凝汽器真空度文档

凝汽器真空的影响因素与改善措施

凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要

因素之一。真空降低使汽轮机的有效焓降减少,会影响汽轮机的出力和机组设备的

安全性。电站凝汽器一般运行经验表明：凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增

加1.5％—2.5％。而且，凝汽器真空的降低，会使排汽缸温度升高，引起汽轮机轴

承中心偏移，严重时会引起汽轮机组振动。此外，当凝汽器真空降低时，为保证机

组出力不变，必须增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又将导致铀向推力增大，使推

力轴承过负，影响汽轮机的安全运行。所以在实际的热电厂运行中，最好使凝汽器

在设计真空值附近运行。

4.1 真空降低的危害

凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成部分，其工况的好坏，直接影响整个机组

的安全性和经济性。例如一台200MW的机组，真空每下降1％，引起热耗增加0.029

％，少发电约58KW，而一台600MW的机组，真空每下降1％，引起热耗增加0.05％，

少发电约306KW。有资料显示

，凝汽器每漏入50kg/h的空气，凝汽器真空下降1Kpa，

机组的热耗增加约6％－8％。

1)经济方面的影响

a. 真空降低，使汽轮机热耗增加。对于高压汽轮机，真空每降低1％，可使机

组热耗增加4.9％。

b真空降低，使凝结水过冷度增加。对于高压汽轮机，凝结水每过冷1℃，也使

热耗增加0.15％。

c 为了提供真空，开大铀封供汽压力和流量，导致油中带水，增大了油耗。

2)安全方面的影响

a．由于真空降低，使排汽压力，排汽温度升高，降低了汽轮机经济性。严重

时，由于排汽温度过高，还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，

改变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机。

b．由于真空降低，凝结水中含氧量增加，最高超过100％，凝结水系设备和管

道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道。

c．为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润

滑油系统，使油中带水，使调节系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运

行带来严重的隐患。

d．其他方面的影响。在实际中，凝结器真空降低还存在许多缓慢的危害。如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等。

因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必须保持机组在设计真空值附近

运行。

4.2 凝汽器真空降低原因

汽轮机凝汽系统的真空问题与热力系统的设计合理与否、制造安装、运行维护

和检修的质量等多种因素有关，必须根据每台机组的具体情况进行具体分析。汽轮

机凝汽器真空偏低的主要原因有：

1.真空系统

空气通过两个渠道漏入凝汽器：一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一

个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，

约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态

部件的不严密处漏入。除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括

给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等。空气大量漏入凝汽器，将造

成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽

器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。

漏空的主要部位有：低压汽缸两端汽封及低压汽缸结合面，中、低压缸之间连

通管的法兰连接处，低压汽缸排汽管与凝汽器喉部联接焊缝，处于负压状态下工作

的有关阀门、法兰等处。

2. 循环水系统

1.冷却水进口温度

在其它条件相同，冷却倍率不变时，冷却水温度越低，排汽温度也越低。即

凝汽器真空就越高。如镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在

下游。由于两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江

段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温（实测月平均进水温度比甬江水的

自然水温度高出2℃），恶化了凝汽器的运行条件。

2.当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必然减小。冷

却水温升的大小反映冷却水量是否足够。当其温差大于8℃～12℃时，应增加冷却

水量。

3.汽器端差δt的影响

端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽

侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换，更主要说明凝汽器传热管内侧表面

脏污，造成热交换性能差。由于甬江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，原有28 已运行多年的正面进水旋转滤网因故障频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效

地清除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果。故要求对循泵

房清污系统的重要设备-旋转滤网进行改造。原滤网采用了无框架正面进水旋转滤

网，定期人工启动冲洗。由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。

在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二

次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益

恶化，由此引起的危害也日益加重。

循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从

而影响真空。一般凝汽器的冷却倍率m应为50～60，对大型凝汽器，该冷却倍率还

要适当大些。而有的机组选取的冷却倍率比上述推荐的最佳值小了许多。

例如华东地区某一座总装机容量为1300MW的特大型火力发电厂，装有125MW×4

和200MW×4，计入台机组。其中，125MW机组由某电力设计院进行设计。上海汽轮机厂规定要求通过凝汽器的冷却水量为17800t/h，汽轮机低压汽缸排入凝汽器的蒸汽

量为290t/h，冷却倍率m为61.4。而每台125MW汽轮机组选配了两台48sh－22型循环水泵，一台运行，一台备用。循环泵出水量为ll000t/h。其中尚有1000t/h的冷却

水要供给冷油器、发电机空冷器、发电机水冷器、部分辅机轴承冷却水和射水箱补

水等使用，实际通过凝汽器的冷却水量只有10000t/h，几乎只有要求冷却倍率的一

半左右，使得实际通过凝汽器的冷却水量少了很多，使机组真空长年偏低，尤其在

夏季，机组真空更差，被迫减负荷运行。