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今天学习与凝汽器相关的专业术语。
）学习内容摘要：1、冷却倍率2、凝汽器的极限真空3、凝汽器的最有利真空4、凝汽器端差4.1、凝汽器端差的定义4.2、影响凝汽器端差的因素4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系5、凝汽器的过冷度5.1、过冷度的定义5.2、产生过冷度的原因5.3、过冷度增加的分析5.4、为什么有时过冷度会出现负值1、冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。
相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。
比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。
2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。
但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。
这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。
极限真空一般由生产厂家提供。
3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。
因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。
4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系188 038 18668（1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。
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态况等，所以，在凝汽设备运行监测中, 传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。
（2）哪些因素影响凝汽器端差：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。
过冷度是指制冷循环中在相同冷凝压力下制冷剂的饱和温度与其过冷温度之差。
比如：冷凝压力对应冷凝温度为40度，此时制冷剂过冷后的温度为30度，那么该制冷剂的过冷度为10度。
工程上，一般将排气压力近似看作冷凝压力，排气压力对应的饱和液体温度和冷凝器出口液体的温度之差，作为过冷度。
之所以这样近似，是因为冷凝器的压降相对于蒸发器而言较小。
过冷度产生的原因分析：
冷却速度越大，开始结晶的温度就越低，因为过冷度等于理论结晶温度与开始结晶温度之差，所以过冷度就越大。
∆T=T₁-T₂，T₂降，T₁不变，∆变大。
过冷度的大小与冷却速度密切相关，冷却速度越快，实际结晶温度就越低，过冷度就越大；反之冷却速度越慢，过冷度就越小，实际结晶温度就更接近理论结晶
温度。
冷却速度的高低影响相变时过冷度的大小，正是过冷度大小影响组织形貌和结晶类型所导致。
过冷度和温度高低没有关系，却和冷却速度有关，比如水结冰，过冷度可以为-1℃，也可以为 -8℃，看冷却速度而不是温度高低，冷却速度和温度高低是两个概念。
负过冷度的凝汽器原因负过冷度的凝水器是一种用于蒸汽能量回收的设备，它可以将过热蒸汽中的热量转化为可用的能量。
然而，有时候我们会遇到负过冷度的凝水器，即凝水器的温度低于蒸汽的饱和温度，这会导致一些问题。
本文将探讨负过冷度的凝水器产生的原因，并对此进行分析和讨论。
一、供热系统异常供热系统异常是导致负过冷度的凝水器的主要原因之一。
在正常情况下，供热系统会保持一定的运行压力，在该压力下，水汽的饱和温度是确定的。
然而，如果供热系统发生异常，例如供热压力偏低或供热量不足等，蒸汽在凝水器中的温度就会低于饱和温度，从而导致负过冷度的现象。
二、凝水器设计问题凝水器设计问题也是产生负过冷度的凝水器的原因之一。
凝水器的设计应该考虑到保持蒸汽在饱和温度附近的凝结过程，以确保能够充分利用蒸汽能量。
然而，如果凝水器的设计存在问题，例如热交换面积不足或冷却介质供应不充分等，就会导致凝水器无法有效地降低蒸汽温度，从而产生负过冷度的现象。
三、水质问题水质问题也可能是产生负过冷度的凝水器的原因之一。
蒸汽中可能存在杂质或溶解物，这些物质会影响蒸汽的饱和温度。
当这些杂质或溶解物大量存在时，凝水器中的蒸汽温度可能低于饱和温度，导致负过冷度现象的发生。
四、传热不均匀传热不均匀也是负过冷度的凝水器的一个常见原因。
在凝水器中，热量由蒸汽传递给冷却介质，使蒸汽冷却并凝结成水。
然而，如果凝水器内的冷却介质流动不均匀或冷却介质的温度分布不匀，就会导致部分凝结过程早于其他部分，从而产生负过冷度的现象。
总结：负过冷度的凝水器产生的原因是多种多样的，包括供热系统异常、凝水器设计问题、水质问题和传热不均匀等。
为了避免负过冷度的凝水器，我们应该定期检查供热系统的运行状态，确保供热系统正常工作；凝水器的设计应该合理，减少传热不均匀现象；我们还应该注意保持水质的清洁和纯净，以减少水质问题对凝水器的影响。
对于负过冷度的凝水器，我们应该及时发现问题并采取相应的措施来解决。
端差和过冷度标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]今天学习与凝汽器相关的专业术语。
（本帖重点讲端差和过冷度，这个学习贴参考了不少论坛朋友的贴文，这里就不一一说明，统一在这里对你们表示感谢。
）学习内容摘要：1、冷却倍率2、凝汽器的极限真空3、凝汽器的最有利真空4、凝汽器端差、凝汽器端差的定义、影响凝汽器端差的因素、循环冷却水量和凝汽器端差的关系5、凝汽器的过冷度、过冷度的定义、产生过冷度的原因、过冷度增加的分析、为什么有时过冷度会出现负值1、冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。
相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。
比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。
2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。
但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。
这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。
极限真空一般由生产厂家提供。
3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。
因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。
4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）（1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。
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态况等，所以，在凝汽设备运行监测中,传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。
（2）哪些因素影响凝汽器端差：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。
凝结水过冷却对机组运行的影响1、概述在凝结器内凝结水的出口温度低于蒸汽的饱和温度的现象称为凝结水过冷却，所低的度数称为过冷却度。
凝结水过冷增加了循环冷却水的耗量，使冷源损失增加，同时也增加了机组末级低加的回热抽汽量，使回热效率降低，影响了机组的经济性。
凝结水过度冷却，其含氧量就会大大增加，凝结水水质就会恶化，致使低压结水系统设备受到腐蚀，除氧器除氧负担加重，对机组的安全运行极为不利。
因此，过冷度的存在对机组运行的经济性和安全性都有不利影响。
从节能降耗和安全运行两方面考虑,降低凝结水的过冷度是十分必要的。
2、凝结水过冷原因分析凝结水过冷度表征凝结器热水井中凝结水的冷却程度，它是衡量凝结器经济运行的重要指标之一，目前对凝结器过冷度的要求是不超过0.5～1℃。
凝结水产生过冷的主要原因及影响因素是：2.1由于冷却水管管子外表面蒸汽分压力低于管束之间的蒸汽平均分压力，使蒸汽的凝结温度低于管束之间混合汽流的温度，从而产生过冷。
2.2由于凝结器内存在汽阻，蒸汽从排汽口向下部流动时遇到阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷。
2.3蒸汽被冷却成液滴时，在凝结器冷却水管间流动，受管内循环水冷却，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷。
2.4 由于凝结器汽侧积有空气，空气分压力增大，蒸汽分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷。
2.5凝结器构造上存在缺陷，冷却水管束排列不合理，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜，当水膜变厚下垂成水滴时，水滴的温度即水膜内、外层平均温度低于水膜外表面的饱和温度，从而产生过冷却。
2.6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。
2.7 热水井水位高于正常范围，凝结器部分铜管被淹没，使被淹没铜管中循环水带走一部分凝结水的热量而产生过冷却。
2.8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。
热力电厂凝结水过冷现象的分析摘要：汽轮机的排汽温度达到其凝汽器压力下的饱和温度即理论凝结温度时并不能凝结，要在这个饱和温度以下的某一温度（称为实际开始凝结温度）才开始凝结，即在这个过程中实际凝结温度总是低于理论凝结温度的，两者的温度差值就称为过冷度。
热力电厂中凝结水过冷度代表凝汽器热水井中凝结水的过度冷却程度。
理论上凝结水过冷度越大造成机组经济性越差，热力电厂凝结水过冷度一般控制为0.5～2℃之间，机组运行中关注凝结水过冷度这个指标范围也能从中反映出机组在运行安全性、经济性等方面的问题。
因此分析凝结水过冷度偏差大的原因，如何采取针对措施有效缩小凝结水过冷度对于热力电厂汽轮发电机组运行具有不可忽视的经济价值和安全意义。
关键词：热力;凝结;分析;对策1 凝结水过冷度偏大现象分析在热力发电厂投入使用的过程中，不时会发生机组凝结水过冷度较突出的现象，导致凝结水过冷度偏差的因素很多，可能是冷凝器设计或者操作不当引起的，所以从以下几个方面进行分析：1.1 凝结器构造上存在缺陷由于冷凝器冷却水管束布置过于紧密且不尽合理，使蒸汽混合物在管束中心到冷凝器中有较大的蒸汽阻力，导致冷凝器内部的绝对压力从冷凝器入口到出口逐渐减少，使得冷凝器实际冷凝的蒸汽温度低于冷凝器入口处的饱和温度，导致冷却过度。
结果，大部分蒸汽负荷集中在上部冷却管束中。
冷凝水通过致密管束并在冷却管外侧形成一层水膜，该水膜附着在循环水冷却管上，使冷凝水的过冷却加重。
1.2 空气漏入凝汽器或真空泵工作不正常在该装置运行期间，处于真空状态的汽轮机的排气缸、冷凝器和低压给水加热系统如果存在任何不当操作，都会导致漏气。
此外，真空泵的异常工作，不能适时地排出漏气进入冷凝器。
这两个原因使冷凝器中积聚的空气和非冷凝气体增加，不仅会在冷却水管表面形成不良的传热膜，阻挡传热效果，增加传热端差;同时，它还使冷凝器中蒸汽气体混合物中的空气成分增加，导致空气分压的增加和蒸汽分压的相对降低，而蒸汽在其自身的分压下仍然冷凝。
凝汽器过冷度及产生的原因分析北极星电力网技术频道作者:佚名 2012/7/6 10:26:44所属频道: 火力发电关键词: 凝汽器凝汽器过冷度液体温度达到理论结晶温度时并不能进行结晶，而必须在它温度以下的某一温度(称为实际开始结晶温度)才开始结晶。
在实际结晶过程中，实际结晶温度总是低于理论结晶温度，这种现象成为过冷现象，两者的温度差值被称为过冷度。
凝汽器过冷度产生的原因：①由于冷却水管管子外表面蒸汽分压力低于管束之间的蒸汽平均分压力，使蒸汽的凝结温度低于管束之间混合汽流的温度，从而产生过冷。
②由于凝结器内存在汽阻，蒸汽从排汽口向下部流动时遇到阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷。
③蒸汽被冷却成液滴时，在凝结器冷却水管间流动，受管内循环水冷却，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷。
④由于凝结器汽侧积有空气，空气分压力增大，蒸汽分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷。
⑤凝结器构造上存在缺陷，冷却水管束排列不合理，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜，当水膜变厚下垂成水滴时，水滴的温度即水膜内、外层平均温度低于水膜外表面的饱和温度，从而产生过冷却。
⑥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。
⑦热水井水位高于正常范围，凝结器部分铜管被淹没，使被淹没铜管中循环水带走一部分凝结水的热量而产生过冷却。
⑧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。
⑨凝结器铜管破裂，循环水漏入凝结水内，使凝结水温度降低，过冷度增加。
凝结水过冷度是衡量凝结器运行经济性的重要指标，过冷度小，表示循环水带走的热量少，机组经济性好，反之过冷度大，循环水带走的热量多，机组经济性差。
据资料介绍，过冷度每增加1℃，机组热耗率就上升0.02%来源：北极星电力网整理。
凝结水过冷度知识解析凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅助设备,是汽轮机组系统的重要组成部分,它工作性能的好坏直接影响着整个机组的热经济性和安全性。
而凝汽器运行状态的优劣集中表现在以下三个方面:是否保持在最佳真空、凝结水的过冷度是否最小以及凝结水的品质是否合格。
其中凝结水的过冷度越大,说明被冷却水带走损失的热量越多,而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补,从而导致整个热力系统热经济性降低。
而且过冷度越大,凝结水中的含氧量也越多,从而加速了相关管道、设备的腐蚀速度。
因此需从各个方面对凝汽水过冷度加以重视并采取措施使其减到最小,以此来提高机组运行的经济性和安全性。
1、凝结水过冷度的定义和表示方法1）定义：凝结水过冷度表征了凝汽器热水井中凝结水的过度冷却程度,凝汽器热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差即称为过冷度。
2)表示方法温度形式: Δtn=ts-tc式中:Δtn—凝结水过冷度;ts—凝汽器绝对压力下的饱和温度;tc—凝汽器热井中凝结水温度。
2、过冷度产生的原因凝汽器运行中产生凝结水过冷却现象可能是凝汽器设计中的问题,也可能是运行不当而产生的,一般主要原因有以下几个。
— 1 —1)凝汽器内管束排列不好在旧式结构的凝汽器上,凝结水过冷度可能很大。
这些凝汽器通常均为非回热式的,凝汽器内由于冷却水管束布置过密和排列不当,使汽气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时存在很大的汽阻,引起凝汽器内部绝对压力从凝汽器入口到抽气口逐渐降低,使得凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度,形成了过冷度。
这同时造成了蒸汽负荷大部分集中在上部冷却管束处,蒸汽所凝结的水通过密集的管束,又在冷却水管外侧形成一层水膜,又起到再冷却凝结水的作用,加之排汽不能回热热水井中凝结水,进一步加剧了凝结水的过冷却。
2)空气漏入凝汽器或抽气器工作不正常机组运行过程中,处于真空状态下的汽轮机的排汽缸、凝汽器以及低压给水加热系统等部分,若有不严密处,则会造成空气漏入;另一方面,抽气器工作不正常,不能及时地把凝汽器内漏入的空气抽走。
今天学习与凝汽器相关的专业术语。
）学习内容摘要：1、冷却倍率2、凝汽器的极限真空3、凝汽器的最有利真空4、凝汽器端差4.1、凝汽器端差的定义4.2、影响凝汽器端差的因素4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系5、凝汽器的过冷度5.1、过冷度的定义5.2、产生过冷度的原因5.3、过冷度增加的分析5.4、为什么有时过冷度会出现负值1、冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。
相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。
比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。
2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。
但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。
这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。
极限真空一般由生产厂家提供。
3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。
因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。
4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系188 038 18668（1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。
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态况等，所以，在凝汽设备运行监测中, 传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。
（2）哪些因素影响凝汽器端差：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。
关于凝固过冷度若干问题的探讨解明国1陈其善2（1.合力公司合肥铸锻厂、2.合肥工业大学）1.问题的由来过冷是贯穿凝固过程始终的一个非常重要的物理现象，它对铸件凝固组织的形成和状态特征具有重要的影响。
在凝固过程的各个环节特别是在晶体生长阶段，凝固过冷度的表现形式多样且又受着各方面因素的制约，因而这种影响也就表现出高度的复杂性，进而干扰着我们对问题的分析和判断。
先看一个简单的例子。
表1和表2是从可靠资料【1】上摘抄下来，并为人们广为认可的两表1. 在不同的孕育状态下凝固过冷度对灰铸铁共晶团数的影响 孕育剂 (CaSi) w/％0 0.05 0.1 0.2共晶凝固过冷度 / ℃ 24 15 4 2共晶团数 / 个·cm255 108 160 215表2. 在不同的冷却速度下凝固过冷度对灰铸铁共晶团数的影响 冷却速度 / ℃·min-1 60 120 200 375共晶凝固过冷度 / ℃ 12 14 18 22共晶团数 / 个·cm257 75 94 113组数据。
它们分别描述了在不同的孕育状态和不同的冷却速度下，共晶凝固过冷度对灰铸铁共晶团数的影响：前者的共晶团数随凝固过冷度的增加而减少；后者的共晶团数则随凝固过冷度的增加而增加。
我们要问：为什么在这里凝固过冷度的大小与灰铸铁共晶团数之间存在着如此绝然相反的关系？我们应当如何去分析和认识这种现象？其实，类似的情况不仅存在于灰铸铁的共晶凝固过程之中，也不仅表现在凝固过冷度与凝固生核率之间的关系方面（灰铸铁共晶团数主要取决于共晶凝固生核率）。
它普遍存在于各种合金包括生核与生长在内的整个凝固过程之中，进而对晶粒的大小、数量、固/液界面特征、晶粒形态以及枝晶间距等一系列凝固参数产生复杂的影响。
因此只有从凝固过程的本质上对其进行深入地分析和探讨，才能对类似于上述问题中出现的复杂现象作出正确的解释和判断。
凝固是一个伴随着系统散热冷却而进行的液→固相变过程。
浅析凝结水过冷度的危害、原因及控制措施王波大唐长春第二热电有限责任公司摘要：凝结水是指在汽轮机做完功的蒸汽在凝汽器中被循环水冷却而形成的介质，是火力发电厂工质循环利用的关键环节。
最理想的运行工况是凝结水温度等于排汽压力下的饱和温度。
但是，由于设备本身的质量或运行维护不当，经常使凝结水温度低于排汽压力下的饱和温度，造成凝结水过度冷却，这一差值称为过冷度。
凝结水过冷现象产生不可逆冷原损失，是火力发电厂影响经济运行的一项小指标，本文从凝结水过冷度的危害、原因以及措施三方面探讨该项指标。
关键词：过冷度危害原因措施1 凝结水过度冷却的危害1.1 使设备可靠性降低。
凝结水过度冷却后，由于液体中溶解的气体与液面上该气体的分压力成正比，导致凝结水含氧量增加，加重除氧器的负担，加快设备管道的氧腐蚀，减低设备的可靠性和使用寿命，影响设备安全运行。
1.2 使系统的热经济性降低。
凝结水过冷使凝结水温度降低，根据传热学原理，必然导致循环水带走过多的热量，同时要在加热器、除氧器加热时吸收更多的热量，多消耗抽汽量。
因此凝汽器应具有良好的回热作用，以使得凝结水的出口温度尽可能接近于排汽压力下的饱和温度，以减少汽轮机的回热抽汽量，降低热耗。
2 凝结水过冷度产生的原因产生凝结水过度的冷却有诸多因素，其主要原因分析如下：2.1 凝汽器内管束排列不合理冷却水管在凝汽器排列方式不合理会造成蒸汽空气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时遇到较大的流动阻力，导致内部绝对压力从凝汽器入口到抽汽口逐渐降低，使得凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度低于凝汽器入口处的饱和温度，形成凝结水过度冷却。
同时蒸汽大部分集中在上部管排处，蒸汽凝结的水经过密集的管束在冷却水管外形成一层水膜，又起到冷却凝结水的作用。
加之排汽不能有效回热热水井中的凝结水，进一步加剧了凝结水的过度冷却。
2.2 凝汽器水位过高当热水井水位过高时，导致凝汽器下部冷却水管浸到凝结水中，这样冷却水带走了一部分凝结水的热量；换句话说，将冷却水管浸没，将使整个凝汽器的冷却面积减少，严重时淹没空气管，真空恶化。
凝结水过冷度大的原因
凝结水过冷度大的主要原因包括：
1.凝汽器结构设计存在缺陷，蒸汽沿冷却管道向下流通通道面积不足，导致凝结水从上面落下再度被冷却。
2.凝汽器汽侧空气含量超限，导致汽侧蒸汽分压力降低，凝结水过冷却。
3.循环水泵运行方式不合理，导致循环水流量过高，凝结水过冷却。
4.冬季凝汽器入口水温过低。
5.运行中凝汽器水位控制过高，凝结水淹没了部分管道，导致凝结水过冷却。
6.冷却管道泄漏，导致低温的循环水漏入凝结水，过冷度增大，水质恶化。
7.真空泵电机一般为6kV以上等级，对厂用电率影响较大。
8.循环水泵、凝结水泵电机一般为6kV以上等级，对厂用电率影响较大。
请注意，上述原因仅供参考，具体情况可能因设备型号、运行环境等因素而有所不同。
如需了解更多信息，建议咨询专业人士或查阅相关书籍文献。
汽轮发电机组凝结水过冷度产生的原因分析及消除对策摘要：在详细分析了凝结水过冷度产生原因的基础上，介绍了其对凝汽式汽轮机组运行经济性、安全性的影响。
从凝汽设备的检修以及运行维护的角度，提出了降低凝结水过冷度的几种对策，以提高机组运行的经济性和安全性。
关键词：凝汽器；过冷度；经济性；安全性凝汽器的工作性能直接影响整个凝汽式汽轮机组的热经济性和安全性。
而凝汽器运行状态的优劣集中表现在以下3个方面：是否保持在最佳真空、凝结水的过冷度是否最小以及凝结水的品质是否合格。
其中凝结水的过冷度越大，说明被冷却水额外带走的热量越多，而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补，从而导致系统热经济性的降低。
而且过冷度越大，凝结水中的含氧量也越多，从而加速了相关管道、设备的腐蚀速度。
因此需从各个方面对凝汽水过冷度加以重视并采取措施使其最小，以提高机组运行的经济性和安全性。
1. 凝结水过冷度的定义和表示方法1．1 定义凝结水过冷度表征了凝汽器热井中凝结水的过度冷却程度，可定义为在凝汽器壳体中的绝对静压力下，离开热井时的凝结水温度与凝汽器中蒸汽的饱和温度之差。
凝汽器对凝结水应具有良好的回热作用，以使凝结水出口温度尽可能不低于凝汽器压力P 所对应的饱和温度t ，以减小汽轮机回热抽汽，降低热耗。
1．2 表示方法l J(1)温度形式△t n =t s - t c(1)式中：△t n为凝结水过冷度；t s为凝汽器绝对压力下的饱和温度；t c为凝汽器热井中凝结水温度。
(2)热单位形式△τn = t c – t c1(2)式中：△τn为凝结水过冷度的焓值； t c为凝汽器无过冷度时凝结水焓值；t c1为凝结水有过冷度时凝结水焓值。
2. 过冷度产生的原因分析凝汽器运行过程中，由于冷却水管外表面蒸汽分压力低于管束之间的蒸汽平均分压力，使蒸汽的凝结温度低于管束之问混合汽流的温度，从而产生过冷；若凝汽器内冷却水管束布置过密和排列不当，使凝结器内存在较大的汽阻，蒸汽从排汽口向下部流动时遇到阻力，引起凝汽器内部绝对压力从凝汽器入口到抽气口逐渐降低，使得凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度，从而产生过冷；蒸汽被冷却成液滴时，在凝结器冷却水管间流动，受管内循环水冷却，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷；蒸汽凝结在管外表面形成水膜(包括上排管束淋下来的凝结水)，受管内冷却水冷却，使得水膜平均温度低于水膜外表面的蒸汽凝结温度而产生过冷却。
双辽发电厂300 MW 机组采用回热加热式凝结器，设计时从减小汽阻和过冷度、均匀各部分传热面积上的热负荷出发，在构造上具有合理的冷却水管束布置和最小的蒸汽阻力，热井内装有凝结水真空除氧装置，可较好地消除凝结水过冷现象，使凝结水溶解氧达到较低水平。
但在实际运行过程中，由于凝汽设备运行工况的变化，使凝汽器运行中产生凝结水过冷现象，其主要原因如下。
(1)空气漏入凝汽器或抽气器工作不正常。
机组在运行过程中，处于真空条件下的汽轮机的排汽缸、凝汽器以及低压给水加热系统等部分，若有不严密处，则会造成空气漏入。
另一方面，抽气器工作不正常，不能及时将凝汽器内漏入的空气抽走。
这2方面使得凝汽器内积存的空气等不凝结气体增加，不仅会在冷却水管的表面形成传热不良的空气膜，使传热系数降低，降低传热效果，增加传热端差；还使得凝汽器内汽气混合物中空气成分增高，造成空气分压提高、蒸汽分压降低，而凝结水是在对应蒸汽分压的饱和温度下冷凝，所以此时凝结水温度必然低于凝汽器压力下的饱和温度，因而产生了凝结水的过冷却。
(2)凝汽器冷却水入口温度和流量的影响。
凝汽器冷却水的入口温度和流量是影响过冷度十分重要的因素。
在冷却水温度较低或部分负荷运行时，电厂往往未相应减小冷却水流量，使冷却水流量相对增加，对于一给定的凝汽器，在不同运行工况下均存在一个极限真空。
达到此极限真空后，再增加冷却水流量不但增大循环水泵耗功，引起凝结水过冷。
而且，极限真空只是可以达到的真空，并非经济真空。
试验与运行经验表明，在一定的蒸汽负荷及真空严密性条件下，当冷却水入口温度降低或流量增加时，凝汽器压力降低，真空增加，进入热井的凝结水的过冷度将增大。
双辽发电厂凝汽器热井进口处凝结水过冷度与冷却水入口温度及凝汽器真空之间的关系如图l所示。
(3)冷却水漏入凝结水内。
运行中，由于管板胀口不严有轻微的漏泄，造成冷却水漏人凝结水内，也有可能是凝汽器内铜管腐蚀或由于铜管振动而损坏，甚至有铜管被叶片击伤，导致冷却水管破裂冷却水便会大量漏入凝结水中，从而使凝结水温度降低，过冷度增加，此时还伴有凝结水硬度增大的现象发生。
双辽电厂300 MW 机组投运以来曾多次发生凝汽器铜管泄露事件。
(4)凝结水水位过高。
运行过程中，由于：凝结水补水自动调节装器置内漏或其它故障，使凝汽器热井中凝结水水位过高，淹没了下部的3 过冷度对机组运行经济性和安全性的影响3. 对机组运行的影响3.1对机组运行经济性的影响凝汽器过冷度会增加冷源损失，引起作功能力的损失，降低系统的热经济性。
借助等效热降方法{3 4j，可对过冷度所引起的作功能力损失进行定量分析，如图2所示。
显然，由于过冷度Ar的出现，使1号加热器的耗图2 凝结水过冷度热单热量增加d △，抽汽量也位表示示意图相应增加。
依据等效热降原理，新蒸汽的等效热降将减少。
阿AH a △ '71 (3)如果1号加热器是汇集式的，则过冷度△f 还将影响l号段抽汽在加热器中的放热量q1，这时q1将变为q +△，其过冷度使新蒸汽等效热降下降：仃1 AH ：a Ar 叩1 (4)1 。
一‘n装置的效率相对降低：A LJ 6 = ~r ×100 (5) -O 一 At4 IUU "／o ．)，式中：a 为凝结水份额；叩1为1号加热器的抽汽效率；q。
为1号段抽汽在加热器中的放热量，kJ／kg；H为新蒸汽等效热降，kJ／。
利用式(3～5)，可计算求得对于双辽发电厂N300 16．72／537／537型机组，若凝结水过冷度△￡=2℃(亦即Ar ：8．374)Et~，新蒸汽的等效热降减少2xH=0．460 kJ／kg，效率相对降低6 =0．038％，电厂标准煤耗增加0．309 g／(kW·h)。
3．2 对机组运行安全性的影响凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。
凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低和气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加。
因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比，因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量增加，这将导致凝汽器内换热管、低加及相关管道阀门腐蚀加剧，以致降低设备的使用寿命，不利于机组的安全运行，同时也加重了除氧器的工作负担，使除氧器的除氧效果变差，严重时会腐蚀处于高温工作环境下的给水管道和锅炉省煤器管，引起泄漏和爆管。
双辽电厂300 MW 机组投产以来，曾多次发生凝汽器冷却水管腐蚀造成的泄漏，使凝结水硬度超标，迫使机组降低出力带负荷查漏。
4. 降低凝结水过冷度的对策通过上述分析可知，应从检修与运行维护的各个环节对凝结设备采取有效措施，以降低凝结水过冷度，提高机组运行的经济性和安全性。
双辽发电厂在降低凝结水过冷度方面采取了积极的对策，在生产工作中积累了一些经验，取得了一定效果。
具体对策如下所述。
4．1 检修中采取的对策(1)加强运行设备检查、寻找泄漏点，利用大小修机会对凝结器负压系统进行灌水查漏，重点检查凝汽器喉部、低压抽汽管路、低压缸轴封蒸汽进出管道焊口、低压缸法兰接合面、热井焊接处、凝结水管道法兰连接处、凝汽器水位计接头处、疏水扩容器焊接处、与热井连接的真空系统阀门等部位，对发现的泄漏点进行了补焊、封堵处理。
(2)检查凝汽器内的淋水装置。
(3)对凝汽器水位和轴封压力调节器进行检修。
(4)对抽真空系统进行检修，保证抽气设备正常工作，以便运行时可及时抽出凝汽器内不凝结气体。
(5)检查排人凝汽器的各种疏水、补充水、再循环水及其它附加流体接入凝结器的管道位置，对于部分设计不合理的管道进行改造，使其接人点一定要高于凝结水水位，最好接至凝结器上部蒸汽空间，并装折流档板，防止冲刷冷却水管，以除掉这些水源中的空气，减少对凝结水溶氧及对过冷度的影响．6j。
通过以上措施，使机组启动后凝汽设备的真空严密性试验结果达到合格范围。
4．2 运行中采取的对策(1)保证真空部分的严密性保证真空部分的严密性，防止空气漏人，同时正确配置抽气器，是防止凝结水过冷的有效措施之一。
机组运行期间利用氦质谱仪对所有负压系统进行了泄漏检查试验，发现多处区域存在漏真空现象，多为管阀法兰及阀门盘根，对这些区域进行了涂抹黄油临时处理。
对凝泵的密封水由闭冷水改为凝结水供应，并将密封水管加粗，确保了备用凝泵不内抽空气。
此外，7号机主机低压缸前后汽封泄漏相当严重，对低压前后轴封回汽手动门进行调整，调整后低压缸前轴封不再泄漏。
联系汽机检修对轴封压力调节器检查，将轴封压力控制在规定值内，以防止空气从轴封漏入，影响凝汽器真空。
通过对负压系统泄漏的治理，真空系统严密性得到明显改善，真空泄漏率已由原来的600 Pa／min 下降到200 Pa／min左右，2台机组凝结水过冷度均有了一定降低。
(2)强对凝结水水位的监视与控制为了消除运行中凝结水水位过高而造成的凝结水过冷却现象，一方面运行人员加强对凝结水水位严格监视，另一方面热控检修重新修订凝结水水位自动调节器的动作整定值，消除了补水门的内漏，使凝结水补水正常。
再者，利用凝结水泵本身的运行特性，采用凝汽器低水位运行的方式。
通过以上措施，凝汽器水位一直稳定在规程规定的范围内。
同时加强对凝结水补水量的监视，防止短时间内凝结器大量补水造成凝结水温度降低。
(3))加强对凝结水水质的监视与控制运行中加强对凝结水水质的监视。
为了防止热力设备结垢和腐蚀，化学监督部加强对凝结水硬度、溶解氧、PH值、钠离子等指标的化学分析测定。
运行中凝汽器冷却水管腐蚀泄漏，会引起凝结水硬度超标，过冷度增大。
若水质超标不严重，硬度不很高，此时如进行查漏，不易找到。
依据运行经验，应急处理办法是在循环水中加锯木屑，木屑进入凝汽器水室，在泄漏处受到真空的吸引将微漏孔堵塞，通常情况下可保证硬度在合格范围内。
若水质超标严重，说明铜管泄露严重，冷却水大量漏入凝结水中，则采取运行中降负荷半侧凝汽器查漏方法堵漏或停机时堵漏。
(4)对冷却水的流量调节和控制循环冷却水温与机组负荷较低时，为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电，应减小冷却水流量。
双辽发电厂300 MW 机组为适应在不同机组负荷、不同季节对于循环水流量变化的要求，对循环水泵进行性能改造，同时将电机改为16，18极的双速电机。
