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云浮发电厂两台上海汽轮机厂产125 MW机组的凝汽器胶球清洗装置是邯郸电力修造厂的早期产品(1989年5月生产)。全套胶球清洗装置由二次滤网、装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成，如图1。收球网为带有上下收球网的活动栅格方箱型，型号S-1400-1，规格1 420 mm×2 500 mm，配套的胶球输送泵为输送胶球专用的125SS-9型离心泵，装球室型号Z-300-1属我国胶球清洗装置典型的第二代产品(设计和制造部门不再向用户推荐)。其安装困难，结构复杂，材料消耗多，操作和维护不便，故障率较高，加上制造质量的问题，收球率始终达不到设计要求的95%以上。
众所周知，保持凝汽器较高的真空和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125 MW机组为例，汽轮机背压增高0.004 MPa，将导致热耗增加244.5 kJ/kWh，煤耗增加9.70 g/kWh；凝汽器端差升高5 ℃，将导致热耗增加95.12 kJ/kWh，煤耗增加3.66 kJ/kWh。凝汽器管束的污脏，使换热系数变小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清走凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定的清洁度，对防止结垢起到非常重要的作用。云浮发电厂投产初期对此认识不足，认为循环水为闭路循环，水源较为干净，1991年至1992年底曾间断投用胶球清洗，但胶球回收率很不理想，最好的不足80%，最差的根本收不到胶球。据了解，其他电厂亦有类似情况出现，同型胶球清洗装置在全国的使用情况亦不尽理想，故一直中断运行。1994年发现铜管结垢严重，直接危及机组运行安全和影响机组经济性。为此，我们进行了多方面的研究，着手进行有关试验、运行分析和结构检查，找出了影响收球率不高的关键因素，并进行了改造。经再次投运结果表明，改造和措施是成功和有效的。
1 存在的问题
云浮发电厂两台125 MW机组分别于1991年4月、12月份投产，机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1992年初至1993年4月，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，4套清洗系统，投用2 h后收球，最好的两套(2号机甲侧，1号机甲侧)收球率均不足80%，另两套收球率几乎为零。1993年5月份起，再度中断了胶球清洗装置的投用工作。
机组投产3 a左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，机组因此而被迫多次停运查漏、堵漏。据统计，仅1994年、1995年发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2 mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀。有资料表明，H68铜管易发生垢下点蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解决。
要彻底清洗铜管内壁，避免结垢，只有对胶球清洗装置进行改造，务求胶球系统能正常投用，发挥其在线运行，清洗效果明显的特点。
2 原因分析及处理
在投入胶球清洗装置时，在冷却水塔发现大量的胶球，说明漏球的现象严重。对可能存在影响收球率不高的原因我们进行了分析。
2.1 二次滤网
胶球在管中只能依靠循环水作动力，清除冷却管内壁上的薄层淤泥或水垢。若循环水中含有较多的杂物，如水生动物、垃圾、碎石及各种有机物，不仅会堵塞二次滤网，使循环水压差减小，流量减小，不利于胶球的循环，而且会堵塞凝汽器的管孔，妨碍胶球的通过。流量的减小会导致循环水的温升较明显，运行中我们亦发现了这一现象。在大修期间进行了彻底的检查，发现二次滤网的堵塞现象比较严重，尤其是含有较多的纤维状物质，用人工机械的方法进行了彻底清洗。
2.2 凝汽器的检查处理
我国大多数凝汽器的设计均未考虑胶球清洗装置的运行，我们对凝汽器结构与胶球清洗装置的适应性作了全面的检查。
a)进出口水室的流程隔板与水室盖及管板的衔接处的狭缝可能引起水流的倒串，导致胶球卡于此，此次检修对该类狭缝进行了全面的封堵。
b)凡是新更换凝汽器的铜管严格按国家标准进行检查、验收，排除扁、瘪管；冷却管伸出管板的长度亦严格执行国家的有关标准，防止在此形成死区；彻底清除水室及管内的一切杂物，确保洁净之后再封闭。
2.3 收球网的检查和处理
几次投运过程中发现当收球网处于收球位置时，凝汽器循环水的压力均有微量的提高，说明其压损较大，堵塞现象严重。
解体发现，由于长时间未投用该装置，致使大、小收球网网格结垢很严重，在网栅和管筒内环上发现大量的污垢片和锈片。它们的存在使栅格流通面积减小，水流速加大，胶球可能卡在收球网的栅板上，又加剧了胶球的堵塞，形成恶性循环。采用人工机械的方法认真清除了网格及收球网相应筒环内壁上的水垢。
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