胶球清洗【胶球清洗装置】机组收球率系统改造原因？热电厂300MW机组所配用的胶球清洗装置的运行检修情况，通过对胶球清洗系统进行改进，提高了收球率和清洗效果。
胶球清洗装置是汽轮机组在运行当中对凝汽器冷却管进行清洗的设备。凝汽器胶球清洗装置由(二次滤网)、收球网、装球室、胶球输送泵和电气控制柜等部件组成。使用胶球清洗装置可在机组不减负荷的情况下清洗凝汽器，提高凝汽器的传热效果，防止汽轮机热效率因背压升高而降低，同时可防止冷却管因结垢而腐蚀，延长冷却管的使用寿命，该装置使用性能的好坏直接影响到汽轮机凝汽器的清洗程度和传热效果。收球率是衡量胶球清洗装置的重要指标，高的收球率保证了胶球清洗的有效性。
电厂所用胶球清洗装置为国内生产。每个凝汽器设两套单独的胶球清洗系统和PLC控制系统(一机一控柜)。收球网为倒V型结构，垂直安装在凝汽器冷却水出口管上，收球结构格栅式，网板采用
组装式结构，两只收球网布置在汽机房-4米。卧式胶球泵流量85m3h、泵的转速1460r/min、扬程为25.1mH2O电机额定功率11KW、电机的转速1460r/min。
#1机组于2006年5月投产，投产1年后经常出现胶球回收率低于70%,凝结器真空下降，揭盖检查凝汽器水侧内壁粘泥量较大，并有轻微结垢现象。(如图)
表1#1机组胶球清洗系统运行情况2007下半年报
7月 8月 9月 10月 11月 12月
甲侧收球率(%) 68 大修 80 75 65 69
乙侧收球率(%) 73 大修 86 78 76 75
经检查发现：胶球系统出现沾网，造成胶球网堵塞，胶球无法正常回收，起不到冲洗凝结器的作用。我们对收球网解体进行冲洗，对不光滑处进行打磨处理。回装后运行一段时间后同样情况又再次发生。经我们多方查找资料，认为主要是系统设计不合理，并提出了如下改进方案。
是造成胶球回收率低的一个重要原因。因此需把收球网旋转90°,以便平衡收球网两侧压力，保证回球顺畅。
3.2胶球泵改造
因现有胶球管道系统弯头较多，管道沿程阻力较大，且我厂现有胶球泵流量为85m3/h,扬程为25.1mH?O。由于流量较小造成胶球循环不好导致收球率低。因此更换大流量胶球泵，增大流量提高收球率(更换为流量为108m3/h,扬程为27mH?O)。
3.3胶球管道系统改造
此次改造在收球网旋转90°平衡收球网的左右压力后，再把收球管道改成左右对称，其他管道尽量减少管道弯头，把部分管道90°弯头改成45°大弯头斜向布置管道以便减少管道沿程阻力，以提高胶球的收球率。
3.4收球口上部加装挡板
加装挡板，挡板长1.2米，宽300mm,厚3mm,做成等腰三形，其中600mm与收球网平行，并且与网板距离为260mm左右(距收球口200mm)。挡板在循环水的中心位置上，与收球口在同一条水平线上挡板焊口必须满焊。加装挡板的主要目的防止收球口处卡球。
根据上述改造方案，2008年3月，我们对#l机组胶球清洗装置进行了改造，改造后胶球系统运行正常，投球率100%,收球率达到96%以上。从表3改造前后参数对比中可以看到，在机组负荷和循环水温度近似的情况下，凝汽器端差有所下降，真空度提高。改造效果明显，达到了预期效果，降低了机组煤耗，从而提高了电厂的经济效益。
表2#1机组胶球系统运行情况2008上半年报
1月 2月 3月， 4月 5月 6月
甲侧收球率(%) 63 70 88 96 98 96
乙侧收球率(%) 80 74 95 99 97 97
表3改造前后机组参数对比
时间 机组负荷(MW) 循环水进水
温度(℃) 新汽器真空(Kpa) 端差
(℃) 发电煤耗(g/KWh)
2008年2月22日 194 18.18 -82.60 8.64 298.10
2008年4月15日 184 18.22 -82.89 6.48 286.23
3.1改变收球网的安装角度
循环水进水
图1(正视图，改造前)
循环水进水
图2(左视图，改造后)
胶球清洗【胶球清洗装置】系统对于电厂来说虽是小系统，但却起着大作用。胶球清洗系统的正常投入直接关系到凝汽器的清洁程度、凝汽器的端差、真空、机组的效率、机组煤耗、发电量、企业效益等。因此电厂应重视胶球清洗系统的运行维护管理，确保其正常运行。
如图1所示的是收球网改造的安装位置(此时收球网处于收球位置),从它可以清晰的看出，循环水出水时，由于惯性的作用，将使收球网外侧的水流量大大超过内侧的水流量，因而导致收球网两侧的受力不均匀，其结果必然是外侧的收球网受力过大，因而导致左右收球口压差较大。此外，由于大量的循环水流向收球网的外侧(如图1箭头所示),也导致了大量的胶球只能通过外侧的回球管回到收球室(收球网下部共有两个回球管),实际上也减少了胶球回收的通道，另一侧因压力较低，易造成絮流胶球导致胶球回收困难。
