凝汽器真空的影响因素及常见故障分析

1、凝汽器真空的影响因素及常见故障分析王友强（山东电力建设第二工程公司西固项目部）【摘 要】现代大型电厂凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。凝汽器的真空度对汽轮机装置的效率、功率有重大影响，直接影响到整个汽轮机组的热经济性。本文从凝汽器端差、循环水温升和凝汽器入口水温的角度，分析了影响凝汽器真空的因素，通过查找资料并参考一些机组的实际问题的处理方法，研究了造成凝汽器真空缓慢下降的原因。【关键词】汽轮机冷端 传热端差 循环水温升 真空严密性 轴端漏气引言目前，我国发电能源构成中还是以煤为主(占80%)，虽然正大力

2、开发西部水电资源，并且加快了核电项目的建设，但目前以煤为主的结构还不会改变。目前中小机组效率低、煤耗高，对环境污染严重1。 电能是最洁净最便于使用的二次能源。生产电能要消耗大量的一次能源，我国生产电力用煤接近全国煤产量的三分之一，西方国家进口的煤绝大部分用于生产电能。据美国电力研究所(epri)90年代初的一份跟踪调查报告表明,电厂平均实际供电热耗率高出设计值1000 以上，当时就把电厂节能降耗列为重大科研项目。随着国民经济的发展，提高火电机组运行效率，降低能耗，并进一步提高机组运行的安全性、可靠性越来越受到重视。我国政府充分认识到走可持续发展道路的重要性后，由粗放型经济向集约型经济转轨，电厂

3、节能问题越来越受到国家和电力行业的普遍重视。另外，随着电力体制改革的深入，电力行业各大公司都已经挂牌运营，现在国家电力公司出台的竞价上网进一步促进了节能降耗工作的展开。在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。以凝汽器为核心，内连汽轮机低压缸，外连循环水系统，构成了电站热力系统“冷端”。根据汽轮机工作原理，凝汽器的真空度对汽轮机装置的效率、功率有重大影响，因此凝汽器的工作效能直接影响到整个汽轮机组的热经济性。汽轮机组冷端系统性能不良，严重影响整个机组的热经济性，使供电煤耗率增加1。例如300mw等级

4、机组是目前我国电力生产的主力机组约半数以上机组凝汽器的运行真空低于设计值12，而凝汽器真空降低l,机组热耗率约上升0.8%,煤耗率增约2.5。因此，汽轮机组冷端系统性能差的问题是电力行业关注的焦点之一。分析冷端系统性能不良的原因以及对经济性的影响，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,直接影响到整个汽轮机组的热经济性。1 汽轮机冷端系统简述汽轮机冷端系统主要由汽轮机低压缸、表面式凝汽器、抽气设备、胶球清洗装置、凝结水泵 、循环水泵和循环水水源，以及这些部件之间的连接管道和管件等组成。一个简单的汽轮机冷端系统原则性系统图如图1-1。 图1-1 冷端系统原则性系统图1一抽气设备; 2-汽轮机低压缸

5、: 3一发电机: 4一循环水泵;5一凝汽器; 6一凝结水泵:7一胶球消洗装置排汽离开低压缸之后进入凝汽器壳侧，凝汽器管内流入由循环水泵提供的循环水作为冷却工质，将排汽凝结成水。由于蒸汽凝结成水时，体积骤然缩小，这就在凝汽器内形成高度真空。为保持所形成的真空，则需用抽气设备将漏入凝汽器内的空气不断抽出，以免不凝结空气在凝汽器内逐渐积累，使凝汽器内压力升高。由凝汽器产生的凝结水，则通过凝结水泵依次进入机组的低压加热器、除氧器、高压加热器，最终进入锅炉4。循环水按供水方式的不同，有一次冷却供水和二次冷却供水。供水来自江、河、湖、海等天然水源，排水仍排回其中的，称为一次冷却供水，或开式供水。供水来自冷

6、却水塔或冷却水池等人工水源，排水仍回到冷却水塔(水池)循环使用的，称为二次冷却供水，或闭式供水。不论是开式供水还是闭式供水，冷却水所带入的泥沙、污秽的物质和加热过程中分解出的盐分等均会不同程度地沉积在循环水管的内表面上;由于附着物的传热性能很差，将导致凝汽器真空降低，而且还会加速冷却水管的腐蚀，因此采用胶球清洗装置进行清洗，并在循环水泵进水管上安装滤网，达到良好的净化循环水的效果。2 本文主要研究的内容汽轮机冷端性能总归是对影响真空的因素的研究，凝汽器内真空的形成是由于在凝汽器内蒸汽和凝结水汽液两相之间存在一个平衡压力8,11。蒸汽凝结时的温度()越低，凝汽器内的绝对压力越低()。凝汽器的真空

7、度为： 图1-1 蒸汽和水的温度沿冷却表面的分布在凝结过程中，排汽温度，所受的影响如图所示，图号的各符号的意义如下：- 排汽温度 - 冷却水入口温度- 凝汽器传热端差 - 冷却水温升 - 传热面积由图得：=+ （1-1）由于凝汽器真空即排汽压力可以用与之相对应的饱和蒸汽温度来确定，所以本文在主凝结区的蒸汽凝结温度公式（1-1）的基础上展开对影响真空的因素的研究，具体内容如下：1. 影响凝汽器传热端差因素一般运行经验表明，凝汽器真空每下降l，机组汽耗会增加1.5%2.5% ；而传热端差每升高1 ，供电煤耗约增加1.5%2.5%。影响凝汽器传热端差的因素比较复杂，主要包括凝汽器传热系数、热负荷、清

8、洁系数、空气量及冷却水系统的特性等。2. 影响冷却水温升因素冷却水温主要决定于循环倍率，或者说，当进入凝汽器的蒸汽量一定时，主要决定于冷却水量。冷却水量减少，则冷却水温增大，真空降低。冷却水量主要决定于循环水泵，也可能由其他原因而减小8，例如，凝汽器管板被杂草、木块、小鱼等堵塞；冷却水管内侧结垢，流动阻力增大；循环水泵局部故障；循环水吸水井水位太低，吸不上水等都可能使冷却水量减少，引起真空降低。3. 影响冷却水进口温度因素 冷却水进口温度主要决定于电站所在地的气候和季节。用冷却塔时还决定于冷却塔的冷却效果。4.凝汽器真空度下降的原因及预防措施排汽真空度对汽轮机正常运行起着非常重要的作用。真空度

9、下降，会使汽轮机的汽耗和最后几级叶片的反动度增加、轴向推力增大；随着排汽温度升高，会引起汽轮机转子旋转中心漂移而产生振动，甚至引起汽缸变形及动静间隙增大。如因冷水量不足而引起故障的，还会导致铜管过热而产生振动及破裂，缩短凝汽器的使用寿命。以上影响因素是相互关联的，虽然各种因素对冷端性能的综合影响不是简单的算术和，特别是严密性和清洁度，但是，基本反映出一种因素对冷端性能的影响程度。本文通过对影响汽轮机冷端问题的分析与研究，通过查找资料并参考一些电厂的实际问题的解决处理对问题的分析，研究各设备之间的相互影响,并对这些资料进行分析、整理、总结，采取综述的形式完成对问题的研究。3. 影响凝汽器传热端差

10、的因素凝汽器传热端差值的变化标志着凝汽器运行状况的好坏，可作为判别凝汽器运行状态的依据。运行中端差值越小，则运行情况越好机组的热效率越高。对汽轮机凝汽器传热端差存在的问题进行深入的讨论和分析，提出了有针对性的处理措施，对汽轮机凝汽器运行中的节能降耗，有一定意义。3.1 传热端差的确定凝汽器的传热端差是指凝汽器排汽温度与冷却水出口温度的差值。凝汽器在不同工况下的传热端差，可由传热方程求得： (2-1)其中：- 凝汽器的冷却面积 - 自蒸汽至冷却水的平均总体传热系数可见，传热端差与、有关。设计时，凝汽器的传热量一定时，主要根据循环倍率决定，只能按经验数值取定。因此，只有增大才能减小。增大需要增大投

11、资，故也要在汽轮机组“冷端最佳参数选择”任务中决定。运行时，已定，因此传热系数是影响传热端差的主要因素。越大，传热端差越小，真空越高。因此，凡影响传热系数的因素，都将影响传热端差，从而影响真空。3.2 运行中影响凝汽器端差的因素影响凝汽器传热端差的因素比较复杂，主要包括凝汽器传热性能、热负荷、清洁系数、空气量及循环水系统的特性等。3.2.1 空气量的原因及措施凝汽器的空气来源有二：一是由新蒸汽带入汽轮机的，由于锅炉给水经过除氧，这项来源极少；二是处于真空状态下的各级与相应的回热系统、排汽缸、凝汽设备等不严密处漏入的，这是空气的主要来源。空气严密性正常时进入凝汽器的空气量不到蒸汽量的万分之一，虽

12、然少但危害很大。主要是空气阻碍蒸汽放热，使传热系数减小，端差增大从而使真空下降7。空气的第二大危害是使凝结水的过冷度增大。降低空气量主要从真空严密性和抽气器的工作性能考虑7。3.2.1.1 真空严密性 真空严密性差是造成汽轮机真空低的主要原因，在根据工程调试的经验，真空系统易泄漏空气的薄弱环节有：（1） 凝汽器热井、低压加热器玻璃管水位计经常出现漏点、缺陷，漏入空气，造成严密性下降。（2） 轴封加热器水位自动调节失灵导致水位偏低，水封无法建立，导致空气漏入。（3） 采用迷宫式水封的给水泵，其密封水排至凝汽器，水封无法有效建立，导致空气漏入。（4） 低压缸防爆门、小汽机排汽管防爆门、凝汽器入孔门

13、等也经常由于密封不严，或防爆门出现裂缝，导致空气漏入。（5） 大机、小机低压轴封由于轴封压力不能满足需要，造成轴封泄漏，另外，汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封泄漏的重要因素。（6） 凝结水泵进口法兰、凝泵水封泄漏也经常导致凝结水溶氧不合格。（7） 管道安装。目前的新建机组，安装质量较好，压力管道均进行水压试验，真空管道均进地灌水试验，由于法兰，阀门盘根等原因导致泄漏的情况较小。（8） 部分低压管道上的疏水阀、排汽阀，关闭不严，导致真空泄漏。根据实际情况及分析研究，可采用以下处理措施：（1）机组运行过程中维持轴封系统各疏水u形水封的正常工作。（2）机组运行过程中维持好轴封加热器的正常水

14、位。（3）按设计要求调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量。（4）运行中严格控制低压汽封供汽压力、温度，遇到汽封系统运行不正常，应及时进行分析，不可随意提高汽封供汽压力、温度。（5）负压部位管道设计时，应充分考虑膨胀问题，应设有一定长度的弯头或膨胀节。（6）运行中应尽量避免剧烈工况出现。（7）及时更换泄漏的阀门。3.2.1.2 真空系统检漏方式由于汽轮机组，尤其是大功率的带抽汽的供热式机组的真空系统较为庞大。漏点的隐蔽性较大，凡是与真空系统相连的负压系统都有可能造成泄漏12。影响机组的严密性在真空系统的技术和应用中，真空系统的泄漏是不可避免的，真空系统检漏的目的是使系统中的漏气量小到工艺要求所

15、允许的程度。目前常用的检漏方法有真空灌水试验21，此时汽轮机需停运，将水灌满凝汽器蒸汽空间直至低压缸汽封洼窝处，并使处于真空状态下的所有设备和管道充水，从而检查有水渗漏的地点，来确定其不严密处。在机组运行时查漏，常采用的方法是使用氦质谱检漏仪进行真空检漏。首先将氦质谱检漏仪的传感器即吸枪置于真空泵气水分离器的排气口，将仪器调整到所需要的检漏模式，在怀疑的泄漏部位用喷枪喷吹极少量的氦气。由于凝汽器的内、外压差，氦气将通过漏孔被真空泵抽出并排至大气。通过氦质谱检漏仪的吸枪及前级泵的抽吸作用，氦气将进入到检漏仪的质谱室，在室内气体分子被电离，由于不同的荷质比而分离开来。质量数为4的氦离子被收集下来，

16、离子收集板的电流正比于收集到的氦离子数，经放大后，以漏率值显示在仪器上。漏率值的大小直接反映了泄漏点的泄漏情况。虽然氦质谱检漏仪可靠、灵敏度高，但是也有其局限性。在目前的机组安装中，由于工艺的要求，所有的管道、阀门均有保温层和阀门套，且阀门、管道的数量众多，系统庞大，在不明真空泄漏的情况下进行查漏，需将阀门套及法兰保温拆除，工作量很大，有时也难于取得预期的效果。此时就需要辅以一些其他的手段来缩小查漏范围。此外，还有卤素检漏法和超声波检漏法，这两种都是在机组运行状态下进行。因氦气的分子小渗透力强以及不易和其他物质发生化学作用，加上氦质谱检漏仪具有灵敏度高、性能稳定等优点，所以氦质谱检漏技术已成为

17、目前汽轮机真空系统检漏的先进方法。3.2.1.3 实例介绍（1） 某厂1号机组在前期调试中真空一直很好，在某次升至200mw 负荷时，真空突降了1.5，当时机组情况很稳定，也无操作，排除了认为开关阀门的原因，认为可能是低压系统的法兰或阀门产生了泄漏，采用氦质谱仪对防爆门、人孔门等容易发生泄漏的地方进行查漏，均未发现问题。如要对低压系统的法兰进行普查，工作量很大。因为200mw以上，所有的疏水阀均关闭，各疏水管道均处于真空状态，各连接法兰均有泄漏的可能。300mw机组的疏水系统中有两个疏水扩容器，一个位于凝汽器外，一个内置于凝汽器中，每个疏水扩容器上均有四个疏水集箱。在真空查漏中采用了将一个疏水

18、集箱上的所有疏水阀全部打开，增加集箱中的压力，使其达到正压或减少真空度，同时观察真空变化和真空泵电流的变化。通过这个方法发现在内置式疏水扩容器集管上有一未封口管段，通过询问安装人员，得知原来可能是用布堵塞，因此在前一阶段未影响真空，在热胀冷缩的作用下，布塞逐渐松脱，被吸入凝汽器。由于该管段全部被保温层所封闭，无法从外面检查。将该管段处理后，真空有很大的好转。（2） 某厂2号机组在调试中真空一直不好，真空严密性试验的结果一直在0.8l/min左右，严重超标。该机真空有个特点，机组的真空随着负荷的增加逐渐好转，真空泵电流也变小。200mw时，真空泵电流为201a左右，而300mw真空泵电流为198

19、199a左右，空气泄漏量在减小。但是与1号机300mw真空泵电流195a相比，还有较大距离。根据这个特点认为是机组的低压部分由于蒸汽压力的提高，而降低泄漏处的真空度，减少了空气的泄漏量。采用氦质谱检漏仪对低压加热器及相连的管道进行了检漏。但是未发现泄漏。一次，在进行汽泵a与电泵带300mw 的试验中，发现真空提高了1多，且真空泵电流也从两台汽泵带300mw 时的198a左右降低到194195a的水平。通过这个现象，认为可能是汽泵小机中分面发生了泄漏，因在进行汽泵与电泵带300mw的试验中，汽泵a出口的给水由正常的540t/h上升660t/h，这也意味着进汽量的增大，从而使小汽机a中分面处的压力

20、由原来负压改变至正压，减少了空气泄漏量。然后通过氦质谱检漏，发现a小机垂直中分面处泄漏量为8e一7水平。隔离a小机后进行真空严密性试验。试验结果为0.25/min，达到了合格的标准。在整套启动前的消缺中，对小机a揭缸检查，发现垂直中分面错口0.05。总之，发现不正常现象，及时查明原因，采取消除措施，确保机组安全经济运行。3.2.1.4 抽汽器抽气设备的任务是在机组启动时建立真空以及在运行中抽除从真空不严密处漏入空气和未凝结蒸汽。抽汽设备分射流式抽气器和容积式抽气器。随着蒸汽参数的提高和机组功率的增大，以及机组滑压参数运行的运用，大部分机组使用射水抽气器和真空泵。抽气器的工作情况也会影响凝汽器真

21、空。主要存在两个问题；一是抽气能力；二是工作介质的物理性质。如当真空不严密或设计不合理，无法全部抽出凝汽器内的不凝结气体而引起不凝结气体累积。工作介质若是冷却水时，其夏季的水温可达35 以上，而抽水气室的真空是由水温决定的(饱和温度与饱和压力是一一对应的)，届时所能达到的最高真空也只是冷却水温度对应的饱和压力。过冷却度增加的主要原因是漏入的空气量增加，或抽汽设备工作状况变差。当均压箱压力变化较小时，漏入的空气量变化不会大，过冷却度如果上升达3以上，可以判断抽汽设备工作不正常。若工作蒸汽压力降低，抽气器工作能力降低，若开大进气阀不能解决问题，则要检查喷嘴前的滤网是否被堵塞，当排气管明显有蒸汽时，

22、可能是通过抽气器的冷却水量不足，使进入冷却器蒸汽不能充分凝结，导致冷却器汽侧压力增高，射水抽气器工作水温对抽气量影响很大，在空气门全关的情况下，抽气器所造成的最低压力就决定于工作水温下的饱和压力，当工作水温升高时，应降低射水池的水温。射水箱水温较高，是中小电厂真空度较差的一个容易忽略的问题。射水泵出现故障21，进水温度较高，水箱水位低，水泵出口压力降低，电流减少，此时运行人员应停放故障泵开启水箱水温，让水位正常。射水抽气器出口尾管内生锈或结垢，会增大阻力，使射水器混合室内压力升高，影响出力。当真空严密性实验确定没有漏空气量时，抽气系统工作的失常，抽气量将降低，导致凝汽器端差增加21，凝结水含氧

23、量继续增加。目前采用的短喉管射水抽气器效率低，排水管距水箱液面距离短，使射水泵功耗增加，影响射水抽气器的工作性能；抽气器管阻增加，导致凝气器背压升高。检验处理的方法：（1）改进低效率的抽气器，将其短喉管加长或选用其它高效的抽气器。（2）将射水抽气器在允许的范围内尽可能提高安装标高，保证排水管距液面有足够距离。（3）设计和安装抽气系统空气管道时，应尽量缩短抽气管道长度，加大管径，减少弯头和阀门数量。3.2.2 清洁度的原因及措施凝汽器冷却表面积脏污，凝汽器铜管内结有不同程度的硬垢时，影响了循环水流量及其传热效果。凝汽器传热面的结垢和污染使传热系数降低，从而使凝汽器端差增大，真空下降。结垢和污染的

24、来源分为两种：即外部污染和内部结垢。3.2.2.1 外部污染对于开式循环水系统外部污染源主要是水中的泥沙、有机物及杂质；对于闭式循环水系统，主要是因循环水浓缩易结垢。由于江河水的污染日益严重，特别是水中的塑料薄膜、编织袋等垃圾，吸在滤网上不易被冲洗掉，增加了水阻力，影响循环水泵正常工作。这些杂物又容易从滤网的缝隙钻人系统，遮盖在凝汽器管板上，减少了冷却面积，同时还影响胶球清洗正常运行。因此，水中垃圾对循环水系统正常工作影响极大。为清除水中垃圾，目前采用滤网和凝汽器反冲洗装置。为提高凝汽器的清洁度，除控制结垢和污染的来源外，目前通常采用机械或化学方法清洗凝汽器。其中，最重要的是胶球清洗。广州球江

25、电厂4台300mw机组，都配有胶球清洗装置，以前因种种原因未投入使用，1998年7月对胶球清洗装置进行了完善，使其投入运行，使用胶球清洗装置后，凝汽器真空提高了214。3.2.2.2 内部结垢内部结垢主要是运行机组汽水品质控制不严，导致凝汽器汽侧结垢，降低了传热效果。如有些电厂凝汽器出口凝结水含氧量严重超标，为降低凝结水含氧量，可采用改进凝汽器补水方式和采用凝汽器喉部补水雾化设备等。广州珠江电厂的4台300mw机组均对原有凝汽器喉都补水装置和运行方式进行改进。据试验测量结果表明，凝结水含氧量下降很多，并严格控制汽水品质，大大降低了凝结水在凝汽器汽倒结垢的可能性。3.2.2.3 结垢清洗在凝汽器

26、中，冷却面结垢对真空影响是逐步积累和增强的18，凝汽器结垢可使凝汽器阻力损失增大，凝汽器的管壁热阻也由于结垢使热阻变大，管壁结垢增大的热阻往往会成为传热过程中的主要热阻，针对这个热阻采取处理措施，收效应最为显著。在运行中对循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水，同时合理安排清洗周期。凝汽器在初期结垢较松，污泥多，可用机械清洗法，但这种清洗法需要时间较长，且操作时，需一根根地洗刷，因而劳动强度大，易损伤铜管，已很少采用，也可采用干燥法及反冲洗法，但前者需要减负荷，要求排汽温度保持在506o，将半面凝汽器停用，放水后打开入孔，用风扇对其强迫通风，当管内微生物和软泥龟裂时，再恢复、通水冲走。这种方法耗

27、费时间太长，只在一定水质条件下具有效果，而后者反冲洗，虽说不用停机，但清洗效果不够理想，因此现在在国内外不少机组都采用了胶球连续清洗法，这种方法方便、快捷，而且效果显著，如果采用带有4宽的金刚砂的海绵球，能去除铜管中的硬垢。当凝汽器结硬垢后，则可对凝汽器进行酸洗，针对水垢以碳酸盐为主，夹杂硅酸盐、硫酸盐等，可适当选择如硫酸或盐酸溶液，但一定要控制浓度、温度、酸洗时间，也可适当选用氨基磺酸作为主洗剂，浓度约为5%，它能缓慢地对铜管进行清洗，腐蚀速度小于标准1 ，清洗时加0.5%的酸缓蚀剂，适量的渗透剂，0.2%氢氟酸，水温在40左右，流速0.1，要循环清洗，然后用水再冲洗，并且加工业磷酸三钠，由

28、于循环水含盐量低，故运行一段时间后，铜管表面可生成一层致密cu(oh)保护膜，使铜表面与水隔离抑制腐蚀，清洗后，可大大提高传热系数，真空可相应的提高，安全性及经济性也都能大为提高。3.2.3 凝汽器热负荷根据传热学原理分析，凝汽器性能随其热负荷的增加而降低、随着凝汽器冷却面积的增加而有所改善，但是，热负荷对凝汽性能的影响远大于冷却面积的影响。不同冷却面积下热负荷对凝汽器真空的影响详见表2-1。对某引进型300mw机组所配套的16000凝汽器计算得知：（1）将热负荷从当前的475mw降低到设计值385mw，真空将会提高12 1.3。（2）假如将凝汽器面积从16000增大到19000，真空提高仅0

29、20.4。凝汽器热负荷的改变，必然会引起凝汽器的传热端差的变化20。引起凝汽器热负荷变化因素很多，除了必然的排气和供热机组供热量变化外，各级抽气疏水，调节气门前疏水，低加疏水等均接入凝汽器，都可能增加额外热负荷，运行中应尽力避免额外的热负荷，以防因此而增加端差。表2-1 凝汽器热负荷对凝汽器压力的影响（）热负荷（mw）冷却面积（）48943038532216006.846.065.524.8317006.665.905.394.7318006.525.805.304.6619006.415.715.224.60注：冷却水温度20，清洁度0.85，冷却水流量288003.2.4 凝汽器传热性能正

30、常运行时凝汽器的排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽的压力和温度的关系，也就是说凝汽器的排汽压力是由相应的饱和蒸汽温度来决定的，而饱和蒸汽的温度与循环冷却水的热交换程度有关。所以，凝汽器的传热系数越大，传热端差越小，真空越低。以下分析影响传热系数的因素：3.2.4.1蒸汽在管子外壁的凝结换热蒸汽冷却凝结时壁面被一层液膜覆盖，凝结放出的热量必须穿过液膜才能传到冷却面，这时液膜层就成为换热的主要热阻。影响凝结换热的因素从运行角度看主要是不凝结气体(up空气)，它对凝结换热产生十分有害的影响，即使含量极微。在靠近液膜表面的蒸汽侧，随着蒸汽的凝结，蒸汽分压力减小，不凝结气体的分压力增大。蒸汽在抵达液膜表

31、面进行凝结前，必须以扩散方式穿过聚积在界面附近的不凝结气体层，这是一层原因；此外蒸汽分压力的下降，使相应的饱和温度下降，减小了凝结的驱动力，这又是一层原因。3.2.4.2 管子内外壁的传热清洁铜管的导热换热系数由其材质和结构尺寸决定，其热阻是很小的，然而冷凝器运行一段时间后，换热面上会积起水垢、污泥、油污之类的覆盖物垢层，有时还由于换热面与流体的相互作用发生腐蚀而引起覆盖物垢层。所有这些覆盖物都表现为附加热阻，使导热换热系数减小换热性能下降。3.2.4.3 对流换热的影响因素影响对流换热系数的因素包括影响流动的因素及影响对流换热热量传递的因素，后者是由物性参数决定，前者与流速、特征尺寸及物性参

32、数有关，而运行中能改变的只有流速。3.2.4.4 排除和减小不凝结气体的聚集厚度运行中要做到把不凝结气体尽可能多地从聚集处带走，从而减小不凝结气体的厚度，减小蒸汽的扩散阻力，达到提高传热系数的目的。在实际运行中，由于真空系统不严密，有少量空气漏入，并且蒸汽中会有少量的空气，在凝汽器中，蒸汽中空气含量可能达到0.01%，量虽然少，但危害严重。主凝结区空气平均分压很小，汽水混合物流向冷却水管，蒸汽在冷却水管表面凝结为水膜后滴下流走。在向下流动的过程，在冷却水管外围，空气分压力逐渐增加，部分蒸汽分子只能通过扩散靠近冷却水管外侧，从而阻碍蒸汽的凝结过程，传热系统大大下降，可能从正常的2500j/(m2

33、.s.k)左右下降到2000j/(m2.s.k)以下，使真空下降。到目前为止，设计凝汽器用的总体传热系数均按实验求得的经验或经验图表来确定，都要考虑清洁度、冷却水温、管径、管材等因素。此外，还有冷却水入口温度循环水量和循环水温，也影响到传热系数。4. 影响冷却水温升的因素分析及措施 凝汽器中，冷却水由进口处的温度逐渐吸热上升到出口处的温度，这之间的温度升高差为冷却水温升，它反映了凝汽器的换热能力。根据凝汽器的热平衡方程式有： （3-1）式中 - 凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓 - 进入凝汽器的蒸汽量与冷却水量当进入凝汽器的蒸汽量一定时，主要决定于冷却水量。冷却水量减少，则冷却水温增大，真空降低

34、。冷却水量主要决定于循环水泵即循环水量，也可能管路或虹吸井的影响。4.1 循环水泵大机组的循环水泵有轴流式和混流式两种形式，与300mw机组配套的循环水泵基本上为大型立式混流泵，有些采用定速不可调叶片的循环水泵。在机组运行中或停机后进行调整，以改变循环水泵的特性，从而改变循环水量，来满足运行的要求。正常运行中，凝汽器内实现着稳定、平衡、连续的热交换过程，汽轮机每一时刻的排汽全部在凝汽器内凝结成水，而凝结过程中所释放的热量则全部被循环环水所吸收，对应不同的热负荷和冷却水温度，其最佳冷却水量也不同。循环水泵运行方式是否合理，主要取决于汽轮机的微增出力与循环水泵耗功之问的关系，当能寻求到循环水泵耗功

35、与微增出力之差为最佳值时，循环水泵的运行方式才是合理的。目前，大多数电厂不论机组负荷大小和冷却水温度高低，均采用一机二泵运行方式，这种运行方式既浪费电能，又使厂用电率增高，极不经济。4.2 循环水量 循环水量直接影响汽轮机排汽的凝结17，凝结的程度又影响到凝汽器的真空。下表为300mw机组以上凝汽器类型在额定工况下需要的冷却水量。凝汽器系统内循环水量的需要值与机组负荷、凝汽器的类型和循环水进水温度有关，通常是用循环水的温升来监视。3-1 凝汽器的类型和需要的循环水序 号凝汽器型号机组功率冷却面积冷却水设计温度mw1n-153203001532024.52n-1500030015000203n-

36、1323030013230204n-1725035017250205n-400006004000020当真空急剧下降的同时，循环水进水压力亦急剧下降，出口虹吸降至零，表示循环水中断，真空下降，循环水进水压力下降，凝结水流量不变，但循环水温升增大，表示循环水量减少，若伴随有单个循环水泵电流到零，若循环水泵跳闸，失电；循环水泵电流晃动，可能是进水不畅，或出口滤网阻塞，或出水门芯掉落，此外，还应检查邻机有无增加用水量的操作，凡循环水量减少造成真空下降，系统有备用循环水泵时，都应启动备用循环水泵，真空逐渐下降，循环水泵和系统不变，循环水压力上升，凝结水流量不变时，循环水温升增大，则可能是凝汽器二次网阻

37、塞引起，此时应进行凝汽器清扫。真空下降，出口虹吸晃动，凝结水流量不变时，循环水温升增大，可能是循环水虹吸破坏不严重造成，进水压力低，出水侧真空部位，漏空气等，可能引起虹吸破坏，循环水虹吸严重破坏时，虹吸到零，温升增大和真空下降的幅度都较大。对于两台机组并列运行的循环水系统，当某侧凝汽器的循环水虹吸破坏后，母管压力虽会升高，但大部分水都跑到虹吸正常的凝汽器去了，这种系统严重的虹吸破坏也有可能造成该路循环水断水6。一个电厂投入生产后，设备都已固定，但由于各环境的不同，在各个不同工况下有着不同的最佳运行真空和传热端差，生产中必然以实际的最佳真空和传热端差来指导运行调整；特别是在进水温度较高的条件下，

38、更为重要。改变冷却水量的方法除了进水量充足和泵的最佳工作性能外，还可以通过冷却水系统的优化运行或增加备用泵运行等方法14。如采用定转速叶片角度可调循环水泵的运行方式，在可调叶片角度的系统中，可根据实际需要调整叶片角来满足冷却水量的要求。电厂冷却水工作多以低扬程大流量而设计的，运行中多以冷却出水门配合调整最佳进水压力和出口虹吸的，当必须增加冷却水量而开大出水门的同时，要适当提高进水压力，保证最佳进出水压差和虹吸，不可出现出口阀开太大引起进水补充水足而虹吸破坏。4.3 冷却水流速凝汽器冷却水在设备中的换热过程主要是以对流换热为主，而对流换热与冷却水流速有着很大的关系，冷却水流速主要决定于设计者的设

39、计值，包括冷却水系统的设计、冷却水压力的范围、冷却管束的合理冷却面积和排列方式以及管束的选材和几何形状等。实际运行中是调整冷却水量、冷却水压力和虹吸作用的，这要靠一定的运行经验来实现。5. 冷却水进口温度 冷却水的进口温度主要决定于电站所在地的气候和季节。冬季冷却水进口温度低，主凝结区的蒸汽凝结温度也低，真空高；夏季水进口温度高，主凝结区的蒸汽凝结温度也高，真空低。用冷却塔时，冷却水的进口温度还决定于冷却塔的冷却效果。气候和季节是我们无法左右的，我们只有通过冷却塔来进一步达到理想的进口温度。5.1 冷却塔简介冷却塔是火电厂的重要辅助生产设备，是通过空气与水接触，进行热、质传递，将水冷却的设备。

40、其工作过程就是把火电厂汽轮机末端的排汽在凝结成水的过程中所要散发出的大量热释放到大气中，并以较高的冷却效率，使凝结水获得较低的水温。电厂冷却塔的任务是把火电厂汽轮机末端的排气在凝结成水的过程中所散发的大量热量释放到环境中，并以较高的冷却效率，使凝结水获得较低的水温。一般来说凝结水的温度越低，汽轮机的热效率越高，反之不仅会影响汽轮机的热效率，甚至会危及汽轮机运行的安全性。因此，冷却塔的冷却效率直接影响火电厂运行的安全性和经济性。5.2 影响冷却塔性能原因作为电厂热力循环中的重要辅助设备，冷却塔的性能直接关系到电厂的经济效益。性能优良的冷却塔可使机组在最小的能耗下输出最大的功率，是保证汽轮机具有较

41、高热效率、安全运行及满负荷发电的先决条件。5.2.1 淋水填料的原因 循环水散热过程与塔内空气分布、水分布和淋水填料的性能密切相关，淋水填料的优劣直接影响冷却塔的运行效果。不同的淋水填料因其热力性能和阻力特性的差异，具有不同的冷却能力。填料有如下特性： （1）几何形状相同的填料在厚度和间距不同时，水温相差0.420.47。（2）填料形状对水温的影响达1.14。（3）塑料填料换热性能优于水泥格网板。因此选择性能优良的淋水填料能降低出水塔水温且使通风阻力较小。无论是顺流还是逆流的冷却塔改换高性能的薄膜填料能导致冷却水温降低58，相当于提高50%的冷却能力或更多。5.2.2 淋水密度的原因淋水密度是

42、指单位面积淋水填料所通过的冷却水量，它也是影响冷却塔出塔水温的主要因素之一。由于运行方式不当、维修不及时造成喷嘴堵塞、损坏，填料破损及生长藻类，致使换热面积相对减少，造成出塔水温发生变化。5.2.3 循环水流量对冷却塔性能的原因影响冷却塔传热性能的另一个重要参数是循环水量。增加循环水量有益于凝汽器侧热交换，可提高汽轮机的效率；但对于冷却塔来说，当出塔空气的相对湿度未达到饱和时，增加循环水量，可使出塔空气逐渐趋于饱和，此时若继续增加循环水量，过量热水放出的热量已无法被空气吸收，出塔水温反而很快升高，且增加循环水量还需要多消耗泵的功率。降低机组效率。实际上是以循环水泵耗功来补偿冷却塔出口水温的，循

43、环水量不能无限增加，应选择一个最佳值。5.3 冷却塔应该注意的问题开式循环的凝汽器循环水进水温度一般是由环境因素决定，个别电厂则受到循环水出水回流的影响。随着电力工业的发展和环保要求的提高，采用闭式循环冷却塔运行的机组在南方电厂也有所增加。而采用闭式循环冷却塔运行的机组，在环境温度低于设计值时，往往由于冷却塔冷却效果差，使循环水入口温度达不到设计值比较普遍，从而影响凝汽器真空。凝汽器运行背压与冷却水温密切相关，对机组运行的经济性影响也更为直观。目前运行的机组中，由于冷却塔性能限制，采用闭式循环冷却水系统的机组较采用开式循环冷却水系统的机组背压普遍偏高。对300mw机组冷却塔曾在一些电厂做过性能

44、试验，各冷却塔冷却效果差异较大，其原因及影响因素较多。如填料的选择及性能、填料的高度设计、塔的阻力、塔周围环境对塔通风的影响，喷溅装置的性能及安装、塔的面积和淋水密度分布不均等。有的冷却塔对防止污染重视不够，特别是微生物污染较严重，影响了塔的冷却效果。冷却塔选用、设置、管道设计、施工不当,都能导致冷却塔运行不良。这些问题有时是单一存在的,有时是错综交结一起的,工程实践中要具体问题具体分析。除了以上的技术措施,平时的保养和清洁亦很重要。无论冷却塔是新购买的或经过一段时期停用,需先清洗及检查各部位,运转部位更必须详细检查清楚始可开动。只有这样,方能保证冷却塔的良好运行。冷却塔做为发电厂重要的辅助设

45、备,它的热力性能直接关系到发电厂的经济效益,它是保证汽轮机具有较高的热效率,安全运行及满负荷运行的前提条件。冷却塔性能下降对机组经济性影响是相当可观的,对于300mw机组而言,冷却塔出口水温升高1,效率降低0.23% ,煤耗增加0.798,热耗增加23.39 ,因此,加强冷却塔的性能检测和检查维护,适时改造设备和调整参数,保持冷却塔良好的热力性能,极大地有利于机组的安全经济运行。在冷却塔的运行中，最重要的是检查冷却塔热力性能是否正常，加强运行维护，调整到最佳工况，使机组能经济运行19。 为使冷却塔能在最佳状态下运行，一方面应加强监督维护，对引起性能下降的诸多要素逐条加以分析，建立完善的考核制度

46、，选择维护费用最低的、而性能高的冷却塔运行方式；另一方面，应对那些因长期运行造成其性能下降的或因设计造成的冷却塔出力不足，应考虑进行技术改造，以提高其冷却性能。6. 真空下降的常见原因及预防措施汽轮机凝汽器真空高低直接对机组的经济、安全、可靠运行有着重大影响。不论是新还是老机组，在正常运行中，汽轮机设备真空变低，通常发生的较为缓慢地下降，个别情况真空急剧下降，此时汽轮机必须立即按规定降负荷随后检查设备及系统，判断急剧下降的原因，并消除它。真空急剧下降的原因很多，但现象明显，故不难于查寻，再者真空急剧下降的情况较少，而真空缓慢下降才是带有普遍性的问题。现对汽轮机正常运行中，较为常见的凝结器真空缓

47、慢下降的表征、原因与处理方法,总结如下：6.1 机组启动中造成凝结器真空缓慢下降的原因在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因有多方面主要有以下五点：6.1.1汽轮机轴封压力不正常 （1）表征：机械真空表、真空自动记录表的指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值会上升。 （2）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伐故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。 （3）处理：当确证为轴封供汽

48、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，则应该进行其它方面检查工作。6.1.2 凝结器热水井水位升高（1）表征：机械真空表、真空自动记录表、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。（2）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；机组#4低加凝

49、结水排水不畅；凝结水系统上的阀门开度不足造成的。 （3）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究竟是什么原因使凝结器真水位上升，迅速想办法将凝结水位降至正常水位值。6.1.3 凝结器循环水量不足 （1）表征：机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，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）。 （2）原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的泛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

50、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。（3）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。6.1.4 处于负压区域内的阀门状态误开（或误关） （1）表征：机械真空表、真空自动记录表、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降，发生的时间之前，值班人员正好完成与真空系有关操作项目。 （2）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

51、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。（3）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。6.1.5 轴封加热器满水或无水 （1）表征：机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，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。 （2）原

52、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可能是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。（3）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即可。

53、在汽轮机机组启动过程中，经常碰到的凝结器真空缓慢下降的原因就是这种。当然，这不是绝对的，但是应该遵循这样的原则：当凝结器真空缓慢下降时，值班员应根据有关仪表，表征，工况进行综合判断，然后进行相应的处理。6.2 机组正常运行中凝结器真空缓慢下降的原因6.2.1 射水池的水温升高，抽气器工作失常 （1）表征：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，射水抽气器的下水管的温度也同样偏高。 （2）原因：在汽轮机机组运行过程中，由于季节的变化或是其它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

54、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。（3）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。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。6.2.2 轴封加热器排汽管积水严重 （1）表征：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。（2）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可能是

55、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）。 （3）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，即可。6.2.3 凝结器汽侧抽气管积水 （1）表征：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。 （2）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

56、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。 （3）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：汇报值长同意，若机组负荷为100mw则适当将负荷减至80mw运行，记录工作前的有关参数（真空、排汽温度、轴封压力等）；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；当空气门关完之后，稍开真空破坏门停留时间不超过60秒，紧接着又迅速关闭真空破坏门；迅速将射水抽气器空气门

57、全开，恢复至正常状态；汇报值长，将机组负荷加至100mw运行即可。6.2.4 凝结水位升高 （1）表征：凝结器电极点、就地玻管水位计指示升高，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。 （2）原因：在正常运行中，造成机组的凝结器水位升高的原因可能是除盐水补水量过大；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）。 （3）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。6.2.5 工作过程中发生失误造成凝结器真空缓慢下降 （1）表征：类似的情况发生时，凝结器真空机械真空、自动记录表的指示值下降速度会出现两种象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点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；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