凝汽器的端差

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称为端差。     

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、凝汽器钛管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个洁净的凝汽器，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，冷却水出口温度越低，端差越大，反之亦然：单位蒸汽负荷越大，端差越大，反之亦然。实际运行中，若端差值比端差指标值高的太多，则表明凝汽器冷却表面钛管污脏，致使导热条件恶化。

端差增加的原因有：

①凝汽器钛管水侧或汽侧结垢；

②凝汽器汽侧漏入空气；

③冷却水管堵塞；

④冷却水量增大；

⑤凝汽器的单位蒸汽负荷增大。

凝汽器端差超过集团公司《火力发电厂节能监督技术标准》规定时，应通过凝汽器真空严密性、汽侧真空泵工况（工作水温、分离器水位、抽空气/射气/管道逆止阀等部件是否正常，必要时增开真空泵判断）、凝汽器水阻（循泵扬程）、凝汽器压力、低压缸排温度等数据判断原因并采取相应措施。

用于计算端差的凝汽器真空和循环水回水温度测点安装位置、仪表及变送器精度应符合DL/T1078《表面式凝汽器运行性能试验规程》，以保证端差数据的准确。

1.降低凝汽器热负荷

凝汽器热负荷对真空度影响较大。凝汽器热负荷升高，主要是由于高品质蒸汽没有做功，或其他高温介质直接进入凝汽器，不仅造成能量和工质损失，而且使凝汽器真空下降，是影响机组热耗率的主要原因。影响凝汽器热负荷的主要因素是阀门内漏，包括低旁泄漏、汽缸疏水，管道疏水、高加危急放水，低加至凝汽器疏水等。降低凝汽器热负荷的主要措施是加强阀门内漏治理，通过阀门前后温度对比找出漏点，通过手动隔离，或检修时彻底处理。

2.真空系统严密性治理

真空系统严密性对汽轮机冷端及端差影响较大，应通过凝汽器真空系统优化治理、消除漏点，使真空严密性达到《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》的要求。

（1）查找凝汽器真空漏点，主要易漏点有：a）低压缸轴封；b）低压缸水平中分面；c）低压缸安全门、人孔门；d）真空破坏门及其管路；e）凝汽器人孔门、预留管口堵板、汽侧放水门、本体焊缝；f）轴封加热器及给水泵密封水回水水封；g）低压缸与凝汽器喉部连接处；h）汽动给水泵汽轮机轴封；i）汽动给水泵汽轮机排汽蝶阀前、后法兰；j）负压段抽汽管连接法兰；k）低压加热器疏水管路；l）抽气器至凝汽器管路；m）凝结水泵盘根；n）低加疏水泵盘根；o）热井放水阀门；p）冷却管损伤或端口泄漏；q）低压旁路隔离阀及法兰；r）抽汽管道穿凝汽器结合面；s）负压区加热器排气、疏水管道法兰；t）汽动给水泵汽轮机缸体疏水管法兰；u）汽动给水泵汽轮机缸体平衡管法兰；v）汽动给水泵汽轮机缸体与排气罩法兰；w）其它接至负压区的管路系统。

（2）汽轮机低压缸及给水泵汽轮机轴端汽封建议改为“王长春”铁素体汽封等接触式汽封，未改接触式汽封前可适当提高轴封供汽压力，还要注意轴加真空不要控制太高，以免影响低压缸轴封密封效果。

（3）轴加水封或给水泵密封水回水水封改进。部分电厂水封高度不足或结构有误，无法起到水封作用，致使真空严密性较差，该漏点难以发现，应引起足够关注。

（4）负压系统的放空气门或放水门几乎无放气、放水功能，存在漏真空风险，建议取消。

3.抽真空系统的优化

应保持汽侧真空泵良好的运行工况。真空泵工作水温度控制见《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“真空泵冷却水系统改进”的要求；加强汽侧真空泵的运行维护，保证分离器水位和泵体各部件运行正常。除此之外，双背压凝汽器串联布置方式下，由于设计阶段空气管路流动阻力计算不符合实际情况，高、低压凝汽器相互干扰，易造成抽气量不均，影响凝汽器换热，建议将抽真空管道串联布置方式改为并联布置方式。

双背压凝汽器抽气系统串联布置改并联布置，除《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》的规定外，在双背压凝汽器并联抽空气管道加装调节阀，在凝汽器真空严密性优于100Pa/min和凝汽器汽侧真空泵良好的工况下，通过调整高背压凝汽器抽空气调节阀的开度，保持两侧凝汽器压力不变，维持单台汽侧真空泵运行。

4.真空泵系统其它改造措施

（1）邻机真空泵互连。部分电厂对相邻机组的抽真空系统进行互连，在机组真空严密性良好的情况下，两台机组只运行一台真空泵，达到节电效果。

（2）水环式真空泵改造。目前新机组大多采用水环式真空泵，具有耗水量小、工作水密闭循环（水质好，不易结垢）并便于加装制冷装置、不需设置启动抽气器、运行可靠、能耗低等优点。南通电厂一期机组将原机械射水式真空泵改造为水环式真空泵，大大简化了系统，取消了启动射汽抽气器，减少了循环水消耗，提高了真空度。

5.凝汽器清洗

根据《优秀节约环保型燃煤发电厂标准》，凝汽器端差应≤3.5℃，当凝汽器端差上升时，应按规定对凝汽器进行清洗，并按要求投入胶球清洗装置。对凝汽器要利用检修机会进行彻底清洗，或运行中进行半侧隔离冲洗，对胶球清洗装置要定期维护，使胶球投入率、收球率在规定范围内，控制凝汽器端差在要求范围之内。

（1）凝汽器换热管（含二次滤网）脏污、结垢会引起凝汽器水阻的增加，当循泵出口压力增加5kPa以上时（开式冷却机组要考虑潮位对循泵出口压力的影响），要进行凝汽器半侧退出清洗。

（2）机组停运后，根据凝汽器换热管结垢、脏污程度和垢的特性，合理选择凝汽器高压水射流冲洗、机械除垢、化学清洗的方式。

（3）凝汽器运行清洁系数小于0.6，且抽样检查确认清洁系数降低主要起因于冷却管内的盐类水垢的，要进行化学清洗。化学清洗要参照DL/T957《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》进行。

（4）要避免凝汽器长期在低真空、低循环水流量（流速）工况下运行，以免加速传热管内结垢。冬季循环水流量低时，要结合循环水泵和胶球清洗装置投停定期工作，启动备用循环水泵对系统进行大流量冲洗。

（5）部分开式循环电厂设置了凝汽器循环水反冲洗管路系统，每周进行一次循环水反冲洗，起到较好的效果。未加装反冲洗系统的电厂可在调研后进行加装。

6.胶球系统及二次滤网正确投运和维护

保持胶球清洗系统正常投运是降低凝汽器端差的关键措施，目前部分海水冷却或开式冷却机组未设置胶球清洗系统，部分机组胶球清洗装置不能正常投运，导致凝汽器端差超标。未设置胶球清洗装置的电厂应尽快加装，同时通过加强运行维护和实施改造保持胶球装置正常投运。

（1）凝汽器换热管水侧出现结垢、脏污现象的应装设胶球清洗装置，循环水系统要装设循环水旋转滤网或二次过滤装置，设备选型、安装应符合DL/T581《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》要求。

（2）凝汽器二次滤网要设置在线反冲洗系统，出现不宜去除的藻类、膜类、细沙、碎贝壳等杂质引起二次滤网堵塞时，要加大在线反冲洗频率。

（3）凝汽器采用开式冷却虹吸布置的胶球清洗装置，应通过缩短胶球入口管道长度、减少弯头等措施降低管道阻力，胶球收球室应布置在靠近循环水回水管道收球网的位置。

（4）目前国内许多电厂胶球系统连续运行5天，周末进行收球，并及时更换部分损坏的胶球后继续运行，尽最大可能保证凝汽器冷却管的连续清洗，建议其他电厂效仿这一做法，确保胶球清洗效果。

（5）胶球清洗系统的运行维护要求：收球网是胶球装置的关键设备。收球网使用过程中应不逃球、不积球，并具有反冲洗功能。要消除凝汽器水室中的涡流区、隔板窜通缝隙及可能积球的窄缝。水室中除循环水管外，其余通往外部的管道及盲孔，要在水室内壁管口加装孔径不大于φ7mm的球面网罩。

对具有虹吸作用的凝汽器水室，在水室最高点装设水室真空泵，水室真空泵根据进口阀前、后压差开启或者关闭，及时抽出水室中聚集的气体；无虹吸作用的凝汽器水室启动时，水室应充分排气，运行中定期排气（或节流连续排气）。循环水如不能充满凝汽器水室，必须选用湿态视相对密度大于循环水相对密度的胶球。

胶球质量是影响胶球清洗效果的关键因素。应选用合格的胶质硬球，湿态胶球视相对密度为1.00-1.15；在使用期限内及使用条件下，湿态胶球比凝汽器换热管内径大1-2mm；胶球膨胀率控制在0.5-1.0mm之内。部分电厂采用进口胶球，有效提高了清洗效果。根据凝汽器换热管的脏污程度及时调整装置的投球量（一般为换热管根数的7-13%）、清洗时间间隔和清洗持续时间，使用中的胶球直径磨损到等于或小于冷却管内径时，应及时更换（一般每周进行一次收球和添加新球）。金刚砂球适用于清除沉积垢较多的管道，但对换热管有伤害，特别是铜管应慎用，如采用金刚砂球清除冷却管硬垢时，湿态胶球直径应比冷却管内径小1-2mm，当硬垢基本除净后，应立即停用。

胶球清洗装置收球率应不小于90％。可通过提高投球时的循环水流速、延长收球时间、根据循环水流速或换热管结垢量更换小直径胶球等方式提高收球率。

1.循环水水质控制

对循环水水质应定期监督测量，根据水质情况采取控制浓缩倍数，加入杀菌灭藻剂、阻垢剂、缓蚀剂等有效措施保证循环水品质符合DL/T932《凝汽器与真空系统运行维护导则》中“不同材质凝汽器冷却管的水质要求”。

2.超声波（电子）除垢装置

适应范围：部分采用低真空供热的小机组

技术原理及应用：呼伦贝尔公司部分小机组（如东海拉尔电厂、满洲里热电厂等）采用低真空供热方式，冬季循环水为热网循环水，在流速较低时不满足胶球投运条件，且热网水质较差，易结垢。电厂采用装设超音频脉冲防垢、除垢设备，对防范结垢、降低端差起到较好效果。

3.凝汽器改造

对投产时间长、设计性能落后引起端差超过《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》的凝汽器，或凝汽器换热面积不足的，应根据《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“凝汽器改造”的要求进行改造。

4.循环水系统运行优化

循环水系统运行优化根据《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“汽轮机冷端系统运行方式优化”的要求。

5.应用冷端节能自动控制系统

适应范围：闭式循环，循环水泵改变频机组

技术原理及特点：冷端节能自动控制系统以实测循环水泵和凝汽器性能试验的数据为基础，建立科学准确的数学模型并编制冷端系统节能经济调度控制独立模块，在运行机组的DCS控制系统中完成冷端节能经济调度控制模块的组态及试运行，在实现循环水泵变频自动控制的同时，达到冷端系统节能经济调度控制的目的。

6.提高测量精确度

对低压缸排汽压力和温度测点代表性进行测试，利用机组检修进行检查和完善，低压缸排汽压力测点要采用网笼探头、绝压变送器。测试凝汽器出口循环水温分层对测点的影响，达到确保真空、凝汽器端差、凝结水过冷度指标的真实性。

7.冷却水塔改造

为降低冷却塔幅高，要按照“逢停必查”的原则，机组停运后对水塔填料喷嘴进行检查处理。夏季在90%以上额定热负荷下，冷却塔幅高大于7℃，要根据《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中“冷却水塔改造”的要求进行改造。其它典型案例如下：

（1）5000m2自然通风冷却塔空气动力涡流装置

适应范围：自然通风双曲线冷却塔

技术原理及特点：双曲线冷却塔本身具有上浮空气抽力大，空气分布相对均匀的特点，但在空气和循环水热水交换的过程中，双曲线冷却塔内还存在涡流区间，这个区间约占水塔内部空间的1/3，涡流区的存在，明显降低了冷却塔的冷却效率。冷却水塔加装空气动力涡流装置可以提高冷却塔效率，降低循环水的温度，从而提高凝汽器真空度。

（2）其它降低冷却塔幅高和冷端优化措施

为降低冷却塔幅高和进一步优化循环水运行方式，还可采取以下措施：

1）冷却塔的补水管路应直接接至水池，排污管路应从凝汽器循环水出口管路接出，以进一步降低循环水入口温度（但注意当冷却塔底部存在淤泥时，要及时进行底部排污。）

2）对有内、外圈供水方式的冷却塔，如冬季为防冻需要停止内圈喷水，环境温度回升后，要及时投运内圈喷水。机组单循泵运行，或在春夏秋季节采用低速运行时，要经常检查配水情况，防止虹吸破坏；从设备维护、改造等方面采取水塔虹吸优化措施，实现全塔淋水，防止出现内圈不淋水的情况。

3）冬季对冷却塔加装挡风板防冻时，要注意根据环境温度合理调整挡风板挂板数量，保持循环水温度不高于10℃。伊敏电厂对水塔挡风板进行自动调整改造，根据季节及时调整挡风板开度，起到较好效果。

4）应创造条件进行循环水母管制改造，根据不同的季节和机组运行方式，实行冬季“两机一塔”或夏季“一机两塔”等运行方式，以降低冬季的循环水泵电耗和夏季的冷却塔幅高。