火电机组凝汽器端差偏高原因分析及对策

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。

什么叫凝汽器端差？端差增大有哪些原因？
一、什么叫凝汽器端差？端差增大有哪些原因？
凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器循环冷却水出口温度之差称为端差。

凝汽器的端差大小与凝汽器循环冷却水入口温度、低压缸排汽流量、凝汽器铜（钛）管的表面清洁度、凝汽器内漏入空气量以及循环冷却水在管内的流速有关。

二、凝汽器端差增加的原因如下：
⑴、凝汽器铜（钛）管结垢。

循环水水质水质不合格，循环水中杂质过多
⑵、凝汽器汽侧漏入空气。

真空严密性不合格，存在漏点等
⑶循环冷却水量减少等。

循环水出口门开度不足，压力降低
循环水泵跳闸等
三、、降低凝汽器端差的措施有哪些？
⑴、保持循环水水质合格。

源头控制水质，化学监督到位，防止水污染
⑵、保持清洗系统运行正常，铜管清洁。

定期投运胶球清洗系统，并保证效果，必要是半面停运冲洗，大修时全面清洗等
⑶、防止凝汽器侧漏入空气。

定期做真空严密性试验，不合格及时消除漏点参控制轴封参数正常，关严真空破坏门。

编辑：兰陵王。

凝汽器端差的原因
凝汽器端差是指凝汽器两端所测压力值之差。

主要原因有以下几个方面:
1. 流动摩擦损失
凝汽器内部蒸汽流动会产生一定的摩擦损失,导致端差的存在。

蒸汽流速越高,管路曲折程度越大,摩擦损失就越大,端差也就越大。

2. 凝汽器管束堵塞
如果凝汽器管束严重堵塞,会使蒸汽流动受阻,造成局部流速加快,引起较大的压降。

因此,管束严重结垢或有异物堵塞,都会增大端差值。

3. 凝液头损失
凝汽器出口端存在一定凝液头,会造成相应的静压头损失,从而增大端差。

凝液头越高,端差就越大。

4. 非对称布置
如果凝汽器出入口布置不合理,存在明显的几何非对称性,也会增加局部流动阻力,引起较大端差。

5. 结构缺陷
凝汽器内部如果存在结构畸形或焊缝突起等缺陷,也会使局部阻力增大,从而增大端差。

综合以上因素,控制工艺流程、加强清理和检修,优化结构布置等措施,
都有利于减小凝汽器端差,提高整体运行效率。

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。

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℃。

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
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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
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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

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。

现场检查从图 1 可以看出二次滤网被水塔填料碎片、塑料 膜等堵塞严重。对二次滤网排污装置运行情况检查，当旋转刮 板将滤网上的杂物刮下后，通过排污管将杂物排出，图 2 看出 排污管排污过程为逆流而行，由于循环水的冲击，造成排污管 排污不畅，排污效果明显减弱，导致二次滤网被杂物堵塞严重， 达到通流截面 10%，导致循环水过水量不足，压力降低。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
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

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。

第 34 卷 第 3 期 2012 年 3 月华 电 技 术 H u ad i a n T ec hn o l og yV o l ． 34 N o ． 3 M a r ． 2012汽轮机凝汽器端差升高的原因分析及处理对策200 MW 郑春华，原锦梅，吴涛( 新疆华电红雁池发电有限责任公司，新疆 乌鲁木齐 830047)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; 经济性中图分类号:TK 264． 1 + 1文献标志码:B 文章编号:1674 － 1951(2012)03 － 0010 － 02由表1 可以看出: #2 机组在真空系统严密性合 格的基础上，凝汽器端差由 2006 年的2． 68 ℃ 上升到 2010 年的 8． 90 ℃ ，说明凝汽器中的蒸汽与循环水热 交换系数随着使用年限增加而增大并呈上升趋势。

1 凝汽器设备概况新疆华电红雁池发电有限责任公司 #2 汽轮机 为北京重型电机厂生产的 200 MW 超高压、中间再 热、单轴三缸、双排汽供热抽汽式汽轮机，机组型号 为 N ( C) 200 /160 － 12． 75 /535 /535。

机组热力系统共设有 8 段抽汽，分别供给 3 台高压加热器、1 台除 氧器和 4 台低压加热器。

凝汽器为北京重型电机厂 生产的单壳体对分流双流程表面式凝汽器，可单独 进行半面清洗; 管子为铜合金管，用淡水冷却，型号 为 N － 11300。

凝汽器端差升高的原因分析3 3． 1 高浓缩倍率运行根据补水水质情况，2008 年循环水药剂厂家进 行了动、静态循环水性能试验，确定循环水浓缩倍率 的控制标准为≤5． 0( 见表 2) 。

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。

凝汽器端差偏高原因与解决策略研究作者：朱文哲卢武朝来源：《科技创新导报》2018年第01期摘要：本文主要以某电厂600MW机组凝汽器（4号）、3号机组的端差展开了分析，研究结果表明，真空泵内的出力下降，循环水（闭式）温度比较高。

真空泵内的叶轮汽蚀现象比较严重。

将真空泵的叶轮和转子更换为不锈钢材质，在该机组内开启循环冷却水回路。

本文首先分析了机组（3号、4号）凝汽器端位偏高现状，同时阐述了凝汽器端位偏高原因，最后总结了凝汽器端位偏高解决措施。

关键词：凝汽器端差偏高原因解决措施现状中图分类号：TK264 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2018）01（a）-0120-02目前，我国凝汽器使用过程中，真空泵内的出力下降，循环水（闭式）温度比较高，真空泵内的叶轮汽蚀现象比较严重，严重影响着凝汽器端差数值。

通过将真空泵内的叶轮、转子更换为不锈钢材质，在机组内开启循环冷却水回路模式，在运行设备内加入1台冷泵，定期冲洗冷泵、闭冷器，最后发现4号机组600MW机组凝汽器端差下降了1.5℃，具有显著的应用效果，能够提升电厂的运行质量，进而提升电厂的经济效益。

1 电厂内3号、4号机组凝汽器端位偏高现状某电厂内二期机组（型号为：2×600MW）内机组配置比较高，低背压凝汽器、设置3台真空泵（1台低背压、1台高背压、1台备用），在3号机组内配置4台功率循环水泵（功率为250kW），4号机组配置了2台循环水泵（功率为2400kW）。

循环水的排放流程如图1所示，从图1中能够看出低背压凝汽器是经过高背压凝汽器排放。

通过应用发现，在相同的负荷情况下，电厂内4号机组凝汽器端差相比，同3号机组凝汽器端差数据表如下表1所示。

通过分析表1中3号机组、4号机组凝汽器端差的数据得知，在排汽压力下饱和温度由排汽温度替代。

在同一时间段内，机组负荷偏差在4MW的范围内，可以认为是2台机组端差负荷。

3号机组、4号机组循环水属于江水，因此，在凝汽器系统运行过程中，循环水的进水温度没有任何差别。

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。

凝汽器端差的原因
凝汽器端差是指凝汽器两端的压力差,主要有以下几个原因导致:
1. 凝汽器内部阻力
凝汽器管束、分汽缸和凝结水收集器等部件会对蒸汽流动产生一定阻力,从而引起压力损失。

管束阻力与蒸汽流量、管束布置、管子直径和长度等因素有关。

2. 蒸汽流速
蒸汽在凝汽器内的流速越高,动压力损失就越大。

过高的蒸汽流速会增大凝汽器端差。

3. 凝结水液位
凝结水液位过高会增大蒸汽在凝汽器内的阻力,导致端差增大。

适当的凝结水液位有利于降低端差。

4. 冷凝介质流量
冷凝介质流量不足会影响蒸汽冷凝效率,导致凝汽器内蒸汽量增加,从而增大端差。

5. 管路阻力
凝汽器进出口管路的阻力也会对端差产生影响,管路阻力越大,端差越大。

6. 设备老化
随着时间推移,凝汽器内部结垢、腐蚀等问题会增大内部阻力,从而提高端差。

控制凝汽器端差在合理范围内,对于提高系统效率、节约能源具有重要意义。

可以通过优化设计、定期检修维护等措施来降低端差。

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。