凝汽器真空影响因素及常见故障分析

张苏

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。由于凝汽器真空度下降使汽轮机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性降低。本文从多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：凝汽器、真空度、真空严密性

一、引言

1.1 课题及研究背景

凝汽设备是凝汽式汽轮机组的重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标[1]。凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被冷却成凝结水，其比容急剧缩小。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%[2]。因此保证凝汽器的最有利真空，是每个发电厂节能的重要内容。

1.2 本文研究内容

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[3，4]。蒸汽凝结时的温度（ts）越低，凝汽器内的绝对压力越低（pc）。凝汽器的真空度为：

在凝结过程中，排汽温度ts，所受的影响如图所示，图号的各符号的意义如下：

ts- 排汽温度 tw1- 冷却水入口温度

δt- 凝汽器传热端差 △tw- 冷却水温升 Ac- 传热面积

由图得：ts=tw1+△twtw+δt （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，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δt

（2）影响冷却水温升因素△tw

（3）影响冷却水进口温度因素 tw1

（4）凝汽器真空度下降的原因及预防措施

以上因素是相互关联的，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。

二、凝汽器真空影响因素及常见分析

2.1 凝汽器传热端差

凝汽器传热端差值的变化标志着凝汽器运行的状况，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。

传热端差的确定：

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δt，可由传热方程求得：

（1-1）

其中：Ac- 凝汽器的冷却面积

K- 自蒸汽至冷却水的平均总体传热系数

可见，传热端差δt与Ac、K、Dw有关。

2.2 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。

抽气器的工作情况也会影响凝汽器真空。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。

2.3 清洁度

凝汽器冷却表面积脏污，凝汽器管束内结垢时，影响循环水流量及其传热效果。凝汽器传热面结垢和污染使传热系数降低，使凝汽器端差增大真空下降。结垢和污染的来源分为两种：即外部污染和内部结垢。

2.4 凝汽器热负荷

根据传热学原理分析，凝汽器性能随热负荷的增加而降低，随着凝汽器冷却面积的增加有所改善，但是，热负荷对凝汽性能的影响远大于冷却面积的影响。

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[6]。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，运行中应尽力避免額外的热负荷。

2.5 循环水泵

循环水泵有轴流式和混流式两种形式，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。

2.6 循环水量

循环水量直接影响汽轮机排汽的凝结[5]，凝结的程度又影响到凝汽器的真空。凝汽器系统内循环水量需要值与机组负荷、凝汽器的类型和循环水进水温度有关，通常是用循环水温升来监视。

2.7 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。

三、结 论

影响汽轮机冷端性能的原因最终会反映为真空下降，对汽轮机真空偏低的原因进行分析，寻找提高真空的措施进而改善汽轮机冷端性能。

汽轮机组真空系统比较庞大，本文从主要影响真空的系统及设备做了研究整理叙述，得到以下结论：

1.进行真空严密性检漏，及时消除漏空现象。

2.从维持轴封系统及水封的正常工作；维持好轴封加热器的正常水位；调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量；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，负压部位管道设计时，应充分考虑膨胀问题；应尽量避免剧烈工况出现；及时更换泄漏的阀门等方面改进真空的严密性；提高抽气器效率。

3.保持凝汽器管壁和水侧的清洁度，减轻汽器铜管结垢，目前最有效的方法是胶球清洗。

4.冷却水流量和流速的合理调整。

5.检查冷却塔热力性能，调整到最佳工况运行。

总而言之，本文所述的内容在汽轮机正常运行中，较为常见的凝汽器真空缓慢下降的原因、象征与处理方法。当然，这些不是绝对原因、象征与处理方法，因为随着设备的老化，新的原因、象征也会产生，这就需要我们大家在工作的过程中，不断地总结和提高各方面的技能和知识。

参考文献

[1] 于新颖，居文平，杨寿敏. 影响国产引进型300MW机组冷端性能的主要因素. 电站辅机. 2OO4，3（1）.

[2] 李秀云 ，严俊杰 ，林万超.火电厂冷端系统评价指标及诊断方法的研究 .中国电机工程学报. 2001，21（9）：221～243.

[3] 沈士一，庄庆贺，康松等.汽轮机原理.北京：中国电力出版.1998.

[4] 辽宁省电力工业局.汽轮机运行 .北京：中国电力出版社.1995.

[5] 赵群. 循环水系统的结构运行及常见问题分析.[函授毕业设计].华北电力大学：热能与动力工程系，1996.

[6] 齐复东，贾树本，马义伟.电站凝汽设备和冷却系统[M].北京：水利电力出版社.1992.