凝汽器的端差_真空
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。
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。
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。
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《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》的要求。
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建议改为“王长春”铁素体汽封等接触式汽封，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。
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，在凝汽器线Pa/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。
由于双背压凝汽器内蒸汽平均温度小于单背压凝汽器内蒸汽温度，经济性优于单背压凝汽器。但目前一些机组背压差值不合理，使得机组循环热效率受到较大影响。凝汽器双背压改造仅需在高低压凝汽器抽真空联络管上加装二个调节阀门，以代替节流装置，就可以用调节阀开度对高压凝汽器抽出空气量进行细微调节。只要能保证高压侧凝汽器真空不变，同时低压凝汽器真空升高，达到高低压凝汽器抽出的空气比例适当或达到最佳真空度，即可满足机组正常的凝汽器背压差需求。
应用案例：珞璜电厂＃5机组（600MW）汽轮机系哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、三缸四排汽、中间再热、双背压凝汽式汽轮机。机组在一台真空泵运行时高低压汽室背压差值为0.12kPa，增启一台线kPa。针对在两台真空泵运行状态下，高低压凝汽器背压差值较正常值1.5kPa低0.92kPa和一台真空泵运行时凝汽器真空较差综合分析，初步判断为高低压凝汽器真空联络管上空气抽出节流装置出现问题，限流程度不够，导致大量蒸汽从高压侧凝汽器抽出，使低压侧凝汽器汽室空气抽出受到排挤，低压凝汽器汽室压力升高，凝汽器传热性能恶化。凝汽器双背压运行正常情况下，关闭凝汽器抽真空门做真空严密性试验时，高压侧凝汽器压力先降低后升高，低压侧凝汽器压力应缓慢升高。为了验证这一观点，电厂关闭凝汽器抽真空门后做真空严密性试验发现高、低压凝汽器压力开始同时上升，证明了低压凝汽器中空气因受到高压凝汽器抽出气（汽）体的排挤，高低压凝汽器汽室真空联络管上节流装置节流效果有限，使低压凝汽器中空气集聚较多的判断正确。电厂在高低压凝汽器抽真空联络管上加装二个调节阀门，代替节流装置，用调节阀开度对高压凝汽器抽出空气量进行细微调节。只要能保证高压侧凝汽器真空不变，同时低压凝汽器真空升高，达到高低凝汽器抽出的空气比例适当或达到最佳真空度，即可满足机组正常的凝汽器背压差需求。在负荷相同循环水温度相同的情况下，联络门完全开启的工况与联络门部分开启的工况相比，低压凝汽器背压升高，高压凝汽器背压降低，两个凝汽器的压差变小。按照试验单位测试结果，联络门完全开启工况的平均背压比联络门部分开启工况的平均背压高0.4kPa，联络门完全开启工况的热耗率比联络门部分开启工况的热耗率高34.5kJ/kWh，影响供电煤耗升高1.44g/kWh（未计算低压侧温度较低的凝结水加热到比单背压凝汽器凝结水温度更高的温度，使整个系统的循环热效率提高的部分，考虑以上因素，节能效果更显著）。
（2）方式二：还可根据现场实际情况，因地制宜按并联形式改造，以下是部分电厂的改造实例：
（1）邻机真空泵互连。部分电厂对相邻机组的抽真空系统进行互连，在机组真空严密性良好的情况下，两台机组只运行一台真空泵，达到节电效果。
（2）水环式真空泵改造。目前新机组大多采用水环式真空泵，具有耗水量小、工作水密闭循环（水质好，不易结垢）并便于加装制冷装置、不需设置启动抽气器、运行可靠、能耗低等优点。南通电厂一期机组将原机械射水式真空泵改造为水环式真空泵，大大简化了系统，取消了启动射汽抽气器，减少了循环水消耗，提高了线
根据《优秀节约环保型燃煤发电厂标准》，凝汽器端差应≤3.5℃，当凝汽器端差上升时，应按规定对凝汽器进行清洗，并按要求投入胶球清洗装置。对凝汽器要利用检修机会进行彻底清洗，或运行中进行半侧隔离冲洗，对胶球清洗装置要定期维护，使胶球投入率、收球率在规定范围内，控制凝汽器端差在要求范围之内。
（1）凝汽器换热管（含二次滤网）脏污、结垢会引起凝汽器水阻的增加，当循泵出口压力增加5kPa以上时（开式冷却机组要考虑潮位对循泵出口压力的影响），要进行凝汽器半侧退出清洗。
（2）机组停运后，根据凝汽器换热管结垢、脏污程度和垢的特性，合理选择凝汽器高压水射流冲洗、机械除垢、化学清洗的方式。
（3）凝汽器运行清洁系数小于0.6，且抽样检查确认清洁系数降低主要起因于冷却管内的盐类水垢的，要进行化学清洗。化学清洗要参照DL/T957《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》进行。
（4）要避免凝汽器长期在低真空、低循环水流量（流速）工况下运行，以免加速传热管内结垢。冬季循环水流量低时，要结合循环水泵和胶球清洗装置投停定期工作，启动备用循环水泵对系统进行大流量冲洗。
（5）部分开式循环电厂设置了凝汽器循环水反冲洗管路系统，每周进行一次循环水反冲洗，起到较好的效果。未加装反冲洗系统的电厂可在调研后进行加装。
保持胶球清洗系统正常投运是降低凝汽器端差的关键措施，目前部分海水冷却或开式冷却机组未设置胶球清洗系统，部分机组胶球清洗装置不能正常投运，导致凝汽器端差超标。未设置胶球清洗装置的电厂应尽快加装，同时通过加强运行维护和实施改造保持胶球装置正常投运。
（1）凝汽器换热管水侧出现结垢、脏污现象的应装设胶球清洗装置，循环水系统要装设循环水旋转滤网或二次过滤装置，设备选型、安装应符合DL/T581《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》要求。
（2）凝汽器二次滤网要设置在线反冲洗系统，出现不宜去除的藻类、膜类、细沙、碎贝壳等杂质引起二次滤网堵塞时，要加大在线反冲洗频率。
（3）凝汽器采用开式冷却虹吸布置的胶球清洗装置，应通过缩短胶球入口管道长度、减少弯头等措施降低管道阻力，胶球收球室应布置在靠近循环水回水管道收球网的位置。
（4）目前国内许多电厂胶球系统连续运行5天，周末进行收球，并及时更换部分损坏的胶球后继续运行，尽最大可能保证凝汽器冷却管的连续清洗，建议其他电厂效仿这一做法，确保胶球清洗效果。
（5）胶球清洗系统的运行维护要求：收球网是胶球装置的关键设备。收球网使用过程中应不逃球、不积球，并具有反冲洗功能。要消除凝汽器水室中的涡流区、隔板窜通缝隙及可能积球的窄缝。水室中除循环水管外，其余通往外部的管道及盲孔，要在水室内壁管口加装孔径不大于φ7mm的球面网罩。
对具有虹吸作用的凝汽器水室，在水室最高点装设水室真空泵，水室真空泵根据进口阀前、后压差开启或者关闭，及时抽出水室中聚集的气体；无虹吸作用的凝汽器水室启动时，水室应充分排气，运行中定期排气（或节流连续排气）。循环水如不能充满凝汽器水室，必须选用湿态视相对密度大于循环水相对密度的胶球。
胶球质量是影响胶球清洗效果的关键因素。应选用合格的胶质硬球，湿态胶球视相对密度为1.00-1.15；在使用期限内及使用条件下，湿态胶球比凝汽器换热管内径大1-2mm；胶球膨胀率控制在0.5-1.0mm之内。部分电厂采用进口胶球，有效提高了清洗效果。根据凝汽器换热管的脏污程度及时调整装置的投球量（一般为换热管根数的7-13%）、清洗时间间隔和清洗持续时间，使用中的胶球直径磨损到等于或小于冷却管内径时，应及时更换（一般每周进行一次收球和添加新球）。金刚砂球适用于清除沉积垢较多的管道，但对换热管有伤害，特别是铜管应慎用，如采用金刚砂球清除冷却管硬垢时，湿态胶球直径应比冷却管内径小1-2mm，当硬垢基本除净后，应立即停用。
胶球清洗装置收球率应不小于90％。可通过提高投球时的循环水流速、延长收球时间、根据循环水流速或换热管结垢量更换小直径胶球等方式提高收球率。
循环水旋转滤网后加装二次滤网。某电厂循环水取自澧水河水，在洪水季节以及上游水库放水的时侯河水中杂物较多，循环水旋转滤网受本身结构的影响，旋转过滤精度不高，网板两侧密封不严，循环水经过旋转滤网以后还有许多水草、塑料膜、小木棍等进入凝汽器，堵塞铜管。在循环水旋转滤网后增加二次循环水滤网有效解决了这一问题。二次滤网采用旋转清污、负压自动反冲洗原理，采用二次滤网后，可清除循环水中的杂质，亦为保持胶球系统正常运行创造了条件。
循环水二次滤网和胶球收球网采用旋转式滤网改造。某电厂6MW机组循环水二次滤网为固定网芯，水流外旋清污，自清污能力差，基本无清洁功能，导致循环水流动受阻，影响胶球清洗系统的正常投运。同时，胶球收球网为固定漏斗网，无反洗功能，胶球投运一段时间后收球网板污物增加造成堵塞。改造方案为更换电动旋转反冲洗二次滤网及旋摆自锁反冲洗收球网。二次滤网网孔Φ6.5mm，自清污能力强，网芯旋转，刮污板刮污，反向水流从网芯内侧向网芯外侧反冲洗清污；胶球收球网实现了旋摆自锁反冲洗功能。
采用达极公司的胶球清洗系统和专用胶球。德国达极公司作为全球首家研发胶球清洗装置的公司，其上海分公司在国内数十家电厂成功实施了胶球清洗系统改造，主要技术有：每套胶球系统根据凝汽器的结构和运行工况“度身定制”；具有可靠的收球网段，采用倒V型收球网和合理的导流板；根据运行工况和结垢特点配置胶球，选用质量优异的胶球，备有上万种不同材质、密度和涂层的胶球供选用；采用宽流道、低转速的专用胶球泵等。汽轮机冷端及端差治理措施（2）
对循环水水质应定期监督测量，根据水质情况采取控制浓缩倍数，加入杀菌灭藻剂、阻垢剂、缓蚀剂等有效措施保证循环水品质符合DL/T932《凝汽器与真空系统运行维护导则》中“不同材质凝汽器冷却管的水质要求”。
采用中水作为循环水补水的处理工艺。城市中水作为循环冷却水面临水质差，暂硬较高，含有氨氮、磷酸盐及微生物污泥等污染物质，容易导致冷却水系统化学与生物结垢，以及造成设备腐蚀等问题。国内外常用的中水回用处理技术有单纯过滤处理、石灰凝聚澄清过滤处理、吸附氧化处理及膜处理工艺。仅采用简单过滤及消毒处理是不适应水质控制需要的，较适宜的方法基本为石灰软化混凝澄清过滤工艺或预处理加超滤加反渗透的膜处理工艺。采用石灰深度处理工艺用于循环补充水，配合加酸加阻垢剂可以达到系统防垢要求，但一般浓缩倍率不能太高，对凝汽器管的选材和循环水系统的防腐工作要求较高。膜法处理中水用于循环水补水其处理效率和技术优势十分明显。营口热电厂在膜法处理设备投运前，循环水质很差，凝汽器管结垢严重，被迫进行化学清洗，膜处理设备投运后，循环水质明显好转，凝汽器端差得到有效控制。
某电厂循环水质恶化的原因分析。淮浙煤电凤台电厂2×600MW机组循环水主水源为淮河水，主要处理工艺为加水质稳定剂和杀菌剂联合处理，正常运行浓缩倍率为2.5-3.5。2008年9月中旬后，两台机组循环水质恶化，#2机组更严重，浓缩倍率达到3.72，有严重结垢倾向，浊度、碱度超标，钙离子达到上限。分析原因一是冷却塔进水管径偏小，电动调节阀阻力大，导致冷却塔补水不足，被迫减少排污，使循环倍率升高；二是仅#1塔有四台深井水泵作为补充水，但两个塔的连通阀未开启，导致#2塔水质更差；三是紧急开启#2塔补水旁路阀直补淮河水，循环倍率虽下降，但浊度增加；四是循环水排污采用溢流方式，塔底淤泥不能排掉，造成浊度增加。采取对症措施后得到缓解。
大唐国际唐山热电厂的综合控制措施。提高循环水的浓缩倍率可以从以下几个途径达到：1）采用高效的阻垢缓蚀剂，控制有机磷含量。2）加酸降低碱度。3）降低补充水的硬度和碱度（石灰处理或弱酸阳离子交换处理）。该厂采用地表水作为补充水，凝汽器采用316L不锈钢管，主要措施有：循环水处理采用加阻垢缓蚀剂及加酸方式，在这种处理方式固定的前提下，如果补充水氯离子、硬度和碱度降低，可以适当提高浓缩倍率；如果补充水氯离子降低，而碱度、硬度没有降低，需仍按原浓缩倍率控制；合理控制循环水有机磷含量（阻垢剂加药量）及碱度，可以有效控制循环水结垢趋势，同时加强循环水电导率的监督，控制循环水对系统的腐蚀，针对凝汽器碳钢部件加碳钢缓蚀剂；加硫酸降碱度可以提高浓缩倍率，减少系统结垢，但应考虑硫酸盐对水泥构件的腐蚀，硫酸根控制不超过600mg/l；适当添加杀菌剂和粘泥剥离剂；注重胶球系统的运行维护，关注供热期循环水流速较低时凝汽器管结垢和垢下腐蚀问题。
伊敏电厂优化水质混合试验，提高浓缩倍率。电厂煤矿疏干水、红花尔基水库水、中水、三期生产、生活污水均作为循环水实给水，水质较复杂。电厂与西安热工院合作完成#1-6机组提高循环水浓缩倍率试验工作，实现浓缩倍率由原来的3.5提高到5.5。2
部分采用低真空供热的小机组技术原理及应用：呼伦贝尔公司部分小机组（如东海拉尔电厂、满洲里热电厂等）采用低真空供热方式，冬季循环水为热网循环水，在流速较低时不满足胶球投运条件，且热网水质较差，易结垢。电厂采用装设超音频脉冲防垢、除垢设备，对防范结垢、降低端差起到较好效果。
对投产时间长、设计性能落后引起端差超过《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》的凝汽器，或凝汽器换热面积不足的，应根据《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“凝汽器改造”的要求进行改造。
循环水系统运行优化根据《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“汽轮机冷端系统运行方式优化”的要求。
冷端节能自动控制系统以实测循环水泵和凝汽器性能试验的数据为基础，建立科学准确的数学模型并编制冷端系统节能经济调度控制独立模块，在运行机组的DCS控制系统中完成冷端节能经济调度控制模块的组态及试运行，在实现循环水泵变频自动控制的同时，达到冷端系统节能经济调度控制的目的。
天津电科院对天津国津热电#1机组两台循环泵改变频后应用冷端节能自动控制系统，预计冬、春、秋季能取得提高真空，降低循环水泵电耗的效果。6
对低压缸排汽压力和温度测点代表性进行测试，利用机组检修进行检查和完善，低压缸排汽压力测点要采用网笼探头、绝压变送器。测试凝汽器出口循环水温分层对测点的影响，达到确保真空、凝汽器端差、凝结水过冷度指标的真实性。
某机组为提高汽轮机低压缸排汽温度测量精度，将低压缸排汽测温元件由E型热电偶改为PT100热电阻；为提高汽轮机低压缸排汽压力测量精度，将低压缸排汽压力真空变送器改为绝对压力变送器。7
为降低冷却塔幅高，要按照“逢停必查”的原则，机组停运后对水塔填料喷嘴进行检查处理。夏季在90%以上额定热负荷下，冷却塔幅高大于7℃，要根据《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“冷却水塔改造”的要求进行改造。其它典型案例如下：
自然通风双曲线冷却塔技术原理及特点：双曲线冷却塔本身具有上浮空气抽力大，空气分布相对均匀的特点，但在空气和循环水热水交换的过程中，双曲线冷却塔内还存在涡流区间，这个区间约占水塔内部空间的1/3，涡流区的存在，明显降低了冷却塔的冷却效率。冷却水塔加装空气动力涡流装置可以提高冷却塔效率，降低循环水的温度，从而提高凝汽器真空度。
应用案例：鉴于白俄罗斯科学院研究的此项技术在国内外成功的示例，杨柳青热电厂引进此项技术对#6水塔进行改造。在水塔入风口处安装导向板（空气动力涡流装置），能使空气进入冷却塔时、与塔筒内圆成切线方向进入，并在冷却塔内部形成稳定的旋转上升气流，使空气较深地和均匀地穿透集水池至填料的水滴空间、淋水填料区、喷溅装置和除水器，增加了空气与循环水接触的面积和时间，减少了塔内的涡流区间，提高了冷却塔效率，从而降低了循环水温度。经西安热工院测试：3m/s风速以下循环水温度比技改前降低0.33℃，4.8m/s风速循环水温度比技改前降低1.07℃，降低煤耗1.25g/kWh。
1）冷却塔的补水管路应直接接至水池，排污管路应从凝汽器循环水出口管路接出，以进一步降低循环水入口温度（但注意当冷却塔底部存在淤泥时，要及时进行底部排污。）
2）对有内、外圈供水方式的冷却塔，如冬季为防冻需要停止内圈喷水，环境温度回升后，要及时投运内圈喷水。机组单循泵运行，或在春夏秋季节采用低速运行时，要经常检查配水情况，防止虹吸破坏；从设备维护、改造等方面采取水塔虹吸优化措施，实现全塔淋水，防止出现内圈不淋水的情况。
3）冬季对冷却塔加装挡风板防冻时，要注意根据环境温度合理调整挡风板挂板数量，保持循环水温度不高于10℃。伊敏电厂对水塔挡风板进行自动调整改造，根据季节及时调整挡风板开度，起到较好效果。
4）应创造条件进行循环水母管制改造，根据不同的季节和机组运行方式，实行冬季“两机一塔”或夏季“一机两塔”等运行方式，以降低冬季的循环水泵电耗和夏季的冷却塔幅高。
湿冷供热机组冬季供热期间凝汽器热负荷小，可两机一塔运行，防止冷却塔结冰，有效降低过冷度，防止发生低压缸末级叶片水蚀现象，同时可有效降低水塔补水量。某厂冬季供热期间，安排两机一塔方式运行，同等工况，单塔运行较双塔补水量日均减少500吨左右。返回搜狐，查看更多责任编辑：
