如何消弭凝汽器内部汽锤声？

1.现象

（1）凝汽器内部有间歇性振动声，且振动随机组负荷而变化。

（2）凝汽器内部振动多在喉部，内置式#1低加附近。

（3）凝汽器过冷却度增大。

2.原因

（1）凝汽器低压排汽缸与喉部结合处漏空气。

（2）部分高压疏水漏入凝汽器喉部形成热冲击现象。

（3）低压缸轴封压力低，有冷空气进入。

（4）凝汽器喉部疏水与再循环回水设计不合理。

（5）#1内置式低加漏。

（6）轴加疏水温度低与高压疏水在凝汽器喉部混合形成汽水共腾。

（7）低压缸轴封减温水调节门开度太大，低压缸轴封过水。

3.处理

（1）检查有关疏水是否关闭严密，否则手动并紧。

（2）合理提高低压缸轴封压力与正确调节减温水开度，倾听凝汽器内部振动声变化情况。

（3）做凝汽器真空严密度试验，检查系统漏空气情况。

（4）有效提高轴加疏水温度，维护轴加正常运行。

【事故案例1】

1.事故简述

2004年9月4日，某发电厂因运行人员误操作，造成#5机凝汽器严重跌真空，导致#5机因低真空保护动作而跳机。

9月4日，#6机停备，#5机正常运行。零米值班员在接到主值班员下达的“开#6机凝汽器至室外放水门”的命令时，没有认真执行“五要领”，心不在焉，拿着工具就去操作，将#5机的凝汽器汽侧放水门误当成#6机凝汽器至室外放水门进行操作，致使运行中的#5机真空急剧下降，汽机“凝汽器真空低”保护动作跳机。

2.原因分析

（1）无票操作，习惯性违章。零米值班员在接到主值“开#6机凝汽器至室外放水门”的命令时，没有填写操作票和危险点分析预测卡，没有认真执行“五要领”，心不在焉，拿着工具就去操作，走错位置，误将#5机的凝汽器汽侧放水门当成#6机设备进行操作。这是#5机低真空保护动作跳闸的直接原因。

（2）责任心不强。违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》第8.16条：“运行人员必须严格遵守值班纪律、集中思想监盘，经常分析各运行参数的变化，调整要及时、准确判断及处理事故。”的要求。运行主值班员发出命令后，既没有派监护人对其操作进行监护，也没有注意单元表计的参数变化，更没有直接到就地去查看，没有及时发现人员误操作。错失了异常处理的宝贵时间，最终使异常扩大，保护动作而停机。

（3）设备管理粗放，设备标示牌严重缺损。#5机与相邻的#6机，许多设备、阀门都没有明确的标识，即使有标识，部分也因设备陈旧字迹模糊不清，运行人员多是凭经验及对系统的熟悉程度进行相关操作，操作时缺乏必要的提醒和确认。这为异常的发生埋下了隐患。

（4）培训工作缺乏针对性和有效性，培训工作流于形式。运行人员虽然每年都进行规程、系统图考试，但平时运行人员的培训、学习流于形式，运行值内部的现场培训跟不上，不能充分利用学习时间进行岗位培训，造成操作出错，事发后不能及时正确判断处理，延误了处理时间。

3.预防措施

（1）加强管理。首先要加强设备管理。要落实“严、细、实”的工作作风，对设备标示牌缺损等问题，要“小题大作”，充分认识其缺损和标识错误的危害性，使设备标识正确、清晰、明了，设备管理规范、标准。

（2）加强“两票三制”管理，杜绝习惯性违章。切实落实“操作票”和危险点分析预控制度，操作要执行“五要领”，值班员要复述操作命令，监护人要监护到位，杜绝无票操作，打手势传达命令，传达命令不报姓名等习惯性违章行为。

（3）加强人员管理。要了解值班人员的精神状态，提高工作责任心，真正做到精心监护，精心操作，及时发现异常现象，采取对策及时处理，防止因操作人员一时“糊涂”，酿成事故。

（4）加强培训。加强运行人员的现场培训和岗位操作技能培训，采取现场考问、知识竞赛等多种形式的培训，使培训工作规范化、标准化，提高运行人员学习的积极性和主动性，加强培训工作的针对性和有效性。

（5）重视停机后的监视和操作。当时#6机停备，#5机组在运行，因主值班员下达的是#6机组的操作，对停机后的操作掉以轻心，以至于忽略了要求操作员重复命令，对其监护操作的重要步骤。最终使操作员发生误操作没有及时得到发现和纠正，铸成一次#5机异常停机事故。

【事故案例2】

1.事故简述

某电厂#6 机系上海汽轮机厂制造的N135—13.24/535/535 型，双缸、双排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机，于2004年6月投产。

2004年8月23日5∶10，#6机在盘车状态下，发现高缸D/E240/102℃，B/G241/97℃，中缸D/E231/122℃，B/G220/183℃，高缸内缸上、下温差138℃，外缸上、下温差144℃，检查发现凝汽器水位高，启动凝泵甲运行，开启除氧器进水门进水，关闭凝汽器补水总门；6∶05，凝汽器水位至600mm，高缸上、下温差逐渐减小，停凝泵甲，关除氧器进水门。

2.原因分析

由于凝汽器补水调整门关闭不严，机组停运后运行人员责任心不强，思想上麻痹大意，导致凝汽器满水，没有及时发现，直至进入汽缸，引起高缸上、下温差大。

3.预防措施

增强运行人员责任心教育，加强运行人员值班质量的管理。

【事故案例3】

1.事故简述

某电厂#3 机系上海汽轮机厂制造的N135—13.24/535/535 型，双缸、双排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。20∶10，#3 机组正常，真空突然由95.8kPa 直线下降至66.9kPa，负荷由140MW 减至58MW，经查射水泵，凝结水泵，循环水泵运行正常，而凝汽器电接点水位计全红并闪烁，凝汽器就地玻璃管水位计内气泡窜动，看不清水位，判断为凝汽器水位高，即停一台除盐泵，停止向凝汽器补水，开启#4低加出口门前放水门。20∶32，真空开始恢复；21∶10，真空恢复正常，负荷加至140MW。

2.原因分析

（1）当日19∶06，#3机凝汽器电接点水位计指示灯闪烁，热工值班员讲“如果表坏了，等白班处理”，当时CRT 水位指示也不准。19∶55，启动#3除盐水泵运行，20∶25，即发现凝汽器满水，查凝结水温度由19∶36时的31℃下降至20∶19的15.8℃，过冷度为15.2℃。

（2）热工人员在运行人员联系后不到现场处理水位计，只作口头交待，致使机组运行中凝汽器水位无法监视。

（3）运行人员在凝汽器电接点水位计故障情况下，没有利用其他表计和其他手段进行凝汽器水位有效监视，导致凝汽器满水跌真空。

3.预防措施

（1）正确执行“两票三制”，杜绝麻痹大意思想的出现。

（2）运行人员应密切注意各参数的变化情况，出现问题早做准备，提前预防。

（3）检修人员和运行人员应密切合作，共同维护机组的安全运行。

【事故案例4】

1.事故简述

某电厂#3机系上海汽轮机厂制造的N135-13.24/535/535 型，双缸、双排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。从运行两年多的时间来看，曾经多次发生凝结器的真空缓慢下降的异常情况，给汽轮机组的安全经济运行造成一定的影响。

2.原因分析

（1）在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因分析及处理。

1）汽轮机轴封压力不正常。

原因：在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝结器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝结器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节阀故障、轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足等。

现象：机械真空表、DCS及DEH 真空指示值下降、汽轮机的排汽缸温度上升、相同的负荷下主蒸汽流量增加等现象。

处理：当确证为轴封供汽压力不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则应立即切换备用轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可；若是无效，则应该进行其他方面检查工作。

2）凝结器热水井水位升高。

原因：凝结器的热水井水位过高时，淹没凝结器铜管或者凝结器的抽汽口，则导致凝结器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝结器的热水井水位升高的原因可能是除盐水补水量过大、凝结水泵出力降低或滤网堵塞、凝结水系统上的阀门开度不足等。

象征：机械真空表、DCS及DEH 真空指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降，而凝结器电极点、就地玻管水位计值会上升。

处理：当确证为凝结器的热水井水位升高造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查并确定使凝结器真水位上升的原因，迅速想办法将凝结水位降至正常水位值。

3）凝结器循环水量不足。

原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的乏汽在凝结器中被冷的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝结器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是：循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝结器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝结器通循环水时，系统内的空气未排完。

象征：机械真空表、DCS及DEH 真空指示值下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，凝结器循环水的进、出口会波动，凝结器循环水的进、出口水温度会发生变化（进口温度正常，出口温度升高）。

处理：当确证为凝结器循环水量不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员应迅速汇报班长；同时，联系循环水泵人员检查循泵运行是否正常、进水间水位是否正常。迅速到就地检查机组凝结器的两侧进、出口电动门是否已经开到位，两侧进、出口压力是否波动，若是波动则对其进行排空气工作，直至空气管排出水为止。

4）处于负压区域内的阀门状态误开或误关。

原因：由于机组启动过程中，人员操作量大，在此过程中难免会发生操作漏项或是误操作的情况，这是造成此类真空下降的主要原因。

象征：机械真空表、DCS及DEH 真空指示值下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值下降。在这些现象发生之前，值班人员正好完成与真空系有关操作项目。

处理：当确证为处于负压区域内的阀门状态误开或误关造成凝结器真空为缓慢下降时，值班人员应迅速将刚才所进行过的操作恢复即可。

5）轴封加热器满水或无水。

原因：在机组启动过程中，由于调整不当或是轴封系统本身的原因使轴封加热器满水或是无水，将导致凝结器真空下降，造成轴封加热器满水或是无水的原因包括：轴封加热器铜管泄漏；轴封加热器至凝结器热水井的疏水门开度不足，或是疏水门故障；抽汽逆止门的回水门开度过大；轴封加热器汽侧进、出口门开度不足，疏水量减少，使轴封加热器无水。(www.xing528.com)

象征：机械真空表、DCS及DEH 真空指示值下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，若是轴封加热器满水，则汽轮机的高、低压缸前、后轴封处会大量冒白汽，而此时轴封压力会上升，严重时，造成轴封加热器的排汽管积水，使轴封加热器工况发生变化，导致真空下降；若是轴封加热器无水，则大量的轴封用汽在轴封加热器中未进行热交换就直接排入凝结器内，增加了凝结器的热负荷，导致真空下降。

处理：当确证为轴封加热器满水或无水造成凝结器真空为缓慢下降时，司机迅速通知副司机检查轴封加热器的水位是否正常，若是满水则开启轴封加热器汽侧排汽管上的放水门排水至有蒸汽流出为止，同时检查轴封加热器的汽侧疏水门是否已达全开位置。若是轴封加热器无水，则将轴封加热器的水位调至1/2～1/3即可。

（2）在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因分析及处理。

1）射水池的水温升高，抽气器工作失常。

原因：在汽轮机机组运行过程中，由于季节的变化或是其他因素使射水池的水温升高，在抽气器的喷嘴处可能会发生汽化现象，从而使抽气工作失常，凝结器中的不能凝结气体不能及时排出，导致真空下降。造成射水池水温上升的原因可能是夏季环境温度引影响；热力系统内有热源排入射水池内，使水温升高。

象征：凝结器的真空值与某时期相比较有所下降，或早晚间真空值存在差值。若用电子测温仪或用手摸射水池水时，水温偏高，溢水口冒白汽，射水抽气器的下水管的温度也同样偏高。

处理：当确证为射水池水温升高造成凝结器真空缓慢下降时，适当开启射水池补水门进行射水池换水工作，降低水温，或切换成深井水运行。必要时检查热力系统与其相关连的阀门是否关闭严密，即可。

2）轴封加热器排汽管积水严重。

原因：当轴封加热器排汽管积水时，使排汽的通流面积减少，轴封供汽系统工作失常，导致真空下降。造成轴封加热器排汽管积水的原因包括轴封加热器水位升高、排汽至射水抽气器下水管上的阀门故障、轴封蒸汽母管带水、季节变化（如天气变冷）。

象征：当排汽管积水时，轴封加热器排汽管的外壁温度偏低，严重时，高、低压缸前后轴封处会大量冒白汽，这时，机组凝结器真空开始缓慢下降。

处理：当确证为轴封加热器排汽管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速地将轴封排汽母管上的放水门全开，进行排水工作，直至水排完为止。必要时开启轴封母管端头疏水门排水。

3）凝结器汽侧抽气管积水。

原因：当凝结器汽侧空气管积水时，使抽气器空气管的通流面积相对减小，导致凝结器真空缓慢下降。造成凝结器汽侧空气管积水的原因可能是机组启动时，抽气器空气管疏水不及时；季节变化（如天气变冷）；抽气器倒拉水进入空气管。

象征：当凝结器汽侧空气管积水时，凝结器甲、乙汽侧空气管的管壁及腔室疏水管的管壁的温度相对于正常时约低，而射水抽气处抽气器的外壁温度则相对升高。

处理：当确证为凝结器汽侧空气管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速汇报班、值长，然后进行凝结器空气管拉水工作。此项工作不是经常进行的，因此，应做好相应的安全措施之后，再开始进行操作，具体的方法是：①汇报值长同意，若机组负荷为135MW 则适当将负荷减至100MW 运行，记录工作前的有关参数（真空、排汽温度、轴封压力等）；②缓慢关闭该机组运行中的射水抽气器空气门，注意真空下降的程度，必要时适当将机组负荷减少部分；③当空气门关完之后，稍开真空破坏门停留时间不超过60s，紧接着又迅速关闭真空破坏门；④迅速将射水抽气器空气门全开，恢复至正常状态；⑤汇报值长，将机组负荷加至135MW 运行即可。

4）凝结水位升高。

原因：在正常运行中，造成机组的凝结器水位升高的原因包括除盐水补水量过大、凝结器铜管泄漏、凝结水再循环电动门误开或关不到位、低压加热器疏水泵出口压力过高和除氧器压力过高（排挤凝结水）。

象征：凝结器就地磁翻板水位计，DCS上变送器水位计指示升高，凝结水泵出口压力升高，运行的凝结水泵电流升高达极限值，凝结水过冷度增大。

处理：当确证为凝结水位升高造成凝结器真空缓慢下降时，值班员应迅速查明造成凝结器水位升高的原因，将凝结器水位降低即可。

5）运行人员或检修人员工作过程中发生失误、造成凝结器真空缓慢下降。

原因：由于运行人员或检修人员在工作过程中发生失误，使凝结器真空缓慢或急剧下降，造成凝结器真空缓慢或急剧下降的原因可能是运行人员在正常操作中对系统或是其他原因误开、误关与真空系统有关的阀门；检修人员在进行与真空系统有关的检修工作时，擅自误开、误关阀门。

象征：类似的情况发生时，凝结器真空机械真空、DCS及DEH 真空指示值下降，容易出现两种象征：①凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升，凝结水泵电流和凝结水母管压力会升高；②凝结器真空急剧下降时，汽轮机的排汽缸温度上升较快，机组运转声突变，凝结器水位计的指示值上升同样较快（若是误关循环水系统的阀门，则机组的凝结器循环水压力将会发生变化）。

处理：当确证运行人员或检修人员工作失误造成凝结器真空缓慢或急剧下降时，值班人员应沉着冷静地迅速将事发前所进行的操作全部恢复。若是判断为检修人员在时进行检修工作造成的，则迅速到就地将检修人员擅自误开、误关阀门的阀门关闭即可。

6）在做与真空系统有关的安全措施时，凝结器真空缓慢下降。

原因：在做与真空系统有关的安全措施的过程中，当真空系统阀门关不严密的因素存在时，凝结器真空缓慢下降，造成的原因可能是处于负压区的设备或阀门有空气被拉入凝结器内，使真空缓慢下降。

象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升。

处理：当确证为是因做安全措施而引起凝结器真空缓慢下降时，值班员应迅速将所的安全措施恢复。

7）运行中机组低压加热器汽侧无水。

原因：机组正常运行中，由于人员疏忽大意或是工况发生变化时未能及时调整低压加热器的水位，导致低压加热器无水位运行，这时由于低压加热器无水位，抽汽未能进行热交换就直接排向凝结器热水井，使凝结器热负荷增大，真空下降。

象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升，DCS画面与就地检查可以发现运行中的低压加热器水位计无水位指示。

处理：当确证为是运行中机组低压加热器无水导致凝结器真空缓慢下降时，值班员只要将低压加热器调整至有水位显示即可。

（3）在汽轮机组事故处理中，造成凝结器真空缓慢下降的原因。

1）轴封压力过低。

原因：当机组发生事故时，由于多种因素会导致轴封压力下降。例如，单机运行或两台机组运行时，在事故处理过程中由于处理不当，造成轴封压力下降压力下降，使凝结器真空缓慢下降。

象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升，与轴封压力有关的表计指示值下降。

处理：按下列几种情况进行处理：

a）单机运行发生事故的时，若发生轴封压力下降，凝结器真空缓慢下降，这时除氧器人员必须立即与锅炉联系，例如投用吹灰汽源应立即关闭；根据负荷情况投用本机冷再汽源，并全面检查厂用蒸汽母管系统运行是否正常。

b）两台机组运行时，若一台机组发生事故，应视实际情况决定是否切换另一台机的备用汽源；然后检查厂用蒸汽母管系统运行是否正常。

c）多台机组运行时，若某台机组发生事故，相互备用汽源均可正常切换，只是在切换中应密切注意轴封系统汽源的过热度，以防止汽轮机过水事故的发生。

2）凝结器热水井满水。

原因：由于在事故状态下，设备或人员的因素会使凝结器热水井满水，而造成满水的原因可能是凝结水泵跳闸；凝结水泵跳闸之后因逆止门关不严，使凝结水系统中的倒回热水井造成满水；除氧器补水量过大；或是循环水泵跳闸（短时内恢复运行）。

象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升，凝结水母管压力升高达1.7MPa及以上，凝结消耗泵电流上升达极限值。

处理：当确证为凝结器热水井满水造成凝结器真空缓慢下降时，值班员就迅速想法将凝结器热水井的水位降至正常水位。

3）五抽手动门调整位置不当。

原因：当机组发生事故时，由于主蒸汽流量变化，凝结器内部工况同时也发生变化，使汽轮机高低压轴封处倒拉空气进入凝结器，真空下降。

象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升。

处理：当确证为五抽手动门调整位置不当时，造成轴封系统漏真空，当班人员迅速到就地适当调整该门至正常位置，观察真空值的恢复。

（4）除盐水系统故障，或在除盐水补水管路、阀门检修工作过程中造成凝结器真空缓慢下降的原因。在正常运中，也曾发生过因除盐水系统故障而造成凝结器真空缓慢下降的异常现象。

原因：这种情况大都是除盐水泵跳闸；除盐水系统阀门误关（或故障）；进行检修工作时引起的。

象征：凝结器真空缓慢或急剧下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器水位计的指示值上升等。

处理：当确证为除盐水系统故障，或除盐水补水管路出现故障，应速向值长汇报，同时，适当减负荷运行，立即到就地查看，必要时关闭有关阀门；若判断为除盐水泵阀门检修工作过程中凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速跳闸，则联系化学启动备用除盐水泵运行即可。

【事故案例5】

1.事故简述

某发电厂两台上海汽轮机厂产D151型135MW 机组的凝汽器胶球清洗装置和55MW机组在投产初期就出现受球率不高的问题，有时收球率甚至为零，造成凝汽器真空不好，凝汽器损坏较为严重增加了维护量。

2.原因分析

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125MW 机组为例，汽轮机背压增高0.004MPa，将导致热耗增加234.5 kJ/（kW·h），煤耗增加7.6g/（kW·h）；凝汽器端差升高5℃，将导致热耗增加85.12kJ/（kW·h），煤耗增加3.66kJ/（kW·h）。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。而铜管结垢将会使铜管产生垢下腐蚀，造成铜管破裂造成凝水硬度大而被迫停机。135MW 机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1994年初至今，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，最好的收球率均不足80%，有的收球率几乎为零。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。只能停机进行人工清洗或进行高压水射流清洗，严重影响了机组的经济性。

55MW 机组投产的几年来，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，1994年至今发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2mm。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。

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进行了分析：

（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）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，鉴于此情况，对凝汽器结构与胶球清洗装置的适应性作了全面的检查。

1）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。

2）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。

（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。解体后发现，由于该装置长时间浸在水中，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。

操作机构的检查发现，小收球网传动杆上8mm 销子为普通碳钢，刚度不足，常疲劳断裂，致使行程开关显示为收球位置而实际上并未关严。采用的处理方法是用1Cr18Ni9Ti不锈钢材料加工销子取代之。

收球网处于收球位置时，网的上下沿应分别与循环水管壁和下方箱的上沿贴合，有文献表明如果它们的间隙大于6mm，则容易出现跑球或卡球的现象。因此分别将大、小收球网处于收球位置，进内检查收球网与筒环配合情况，大收球网与筒环配合不好，局部有较大间隙，另外网面的制造粗糙，条栅分布不均匀。个别小收球网也因水垢卡涩，有关不到位的情况。为此进行了改造，同时对下部小收球网彻底清除其上的水垢和污物，作了相应调整直至能灵活开关到位。

（4）管道及附属部件检修。检修其余如胶球泵，泵进、出口阀门，收球室及收球网关断阀传动杆等。

（5）胶球的选用。胶球进入凝汽器管内后，靠与管壁的接触环带所提供的擦拭作用进行清洗，它的质量不但影响到清洗效果，而且关系到胶球的回收率、改造与修复后的试运。根据铜管内径23mm，采用了23mm 优质海绵球取代原23mm 的钢沙球，它具有耐磨性强、质地柔软富于弹性、硬度适中、气孔均匀贯通、沾污垢后易于脱落等特点。

（6）操作细则和管理体制。运行方面首先完善了每日一次的清洗制度，由专人负责，落实到班组，并且明确一些操作上的措施，如正确的投球数量保持在凝汽器单侧、单流程冷却管根数的10%；根据凝汽器的端差、真空等特性参数和胶球的直径、外观等对清洗效果及时评价，以便更换胶球，最多不超过90次累计次数；投运时注意适当调整循环水的压力，保持合理的循环水压差，必要时增开一台循环水泵，清洗结束再停。处理后再次投运胶球清洗装置，每天运行2h，收球率均达90%以上。

3.预防措施

（1）该厂的几套胶球清洗装置之所以一段时间以来投入效果不明显，收球率低，关键原因在于收球网的制造和安装工艺差，存在显著的间隙；投运初期没有及时进行调试，另外二次滤网的堵塞亦阻碍了胶球清洗装置的投运。

（2）胶球清洗设备的调试和试运行应随机组的试生产及时投入运行。目前制造厂无技术标准，电厂亦无验收标准，往往待凝汽器管束脏污后再进行胶球清洗装置的投运，管束的脏污制约了胶球清洗装置，而胶球清洗装置的闲置又进一步加剧了凝汽器管束的脏污，陷入了比较被动的局面。