胶球清洗装置系统凝汽器端差的影响因素及密封件密封条使用？汽轮机凝汽设备及系统、凝汽器胶球清洗装置系统设备的工作原理、凝汽器胶球清洗装置系统及主要设备、凝汽器胶球清洗装置系统内压力的确定、凝汽器胶球清洗装置系统的变工况、凝汽器胶球清洗装置系统的运行、多压凝汽器、抽气设备。
01胶球清洗装置系统凝汽器端差的定义
胶球清洗装置系统凝汽器压力下的饱和水蒸气温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。
02胶球清洗装置系统凝汽器端差的影响因素：
对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器钛管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个洁净的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度越低，端差越大，反之亦然：单位蒸汽负荷越大，端差越大，反之亦然。实际运行中，若端差值比端差指标值高的太多，则表明凝汽器冷却表面钛管污脏，致使导热条件恶化。
胶球清洗装置系统凝汽器端差增加的原因有：
①凝汽器钛管水侧或汽侧结垢；
②凝汽器汽侧漏入空气；
③冷却水管堵塞；
④冷却水量增大；
⑤凝汽器的单位蒸汽负荷增大。
01汽轮机冷端及端差治理措施
胶球清洗装置系统凝汽器端差超过集团公司《火力发电厂节能监督技术标准》规定时，应通过凝汽器真空严密性、汽侧真空泵工况（工作水温、分离器水位、抽空气/射气/管道逆止阀等部件是否正常，必要时增开真空泵判断）、凝汽器水阻（循泵扬程）、凝汽器压力、低压缸排温度等数据判断原因并采取相应措施。
用于计算端差的凝汽器真空和循环水回水温度测点安装位置、仪表及变送器精度应符合DL/T1078《表面式凝汽器运行性能试验规程》，以保证端差数据的准确。
1.降低凝汽器热负荷
凝汽器热负荷对真空度影响较大。凝汽器热负荷升高，主要是由于高品质蒸汽没有做功，或其他高温介质直接进入凝汽器，不仅造成能量和工质损失，而且使凝汽器真空下降，是影响机组热耗率的主要原因。影响凝汽器热负荷的主要因素是阀门内漏，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。降低凝汽器热负荷的主要措施是加强阀门内漏治理，通过阀门前后温度对比找出漏点，通过手动隔离，或检修时彻底处理。
2.真空系统严密性治理
真空系统严密性对汽轮机冷端及端差影响较大，应通过凝汽器真空系统优化治理、消除漏点，使真空严密性达到电厂标准的要求。
1）查找凝汽器真空漏点，主要易漏点有：
a）低压缸轴封；
b）低压缸水平中分面；
c）低压缸安全门、人孔门；
d）真空破坏门及其管路；
e）凝汽器人孔门、预留管口堵板、汽侧放水门、本体焊缝；
f）轴封加热器及给水泵密封水回水水封；
g）低压缸与凝汽器喉部连接处；
h）汽动给水泵汽轮机轴封；
i）汽动给水泵汽轮机排汽蝶阀前、后法兰；
j）负压段抽汽管连接法兰；
k）低压加热器疏水管路；
l）抽气器至凝汽器管路；
m）凝结水泵盘根；
n）低加疏水泵盘根；
o）热井放水阀门；
p）冷却管损伤或端口泄漏；
q）低压旁路隔离阀及法兰；
r）抽汽管道穿凝汽器结合面；
s）负压区加热器排气、疏水管道法兰；
t）汽动给水泵汽轮机缸体疏水管法兰；
u）汽动给水泵汽轮机缸体平衡管法兰；
v）汽动给水泵汽轮机缸体与排气罩法兰；
w）其它接至负压区的管路系统。
2）汽轮机低压缸及给水泵汽轮机轴端汽封，未改接触式汽封前可适当提高轴封供汽压力，还要注意轴加真空不要控制太高，以免影响低压缸轴封密封效果。
3）轴加水封或给水泵密封水回水水封改进。部分电厂水封高度不足或结构有误，无法起到水封作用，致使真空严密性较差，该漏点难以发现，应引起足够关注。
4）负压系统的放空气门或放水门几乎无放气、放水功能，存在漏真空风险，建议取消。
3.抽真空系统的优化
应保持汽侧真空泵良好的运行工况。真空泵工作水温度控制见《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“真空泵冷却水系统改进”的要求；加强汽侧真空泵的运行维护，保证分离器水位和泵体各部件运行正常。除此之外，双背压凝汽器串联布置方式下，由于设计阶段空气管路流动阻力计算不符合实际情况，高、低压凝汽器相互干扰，易造成抽气量不均，影响凝汽器换热，建议将抽真空管道串联布置方式改为并联布置方式。
双背压凝汽器抽气系统串联布置改并联布置，除《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》的规定外，在双背压凝汽器并联抽空气管道加装调节阀，在凝汽器真空严密性优于100Pa/min和凝汽器汽侧真空泵良好的工况下，通过调整高背压凝汽器抽空气调节阀的开度，保持两侧凝汽器压力不变，维持单台汽侧真空泵运行。
