摘要：在火力发电厂中要求系统可以确保凝汽器环束管的快速清洁，也能够提高要求系统的整体运行质量。由于要求系统自身的收球效率偏低，系统配置不够合理，这样就很容易造成胶球系统的运行出现质量问题，无法发挥系统清理的重要作用。本文通过对交通要求系统存在的主要影响因素进行分析，提出要求系统收球率偏低的治理措施，能够取得比较良好的效果。
关键词：2号机；A侧胶球；收球率低；治理措施
凝汽器胶球清洗装置主要包括收球网、装球室以及电气控制柜等构建共同组成。清洗装置能够在机组正常负荷下进行清洗凝汽器，确保凝汽器的传输效率，避免因为真空效应出现热效率降低的问题，也可以有效避免冷却管因为结构造成的腐蚀性，有效延长冷却管的整体使用寿命。由于凝汽器交球在清洗的过程中回收利用率低，很容易导致凝汽器真空效果不理想，严重影响机组热效率，其中影响投入要求清洗装置的因素有很多，很有可能影响收球率。
一、概述
我厂胶球系统为单元制系统，即凝汽器两侧可或单独进行清洗，另外当任何一侧胶球清洗系统出现故障均不会影响另一侧的正常运行。侧凝汽器每胶球投入数量为600个，胶球系统每天程控投入，投球时间10小时，收球时间1.5小时，每周二白班进行胶球换球。但2号机凝汽器A侧至机组投产以来一直存在胶球收球率低问题。
二、胶球收球率低的可能原因
1.收球网未关到位；
2.收球网变形或损坏；
3.收球网脏污，收球网自动进行反洗；
4.循环水流速偏低；
5.凝汽器水室充水不满；
6.胶球直径偏大或硬度不合适；
7.胶球破损或胶球未充分泡球；
8.胶球管路堵塞；
9.凝汽器冷却水管堵塞。
三、采取的措施及原因分析
针对2号机A侧收球率的问题采取了以下的试验方法对原因进行查找。1.收球网变形。在本次2号机大修中对收球网进行了检查未发现收球网存在变形及损坏。2.收球网未关到位。在本次2号机大修中发现了A侧收球网与管壁之间存在一定的缝隙，在本次大修中已对收球网进行了重新调整。在机组启动后投入胶球初期通过收球观测窗口可以看到有胶球回来，说明通过大修处理A侧收球网已关闭到位。3.循环水流速低。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆在胶球投运期间启动两台循环水泵运行，胶球系统停运后检查发现A侧收球率仍然不理想，但B侧收球正常，因此可以排除因循环水流速低造成A侧胶球率低。4.凝汽器水室未充满水。在循环水系统首次启动时已对循环水前后水室进行充分排空，在机组运行期间胶球停运时开启A侧循环水前后水室进行排空，未见空气积存，因此可以排除凝汽器水室存在空气导致A侧收球率低。5.胶球破损或未充分泡球。10月9日采取将B侧浸泡好胶球倒换至A侧，在B侧加入新球浸泡12小时后重新投运。投运结束后发现A侧收球仍不理想，但B侧收球率在95%。因此可以排除因胶球浸泡不充分及胶球直径或硬度不合格导致收球率低。6.凝汽器冷却水管堵塞。在本次大修中发现A侧循环水入口管道存在大量石块。
7.胶球管路堵塞。因在本次大修中发现A侧凝汽器存在的部分石块虽然已在大修中进行了清理，但目前胶球系统投运后在装球室内仍然能发现石块，因此这可能是导致胶球收球率的原因之一。8.收球网脏污，收球网自动进行反洗。因目前DCS无收球网前后差压显示，在A修中发现A侧存在石块，因此有可能在胶球系统程控运行中发生因压差大收球网自动进行反洗，这可能是A侧收球率的原因之一。9.胶球系统程控顺序错误。在胶球系统试验过程中发现胶球泵停运后但胶球泵出口门仍在关闭过程中导致装球室内胶球因循环水出入口压差自动跑向循环水出口侧造成装球室内胶球数量减少。
四、下一步采取措施
1.针对循环水A侧因石块堵塞导致收球率低问题目前运行人员采取手动投运A侧胶球，B侧仍采用程控投入。目前A侧胶球的运行方式为手动投入胶球24小时后，手动收球2小时，每两天对胶球收球管路进行一次反冲洗。2.联系热工人员将收球网前后差压测点引至DCS上，便于当运行人员发现收球网前后差压大，立即对胶球管路进行反冲洗，防止因大量胶球积存在收球网处导致收球网频繁进行反冲洗后收球网关闭不严密。3.利用停机机会汽机专业对循环水管道中的石块进行彻底清理，确保清污机正常运行。
五、结论
通过采取以上措施，目前2号机A侧胶球收球率稳定在98%以上。本文通过对要求清洗装置收球效率低的因素进行深入分析，能够明确在要求清洗装置运营的过程中，最主要的就是建立完善的管理规章制度体系，确保对相关的运行状态进行全面记录，科学合理的保障，要求清洗系统正常运行，这样才能够有效提高火力发电厂的运行质量，满足社会经济的发展需求。
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论文作者: 万大报
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第16期
论文发表时间:2019/12/16
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