凝汽器端差偏高原因与解决策略研究
凝汽器端差上升的原因
凝汽器端差上升的原因在我们工厂那台“老伙计” 发电机的旁边，有个凝汽器，最近它可把我们折腾得够呛，因为它的端差一直在上升。
前阵子，厂里接到一个紧急订单，需要开足马力生产。
机器轰隆隆地响起来，我们也都忙得像热锅上的蚂蚁。
就在这个节骨眼上，我发现仪表盘上凝汽器端差的数据就像个调皮的孩子，不停地往上蹿。
我心里“咯噔” 一下，这可不得了。
我和师傅赶紧跑到凝汽器那儿去查看。
师傅先检查了冷却水的进水口，发现水流比平时小了很多。
这时候我想起之前有一次，厂里清理水池，把一些杂物都堆在了冷却水管附近。
有一根木棍不知道怎么就滚到了水管旁边，把水管压得有点变形。
当时大家都没太在意，觉得应该不影响。
现在看来，问题可能就出在这里。
我们顺着水管仔细检查，果然发现那根木棍把水管压得有点瘪了，水在里面流动不畅。
师傅一边摇头一边说：“这就是个隐患啊，当时没处理好，现在麻烦来了。
” 我帮忙把木棍挪开，但是水管已经有点变形了，恢复不了原来的样子。
除了这个，我们还发现凝汽器里面好像有点脏脏的。
原来，前段时间附近在修路，灰尘特别大。
有一天我路过凝汽器，看到通风口那一块有一层薄薄的灰尘。
当时我只是用手擦了擦通风口的栅栏，没有想到灰尘会进入到凝汽器里面。
现在想想，那些灰尘肯定在里面捣乱，影响了热量的交换。
还有一次，我在记录数据的时候，发现有个阀门好像没有完全打开。
我去拧了拧，但是没敢太用力。
后来师傅过来说，可能是阀门有点生锈了。
因为之前有一次下暴雨，雨水渗进了阀门的一些缝隙里。
从那以后，阀门就有点不太灵活。
这次可能也是因为阀门没有完全打开，导致冷却水流速和流量都不太够，从而使得端差上升。
经过我们一番折腾，又是清理凝汽器内部，又是修复水管，还给阀门上了点油，总算是让凝汽器端差慢慢降了下来。
现在每次看到凝汽器正常工作，我都会想起那段找原因的经历，也明白了日常维护的重要性，可不能再让这些小问题变成大麻烦了哦。
以后得更加细心地照顾这些设备，不然它们可会时不时地“闹脾气” 呢。
火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策
火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策摘要本文介绍了凝汽器的工作过程，提出了凝汽器的计算，分析和探讨了凝汽器端差偏高的原因，最后提出端差偏高的应对策略。
关键词凝汽器；端差偏高；分析；应对策略；0 引言凝汽器是火力发电厂的大型换热设备，其作用是将火电机组作业后的低温蒸汽凝结为水，以提高热力循环的效率。
并且将排汽凝结为水，以回收工质，重新送回锅炉作为给水使用。
使用过久的凝汽器管路里会形成结构，大大影响换热效率，造成很大的能源浪费。
而且，在一定的情况下，会导致凝汽器端差偏高，影响了机组的运行安全，降低了机组的经济性。
本文介绍了凝汽器的概念和作用，并在此基础之上，分析和探讨了凝汽器端差偏高的原因和应对策略。
1 凝汽器端差偏高分析凝汽器是火力发电厂的大型换热设备，其作用是将汽轮机做功后的低温蒸汽凝结为水，以提高热力循环的效率，并且将排汽凝结为水，以回收工质，重新送回锅炉作为给水使用，其中表面式凝汽器的结构，如图1所示。
工作过程：凝汽器运行时，冷却水从前水室的下半部分进来，通过冷却水管进入后水室，向上折转，再经上半部分冷却水管流向前水室，最后排出。
低温蒸汽则由进汽口进来，经过冷却水管之间的缝隙往下流动，向管壁放热后凝结为水。
凝汽器端差（也称为凝汽器端差值）是凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差，一般不大于10℃。
在不考虑的外界因素的影响下，凝汽器端差值（s）的计算公式为：，，其公式中，dn表示凝汽器单位面积的蒸汽负荷，单位为；qm表示蒸汽负荷，单位为；A表示凝汽器的传热面积，单位m2；n为5到7之间的常数。
通过理论值与实际数据运算值相比较，如果理论值小，则表明凝汽器工作不正常，受到其他因素的影响，导致凝汽器端差值异常。
影响凝汽器端差（值）的因素有：凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。
对于一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下，存在一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低，端差值愈大，冷却水出口温度越高，端差值越小；单位蒸汽负荷愈大，端差值越大；单位蒸汽负荷越小，端差值越小。
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凝汽器端差高的原因分析和解决措施汽轮机凝汽器传热端差影响着真空，归根结底影响汽轮机热效率。
通过对历年凝汽器端差等数据的汇总和对比分析，发现冬季端差明显上升。
诚然冬季进水温度低、真空升高、真空系统漏气量增大，影响了冷凝管的传热效果，因而端差增大；调研的结果是水温低必定端差高，不错也未全对（主要是冬天循泵台数少，清洗效果较差，报表中反应是夜班端差较高，且因白班清洗时间，清洗质量有关）。
对照影响端差的因数：凝汽器的结构、冷凝管内外表面的清洁度、循环冷却水量和流速、循环水入口温度、排汽量和真空系统的严密性等，总感觉在运行调整、维护上，存在需要改进的环节，因此将降低凝汽器端差，列入了20XX年度目标任务管理的着手点。
20XX年1月30日，首先围绕：胶球悬浮特性如何，胶球的直径和弹性是否合适，胶球清洗制度是否规范执行，胶球清洗循环效率和收球率是否真实，胶球定期更换的合理性，组织分析和落实调整工作。
在循环水温、循环水量和排汽量等运行条件变化的情况下，端差虽有降低、但与预期相差较大。
2月份起，通过更换新的普通胶球后加强清洗，同时在补水泵房进水口完善部分滤网后，特别是#2在#6机大修、#5机中修期间，凝汽器打开人孔检查，发现均有不同程度的胶球堵管和铜管结垢现象，组织人员吹扫污泥和疏通铜管。
运行后，因排汽量上升，端差下降仍不理想。
经查明#5、#6机冷凝管共12426根，其中主凝结段11706根、Ф25×1mm、HSn70-1B，空冷区720根、Ф25×0.8mm、TP304。
决定更换Ф24和Ф25的标准剥皮胶球试验。
#6机甲侧凝汽器出水室胶球沉积 #6机甲侧进水室填料卡、胶球堵管#6机阀门井排污泵注水管中取出的胶球，应改管5月13日#5、#6机先由乙侧凝汽器更换Φ24剥皮胶球清洗试验，甲乙侧循环水出水温日期 #5机#6机 甲侧 乙侧 温差 甲侧 乙侧 温差 12日普通胶球 普通胶球 普通胶球 普通胶球 32.27 32.70 0.43 33.04 33.62 0.58 13日普通胶球 剥皮胶球普通胶球 剥皮胶球30.92 31.49 0.58 32.09 32.76 0.67 剥皮胶球 剥皮胶球 30.9931.440.4632.2932.870.58实践证明，剥皮胶球弹性好、清洗效果明显，随着浸泡充分、悬浮特性改善，循环效率和收球率得到保证，端差同比下降0.3～0.5℃。
钱清电厂凝汽器端差增大分析
钱清电厂凝汽器端差增大分析【摘要】描述了钱清电厂凝汽器端差上升的特征，分析了端差上升原因，并采取了有效的解决措施。
【关键词】凝汽器端差；增大；原因分析；解决措施一、系统概述钱清电厂是一个拥有一台125MW（#1）、一台135MW（#2）机组的小厂，汽轮机是上海汽轮机厂生产的中间再热冷凝式汽轮机，所配的凝汽器是上海电站辅机厂生产的N—7100—Ⅲ型。
二、运行中发现的问题一般在寒冷的冬天，钱清电厂#1、2机凝汽器端差就会增大。
从上两表中可以看出：#1机是从1月3日开始端差增大的；#2机是从1月5日开始端差增大的。
另外，从表中可以看出，端差增大时伴随着其他特征。
1.端差增大时，凝汽器循环水的温升增大。
2.端差增大时，凝汽器循环水进口压力上升，但出口压力变化不大。
3.端差增大时，循泵电流增大。
三、端差增大的原因分析凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。
造成凝汽器端差偏大的原因有：1.凝汽器铜管结垢、堵塞、脏污，影响换热效果。
2.凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空低。
3.凝汽器循环水流量不足。
4.凝汽器水侧上部积空气未排出。
5.凝汽器集水井水位高，淹没铜管。
6.表计误差等其它原因。
从12月及1月的真空严密性试验看，凝汽器真空系统正常。
排除真空系统漏空气的可能。
对照凝所器就地水位计、电接点水位计、CRT上水位计，凝汽器热进水位并没有偏高，淹没铜管。
循环水泵的运行方式没有改变过，不存在循环水量不足的原因。
两台机两侧的端差都上升，可以排除表计误差原因。
结合端差上升的三个特征：凝汽器循环水的温升增大、凝汽器循环水进口压力上升、循泵电流增大；以及近期循环水水质情况（水质非常恶劣，板式冷油器、水冷器非定期切换、冲冲洗次数明显明加，循泵进口滤网清理次数增加），可以得出结论：端差增大的原因是凝汽器铜管结垢严重引起。
绍兴地区的内河水，水质较差。
冬天时由于雨水少，河床里的淤泥堆积较多。
电厂的补水泵把大量的淤泥吸入到大池，从而进入整个循环水系统中。
凝结器端差处理
凝汽器端差大的原因及处理建议凝汽器的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、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速及流量有关。
一个清洁的凝汽器，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，冷却水出口温度愈低，端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。
实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使导热条件恶化。
一、端差增加的原因有：1、凝汽器不锈钢管水侧或汽侧结垢；2、凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低；3、冷却水管堵塞换热面积减少；4、凝汽器循环水流量不足压力偏低；5、凝汽器集水井水位高，淹没铜管；6、凝汽器水侧上部积空气未排出；7、抽气器及射水泵出力低。
8、后轴封汽调整不及时造成后轴封供汽过高，造成排气温度高。
建议：根据以上端差增加原因进行排查。
利用停机的机会可进行以下工作：1、利用汽测注水的方法进行真空系统泄漏检查。
2、利用高压清洗设备进行凝结器清理，清理不锈钢管的堵塞及淤泥。
3、检查试验抽气器出力。
运行中可进行：1、如不锈钢管堵塞或有淤泥利用增加胶球冲洗时间的办法进行处理。
2、根据水质情况向在冷却水中加入一些化学药品，以杀死冷却水中的微生物，减少一些澡类物质在传热表面的附着、繁衍；进一步的处理是除去水中的一些盐类物质，减少结垢。
3、如不锈钢管结垢还可用冲金刚砂球的方法处理。
具体办法：每天上午单侧每次加球300个金刚砂胶球冲洗1.5小时，倒另一侧冲洗1.5小时，下午和上午一样，观察端差，如果降到4-5度左右换平时用的胶球冲洗。
注意：如果冲金刚砂胶球收球率必须达到95％以上；不锈钢管落实好确实结垢。
4、抽气器应维持在正常、高效的状态下工作，以使凝汽器中的空气尽量维持在低限。
5、调节好凝结器汽测水位，使水位不能淹没铜管；6、经常打开凝结器检放空气门，检查凝结器水室中是否存有空气。
降低凝汽器端差的措施
降低凝汽器端差的措施凝汽器是一种用于将蒸汽冷凝为水的设备，在许多工业和能源生产过程中起着至关重要的作用。
凝汽器端差是指凝汽器进口和出口处的温度差异。
较大的凝汽器端差会导致能源浪费和设备过早磨损，因此降低凝汽器端差是很重要的。
本文将探讨几种降低凝汽器端差的措施。
1. 凝汽器泄漏的排查和修复凝汽器泄漏是导致凝汽器端差升高的常见原因之一。
泄漏可导致进口和出口蒸汽温度之间的差异增大。
因此，必须重视凝汽器泄漏，并及时排查和修复。
一些可能的泄漏点包括凝汽器管道连接、管道接头、法兰和密封件等。
定期进行设备检查和维护，发现泄漏问题及时修复，可以有效减少凝汽器端差。
2. 提高冷却水质量冷却水质量是影响凝汽器端差的另一个重要因素。
冷却水中的杂质、颗粒物和化学物质等会沉积在凝汽器内部，降低换热效率，导致凝汽器端差升高。
因此，提高冷却水质量是降低凝汽器端差的关键措施之一。
可以采取以下措施来改善冷却水质量：•定期清洗冷却水系统，清除沉积物和污垢。
•对冷却水进行过滤和处理，去除颗粒物和杂质。
•控制冷却水中化学物质的含量，避免对凝汽器产生不利影响。
3. 提高冷却水流量和温度凝汽器的冷却效果与冷却水流量和温度密切相关。
增加冷却水流量可以提高凝汽器的换热效率，从而降低凝汽器端差。
同样，提高冷却水温度也有助于增加凝汽器的换热效率。
可以采取以下措施来提高冷却水流量和温度：•优化冷却水系统的设计和布局，确保冷却水能够充分覆盖凝汽器的整个表面。
•增加冷却水泵的功率，以提高冷却水流量。
•调整冷却水进口温度，使其尽可能接近凝汽器设计要求的温度。
4. 提高凝汽器换热面积凝汽器的换热面积是决定凝汽器换热效率的重要参数，也与凝汽器端差密切相关。
增加凝汽器的换热面积可以提高换热效率，从而降低凝汽器端差。
以下是一些提高凝汽器换热面积的方法：•使用高效换热器，如板式换热器和管壳式换热器。
•增加换热器的数量和大小，以增加换热面积。
•优化凝汽器的设计，最大限度地增加换热面积。
联合循环机组凝汽器端差大原因分析及措施
联合循环机组凝汽器端差大原因分析及措施摘要：凝汽器端差是影响汽轮机效率的一个重要指标，也是衡量机组运行经济性的一个重要因素。
凝汽器端差偏大，会严重影响汽轮机的运行经济性。
近期萧电#3机组凝汽器端差出现持续偏大的现象，探索其中原因并采取措施降低凝汽器端差，对机组运行经济性有着重大的意义。
关键词：凝汽器端差、中压旁路、轴封压力、真空泄漏。
一、设备简介萧山电厂#3机组为SCC5-4000F.1S单轴联合循环发电机组，由西门子SGT5-4000F(2)型燃气轮机、HE 型三压再热双缸凝汽式汽轮机、THDF108/53型水氢氢冷却发电机、和NG-V94.3A-R 型三压再热无补燃卧式自然循环余热锅炉组成。
凝汽器为轴向排气布置，型号 N-10546 ，管道有效总面积 10544m2，绝对设计压力5.7 kPa，循环水量 23145m3/h，循环水通过凝汽器的最大温升8.6 ℃。
2021年下半年#3机组出现了端差异常升高的现象，端差从原先的4℃左右升至13℃左右，较运行规定值7℃偏高非常多，而相同型号和设备结构的#4机组在同时期端差未出现明显变化。
二、原因分析1、凝汽器热负荷2021年7月起机组存在中压旁路内漏的缺陷，该缺陷经阀门行程调整和阀芯研磨处理后能减少一定的内漏量，但仍存在的内漏增加了凝汽器的热负荷，一定程度上增加了凝汽器端差。
2、循环水流量（1）循泵工作情况循环水系统配置了两台相同的6kV定速混流泵。
通过两台循泵运行电流数值曲线的对比，两台循泵出力基本稳定，没有出现大的偏差。
（2）循环水胶球系统运行情况2021年10月份以来，胶球清洗装置收球率较低，其原因为此时段机组为光伏配套调峰频繁启停，每次机组运行时间在4小时以内，使得凝汽器胶球清洗、收球时间相应较短，无法在机组运行时长内完成整套清洗流程。
收球率不足，留在凝汽器循环水侧的胶球增多，导致钛管或收球网等堵塞，引起循环水管系流动阻力增大，引起循环水流量下降。
凝汽器端差大原因
凝汽器端差大原因一、凝汽器铜管结垢凝汽器铜管要是结垢了呀，那可不得了。
就像水管里堵了东西一样，热量传递就不顺畅啦。
这垢可能是水里的一些杂质沉淀下来的，也可能是水里的钙镁离子啥的形成的水垢。
结垢之后呢，蒸汽在凝汽器里想把热量传给冷却水就变得困难重重，这端差可不就大起来了嘛。
二、凝汽器内积聚空气空气在凝汽器里那就是个捣乱分子。
本来凝汽器里应该是蒸汽和冷却水好好进行热交换的地方，结果空气跑进去了。
空气会在铜管表面形成一层气膜，这气膜就像一个隔热层一样，阻碍了热量的传递。
蒸汽的热量就不能很好地传给冷却水，端差就会增大咯。
这空气可能是从一些密封不严的地方跑进去的，比如说凝汽器的连接处或者是抽气设备有点小毛病的时候。
三、冷却水量不足冷却水要是不够，就像给一个大火炉降温，只给一点点水一样，根本降不下来。
在凝汽器里也是这个道理，冷却水少了，它能带走的热量就有限。
蒸汽释放的热量不能被冷却水及时带走，就会导致端差变大。
冷却水量不足可能是因为冷却水泵出问题了，比如说水泵的叶轮坏了，或者是冷却水管道有堵塞或者泄漏的情况。
四、凝汽器铜管脏污铜管表面脏脏的，也会影响热交换。
这脏污可能是水里的泥沙、微生物之类的东西附着在上面。
这就好比我们冬天穿了一件脏衣服，保暖性就变差了。
铜管脏污后，热传导效率降低，端差就会增大。
五、蒸汽流量过大如果蒸汽一股脑儿地往凝汽器里涌，超出了凝汽器正常能处理的范围，就会造成热量不能及时被冷却水带走。
就像一群人挤在一个小房间里，空气都不流通了。
这样的话，蒸汽和冷却水之间的热平衡被打破，端差也就跟着变大了。
凝汽器端差过高的原因分析及处理
油位自动补冲至所需。
设备运维
凝汽器端差过高的原因 分析及处理
赵慧辉 李博（北方联合电力有限责任公司乌海热电 厂，内蒙古 乌海 016000）
图2
第二，在正常运行过程中，一年解体检修一次，每次解体完 后，彻底检查清理清洗轴承压盖油槽和回油孔内的油泥，清洗 干净，避免回油不畅造成漏油。
第三，轴承箱上部透气帽定期清理。在设备正常倒用后， 及时清理透气帽内的脏污，使泵正常运行时透气帽排出油气 畅通。
片网板组成，顶部为迎水端，网板将整个管道截面完全遮拦。
每片网板底部设有胶球出球口，胶球经此出球口引出至循环单
元。每片网板由一根转轴驱动，在非运行工况时可旋转至一定
角度，形成与水流方向略微倾斜的 H 型结构，此时水流对网板
进行反冲洗，可去除网板上的杂质，运行时网板转回至倒“V”。
现实生产中我厂#1 机运行期间收球率仅达到 28%，经现场收球
作者简介：郑自发（1984-）:男，汉族，河北唐山人，本科，首钢京 唐钢铁联合有限责任公司，工程师，主要从事设备管理工作。
摘 要:通过对乌海热电厂 200MW#1 机组凝汽器端差过高的 原因进行分析，通过对凝汽器换热钢管进行高压射流清洗；循 环水二次滤网增大通流截面，改造排污装置；倒“V”活动式收球 网进行改造,提高收球率等措施有效地解决了汽器端差过高的 问题，改造效果显著。 关键词：凝汽器；端差；高压射流清洗；二次滤网；收球网
200MW汽轮机凝汽器端差升高的原因分析及处理对策
２ 凝汽器存在 的问题
２１ ０ ０年 ５月 ２ 日， 疆华 电 红 雁 池 发 电有 限 ０ 新
责任公 司 ２机 组 在 负荷 ２０４ ０ ．８ＭＷ 时 ， 环水 进 循
水温 度 为 ２ ． ８ ６℃ ， 环 水 出水 温 度 为 ３ ． ７℃ ， 循 ７０ 排
效 果差 ， 端差 上升 。 ３ ３ 凝 汽器 管板被 堵塞 ， ． 造成 循环水 流不 畅
２１ ００年 ９月 ２ １日 ， 疆 华 电 红 雁 池 发 电 有 限 新 责任 公 司开始对 凝汽 器进行 水 冲洗并对 临 时系统 进 行 严 密性试 验 。启动 清洗泵 向凝 汽器灌 水建 立循 环 进行 水 冲洗 ， 冲洗至 出水水 质澄 清无 杂质 ； 然后在 凝 汽器 汽侧灌 凝结 水至 颈部 ， ３ 一 ％ 的盐 酸对 系 用 ％ ５ 统进 行酸洗 ， 洗后清 除淤 泥并 再次查 漏 ； 酸 最后进 行 了硫 酸盐铁 的镀 膜工 作 。通过 酸洗彻 底清 除 了凝 汽 器铜 管 内的碳 酸盐垢 ， 膜后 在 凝 汽 器 的铜 管 表 面 镀 形成 了一层 均 匀 、 密并具 有一 定厚 度 的保 护膜 ， 致 有 效地 保护 了铜 管 。
（ 新疆华电红雁池发电有 限责任公 司 ， 新疆 乌鲁木齐 ８０ ４ ） ３０ ７
摘
要： 新疆华 电红雁池发电有限责任公 司 ２机组凝汽器端 差随使用年 限的增加不断升 高 ， 分析 了凝 汽器端差 升高 的
原因， 提出 了对凝汽器铜 管进行酸洗镀膜 的处理措施 ， 彻底 清除了凝汽器 内的沉积物 ， 降低 了凝 汽器 端差 ， 提高 了机组 的 效率， 降低 了发 电成本。 关键词 ： 凝汽器 ； 清洗 ； 端差 ； 酸洗 ； 镀膜 ； 经济性
凝汽器端差偏高原因分析及对策
凝汽器端差偏高原因分析及对策1 凝汽器端差δ值的意义δ值是指凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却出口温度之差。
它是反映凝汽器铜管的污垢或凝汽器内是否积存空气的主要监视数值之一，是凝汽器运行的主要监视指标，δ值一般不应超过10℃。
δ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。
2 凝汽器端差δ值的影响因素δ值的大小决定于抽汽器效率、凝汽器构造（铜管的布置方式及换热面积）、管子内外表面清洁度、冷却水流量和流速、冷却水入口温度、进入凝汽器蒸汽流量、真空系统严密性等。
以上除了设计因素外，主要取决于铜管内外表面的清洁度和真空系统的严密性。
3. 对策3.1 提高凝汽器胶球清洗装置的清洗收球率，加强清洗效果。
每台汽轮机凝汽器循环水系统配置有两套运行的胶球清洗装置，其清洗原理为：将比重接近于水的胶球投入到凝汽器循环水进水中，利用循环水的流动力迫使胶球在反复循环通过凝汽器铜管时，对凝汽器铜管内壁进行撞击和磨檫，从而达到将凝汽器铜管内壁的泥垢清洗干净的目的。
为了提高凝汽器胶球清洗装置的工作效率，我们可以采用以下一系列技术措施：①改善胶球清洗装置收球网的工作特性。
收球网刚度不够变形、收球网马达功率过小、收球网穿孔、收球网给垃圾堵塞等情况发生时，应通知检修配合，对收球网进行检修整改，确保收球网马达力矩足够，确保收球网刚度足够，以及确保收球网关闭严密，防止收球网关不到位，造成大量胶球漏入江中，降低胶球清洗装置循环清洗效果。
②改变凝汽器循环水水流动动力。
应加强循环水二次滤网的清洗，提高凝汽器循环水进水压力，同时也可以通过调整凝汽器循环水出水门，使循环水排水压力为0~0.01mpa，确保凝汽器循环水有足够的动力带动胶球在凝汽器铜管内进行流动和循环清洗。
当然，应该做好对装球室的放空气工作。
③采用合适尺寸的胶球。
根据机组凝汽器铜管的设计内径及污脏程度，采用不同尺寸的胶球进行铜管清洗，另外，还可以根据判断凝汽器铜管结垢的不同情况（经常分为软水垢和硬水垢）而采用不同的胶球进行清洗。
凝汽器端差大原因
凝汽器端差大原因分析
一、凝结器端差增大的主要原因有：
1.凝器铜管水侧或汽侧结垢；
2.凝汽器汽侧漏入空气；
3.冷却水管堵塞；
4.冷却水量增加等。
二、根据本机组实际情况分析
1、凝器铜管水侧或汽侧结垢，由于本机组凝汽器是新安装，而且胶球冲洗根据定期工作冲洗及时，因此凝汽器结垢的可能性较小。
2、本机组运行中真空较高且真空严密性试验为良好，可能是由于循环水入口水温过低造成端差过大，即凝结器产生过冷却；
1.循环水温度过低和循环水量过大，使凝结水被过度的冷却，过冷度增加。
2.凝结器漏入空气多或抽气器工作不正常，空气不能及时被抽出，空气分压力增大，使过冷度增加。
3、凝结器单位面积负荷过大造成：
（1）.低压加热器的疏水通过危机疏水门直接进入凝汽器，增加了凝汽器的热负荷；
（2）主蒸汽管道旁路系统是否有漏气进入凝汽器。
4、循环水量多或少都可能引起端差的增大：
（1）.如果机组的负荷高，势必会导致排气量的增大，如果此时水量少了，肯定会引起排汽温度的升高，而一定量的循环水它的吸热能力是一定的是有限的，如果严重的话甚至会有溶于水的气体析出，这样无疑会使水侧换热效果变差，致使出水温度较此时真空对应下的排气温度相差很多，端差
变大，因为此时真空应该是下降的；
（2）循环水量多也会引起凝汽器端差的变大，如果机组的排气量远远小于循环水量，这时循环水的温升很小，循环水出口温度很低【现在是冬季循环水的进水温度也低】这时就应该注意机组的真空严密性了，如果真空很高，这时肯定会有空气进入致使排汽温度也很高，端差变大；
（2）假如凝汽器是完全严密的，如果是负荷低循环水量过剩的话，这时的排汽温度较循环水出水温度相差也是很大的，端差也会增大。
近期循环端差升高原因与措施
近期凝汽器端差升高的原因与措施设备管理部2011年10月一、概述**热电有限公司2×330MW供热机组，本工程设计循环冷却水补充水水源为市政再生水厂提供的可直接使用的再生水，配合复合稳定缓蚀药剂和加酸处理，循环水浓缩倍率按3倍设计。
由于10月5日至10月15日因再生水管道故障，再生水停止供水10天，其间主要补充冲灰澄清水维持生产。
因缺水造成循环水的浓缩加剧，凝汽器端差明显上升，影响了机组的经济性。
二、原因分析图1：10月7日-10月27日#1机组凝汽器端差变化趋势图图1：10月7日-10月27日#2机组凝汽器端差和温升变化趋势图为减缓因再生水中断对凝汽器的影响，10月13日起在循环水中添加分散剂，每日600公斤，至10月24日假药结束。
从趋势图上可以看出，#1机组结垢得到抑制；#2机组可能与进水压力低、水量也偏小，循环水的温升偏高等因素有关，仍为持续上升。
26日循环水运行方式，改为单元式运行，提高水量，降低温升，具体效果观察中。
按照设计和药剂阻垢能力，循环水的总硬度应≤25mg/L。
可是在水质劣化其间，水中总硬度高达54mg/L，因此结垢不可避免。
另外，循环水中有机磷作为监控结垢的关键指标，本月13日至24日添加分散剂期间，有机磷平均2.5mg/L（标准2-3 mg/L），24日后，有机磷又恢复到≤2 mg/L的不合格状态（该项目每月实际合格率仅为30%）。
三、对策1、通过水塔排污，控制循环水的关键技术指标在合格范围内。
2、继续添加分散剂，并保持一定的过剩量，发挥溶垢作用。
3、择机对#2机组凝汽器进行单侧动态清洗。
四、建议在资金允许的情况下，尽早实现循环水的自动加药。
2011-10-28。
钱清电厂凝汽器端差增大分析
ｉ ２． ７ ３ ７ ７ ０５ ３ １ ２ ２ ６ ６ ７ ７２ ９
端 差
１侧 ｝ ＃ ２侧
循环水进 水压 力 ＃ １循泵
１侧 ｆ＃ ２侧 电流
器循 环水流 量不足 ， 循 环水 的温升增大、 凝汽 器循 环水进 口 压力上升、 循 泵电流增大 。 四 采 取 的描 施 １ 、 要求每班 对凝汽 器循环水侧 放空气 ｌ Ｏ 分钟， 排除 可能 在水 室顶 部 积聚的空气。
｛ ｊ ！ 【 Ｉ ｊ 刊
鲻棼 １侧
４ ２２ ９ ４ ４７ ８ ４ ． ６８ ４ ４ ６１ ５ ６． ９ｌ ｌ
幅环 水进 ｌ 力 ２侧 ｌ 侧 ２侧
４椭 泵 电流
五． 结 论 钱 清电厂处于绍兴 地区， 受水 质影 响， 经常会发生凝汽 器端差不 正 常的增大 ， 通过增加 磨砂胶球 的投用次数 及时间， 可以在较快 时间内恢
６ ７ ５ ４ ． ６ ４ ６ Ｏ ． １ ２ ５ ０ ． １ 【 ８ ｌ ｌ ６ ． ２ ５ ７
７ ２ ７ ３ ７ ２ ２ ２ ０ 】 ３ ３ ０ ｌ ２５ １ １ ６ ６ ８１ ９ １ ０ ７ ９． ２ ７１ Ｏ ．１ ４ ４ ０ ．１ ３７ １ １ ７ ０ ７ ７ ８ ０ ６ ８ ８ １ ９ ３ ０ ，１ ４４ ０ ｌ ３８ ｌ ｌ ７ ０ｉ ｌ ４ ． ４ ６ ５ ４ ． ３ ７ ８ ０ ｌ ３ ０ Ｏ ．１ ２４ ¨６ ８ ３ ８ ３ ．】 ０ ８ ３ ０ ３ ０ ０ 】 ２ ５ ０ １ １ ７ 】 １ ６ ５ ４ ６ ２ ８ ５ ０ ２ ． ７ ５ ９ ０ ．１ ２ ４ ０ ｌ ｌ ７ ｌ １ ６． ４ ｌ ５
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#1机凝汽器端差升高原因分析及处理措施
忍人 ２ ０ １ ４ 年１ ０ 月 （ 上 半 月 ）第ｌ ９ 期
下几种
机 电工程
（ １ ） 凝 汽 器换 热 管 内结 垢 、 堵塞 、 脏污 ， 影 响换 热 效 果 。 （ ２ ） 汽轮 机 排 汽 温 度 高 。 （ ３ ） 凝 汽 器 真空 系统 泄 露 等 原 因 造 成 的 真空 度 低 。 （ ４ ） 凝 汽器 循 环 水 流 量 不 足 。 （ ５ ） 凝汽器水侧上部积空气未排出。 （ ６ ） 凝 汽 器集 水 井 水 位 高 ， 淹没换热管。 （ ７ ） 表计 误 差 等 其 它 原 因 。
图 ５ 管 道 表 面 灰 白色 物质 取样 以 上 原 因均 可 造 成 凝 汽 器 端 差 偏 大 ， 需 根据 情 况 逐 个 排 查 。 ５ ． ２分 析 丰 溜 热 电 ＃１ 机 凝 汽 器 端 差 升 高 的原 因 ＃１ 、 ２机 水 塔 水 池 由 循 环 水联 络 门连 通 ， 两 座 水 塔 的 水 质和 两 台 机 组 的 运 行工 况 相 当 ， ＃２机 组 凝 汽 器运 行 正 常 而 ＃１机 组 凝 汽 器 的 端 差 和 真 空异常， 这 说 明 问题 很 可 能 出 现 在 ＃１ 机 组 循 环水 清 污 机 至 凝 汽 器 水 室 这 段 系 统 中 。应 重 点 从 这 段 系 统 加 以 分 析 。 （ １ ） 本次凝汽器半侧隔绝 ， 人 孔 打开 后 检 查 发 现 Ａ、 Ｂ侧 水 室 管 板 和 管 道 表 面 附着 了一 层 灰 白色 固体 物 质 ， 该附着物会 影响凝 汽器的换热 效率 ， 故凝 汽器 的端 差 和 真 空 异 常 。该 附 着 物 已取 样 化 验 ， 只 含少 量 碳 酸 盐 ， 附 着 物状 态 比较 松 软 ， 可 以 被 高 压水 冲 洗 掉 ， 初步 判断不是结垢 ； 并且 ＃ｌ 、 ２ 机 组 循 环水 水 质 相 同 ， 不 可 能 出 现 １台机 组 凝 汽 器 结 垢 而 另 一 台 不 结 垢 ， 故 完 全 可 以排 除凝 汽 器 结 垢 的 可 能 。 （ ２ ） 今年 ｌ 号机组大修 ， 循环水地 埋 Ｐ ＣＣ Ｐ管 道 承 插 口处 使 用 一 种 密 封水泥（ 俗称金汤水不漏） 密封 ， 分 析有 可 能 是 密 封 水 泥 未 完 全 固化 凝 结 即 投 入 循环 水 ， 或密封水泥有质量问题 ， 或 循 环 水 地 埋 管 道 中 有 遗 留未 使 用 的 密 封水 泥 ， 启机后水泥被带入循环水 中， 进 入 凝 汽 器 的 密 封 水 泥 由 于 阻
凝汽器端差偏高原因与解决策略研究82
凝汽器端差偏高原因与解决策略研究摘要：针对某发电机4#机组凝汽器端差大于3#机组的情况进行分析，并采取了有效的改进措施，有效的保证了机组的正常运行，提高了机组的运行效率。
关键词：凝汽器；端差偏高；解决策略国内某电厂的凝汽器设备在运行过程中，真空泵压力减少，叶轮汽蚀问题突出，循环水温度异常升高，对凝汽器端差数值会形成很大的影响。
把真空泵内部的转子以及叶轮部件换成不锈钢材料，发电机组内部采用循环水冷却回路的方式，增加一台冷却泵，对闭冷器、冷泵装置进行定期的冲冼和维护保养，4#机组600兆瓦凝汽器端差数值减小了1.5摄氏度，产生了很好的效果，可以有效提高发电厂运行稳定性，为企业创造更多利润。
1 3#、4#发电机组凝汽器装置端差偏差的实际状况该电厂的2*600兆瓦的发电机组配置了高、低背压凝汽器，每个机组都安装了3台真空泵设备，3#发电机组则采用了4台额定功率为1250千瓦的循环水泵， 4#发电机组安装了2台额定功率为2400千瓦的循环水泵，循环泵从低背压侧的凝汽器通过高背压凝汽器之后排放出去，具体见图1所示。
图1 发电机组真空系统配置图发电机组在实际运行中，通过检查发现在同样的负载条件下，4#发电机组凝汽从表1中我们可看出，排汽压力情况下的饱合温度都一致利用排汽温度来取代，运行数据都在同一时间范围内，而且发电机组负载间的偏差基本在4兆瓦的区间里，表明2台发电机组间存在着很大的不同。
因为3#、4#发电机组都引自江水，所以循环水温度有着很大的差异，从上表中我们要以看到2015年3月21日的4#发电机组高背压凝汽器端差都稍小于3#发电机组之外，其它时间区间和负载条件下，4#发电机组高、低背压凝汽器端差都大于3#发电机组。
2 凝汽器端差偏高原因分析从表1中的运行数据可以看出，3#、4#发电机组循环水温升情况大体一致，而且在相同的取水口进行取水，水质参数没有太大的变化。
4#发电机组凝汽器进行清洗维护保养时可以看出，A、B两个部位的循环水腔室内部大致有1000根冷却水管线产生堵塞问题，因为进行清洗处理，端差温度减小了大致0.3摄氏度，排汽温度减小了0.5摄氏度左右，折合真空减小将近0.13千帕。
小型火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策
赵 永 平 Ｚ ａ ｎ ｐｎ ｈ ｏＹｏ ｇ ｉｇ
（ 北矿 业 集团杨 庄煤 矸石 热 电厂 ， 北 ２ ５ ２ ） 淮 淮 ３ ０ ５
（ ａｂ ｉ ｏｌＭｉｉｇＧ ｏ ｐＹａｇｈ ａｇＣ ａ Ｇ ｎ ｕ ｏ ｒＰａ ｔＨｕ ｉｅ ２ ５ ２ Ｃ ｉａ） Ｈｕ ｉｅ ａ ｎｎ ｒｕ ｎ ｚｕ ｎ ｏｌ ａ ｇ ｅＰ ｗｅ ｌ ， ａｂ ｉ ３ ０ ５，ｈｎ Ｃ ｎ
０ 引 言 ４ 对 策 １ 组 运 行 一 段 时 间 以来 ， 汽 器 端 差 一 直 偏 大 ， １～ ０ ＃机 凝 在 ２ ３ ℃ ４１提高凝汽器胶球清洗装置 的清 洗收球率 ，加强清洗效果。 ． 内 变动 ， 重 影 响 了我 厂 汽 机 运 行 的 安 全 ， 严 降低 了汽 机 的 经济 性 ， 对 每台汽轮机凝汽器循环水系统配置有两套 运行 的胶球清洗装置 ， 其 此我 们 通 过 调 查 分 析 。着 重 判 断 分 析端 差 偏 高 的原 因。并 在 此 基 础 清 洗 原理 为 ：将 比重 接 近于 水 的胶 球 投 入 到凝 汽 器 循 环 水 进 水 中 ，
关键 词 ： 汽 器； 差 高； 凝 端 分析及 对 策
Ｋａ ａｙ ｉ ｎ ｙ ｗｏ ｄ ：ｃ ｎ ｅ ｓ ｒ ｈ【 ｎ ｉｆｒｎ ｅ； ｎ ｌｓｓａ ｄ ｇ
中圈分类号 ：Ｍ６ １ Ｔ ２
文献标识码 ： Ａ
文章 编 号 ：０ ６ ４ １ （０ ０）１０ ０ — １ １０ — ３ １２ １ １ － １４ ０
摘 要 ： 文根据 杨庄 煤 矸石 热 电厂 １ 机 组 ， 对 凝汽 器运 行 中， 本 样 针 端差偏 大的情 况 ， 真空严 密性 及凝 汽 器铜 管 清洁程 度 等方 面进行 分析 比 从 较， 并根 据 实际运 行情 况提 出了处理 此类 问题 的对 策。
凝汽器端差大分析及循环水加药后的效果
关于凝汽器端差大大原因分析凝汽器排气压力下的饱和温度与凝汽器循环水出水温度之差称端差。
小机组凝汽器端差正常范围为6-8℃。
汽轮机端差大影响凝汽器真空，影响凝汽轮机的热效率及汽耗率。
端差增大主要原因有：1、凝汽器汽侧漏入空气2、凝汽器铜管水侧或汽侧结垢3、冷却水管堵塞4、冷却水量减少经过及现象：运行中发现真空在93左右，未对此重视。
但发现凝汽器两侧出水温度存在不一致现象，两侧出水温度最大差2.5℃。
要求三值汽机运行人员对凝汽器各水室进行排空气操作。
但两侧温差并未消除。
真空泵及循环水泵电流均正常。
2月20日，陶经理通知，最近两个月凝汽器端差在20℃以上。
采取措施：1、凝汽器水侧积有空气影响凝汽器换热效率。
未接通知前，发现凝汽器两侧出水温度存在温差，安排运行人员对凝汽器水侧进行排空气操作。
未见端差明显减少。
2、为了降低端差，增加循环水流量，尝试启动备用循环，端差下降4℃，但凝汽器循环水温升仍保持不变。
3、为了降低排气温度，尝试启动备用真空泵，启动后真空未见明显上升。
凝汽器端差及温升仍保持不变。
4、真空系统存在漏气，导致排气温度升高。
通知后，对照凝汽器排气压力下对应的饱和温度表及凝结水质，排气温度略高，对真空系统进行检查，对轴加水封进行注水排空气操作。
做真空严密性试验合格。
5、根据凝汽器循环水温升不变，同一负荷情况下，真空下降较多，有可能凝汽器水侧存在填料或杂物堵塞现象（前池滤网积有杂物）。
根据循环水温升，对凝汽器循环水温升最高侧（南侧）进行隔离检查，杂物较少，未发现明显结垢现象。
6、对凝汽器水室北侧进行隔离检查，北侧稍有杂物，不存在结垢现象但上部有明显的油腻性附着物。
清理前排气温度为40℃，端差19.5℃。
对该侧尝试进行清理后，端差及排气温度明显下降，排气温度为38℃。
端差在14-16℃。
原因分析：循环水中含有油腻性附着物，主要来源于河水（濉临沟淤泥较多），易在附着在换热管内壁（特别是凝汽器上部）。
附着物在管壁内影响换热，同时使管壁内部较为光滑，回水流速较快，无论水量大小，循环水温升一直保持不变。
大唐珲春发电厂 300MW 火电机组凝汽器端差高研究与治理
大唐珲春发电厂 300MW 火电机组凝汽器端差高研究与治理摘要：根据大唐珲春发电厂 3 号机组运行中凝汽器端差超过设计值的情况，从冷却水量、凝汽器的清洁程度及真空严密性等方面进行了分析研究，并根据分析结果提出了提高凝汽器端差的措施。
通过优化和治理，降低了凝汽器端差，提高了机组经济运行水平。
关键词：凝汽器；端差高；分析；措施一、背景及意义在火力发电厂中，凝汽器是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，他的作用是在汽轮机排汽口形成高度真空，以降低汽轮机排汽温度和排汽压力，而排汽温度的高低决定于凝汽器的工作状况，影响凝汽器工作状况的决定性因素是凝汽器端差，大唐珲春发电厂 3 号机凝汽器端差长期高于设计值，需要研究凝汽器端差高的原因和并制定治理措施，以提高机组经济运行水平。
二、现状分析大唐珲春发电厂安装两台 330MW 凝汽式汽轮发电机组，每台机组配置 1 台凝汽器、1 台双曲线型自然通风冷却塔、2 台水环式真空泵（1 运 1 备）和 2 台循环水泵（3、4 号机组循环水通过联络管连接）。
凝汽器为表面式换热凝汽器。
凝汽器端差设计值为 4.33℃，而 3 号机组凝汽器自投产以来，凝汽器端差始终高于设计值，端差每升高 1℃可增加煤耗约 0.63g/kWh，对机组的经济运行有很大影响。
三、研究内容凝汽器端差是指凝汽器排汽压力下的饱和温度与冷却水出口温度的差值，影响凝汽器端差的因素主要有冷却水量、清洁系数和真空严密性等。
（一）冷却水量的影响冷却水量的变化对凝汽器传热端差的影响很大，循环水量越多，凝汽器冷却效果就越好，凝汽器端差就越低，故冷却水量是影响凝汽器端差的一个主要因素。
影响循环水流量的因素主要有循环水泵的出口流量、循环水管路上阀门的开度等。
循环水泵出口流量主要是受泵叶轮和叶轮与叶轮室间隙影响，叶轮一旦发生损坏，就会使叶轮转换的能量降低，造成泵出口流量下降。
叶轮与叶轮室间隙因叶轮和叶轮室汽蚀或磨损而变大时，漏流量也会变大，进而造成泵出口流量下降。
凝汽器端差大分析及循环水加药后的效果
凝汽器端差⼤分析及循环⽔加药后的效果关于凝汽器端差⼤⼤原因分析凝汽器排⽓压⼒下的饱和温度与凝汽器循环⽔出⽔温度之差称端差。
⼩机组凝汽器端差正常范围为6-8℃。
汽轮机端差⼤影响凝汽器真空，影响凝汽轮机的热效率及汽耗率。
端差增⼤主要原因有：1、凝汽器汽侧漏⼊空⽓2、凝汽器铜管⽔侧或汽侧结垢3、冷却⽔管堵塞4、冷却⽔量减少经过及现象：运⾏中发现真空在93左右，未对此重视。
但发现凝汽器两侧出⽔温度存在不⼀致现象，两侧出⽔温度最⼤差2.5℃。
要求三值汽机运⾏⼈员对凝汽器各⽔室进⾏排空⽓操作。
但两侧温差并未消除。
真空泵及循环⽔泵电流均正常。
2⽉20⽇，陶经理通知，最近两个⽉凝汽器端差在20℃以上。
采取措施：1、凝汽器⽔侧积有空⽓影响凝汽器换热效率。
未接通知前，发现凝汽器两侧出⽔温度存在温差，安排运⾏⼈员对凝汽器⽔侧进⾏排空⽓操作。
未见端差明显减少。
2、为了降低端差，增加循环⽔流量，尝试启动备⽤循环，端差下降4℃，但凝汽器循环⽔温升仍保持不变。
3、为了降低排⽓温度，尝试启动备⽤真空泵，启动后真空未见明显上升。
凝汽器端差及温升仍保持不变。
4、真空系统存在漏⽓，导致排⽓温度升⾼。
通知后，对照凝汽器排⽓压⼒下对应的饱和温度表及凝结⽔质，排⽓温度略⾼，对真空系统进⾏检查，对轴加⽔封进⾏注⽔排空⽓操作。
做真空严密性试验合格。
5、根据凝汽器循环⽔温升不变，同⼀负荷情况下，真空下降较多，有可能凝汽器⽔侧存在填料或杂物堵塞现象（前池滤⽹积有杂物）。
根据循环⽔温升，对凝汽器循环⽔温升最⾼侧（南侧）进⾏隔离检查，杂物较少，未发现明显结垢现象。
6、对凝汽器⽔室北侧进⾏隔离检查，北侧稍有杂物，不存在结垢现象但上部有明显的油腻性附着物。
清理前排⽓温度为40℃，端差19.5℃。
对该侧尝试进⾏清理后，端差及排⽓温度明显下降，排⽓温度为38℃。
端差在14-16℃。
原因分析：循环⽔中含有油腻性附着物，主要来源于河⽔（濉临沟淤泥较多），易在附着在换热管内壁（特别是凝汽器上部）。
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凝汽器端差偏高原因与解决策略研究
发表时间：2019-03-07T14:37:50.640Z 来源：《建筑学研究前沿》2018年第33期作者：梁文宇杨月胜
[导读] 针对某发电机4#机组凝汽器端差大于3#机组的情况进行分析，并采取了有效的改进措施，有效的保证了机组的正常运行，提高了机组的运行效率。
福建福清核电有限公司福建福清 350300
摘要：针对某发电机4#机组凝汽器端差大于3#机组的情况进行分析，并采取了有效的改进措施，有效的保证了机组的正常运行，提高了机组的运行效率。
关键词：凝汽器；端差偏高；解决策略
国内某电厂的凝汽器设备在运行过程中，真空泵压力减少，叶轮汽蚀问题突出，循环水温度异常升高，对凝汽器端差数值会形成很大的影响。
把真空泵内部的转子以及叶轮部件换成不锈钢材料，发电机组内部采用循环水冷却回路的方式，增加一台冷却泵，对闭冷器、冷泵装置进行定期的冲冼和维护保养，4#机组600兆瓦凝汽器端差数值减小了1.5摄氏度，产生了很好的效果，可以有效提高发电厂运行稳定性，为企业创造更多利润。
1 3#、4#发电机组凝汽器装置端差偏差的实际状况
该电厂的2*600兆瓦的发电机组配置了高、低背压凝汽器，每个机组都安装了3台真空泵设备，3#发电机组则采用了4台额定功率为1250千瓦的循环水泵，
4#发电机组安装了2台额定功率为2400千瓦的循环水泵，循环泵从低背压侧的凝汽器通过高背压凝汽器之后排放出去，具体见图1所示。
图1 发电机组真空系统配置图
发电机组在实际运行中，通过检查发现在同样的负载条件下，4#发电机组凝汽
从表1中我们可看出，排汽压力情况下的饱合温度都一致利用排汽温度来取代，运行数据都在同一时间范围内，而且发电机组负载间的偏差基本在4兆瓦的区间里，表明2台发电机组间存在着很大的不同。
因为3#、4#发电机组都引自江水，所以循环水温度有着很大的差异，从上表中我们要以看到2015年3月21日的4#发电机组高背压凝汽器端差都稍小于3#发电机组之外，其它时间区间和负载条件下，4#发电机组高、低背压凝汽器端差都大于3#发电机组。
2 凝汽器端差偏高原因分析
从表1中的运行数据可以看出，3#、4#发电机组循环水温升情况大体一致，而且在相同的取水口进行取水，水质参数没有太大的变化。
4#发电机组凝汽器进行清洗维护保养时可以看出，A、B两个部位的循环水腔室内部大致有1000根冷却水管线产生堵塞问题，因为进行清洗处理，端差温度减小了大致0.3摄氏度，排汽温度减小了0.5摄氏度左右，折合真空减小将近0.13千帕。
这表明发电机组的凝汽器供水部位即使产出现堵塞现象，所占的比例也不大，只占到2.3%左右，所以，该凝气器换热面积不会对换热能力产生太大的影响。
如果处于正常运行的状态，冷却水量会不断的增涨，凝汽器端差就会变大，会引起冷却水温升减小以及凝汽器整体换热系数变大，两种情况共同存在会导致凝汽器传热端差的下降。
4#发电机组循环水流量会高于3#发电机组10%左右，所以，凝汽器端差偏差过大主要是由于凝汽器换热系统的减小而引发的。
凝汽器具备的换热系统主要来自于蒸汽侧以及循环水侧传热效果施加的影响。
比如，循环水部位的冷却管出现污损以及冷却水管表面存有空气等原因。
4#发电机组凝汽器进行清洗时，并不存在空气积聚的问题，所以，可以预测对凝汽器端差产生影响的主要原因为蒸汽侧的热传导。
4#发电机组安装有3台真空泵设备，该设备的4A与低背压凝汽器进行匹配，4C与高背压凝汽器进行配套。
4B则进行备用。
通过现场试验可以看出，如果真空泵4B取代了真泵4A进行实际运行时，低背压凝汽器真空度会提高大约0.5千帕，端差也会跟着减小1.2摄氏度，4#发电机组的高、低背压凝汽器端差都减小了0.6摄氏度，可以看出真空泵4A具备的抽吸能力有所减小。
继续进行试验可以看出，如果真空泵4A、4B共同运行时，采用红外测温设备来对2台真空泵冷却器装置的冷却液温度进行监测，真空泵4A要高于4B大约1摄氏度，真空泵4A的运行电流为156安，4B运行电流达到171安。
所以可以看出，真空泵4A出力有的减少，与此同时，4#发电机组的闭冷水温在高于3#发电机组3摄氏度左右，是因为3#、4#发电机组循环水泵性能参数不同而引起的循环水压产生的差异导致的。
因为真空泵设备工作液是由于闭冷水进行冷却处理，如果闭冷水温度提高，制冷的效果就会变弱，工作液温度也会变大，如果工作液温度提高到凝汽器内部的饱和温以后，无法在很短的时间里把蒸汽进行有效的凝结，会导致真空泵产生的抽力减小。
试验过程中，对真空泵4A、4C采取强制性的大流量连续补水，有效的减小了真空泵内部工作液运行温度，相对应的凝汽器真空程度提高了大约0.2千帕，如果不进行强制补水，真空程度则会回到初始水平。
这表明减小闭冷水温度可以提升凝汽器的真空程度，有效减小凝汽器端差的有效措施。
所以，真空泵出力减小以及闭冷水温度值
高是引起民4#发电机组凝汽器端差偏高的关键因素。
对真空泵具备的性能产生影响的主要因素是由于泵体设计结构、运行故障、工作液温度情况和流量等。
对真空泵4A进行检查时可以看出，叶轮汽蚀问题比较突出，很多部分的叶片出现穿孔现象，由于汽蚀原因产生的铁屑堆积在真空泵板式冷却装置的表面，引起真空泵出力的减小。
3 结论和建议
因为真空泵叶轮和转子采用铸铁材质，耐汽蚀能力不强，所以应该更换为不锈钢材质的旋转部件，经过改进之后的真空泵4A的运行电流可以达到192安，完全恢复到正常状态。
4号发电机组由于开冷水回路填加了1台开冷泵，可以定期启动开冷泵装置来对闭冷器进行反向的冲洗，可以把存在于波纹管中的空气以及杂质排放出来，从而提升换热能力。
经过上述方法进行处理之后，4#发电机组的凝汤器端差比之前减小了1.5度左右。
参考文献
[1]陈振.凝汽器端差偏高原因及应对措施[J].机电产品开发与创新，2017，30（05）：35-36.
[2]李俊，龙梅.火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策[J].科技传播，2011（09）：158+157.
[3]赵永平.小型火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策[J].价值工程，2010，29（11）：104.。