中宁发电有限责任公司1号、2号机组的凝汽器胶球清洗装置是兰州宏祥电力技术开发有限公司的产品。
连云港市宏琦电力辅机有限公司
全套胶球清洗装置由装球室、胶球输送泵收球网和就地控制柜几大部件组成。在设计工况下，使用湿态直径比凝汽器铜管内径大(1-2)mm 1的清洗用海绵球，保证收球率≥98%。HWX-1800型收球网为漏斗型结构,收球结构为格栅式,收球网网板为双叶推拉护翼式(漏斗型)组装式结构。WX-JQ-100型胶球输送泵采用电动机驱动、卧式、单级端部吸人式。
胶球清洗装置可在机组不减负荷的情况下清洗凝汽器冷却管,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,延长凝汽器铜管的使用寿命，是提高机组循环热效率的主要方法之一旧。
中宁发电有限责任公司胶球清洗装置投运(1号机组胶球清洗装置于2015年元月投运,2号机组胶球清洗装置于2015年12月投运)起初2个月内,胶球装置运行正常,运行2个月后,收球率就直线下降，1号机组收球率几乎降至0,2号机组收球率为20-30%,收球率较低,使该设备一直不能正常投运，对凝汽器的安全经济运行构成了严重威胁。经设备厂家多次调试投运I号、2号机组胶球清洗装置，到2017年元月也未解决上述问题。
2◇收球率低的原因分析
为了早日将1号-2号机组胶球清洗装置正常投入运行,2017年中宁公司通过科技立项专门成立攻关小组以期解决该问题。利用停机检修机会对该设备多次检查,结合同类型机组胶球清洗装置投运的情况,对1号.2号机组胶球清洗装置的系统和设备本身,反复试验投运，找出问题的症结所在。
1)冷却塔填料中及循环水泵入口清污机检查未发现有大量胶球，说明胶球- -直留在循环水室内,并未穿过收球网。利用机组停运对收球网进行检查,进-一步确认收球网是严密的。
2)在2016年10月29日2号机组小修中,通过打开凝汽器人孔检查凝汽器循环水室进口水室管板和回水室管板发现有大量胶球存在。胶球主要粘在或卡在进出口水室的流程隔板与水室盖及管板的衔接处的狭缝及死角。I 号机组同样存在这种现象。
3)对1号机组收球网进行检查发现收球网的栅格上卡有部分胶球,胶球在收球网上已变形,卡粘的胶球已使得凝汽器循环水出口压力上升0.02 MPa。此外收球网底部胶球管道也已被胶球完全堵住,这也是I号机组收球率为0的原因。通过与设备厂家的分析，并进行胶球在收球网中的水力模型试验四(见图1),判断出由于凝汽器循环水出口压力偏高(一般凝汽器循环水出口压力为0.1MPa,而本公司凝汽器循环水出口压力是0.12MPa)，造成胶球在收球网内部因速度过快冲击收球网栅格而旋转，不能及时且顺利的落人收球网底部，被及时送人收球泵人口,使得胶球回不到装球室,致使该装置收球率很低。
4)对胶球清洗装置管道进行检查,发现胶球清洗泵出口弯头处也粘接小部分胶球。从该系统管道布置来看，胶球清洗泵出口至装球室管道上有两个U形管段,而正是由于该处管道弯头太多，造成胶球回至装球室的阻力过大，也使得胶球泵的输送能力下降从而降低收球率。
3◇清洗装置的改造
通过科技攻关小组的分析和判断, 2017年度2号机组C级检修中对2号机组的胶球清洗装置进行了针对性的改造。
1)对循环水进出口水室可能存在卡粘胶球的死角和狭缝进行封堵，杜绝胶球可能留存在水室内的可能。
2)將胶球清洗泵出口至装球室管道上的两个U形管段取掉，改成直管段，以降低胶球泵出口至装球室的管道阻力,便于胶球顺畅通过四。
3)经过与厂家协商,为克服循环水出口压力偏高造成的胶球在收球网内的强烈旋转，如图2所示,在胶球清洗装置内部加装扰流子,要求扰流子材质为Q235,扰流子和收球网加强板要可靠地焊接。以降低凝汽器循环水出口的压力及胶球在收球网内部的旋转强度，从而使胶球顺利地落入收球网底部，及时送人收球泵人口管道。
4◇清洗装置的改造效果
处理后再次投运胶球清洗装置，每周运行2次，每次2 h,收球率均达98%以上。2017年1号机组大修中也进行了同样改造，收球率也达到了设计要求的98%以上。2号机组于2008年C级检修,检查凝汽器铜管,内璧洁净,基本无水垢,改造取得明显效果。
1)凝汽器胶球清洗装置收球率不但与凝汽器水室结构、胶球清洗装置及管路有直接关系,还与循环水压力有关。
2)通过在收球网内装设扰流子减少弯头管路、封堵水室死角等措施,降低胶球在收球网内的扰动强度，减少管道阻力，杜绝胶球滞留在死角处，可有效确保胶球按照设计路径循环,达到了清洗凝汽器铜管的目的。
3)改造后中宁发电公司330MW机组胶球清洗装置正常投运收球率达98%以上，大大改善了凝汽器的L作环境,确保了汽轮机的安全经济运行。