶球质量差。新球较硬或过大，不易通过管束。

★环形管道长，增大了胶球循环阻力，在阀门和弯头处容易产生积球。

凝汽器胶球清洗装置水室结构不合理

通过每年四个季度的收球率比较。夏季工况下收球率明显偏高，高可达到95為，低也有80%。而冬季工况下收球率明显较低只有50%左系统的短路故障,对于己投运的变压器，先配备可靠的供保护系统使用的直流系统，以保证保护动作的正确性；其次，应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检査，可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况，根据测试结果有目的地进行吊罩检査，这样就可有效地避免重大事故的发生。

变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺，且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方而有很大的关系，变压器短路事故对电网系统的运行危害极大，为避免事故的发生，应从多方而采取有效的控制措施，以保证变压器及电网系统的安全稳定运行。右，有时甚至为零。通过运行方式分析是由于冬季工况下循环水泵釆用低速运行，造成循环水流速降低，胶球穿越管束能量不足堵在管口或管束内。在凝汽器检修时发现凝汽器管束内存有大量胶球证实了该分析

胶球清洗装置收球网釆用大口径倒V型，收球网的开启和关闭为电动操作。通过对收球网观察存在收球网关闭不到位现貌，存在跑球现象。同时收球网面存有水垢和污物，说明格栅式收球网阻力大，致使收球网前后形成一定压差，软胶球不能顺利沿格栅正常滚动而卡在栅板上。检査胶球。系统选用的胶球为“软球”，直径4)18g,经浸泡后发现，胶球湿态比重同于循环水，胶球可以浮在水中任意位置，说明海绵胶球质量合格。

机组检修凝汽器水室发现积球现象，说明凝汽器水室结构不合理。对胶球系统管道进行检査为发现有积球现象，说明胶球系统管道设计合理。

在冬季工况下胶球清洗装置投入时关闭循环水系统联络门，增加一台循环水泵提髙循环水流速，保证收球率在合格范围。收球网在电动关闭后在手动关闭确保其严密，同时收球网増加前后压差表，根据压差对格栅进行反冲洗。定期检査胶球质量，发现胶球磨损或失去弹性，及时更换。对凝汽器水室死角加装弧形衬板，防止在死角积球.

海绵胶球收球率改后的效果

通过以上改进措施，海绵胶球收球率低的问题得到了彻底解决，如今胶球收球率均在98%以上，凝汽器端差全年平均为3度。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清除掉凝汽器管束内壁污物，使凝汽器管束保持较高的清洁度，对提高机组经济性起到非常重要的作用，但是单独靠胶球清洗装置来提高收球率也不现实的，需要对相关的设备改造及循环水运行方式进行配合调整才能提髙收球率。作介质温度，保证射水抽气器的极限抽吸压力在正常范围。