膠球清洗裝置系統凝汽器端差的影響因素及密封件密封條使用？汽輪機凝汽設備及系統、凝汽器膠球清洗裝置系統設備的工作原理、凝汽器膠球清洗裝置系統及主要設備、凝汽器膠球清洗裝置系統內壓力的確定、凝汽器膠球清洗裝置系統的變工況、凝汽器膠球清洗裝置系統的運行、多壓凝汽器、抽氣設備。
01膠球清洗裝置系統凝汽器端差的定義
膠球清洗裝置系統凝汽器壓力下的飽和水蒸氣溫度與凝汽器冷卻水出口溫度之差稱為端差。
02膠球清洗裝置系統凝汽器端差的影響因素：
對一定的凝汽器，端差的大小與凝汽器冷卻水入口溫度、凝汽器單位面積蒸汽負荷、凝汽器鈦管的表面潔凈度，凝汽器內的漏入空氣量以及冷卻水在管內的流速有關。一個潔凈的凝汽器，在一定的循環水溫度和循環水量及單位蒸汽負荷下就有一定的端差值指標，一般端差值指標是當循環水量增加，冷卻水出口溫度越低，端差越大，反之亦然：單位蒸汽負荷越大，端差越大，反之亦然。實際運行中，若端差值比端差指標值高的太多，則表明凝汽器冷卻表面鈦管污臟，致使導熱條件惡化。
膠球清洗裝置系統凝汽器端差增加的原因有：
①凝汽器鈦管水側或汽側結垢；
②凝汽器汽側漏入空氣；
③冷卻水管堵塞；
④冷卻水量增大；
⑤凝汽器的單位蒸汽負荷增大。
01汽輪機冷端及端差治理措施
膠球清洗裝置系統凝汽器端差超過集團公司《火力發電廠節能監督技術標準》規定時，應通過凝汽器真空嚴密性、汽側真空泵工況（工作水溫、分離器水位、抽空氣/射氣/管道逆止閥等部件是否正常，必要時增開真空泵判斷）、凝汽器水阻（循泵揚程）、凝汽器壓力、低壓缸排溫度等數據判斷原因并采取相應措施。
用于計算端差的凝汽器真空和循環水回水溫度測點安裝位置、儀表及變送器精度應符合DL/T1078《表面式凝汽器運行性能試驗規程》，以保證端差數據的準確。
1.降低凝汽器熱負荷
凝汽器熱負荷對真空度影響較大。凝汽器熱負荷升高，主要是由于高品質蒸汽沒有做功，或其他高溫介質直接進入凝汽器，不僅造成能量和工質損失，而且使凝汽器真空下降，是影響機組熱耗率的主要原因。影響凝汽器熱負荷的主要因素是閥門內漏，包括低旁泄漏、汽缸疏水，管道疏水、高加危急放水，低加至凝汽器疏水等。降低凝汽器熱負荷的主要措施是加強閥門內漏治理，通過閥門前后溫度對比找出漏點，通過手動隔離，或檢修時徹底處理。
2.真空系統嚴密性治理
真空系統嚴密性對汽輪機冷端及端差影響較大，應通過凝汽器真空系統優化治理、消除漏點，使真空嚴密性達到電廠標準的要求。
1）查找凝汽器真空漏點，主要易漏點有：
a）低壓缸軸封；
b）低壓缸水平中分面；
c）低壓缸安全門、人孔門；
d）真空破壞門及其管路；
e）凝汽器人孔門、預留管口堵板、汽側放水門、本體焊縫；
f）軸封加熱器及給水泵密封水回水水封；
g）低壓缸與凝汽器喉部連接處；
h）汽動給水泵汽輪機軸封；
i）汽動給水泵汽輪機排汽蝶閥前、后法蘭；
j）負壓段抽汽管連接法蘭；
k）低壓加熱器疏水管路；
l）抽氣器至凝汽器管路；
m）凝結水泵盤根；
n）低加疏水泵盤根；
o）熱井放水閥門；
p）冷卻管損傷或端口泄漏；
q）低壓旁路隔離閥及法蘭；
r）抽汽管道穿凝汽器結合面；
s）負壓區加熱器排氣、疏水管道法蘭；
t）汽動給水泵汽輪機缸體疏水管法蘭；
u）汽動給水泵汽輪機缸體平衡管法蘭；
v）汽動給水泵汽輪機缸體與排氣罩法蘭；
w）其它接至負壓區的管路系統。
2）汽輪機低壓缸及給水泵汽輪機軸端汽封，未改接觸式汽封前可適當提高軸封供汽壓力，還要注意軸加真空不要控制太高，以免影響低壓缸軸封密封效果。
3）軸加水封或給水泵密封水回水水封改進。部分電廠水封高度不足或結構有誤，無法起到水封作用，致使真空嚴密性較差，該漏點難以發現，應引起足夠關注。
4）負壓系統的放空氣門或放水門幾乎無放氣、放水功能，存在漏真空風險，建議取消。
3.抽真空系統的優化
應保持汽側真空泵良好的運行工況。真空泵工作水溫度控制見《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》中“真空泵冷卻水系統改進”的要求；加強汽側真空泵的運行維護，保證分離器水位和泵體各部件運行正常。除此之外，雙背壓凝汽器串聯布置方式下，由于設計階段空氣管路流動阻力計算不符合實際情況，高、低壓凝汽器相互干擾，易造成抽氣量不均，影響凝汽器換熱，建議將抽真空管道串聯布置方式改為并聯布置方式。
雙背壓凝汽器抽氣系統串聯布置改并聯布置，除《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》的規定外，在雙背壓凝汽器并聯抽空氣管道加裝調節閥，在凝汽器真空嚴密性優于100Pa/min和凝汽器汽側真空泵良好的工況下，通過調整高背壓凝汽器抽空氣調節閥的開度，保持兩側凝汽器壓力不變，維持單臺汽側真空泵運行。
