降低9机组凝汽器端差

汽机运行高级工理论知识复习题一、填空题：1、汽轮机是一种以（水蒸汽）为工质，将（热能）转换为（机械能）的回转式原动机。

2、汽轮发电机组每小时所耗用的蒸汽量叫（汽耗量），其单位是（kg／h）。

3、汽轮机调节系统由（转速感应机构）、（传到放大机构）、（反馈机构）、（配汽机构）四部分组成。

4、汽轮机启动时凝汽器真空要选择适当，一般取（60～70kpa）为宜。

5、采用給水回热循环，减少了凝汽器的（热损失）。

6、机组运行中，发现窜轴增加时，应对汽轮机进行全面检查，倾听（内部声音），测量（轴承振动）。

7、离心泵在流量大于或小于设计工况下运行时，冲击损失（增大）。

8、汽轮机按工作原理可分为（冲动式）汽轮机和（反动式）汽轮机。

9、水泵的主要性能参数有（扬程）、（流量）、（转速）、（功率）、（效率）。

10、加热式除氧的优点是能将水中溶解的（各种气体全部除掉），还能起到一级(加热器)的作用11、汽轮机损失分为（内部）损失和（外部）损失两种。

12、通常用（稳定性）、（准确性）、（快速性）三个指标来评价一个调节系统的品质。

13、汽轮机上下缸温差超过（50℃）时，禁止汽轮机启动。

14、胶球清洗装置主要由（胶球泵）、（装球室）和（收球网）组成。

15、背压机组在运行中热负荷减少，引起背压（升高），电负荷（减少），注意排汽温度（不应高于）规程规定的数值。

16、汽轮机热态启动时，一般在汽轮机冲转前，应连续盘车在（2～4小时），以消除（转子的热弯曲）。

17、规定推力瓦块乌金温度不允许超过（95℃），回油温度不允许超过（75℃）。

18、凝汽器的作用是不断抽出凝汽器内的（不凝结）气体和漏入的空气，（维持）凝汽器的真空。

19、水泵再循环管的作用是防止给水泵在空负荷或低负荷时（泵内产生汽化）。

20、大机组的高压加热器因故不能投运时，机组的煤耗（增大），机组的出力（降低）。

21、为防止或减小汽轮机大轴弯曲，汽轮机启动前与停机后，必须正确的使用（盘车）装置。

降低汽轮机凝汽器端差提高机组效率胡光辉Ξ(北方联合电力兴安热电有限责任公司扩建工程管理处,内蒙古乌兰浩特　137400)摘　要:我厂冬季供热期间,1号、2号机组采用低真空运行,夏季机组的运行方式为纯凝式运行,在机组运行中发现,两种运行方式下的凝汽器端差都偏高,影响了机组的运行效率,而机组的运行效率直接影响全厂的经济效益。

所以,降低汽轮机凝汽器端差,提高机组的运行效率显得尤为重要。

本文着重分析了导致乌兰浩特热电厂汽轮机凝汽器端差升高的具体原因,提出了降低凝汽器端差的具体方法,达到了理想的效果,取得了实效。

关键词:汽轮机凝汽器端差;原因;解决方法 乌兰浩特热电厂现有三台汽轮机组,CC12-50Π10Π1.75型抽凝式汽轮机一台(1号机),B12-50Π10背压式汽轮机一台(2号机),N12-0.98Π280凝汽式汽轮机一台(3号机,即2号机的后置机)。

在冬季供热期间,1号、2号机组采用低真空运行,夏季机组采用纯凝式运行的运行方式,我厂为完成发电任务,机组全年运行,而这两种运行方式的凝汽器端差都偏高,影响机组的运行效率,而机组的运行效率直接影响全厂的经济效益,所以,降低汽轮机凝汽器端差,提高机组的运行效率显得尤为重要。

1.汽轮机凝汽器商差升高的危害汽轮机凝汽器端差即汽轮机的排汽温度与凝汽器循环水出口水温的差值,其正常范围在10度以内。

它是检验机组效率的一个重要小指标。

在汽轮机负荷不变,循环倍率一定的条件下,端差越大,凝汽器的真空就越低。

而汽轮机真空下降即排汽压力升高,可用焓降减小就会降低汽轮机组的输出功率。

排汽温度过高又可能引起凝汽器铜管松弛破坏严密性,还可能使排汽缸轴承座受热膨胀引起中心变化,产生振动,以及排汽容积流量减小,对末几级叶片不利。

2.凝汽器端增大的原因我厂凝汽器端差自投产以来,一直在20-26摄氏度范围内,严重超过这标准值,因此极大地影响了1号汽轮机组的经济性及安全性。

下面分析一下影响端差增大的原因:(1)循环倍率的影响。

电厂凝汽器端差异常分析及处理实践摘要：社会发展迅速，电厂建设也突飞猛进。

在凝汽式汽轮机装置中，凝汽设备发挥着十分重要的作用，且在整个热力系统中具有冷源的效果。

凝汽器真空是发电机组汽机侧中的一项重要经济指标，直接影响着整个机组的热经济性。

基于此，本文阐述了凝汽器端差值的关系，通过分析凝汽器端差的影响因素，研究了降低凝汽器端差的措施，希望能够有效地降低凝汽器的端差。

关键词：电厂凝汽器；端差异常分析；处理实践引言端差升高分为正常工况影响和异常因素导致。

因此出现端差升高后，首先需确定其成因，如有异常，须尽快恢复端差正常，确保汽轮机正常运行。

运行中，若端差值升高，可能原因有单位面积蒸汽负荷升高、冷却水温度降低(冬季)、冷却水流速下降、凝汽器密闭性变差、凝汽器钛管洁净度下降。

前三项引发的端差升高一般情况下属于正常工况变化。

而后两项引发的端差升高，则是必须及时排查的安全生产隐患。

一般造成凝汽器钛管洁净度下降的原因为配套循环水系统的阻垢和生物黏泥控制效果下降，因此提升钛管洁净度的传统方法是进行化学清洗，一般需要耗费大量药剂及5天以上的时间。

本方法通过分析污垢种类，针对性选用高效药剂，确定最佳投加时间间隔，以最小投加量在最短时间内使凝汽器端差恢复正常。

1凝汽器传热端差与汽轮机排汽压力的关系对不同的排汽压力，△h基本为常数；冷却倍率m与汽轮机排汽量和循环水量有关（与机组负荷及循环水泵运行方式有关），当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，m为固定值；对不同的循环水进、出口温度，Cp基本为常数。

由此可见，当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，循环水的温升为固定值，此时，汽轮机排汽压力完全取决于循环水入水温度和凝汽器传热端差。

循环水入水温度取决于自然环境温度和供水方式，对于已经投产运行的发电厂，环境温度和循环水供水方式人为无法改变，因此，凝汽器传热端差是影响汽轮机排汽压力的决定因素。

2凝汽器的传热性能饱和蒸汽温度直接影响着凝汽器的排汽压力，饱和蒸汽的温度直接关系着循环冷却水的热交换程度，具体体现在以下方面：①蒸汽在钛管外壁的凝结换热。

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;。

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。

与 成正 比， 而降 低温升 最直 接的方 法是提 高冷却 水 流量 ， 但
由 以上 的 分 析 得 知 文与 Ｇ ｗ 有关 ， 但受 Ｇ ｗ 影 响不 大 ， 且 受 机 组 经
济性和设备设计 的限制 。所 以现场 用于 降低凝 汽器传 热 端差
最 有 效 的 手段 是提 高凝 汽器 的总 换 热 系 数 Ｋ ， 而 Ｋ 值 又 受 很 多 因素 的影 响 ， 如 冷却 水 流 量 及 流 速 、 钛管 冷却表 面洁净程 度 、 凝 汽 器 真 空 度 等 。下 面 分 析 各 个 因 素 的 影 响 以及 运 行 中 的 应 对措施 。
式中， 为冷却水温升 ； Ｋ 为总换热系数 ； Ａ 为 凝 汽 器 总 换 热 面
积； Ｇ ｗ 为冷却水 流量 为冷却水 比热容 。 对 已投运 的凝 汽 器 而 言 ， 通 常 情 况 下 换 热 面 积 Ａ 是 无 法改 变 的 ， 而冷却 水 比热 容 ｃ 。 的变 化 量很 小 ， 可 以忽 略 。由 以上 公式 可知 ： 传 热端 差 与 冷却 水 流 量 Ｇ ｗ 成 正 比， 当 Ｇ ｗ
（ ２ ） 尽量减少机组热 负荷通 向凝汽器 ， 特 别 是 高 低 加 危 疏
２
、 Ｋ 、 △ ｆ 和 文之 间 的关 系
利 用 数 学 模 型 对 以 上公 式 进 行 计 算 可 以得 出 Ｇ ｗ 、 Ｋ 及
管道 ， 其所携带 的热负荷 的
ａ—
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根据传热学原理 ， 随 着 热 负荷 的增 加 ， 凝 汽 器 的 性 能 会 逐
“ ｗ 。 ｆ ＂ Ｌ ｌ 一 ｌ
渐 降低 ， 并且端差会 不断增 大 ， 且在循 环水流 量和 总传热 系数
不变 的条 件 下 ， 端 差 同 凝 汽 器 负 荷 成 正 比 例 关 系 。 随 着 凝 汽 器 热 负 荷 的 不 断 变化 ， 凝 结 器 传 热 端 差 也 会 发 生 相 应 的 变 化 。 导 致凝 汽 器 热 负荷 产 生 变 化 的原 因 有 多 种 ， 除 了供 热 机 组 及 排 汽

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。

凝汽器端差偏高原因及对策摘要：在火电机组实际运行的过程中，凝汽器属于重要的部分，但是，经过多年来的使用可以了解到凝汽器经常会出现端差偏高的现象，不利于火电机组的经济运行。

因此，在凝汽器运行过程中，需要认真分析端差偏差的原因，采取合理措施解决问题，提升火电机组的运行效率与使用水平，满足当前的实际发展需求，为其后续发展与进步夯实基础关键词：凝汽器；端差高；分析及对策0 引言火电机组凝汽器在发生端差偏高现象之后，系统的运行安全性会受到一定影响，不能保证整体系统的使用效果与稳定性，严重影响经济效益。

为了更好地解决此类问题，应合理了解端差偏高的原因并针对性地解决问题，提高凝汽器运行的经济性，延长使用寿命。

1 案例分析云南滇东雨汪能源有限公司位于云南省曲靖市富源县十八连山镇境内，是国家“西电东送”的主要能源基地。

2005年12月开工建设，1号、2号机组分别于2009年7月和2010年2月投产发电。

汽轮机为东方汽轮机厂生产的亚临界、中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机。

2013年后，1号、2号机组凝汽器出现了端差明显偏高的情况，即饱和温度与循环冷却水出水温度之间的差值明显增加，严重影响了火电机组的安全和经济运行。

因此，本文针对火电机组凝汽器端差偏差的原因进行分析，提出几点可行性的建议。

2 火电机组凝汽器端差偏高原因分析经过对两台600MW火电机组凝汽器端差偏高问题的分析可以得知，1号机组在运行期间，铜管部位出现了污垢堆积的现象，且真空系统的严密性不够，影响了凝汽器的经济运行。

在1号机组运行期间，对真空系统开展严密性试验，对试验记录数据进行分析判断出真空系统严密性不合格，这是导致凝汽器端差偏高的原因之一。

另外，运行管理存在问题，凝汽器胶球清洗系统因收球率低，长期不投运。

查阅凝汽器循环水水质报表，发现时常存在循环水浓缩倍率超标情况。

2013年7月，利用2号机组大修机会，打开凝汽器人孔门对铜管进行检查，发现凝汽器铜管结垢现象明显。

凝汽器传热端差的影响因素及改变措施摘要：凝汽器传热端差的影响因素非常繁琐、复杂，主要涉及到清洁系数、冷却水的情况等等，一旦出现传热端差的问题将会导致设备的运行性能受到影响，甚至还会出现严重的经济损失。

因此在设备应用和运行期间需结合凝汽器设备的传热端差影响因素、各类情况等，制定完善的改善方案，合理控制冷却水流量与压力，不断增强清洁系数，做好一系列的改善工作，保证设备与系统的高质量应用。

关键词：凝汽器传热端差；影响因素；改变措施引言：目前我国部分企业在应用凝汽器设备的过程中经常受到诸多因素的影响出现传热端差的不良问题，不能保证设备的应用性能、效果，甚至还会引发严重的安全问题。

因此在实际操作的过程中需结合传热端差不良影响因素，严格进行各类因素的控制、改变，增强设备应用的稳定性、安全性。

1凝汽器传热端差的影响因素1.1.冷却水流量和压力一般情况下冷却水流量发生改变会导致凝汽器设备的传热端差受到一定程度的影响，尤其是热负荷指标与清洁系数指标符合标准要求的情况下，初始温度在25摄氏度左右，如果冷却水流量不能符合标准，将会导致设备的传热端差有所提升，成为最为不良的影响因素，与此同时，冷却水的压力不合理也很容易引发端差问题。

1.1.清洁系数如果系统的清洁系数很低，水分中含有杂质或是污染物会使得清洁系数不断减小，冷却水的流量也会发生改变，尤其是在水体中含有杂质和泥沙成分的情况下污染物质会在钢管中沉淀形成水垢和泥垢，使得热阻力有所提升，端差问题也会由此形成。

1.1.真空严密性由于凝汽器设备中的蒸汽具有分解性特点与容易泄漏性特点，如果不能保证整体系统的真空严密性，就会引发蒸汽泄漏的现象，而蒸汽之内如果存在不凝结气体，就会在凝结期间使得水蒸气与不凝结气体相互聚集浓度不断提升，从界面的位置向着外部区域形成不凝结气体浓度的差异性，在浓度增加的情况下传热端差也会快速增大。

与此同时，在不能确保真空严密性的情况下，由于设备系统存在总压力，界面位置浓度较高的不凝结气体会存在一定程度的分压力，水蒸气的分压力会不断降低，蒸汽会在分压力的影响之下凝结，液膜外部的表面区域温度过低，比主流位置的饱和温度要低很多，相当是附加了热阻力，传热端差必然会受到一定影响。

汽轮机凝汽器真空降低的原因及措施分析摘要：汽轮机凝汽器真空度与装置的安全稳定运行密切相关，在实际运行中，有多种原因会导致汽轮机凝汽器真空下降。

需要相关人员熟悉设备和系统的特性，加强监视及管理，及时发现问题，并进行全面分析，查找原因并处理，使凝汽器在最佳真空状态，保证真空系统的稳定运行。

关键词：凝汽器；真空下降原因；对策1、汽轮机凝汽器真空形成原理在恒压下，汽轮机排汽通过换热冷凝成水，蒸汽经过凝结，体积变小，进而在凝汽器中形成真空。

其危害主要体现在以下几点：一是机组效率降低，供电气耗增加，凝汽器端差变大；二是真空泵出力增加，使其能耗增加；三是凝结水中的含氧量不断增加，这就有可能造成系统产生管束腐蚀。

产生真空度低的原因主要有凝汽器换热效果差（换热管结垢、端差大）；真空泵出力不足或故障；真空严密性差（泄漏点多）；凝汽器水位不正常或热负荷过高。

2、汽轮机凝汽器真空急剧下降的原因及处理2.1循环水中断循环水是汽轮机低压缸排汽的冷却介质，循环水的流量、温度影响低压缸排汽温度以及凝汽器真空。

风力越小、环境温度越高，冷水塔淋水盘下落时，循环水换热效果越差，被风带走的热量越少，循环水温降越小，循环水温度越高。

相同的凝汽器冷却效果下，增加循环水出水温度，也会增加对应的低压缸排汽温度，导致凝汽器真空下降。

冷水塔的配水方式影响循环水温度。

为维持凝汽器较高的真空，通常在全塔配水的方式下运行。

如果循环水泵跳闸，循环水通过直接回到凉水塔，凝汽器失去冷却水，凝汽器真空下降。

必须开启备用循环水泵，降低机组负荷。

循环水泵电机跳闸、用电中断等，都会出现循环水中断，导致凝汽器真空迅速下降。

如果运行泵发生故障，就需要确保可以随时启动备用泵，进而防止断水事故。

2.2抽气器工作失灵抽气器效率降低或者工作不正常，与凝汽器端差增大有关，可以检查射水池水温是否过高，射水泵出口压力是否正常，电流是否正常，抽气器真空系统的严密性是否正常，有条件的可以对抽气器的工作能力进行试验。

凝汽器传热端差对机组经济性能的影响摘要：对凝汽器传热端差的各个主要影响因素及它们之间的关系进行了分析，解释了有关表达式及相关概念难以理解的问题。

分析了凝汽器传热端差的影响因素，提出了降低端差的措施，以改善凝汽器的热交换效果，提高机组出力。

关键词：凝汽器；端差；分析1 概述凝汽器的作用是在汽轮机排汽口造成一定的真空，来增加机组排汽在汽轮机中的膨胀做功，减少冷源损失，提高机组的循环热效率。

因此凝汽器工作情况是设计和运行需要考虑的问题。

影响凝汽器真空的因素固然很多，其中传热端差是一个衡量凝汽器换热性能的重要参数（凝汽器端差——凝汽器压力下的饱和水蒸气温度与凝汽器冷却水出口温度之差）。

2 分析凝汽器传热端差的意义凝汽器内排汽压力所对应的饱和温度由冷却水入口温度、冷却水温升、凝汽器传热端差所决定。

其中，冷却水入口温度是与冷却水的循环方式、电厂的地理位置、季节气候等因素有关的量，在同一时间、地点，该量基本不变，不能反映凝汽器性能的优劣；冷却水温升为，式中为汽轮机排汽量，为排汽比焓，为冷却水量，为冷却水的比热。

为蒸汽在凝汽器内凝结时的比焓降，在真空变化的范围内，其变化很小，在计算时可认为是定值，为循环倍率，通常在设计阶段就已经确定，也不能反映出凝汽器的性能。

而端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状况，所以在凝汽器设备运行监测中，传热端差是一个非常重要的参数，只有传热端差才能全面反映凝汽器运行特性。

在设计阶段，因为减小端差可以提高凝汽器的真空，但要以增大冷却面积和增加冷却水量为代价，所以其值不宜太小。

现代大型凝汽器在设计负荷下能达到的最小端差为1℃～5℃，一般常在3℃～10℃之间选取，对多流程凝汽器可取偏小的值，对单流程可取5℃。

3 凝汽器传热端差的计算分析根据热力学理论，凝汽器作为一种换热器，不考虑与外界大气之间的换热，其热平衡方程为：（1）5 结论1）减小凝汽器传热端差可降低机组排汽压力、提高凝汽器运行真空，从而使蒸汽在汽轮机内做功有效焓降增加，提高电厂运行经济性。

降低凝汽器端差的途径摘要：凝汽设备是汽轮机组的重要辅机，是热力循环中的重要一环，对整个火力电厂的经济运行都有着决定性的影响。

本文结合发电厂的运行实践，提出了降低端差的措施，以改善凝汽器热交换状况，提高热力发电厂的经济性。

关键词：汽轮机凝汽器端差分析1 降低凝汽器端差的途径与实践1.1防止换热面产生污垢防止换热面积聚污垢的方法，目前都集中在改善冷却水特性上，主要有氯化处理、炉烟处理、加酸处理等方法。

（1）氯化处理氯化处理是防止生物污垢的有效手段。

这种方法是向冷却水中定时加入一定量的液态氯或者漂白粉或者次氯酸钠（NaClO）。

溶解于水中的氯与水产生化学反应而生成次氯酸，它具有强氧化性，使有机物和微生物被杀灭而不能繁殖，并丧失附着于管壁的能力，从而被流经管子的水冲走，这样就防止了铜管管壁积结软垢或缓解了管壁的污染。

（2）加酸处理在闭式供水系统中，还可采用将硫酸加入供水系统中的方法。

由于硫酸易储存且价格便宜，对钢铁材料不腐蚀等特点，决定了采用此方法具有广泛性。

硫酸和水中的碳酸氢钙（或镁）发生中和反应Ca（HCO3）2+ H2SO4≡CaSO4+2H2O+2CO2产生的硫酸钙溶于水。

这样就降低了水的碳酸盐硬度。

1.2清洗换热面已产生的污垢寻找理想的凝起器清洗方法，对许多火力发电厂仍是重要的努力目标。

理想的目标目标应具备：1、清洗效果好；2、消耗小；3、尽量少限制负荷或不限制负荷；4、不损伤凝汽器。

（1）化学清洗这种清洗方法是利用酸来溶解沉积在管内壁上的碳酸盐。

清洗只能在机组停运时进行。

作为酸洗液一般采用2%～5%的盐酸溶液，酸洗液的浓度过小则清洗效果差，过大则易腐蚀铜管。

实践表明，酸洗液的浓度超过3%的时，腐蚀速度明显上升。

为了减少盐酸对金属的腐蚀，应在溶液中添加浓度为0.1%的缓蚀剂，如：环六亚甲基四胺、甲醛水、邻二甲苯硫脲、糖醛等。

酸洗时间的长短可根据凝汽器进出口的酸液浓度差来决定，当凝汽器进出口的酸液浓度差减小到0.1%时，则可结束清洗。

凝汽器端差Document number：PBGCG-0857-BTDO-0089-PTT1998凝汽器端差凝汽器压力下的饱和温度（凝结水温）与循环冷却水出口温度之差称为端差。

理论上，端差越低越小，但实现困难，实际上综合循泵耗功（电）、复水器换热体积，最佳换热流速（及流量），确定出一定（4-6、6-8度）的经济控制指标。

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。

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，致使换热条件恶化。

端差增加的原因有：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（增加太多，端差低了，但循泵耗电多，综合比较定35万以上4-6度，以下为6-8度为经济）。

最佳答案1.凝汽器铜管或钛管结垢、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。

循环水流量增大后,凝结器端差减小,循环水流量减小后,凝结器端差减大.5.凝汽器水侧上部积空气未排出。

6.凝汽器集水井水位高，淹没铜管。

7.表计误差等其它原因。

以上原因均可造成凝汽器端差偏大。

真空系统严密性下降后，凝汽器的传热端差为什么增大引起凝结器内真空下降的主要原因是：1）冷却水温由于环境温度而升高，夏天较低，冬天较佳。

2）凝汽器冷却面积污脏，影响传热效果，引起真空下降。

3）冷却水供水中断或水量不足引起冷却水温升高，引起真空下降。

4）由于真空系统严密性不佳或轴封供汽中断，抽气器工作失常等原因，使漏气量增加而影响排汽压力，降低真空。

影响凝汽器传热端差的因素及分析2007年12月7日电厂汽轮机0条评论0个引用摘要介绍了影响凝汽器排汽温度各因素之间的关系，找出了机组日常运行中影响排汽温度的主要因素是凝汽器传热端差，同时对降低凝汽器传热端差的各项措施进行了详细的分析。

关键词凝汽器；排汽温度；循环水入口温度；循环水温升；传热端差；传热系数Analysis of Influence Factorsfor Heat-transfer Temperature Difference of Condenso r Abstract:Discussing the relation between the factors which influence the exhaust temperature of condensor, find out the heat-transfer temperature difference of condensor is the main factor. Analysis the various steps for reducing the heat-transfer temperature difference of condensor.Key Words:Condensor;Exhaust Temperature; Inlet Temperature of Circulating Water; Temperature Rise of Circulating Water; Heat-transfer Temperature Difference; Heat-transfer Coefficient1 前言在热力发电厂中，凝汽器设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，它的作用之一是在汽轮机排汽口形成高度真空，降低汽轮机排汽温度和排汽压力。

因为排汽温度越低，排汽压力也越低，机组真空就越好，机组效率就越高。

由此可见汽轮机排汽温度的高低，对汽轮机效率影响非常严重。

1.凝汽器的端差是什么？答：凝汽器的端差是指（凝汽器压力下的饱和蒸汽温度）和（冷却水出口温度）之差。

2. 影响凝汽器端差的因素有哪些？答：1.凝汽器钛管水侧污或汽侧结垢影响传热。

2.凝汽器真空严密性不好漏入空气影响传热。

3.钛管堵塞使换热面积减小。

4.凝汽器水室真空泵未正常投入，循环水内含有空气不能及时排出影响凝汽器钛管传热。

5.冬季循环水入口温度低端差相对增大。

6.凝汽器负荷增大，冷却水量减小也会使凝汽器端差增大。

3.蒸汽对汽轮机转子和汽缸等金属部件的放热系数是固定不变的吗？为什么？答：蒸汽对汽轮机转子和汽缸等金属部件的放热系数并非固定不变，是随蒸汽的（压力）、（温度）和（流速）的变化而变化的。

4. 汽轮机油中带水的危害有哪些？答：汽轮机油中带水的危害有（缩短油的使用寿命），（加剧油系统金属的腐蚀）和（促进油的乳化）。

5．凝汽器内蒸汽的凝结过程可以看作是什么过程？答：可以看作是( 等压 )过程。

6．凝汽器真空报警值及自动停机值是多少？答：凝汽器真空达( 83 )KPa报警,达( 71 )KPa自动停机。

7．什么叫凝汽器的冷却倍率？答：凝结1kg排汽所需要的冷却水量，称凝汽器的冷却倍率。

8．凝汽器运行状况好坏的标志有哪些？答：(1)、能否达到最经济真空；(2)、能否保证凝结水的品种合格；(3)、凝结水的过冷度能否保持最低。

9．汽轮机真空下降有哪些危害？答：(1)、排汽压力升高，可用焓降减小，机组经济性下降，同时使机组出力降低；(2)、排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心改变，产生振动；(3)、排汽温度过高可能引起凝汽器钛管松弛，破坏严密性；(4)、使汽轮机轴向推力增大；(5)、真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片工作不利。

末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。

集控运行问答150题1. TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机(振动)、(串轴)、(胀差)等起到监测显示作用。

2. 按传热方式不同，回热加热器可分为(表面式)和(混合式)两种。

3. 按汽机排汽凝结的方式不同，凝汽器可分成(混合式)和(表面式)两种。

4. 备用冷油器的进口油门(关闭)，出口油门(开启)，冷却水入口门（关闭），出口门（开启）、油侧排空门开启，见油后关闭。

5. 泵的汽蚀余量分为(有效汽蚀余量)、(必须汽蚀余量)。

6. 泵的种类有（往复式）、（齿轮式）、（喷射式）和（离心式）等。

7. 变压运行分为(纯变压运行)，(节流变压运行)，(复合变压运行)。

8. 变压运行指维持汽轮机进汽阀门(全开)或在(某一开度)，锅炉汽温在(额定值)时，改变蒸汽(压力)，以适应机组变工况对(蒸汽流量)的要求。

9. 表面式凝汽器主要由(外壳)、(水室端盖)、(管板)、以及(冷却水管)组成。

10. 采用给水回热循环，减少了凝汽器的（冷源损失）。

11. 真空泵的作用是不断的抽出凝汽器内（析出的不凝结）气体和漏入的空气，（维持）凝汽器的真空。

12. 初压力越(高)，采用变压运行经济性越明显。

13. 除氧器按运行方式不同可分为(定压运行)、(滑压运行)。

14. 除氧器根据工作压力不同可分为(真空式)、(大气式)、(高压式)三种。

15. 除氧器满水会引起(除氧器振动)，严重的能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机(水冲击)。

16. 除氧器水位高，可以通过(事故放水门)放水，除氧器水位低到规定值联跳(给水泵)。

17. 除氧器为混合式加热器，单元制发电机组除氧器一般采用(滑压运行)。

18. 除氧器在滑压运行时易出现(自生沸腾)和(返氧现象)。

19. 除氧器在运行中，由于(机组负荷)、(蒸汽压力)、(进水温度)、(水位变化)都会影响除氧效果。

20. 除氧器在运行中主要监视(压力)、(水位)、(温度)、(溶氧量)。

21. 大机组的高压加热器因故不能投入运行时，机组应相应(降低)出力。

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。