【精华合集】凝汽器真空度下降原因分析及预防措施

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汽轮机凝汽器真空度下降原因分析引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述：一、  循环水量中断或不足⑴  循环水中断    循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零；凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降；冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障；循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停机。⑵循环水量不足   循环水量不足的主要特征是：真空逐步下降；循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决：①若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。②若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。③循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。二、循环水温升高  当电厂的循环冷却水为开式水时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5℃ ，可使凝汽器真空降低1％左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2％-3％，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的。三、后轴封供汽不足或中断  后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。四、抽气器或真空泵故障   抽气器工作不正常引起真空下降的特征有：循环水出口水温与排汽温度的差值增大；抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽；凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下：(1)冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽；降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。(2)冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出；冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。(3)冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。(4)喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器或真空泵。五、凝汽器热负荷过高   由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。六、凝汽器满水(或水位升高)  凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是：(1)凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。(2)如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。造成凝汽器满水的可能原因如下：①  凝结水泵故障。②  凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。③  备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器。④  正常运行中误将凝结水再循环门开大。七、凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化   当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。一般情况下，采用酸洗后机组真空会明显改善。八、凝汽器水侧泄漏  凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。九、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入   真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是：汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消除。(1)轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。(2)汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。(3)汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。(4)自动排气门或真空破坏门水封断水。(5)凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。(6)真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的空气门盘根不严密等。十、虹吸破坏： 虹吸被破坏时凝汽器进水压力升高，出水压力到零。在相同负荷和进水温度下，凝汽器出水温度升高，排汽温度升高，真空下降。此时应关闭出水门，开启出水侧空气门，观察真空变化，排完空气后调整出水门，真空应回升。（注意：两侧不能同时进行）如循环水泵启动或转换，管内带有空气，应将凝汽器水侧排空气门开启，排完空气后关闭。如凝汽器水室，出水管等处有不严的现象，应在短时间内消除。结论本文针对高压加热器偏离设计工况运行，给水温度达不到设计值的原因进行的详细分析，其原因是多方面的，要从设计、制造、安装、检修和运行维护以及机组具体工况各方面进行分析和处理，才能保证其达到经济合理的运行状态。本文通过对高加系统的运行状况分析，指出造成高加系统故障停运的原因主要有：高加内部管束泄漏、高加疏水系统泄漏、运行操作失误、高加热工控制系统工作不稳定等原因。并且针对上述原因，提出以下技改措施：高加投入或退出运行时应严格执行操作规程；对疏水系统进行改造，采用“汽液两相流自调节水位控制器”；运行人员要严格控制给水品质，以防水质不良造成腐蚀泄漏，热工自动调节要做好工作，使其能满足各种工况下的水位自动调节要求，保证调节性能良好，提高自动投入率；提高热工仪表保护的可靠性；加强高加停运时的维护检修。通过采取以上处理措施高加投入率会有较大的提高、给水温度达到设计值。提高了机组热效率和机组的安全性。总之，高压加热器直接影响机组的经济性和安全性，一方面我们要在高加设计、制造、安装等方面进一步提高；另一方面我们要提高运行人员的操作水平。从而达到提高高加投运率，且使机组能够安全、稳定、经济运行。本文在设计时由于时间仓促，只是对造成高加运行故障的主要原因进行了详细的分析并且提出了改善措施。但是由于设计者能力有限，难免有一些漏洞，希望各位老师指出错误，我将虚心地接受并加以改进凝汽器真空的影响因素与改善措施 凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。真空降低使汽轮机的有效焓降减少,会影响汽轮机的出力和机组设备的安全性。电站凝汽器一般运行经验表明：凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增加1.5％—2.5％。而且，凝汽器真空的降低，会使排汽缸温度升高，引起汽轮机轴承中心偏移，严重时会引起汽轮机组振动。此外，当凝汽器真空降低时，为保证机组出力不变，必须增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又将导致铀向推力增大，使推力轴承过负，影响汽轮机的安全运行。所以在实际的热电厂运行中，最好使凝汽器在设计真空值附近运行。4.1真空降低的危害凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成部分，其工况的好坏，直接影响整个机组的安全性和经济性。例如一台200MW的机组，真空每下降1％，引起热耗增加0.029％，少发电约58KW，而一台600MW的机组，真空每下降1％，引起热耗增加0.05％，少发电约306KW。有资料显示，凝汽器每漏入50kg/h的空气，凝汽器真空下降1Kpa，机组的热耗增加约6％－8％。1)经济方面的影响a.真空降低，使汽轮机热耗增加。对于高压汽轮机，真空每降低1％，可使机组热耗增加4.9％。b真空降低，使凝结水过冷度增加。对于高压汽轮机，凝结水每过冷1℃，也使热耗增加0.15％。c为了提供真空，开大铀封供汽压力和流量，导致油中带水，增大了油耗。2)安全方面的影响a．由于真空降低，使排汽压力，排汽温度升高，降低了汽轮机经济性。严重时，由于排汽温度过高，还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，改变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机。b．由于真空降低，凝结水中含氧量增加，最高超过100％，凝结水系设备和管道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道。c．为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润滑油系统，使油中带水，使调节系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运行带来严重的隐患。d．其他方面的影响。在实际中，凝结器真空降低还存在许多缓慢的危害。如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等。因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必须保持机组在设计真空值附近运行。4.2凝汽器真空降低原因汽轮机凝汽系统的真空问题与热力系统的设计合理与否、制造安装、运行维护和检修的质量等多种因素有关，必须根据每台机组的具体情况进行具体分析。汽轮机凝汽器真空偏低的主要原因有：1.真空系统空气通过两个渠道漏入凝汽器：一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态 部件的不严密处漏入。除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等。空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。漏空的主要部位有：低压汽缸两端汽封及低压汽缸结合面，中、低压缸之间连通管的法兰连接处，低压汽缸排汽管与凝汽器喉部联接焊缝，处于负压状态下工作的有关阀门、法兰等处。2.循环水系统1.冷却水进口温度在其它条件相同，冷却倍率不变时，冷却水温度越低，排汽温度也越低。即凝汽器真空就越高。如镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在下游。由于两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温（实测月平均进水温度比甬江水的自然水温度高出2℃），恶化了凝汽器的运行条件。2.当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必然减小。冷却水温升的大小反映冷却水量是否足够。当其温差大于8℃～12℃时，应增加冷却水量。3.汽器端差δt的影响端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换，更主要说明凝汽器传热管内侧表面脏污，造成热交换性能差。由于甬江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，原有28已运行多年的正面进水旋转滤网因故障频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效地清除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果。故要求对循泵房清污系统的重要设备-旋转滤网进行改造。原滤网采用了无框架正面进水旋转滤网，定期人工启动冲洗。由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益恶化，由此引起的危害也日益加重。循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从而影响真空。一般凝汽器的冷却倍率m应为50～60，对大型凝汽器，该冷却倍率还要适当大些。而有的机组选取的冷却倍率比上述推荐的最佳值小了许多。例如华东地区某一座总装机容量为1300MW的特大型火力发电厂，装有125MW×4和200MW×4，计入台机组。其中，125MW机组由某电力设计院进行设计。上海汽轮机厂规定要求通过凝汽器的冷却水量为17800t/h，汽轮机低压汽缸排入凝汽器的蒸汽量为290t/h，冷却倍率m为61.4。而每台125MW汽轮机组选配了两台48sh－22型循环水泵，一台运行，一台备用。循环泵出水量为ll000t/h。其中尚有1000t/h的冷却水要供给冷油器、发电机空冷器、发电机水冷器、部分辅机轴承冷却水和射水箱补水等使用，实际通过凝汽器的冷却水量只有10000t/h，几乎只有要求冷却倍率的一半左右，使得实际通过凝汽器的冷却水量少了很多，使机组真空长年偏低，尤其在夏季，机组真空更差，被迫减负荷运行。3.凝汽器钢管结垢尤其是当钢管内结有较厚的硬垢时，凝汽器钢管整体传热系数呈直线下降。对于用江水、河水、湖水、水库水等作循环水的补充水源时，凝汽器钢管内结垢较软，较易除抹。对于地表水较缺乏的内陆火电厂，往往用硬度较大的地下水作为循环水 的补充水源，如处理不当，则凝汽器钢管内较易结成较厚的坚硬的硬垢，较难除去，对机组真空影响很大。据对125MW汽轮机组试验证明：当铜管内结垢厚度达1.2mm～1.5mm时，在同样的冷却条件下，使汽轮机真空降低6.66kPa，增加发电煤耗10g/kW.h～15g/kW.h。4.抽气器工作不正常1)抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多，反映到抽气器抽吸能力的下降，引起凝汽器真空的降低。对一定的抽气压力而言，工作水压力pw越小，抽气量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽气要求，使凝汽器真空下降。同时，工作水量不足，吸入室中因没有足够的工作水而压力升高，抽吸能力下降。工作水量增加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象，造成排水管水压升高，吸入室压力增加，抽吸能力也下降。因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制，以维持正常的抽吸能力。2)如果采取闭式循环方式，并且停止向射水池补充水，不向射水池外溢水，则工作水温度将不断升高。工作水温度升高的原因是：a射水泵与工作介质的摩擦产生能量消耗转变为热量；b抽空气管道内空气在工作水中放热；c水蒸汽因为有凝结过程而放出的汽化潜热。所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。对于射水抽气器，当工作水温超过30℃时，每升高5℃，吸入室的压力就提高1.96kPa，对凝汽器真空的影响相当大。这主要因为当工作水温升高至一定程度后，在高度真空的喷管喉部，部分工作水汽化，体积突然膨大，而使抽吸能力下降。所以工作水温对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。某电厂曾对一台200MW汽轮机组做射水抽气器特性试验，当其它参数及工况一定，当射水抽气器的工作水温由39℃降至35℃时，其机组真空值由89.86kPa提高到91.2kPa。由此看出：射水抽气器的工作水温对汽轮机组的真空影响还是很明显的。5.汽轮机轴封供汽系统设计不合理。有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽管，造成低压缸两端轴封供汽量不足。使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽器真空。6.回热系统运行不正常。低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相通的有关阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空。此外，气轮机的设计效率偏低，循环水排污、加药不及时，凝汽器的高水位运行等等都会对凝汽器中的真空度有较大影响。上述仅就影响汽轮机凝汽器真空的主要原因作一简要介绍，其它有关因素此处不再一一阐述。7.凝结水泵漏空气某电厂凝结水泵漏空气由于设计不合理，凝结水泵的盘根减压套减压泄水管（泄水管通径l0mm）接至地沟，在机组运行中，与凝结水泵处于备用时，由于泵内为真空状态，空气从该泄水管进入泵内，导致机组真空度降低、与投入运行时，大量凝结水从泄水管排入地沟而白白浪费。4.3改善真空的措施保持凝汽器在合理的真空下运行，说提高汽机运行的热经济性、降低发电成本的主要措施之一。因此，如何保证凝汽器的真空成为我们研究的重点方向。电厂中除了采用本文前面提到的降低凝汽器的热负荷、高真空系统的严密性和降低低冷却水温之外还有以下几个措施。 首先，认真做好真空系统查漏工作，对泄漏点及时加以消除。大型汽轮机真空系统较复杂，真空系统不严密处较多。机组在运行状态下，对真空系统查漏具有一定的难度。如发现低压汽缸结合面及两端轴封体结合面有漏空时，则可以在其结合面上开一个宽5毫米、深8毫米的密封槽，槽中填石墨盘根，密封效果较好。在机组大修、小修、临修、节假日调停时，要对汽轮机负压系统进行高位灌水结合充一定压力的压缩空气(0.03Mpa～0.044MPa)进行查漏，可以查出负压系统许多泄漏点，详细作好漏点记录，予以认真消除。负压系统的阀门的法兰或盘根处泄漏时，可以更换盘根、法兰垫片，如法兰盘密封面不平，则要对其进行修研。根据机组具体情况，将真空系统阀门改为水封门，以提高阀门盘根处的严密性。机组在运行状态下，可以在负压系统中的有关阀门的盘根和法兰处充以氦气或氟里昂气体，用检漏仪在射水箱上部排气口进行检查，如检漏仪报警，则说明充气体的部位泄漏，应予以消除。如检漏仪不报警，则说明充气部位不漏。用此法对真空系统的有关阀门、法兰、有关焊口逐一进行检查，定能收到明显效果。其次，清洗冷却面。当需要强化一个传热过程时首先判断哪一个传热环节的分热阻最大。在凝汽器中,污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻,须给予足够的重视。一般讲内、外管壁的对流换热分热阻均在2×10-4ｍ2℃/w以下,而经过处理的冷却水水垢造成的分热阻较大,可达2×10-4ｍ2℃/w，采取强化措施减小这个分热阻，收效最显著。运行中对循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水,同时合理安排冷却面清洗周期,采用二步法(干洗法和酸洗法)来清洗。冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的。因此判断冷却面是否结垢时,应与冷却面洁净时的运行数据作比较,结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机日开夜停的机会,选用除氧器的热水灌满凝汽器的汽侧,冷却管内用风机吹干,泥垢发生龟裂后,用冷水冲掉。冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的。因此判断冷却面是否结垢时,应与冷却面洁净时的运行数据作比较,结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机日开夜停的机会,选用除氧器的热水灌满凝汽器的汽侧,冷却管内用风机吹干,泥垢发生龟裂后,用冷水冲掉。当凝汽器冷却铜管结有硬垢,真空下降已无法维持正常运行时,则需进行酸洗。水垢以碳酸盐为主、夹杂硅酸盐、硫酸盐、污泥混合在一起,可选用浓度5%的有机酸(氨基磺酸)作为主洗剂,对铜管进行清洗。腐蚀速率小于标准(1g/m2h),清洗时加0.5%的酸缓蚀剂和铜缓蚀剂、适量渗透剂、0.2%氢氟酸,水温在40℃左右,流速0.1m/s,进行循环清洗。当酸度连续2次测定含量一致时清洗结束。然后用高位冷却塔水源大流量反冲洗,加工业磷酸三钠,循环中和后排放。酸洗后铜管呈黄铜色,表明未发生过洗现象。由于循环水的含盐量较低,故运行一段时间后,铜管表面可生成一层致密Cu(OH)2保护膜,使铜表面与水隔离,抑制腐蚀。凝汽器清洗后可大大提高传热系数,安全性及经济性也大为提高。再次，循环水泵的经济调度。改变冷却水量,可改变吸热量。虽然随着水量的增加,真空可逐步提高,但同时循环水泵的耗电量也相应增加,因而需试验确定其经济水量。电厂安装时配置了3台容量、型号相同的循环水泵,根据冷却倍率的要求,最多开2台,最少开1台,出口配碟阀(全开全关操作),根据不同季节和机组功率的变化调节水量,利用可切换的变频器连续调整循环水泵的出力,可达到节电效果。 最后，提高抽汽能力。抽气设备有两个问题,一是抽气能力,该问题当机组的真空严密性很好时,不但不存在,而且还可以将抽气设备改小甚至2台机组合用一套小的抽气装置。江阴夏港电厂在这方面早已实施,节电效果比较明显。徐州发电厂曾在1号机大修中进行2台机合用一套抽气装置的尝试性改造,并获得成功,年节约厂用电50多万kW·h。由于射水箱是用循环水补充的,夏季循环水温度很高(达到35°C),而抽气室的真空是由水温决定的(饱和温度与饱和压力是一一对应的)。所以,夏季抽气器的抽气能力受到限制。徐州电厂曾改造1台射水抽气器为真空泵。对夏季运行工况有了一定的改善,同时也发现在夏季抽出的气汽混合物如果进行冷却使汽凝结成水则效果更佳。总之，凝汽器的真空问题是一个动态的问题,平时要加强管理和运行维护才能使它保持在较好的水平，这样才能太高发电效率，节约能源，给国家带来经济效益。凝汽器真空下降的原因分析及预防措施摘要：本文详细分析了凝汽器真空下降的原因，指出了影响凝汽器真空的因素，进而提出了凝冷管低真空的一些办法和措施；关键词：凝汽器真空下降现象原因预防措施引言：汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要指标，保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器最有利的真空，是每个发电厂节能的重要内容。而影响凝汽器真空的因素来自很多方面：设计、安装、制造、运行管理等，需要我们对可能引起凝汽器真空系统故障的因素定期检查，及时发现问题，及时查明原因，采取相应措施予以解决，确保机组的安全经济运行。凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如果机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%，煤耗将增加大约为1-2 ％。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空，是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度和流量、机组的排汽量及真空泵的工作状况等因素制约。第一章凝汽器的理论概括第二章凝汽器：使驱动汽轮机做功后排出的蒸汽变成凝结水的热交换设备。蒸汽在汽轮机内完成一个膨胀过程后，在凝结过程中，排汽体积急剧缩小，原来被蒸汽充满的空间形成了高度真空。凝结水则通过凝结水泵经给水加热器、给水泵等输送进锅炉，从而保证整个热力循环的连续进行。为防止凝结水中含氧量增加而引起管道腐蚀，现代大容量汽轮机的凝汽器内还设有真空除氧器。第一节凝汽器的结构结构说明凝汽器结构为单壳体、对分、单流程、表面式。凝汽器为单壳体对分单流程表面式凝汽器，它在低压缸下部横向布置。凝汽器壳体置于弹簧支座上，其上部与汽机排汽缸采用刚性连接。循环水流经凝汽器管束使凝汽器壳体内汽机排汽凝聚，凝聚水聚集在热井内并由凝聚水泵排走。凝汽器壳体内布置管束，热井置于壳体下方,正常水位时其水容积为不少于4分钟凝聚水泵运行时流量。凝汽器由外壳和管束组成单流程,管子为铜合金管,用淡水冷却。凝汽器管束布置为带状管束，又称“将军帽”式布置凝汽器喉部和汽轮机低压缸排汽管连接，上接径口尺寸：7532×6352分两半制造，即7890×3355×1980，接颈壁板用厚16mm、20g钢板。内焊肋板（δ16）加强，侧板间用18号角钢，20a槽钢φ102--φ159的20号钢管加强，使之有足够的刚度。 接颈下部呈截锥四方形,分三段制造,左右两段尺寸是12100×2600×3841，中间段尺寸是12100×2300×3841，接颈下部侧板用厚20mm的20g钢板，内焊肋板，管斜支撑加强。接颈下部右侧（冷却水进水管侧）装有两个减温器。属低压旁路装置供货范围。汽轮机六七八段抽汽管道，经由接颈右侧（冷却水出口管侧）向外引出。管道热补偿采用伸缩节。凝汽器管板间距12330mm，中间设置不同标高隔板14块，冷却管板在管板间以5‰斜度倾斜。同时管板安装斜度也是5‰，以保证两者垂直，这样进出水室中心标高差62mm。管板与壳体通过一过渡段连在一起，过渡段长度为300mm。每块隔板下面用三根圆钢φ102×6支撑，隔板与管子间用220×110×7.5的工字钢及一对斜铁，用以调节隔板安装尺寸。隔板底部在同一平面上。壳体与热井通过垫板直接相连，热井高度为2041，分左右两部分制造。在热井中有工字钢，支撑圆管，刚度很好。热井底板上开三个500×1000的方空与凝聚水出口装置相连。隔板间用三根φ89×5的钢管连结，隔板边与壳体侧板相焊。每一列隔板用三根φ70的圆钢拉焊住，圆钢两端还与管板过渡段相焊。凝聚水出口装置上部设网格板，防止杂物进入凝聚水管道，同时防止人进入热井后从此掉下。空冷区上方设置挡板，阻止汽气混合物直接进入空冷区。空气挡板两边与隔板密封焊。每列管束在三个挡板上开199×100方孔，用三根方管合拼联成φ273×6.5的抽气管。 弧形半球形水室，具有水流均匀，不易产生涡流，冷却水管充水合理，有良好换热效果等特点。水室侧板用25mm厚的16Mn钢板，水室法兰用60mm厚的16MnR，并与管板，壳体用螺栓联接。φ24“O”形橡胶圈作密封垫，保证水室的密封性。进出水管直径φ2000。在水室上设有人孔，直径为φ450，检修时为防止工人进入人孔后不掉入循环水管里，在进出水管处加设一道网板，由不锈钢薄板组成既不增加水阻又能保证安全。水室上有放气口、排水孔、手孔及温度、压力测点。水室壁涂环氧保护层，并有牺牲阳极保护。在凝汽器最上一排管子之上300mm处设8个真空测点，测量点是用两块5mm厚板，组成30mm间隔的测量板，从板中间接头上引φ14×3管至接颈八个测真空处进行真空测量。凝汽器热井：凝汽器下部收集凝结水的集水井，放于汽机房下方。作用为收集凝结水，并且给凝结水泵提供一定的静压头。它装于弹簧和底板上，弹簧由汽机答应力进行设计。考虑到弹簧摩擦角产生的水平力，78个弹簧采用一半左旋一半右旋，以使力平衡。为防止运行时凝汽器前后、左右移动，造成凝汽器、低压缸不同心，对低压缸不利，热井底板上焊固定板使地板与弹簧基础柱上埋入的钢板粘合，这样凝汽器只能上下移动。第二节凝汽器的工作原理及任务凝汽器的主要作用：1）在汽轮机排汽口造成较高真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力，增大蒸汽在汽轮机中的可用焓降，提高循环热效率；2）将汽轮机的低压缸排出的蒸汽凝结成水，重新送回锅炉进行循环；3）汇集各种疏水，减少汽水损失。4）凝汽器也用于增加除盐水（正常补水） 表面式凝汽器的工作原理：凝汽器中装有大量的铜管，并通以循环冷却水。当汽轮机的排汽与凝汽器铜管外表面接触时，因受到铜管内水流的冷却，放出汽化潜热变成凝结水，所放潜热通过铜管管壁不断的传给循环冷却水并被带走。这样排汽就通过凝汽器不断的被凝结下来。排汽被冷却时，其比容急剧缩小，因此，在汽轮机排汽口下凝汽器内部造成较高的真空。凝汽器是火力发电厂的大型换热设备。图1为表面式凝汽器的结构示意图。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（换热管）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。第二章凝汽器的类型及作用根据传热方式不同凝汽器可以分为混合式和表面式两大类。在混合式凝汽器中，蒸汽与冷却介质（水）直接混合，这种凝汽器虽然结构简单、成本低，但无法回收凝结水，故不能应用于电厂实际生产过程中。 根据冷却介质不同，表面式凝汽器又可以分为空气冷却式（简称空冷式）和水冷却方式（简称水冷）两种。第一节凝汽器的分类概述空气冷却凝汽器（简称空冷器）是以空气作为冷却介质，把蒸汽凝结成水。采用翅片管式空冷散热器，直接或间接用环境空气来冷凝汽轮机排汽的冷却系统，称为空冷系统。采用空冷系统的汽轮发电机组简称为空冷机组。根据汽轮机排气凝结方式不同，用于发电厂的空冷系统又可以分为直接空冷系统和间接空冷系统两种方式。直接空冷系统，又称空气冷凝系统。汽轮经排气经粗大排气管道送至室外布置的空冷凝汽器的翅片管束中，冷却空气在翅片管外流动经管内的排气凝结，得到的凝结水由凝结水泵送至回热系统，其流程如图2-1所示：图2-1直接空冷系统原则性汽水系统1-锅炉；2-过热器；3-汽轮机；4-空冷凝汽器；5-凝结水泵；6-凝结水精处理装置；7-凝结水升压泵；8-低压加热器；9-除氧器；10-给水泵；11-高压加热器；12-汽轮机排气管道；13-轴流冷却风机；14-立式电动机；15-凝结水箱；16-除铁器；17-发电机 直接空冷系统的优点；不需要冷却水等中间介质；系统设备少，结构简单，系统投资较少；缺点：粗大的排汽管道密封困难，维持真空困难，启动时抽真空时间较长；采用强制通风，耗电量大，噪音大。根据凝汽器型式的不同及所采用的冷却介质不同，间接空冷系统可分为具有混合式凝汽器的间接空冷系统、具有表面式凝汽器的间接空冷系统和采用冷却剂的间接空冷系统三种方式。具有混合式式凝汽器的间接空冷系统又称海勒式间接空冷系统。汽轮机的排气在混合式凝汽器中与喷管喷射出来的冷却水形成的水膜直接接触，进行换热凝结，蒸汽凝结水与冷却水混合在一起，除用凝结水泵将其中约2%的水送回到回热系统外，其余的水用循环水泵送到布置在干式冷却塔中的散热器中，由空气进行冷却，然后通过调压水轮机回收部分能量后又被送回到混合式凝汽器中进行下一循环，其流程如图2-2所示。2-2海勒式空冷机组原则性汽水系统1-锅炉；2-过热器；3-汽轮机；4-喷射式凝汽器；5-凝结水泵；6-凝结水精处理装置； 7-凝结水升压泵；8-低压加热器；9-除氧器；10-给水泵；11-高压加热器；12-冷却水循环泵；13-调压水轮机；14-全铝制散热器；15-空冷塔；16-旁冷节流阀；17-发电机海勒式间接空冷系统的优点：以微正压的低压水系统运行，较易掌握，而且年平均背压较低，机组煤耗较低；缺点：系统结构复杂，设备多，投资大；系统容易发生冰冻；化学水耗水大。具有表面式凝汽器、散热器通常在塔内呈倾斜布置的间接空冷系统又称哈蒙式间接空冷系统。这种空冷系统由表面式凝汽器和空冷塔中安置的散热器构成，并在空冷系统回路中设置了对冷却水膨胀起补偿作用的膨胀水箱，空冷散热器冷却后的低温冷却水在表面式凝汽器中，通过金属管壁与汽轮机排气进行对流换热，水蒸气在金属管壁凝结后，凝结水汇于凝汽器底部热井，由凝结水泵送回汽轮机会热系统。温度升高的冷却水经循环水泵送入自然通风塔，在空冷散热器中与空气对流换热，冷却后的循环水再送回表面式凝汽器中冷却汽轮机排气，完成一个闭路循环，其流程如图2-3所示。2-3哈蒙式空冷机组原则性汽水系统 1-锅炉；2-过热器；3-汽轮机；4-表面式凝汽器；5-凝结水泵；6-凝结水精处理装置；7-凝结水升压泵；8-低压加热器；9-除氧器；10-给水泵；11-高压加热器；12-冷却水循环泵；13-调压水轮机；14-全铝制散热器；15-空冷塔；16-旁路节流阀；17-发电机哈蒙式间接空冷系统的优点：节约厂用电、设备少、冷却水系统与汽水系统分开，两者水质均可保证、冷却水系统防冻性能好；缺点：空冷塔占地大，基建投资多；系统中要进行两次表面式换热，使全厂热效率有所降低。采用冷却剂代替水的间接空冷系统冷却方式采用低沸点工质（如氟利昂、氨甲基丙醇、丁二醇等）代替水作为中间冷却介质。二、低沸点冷却介质与空气进行热交换可以省去循环水泵，系统比较简单、传热性能良好。但冷却剂价格昂贵，其中一些其他问题有待于进一步解决。因此，目前这种冷却系统尚处于探讨之中，虽然有一些文章对此进行论述，但是无大型机组应用实例报道。第二节凝汽器的工作特性（一）凝汽器压力的影响因素1、冷却水进口温度由公式（2-1）可知，如果降低，则与必然降低，反之亦然。取决于冷却水的供水方式、季节和电厂所处的地区。若采用开式供水方式，完全由季节和电厂所处地区决定。若采用闭式循环供水方式，除受季节和电厂所处的地区影响外，还取决于该系统冷却水冷却设备运行的好坏，如冷却塔和喷水池。 2、冷却水温升根据式（2-1），如果降低，则与必然降低，反之亦然。冷却水温升可根据凝汽器的热平衡方程式求得（式2-2）式中：、为凝汽器中的蒸汽和凝结水的焓，；、分别为进入凝汽器的蒸汽量和冷却水量，；为水的比定压热容，在低温范围内可视为定值，=4.1868。式中的比值为凝汽器的冷却倍率，用表示。的大小涉及循环水泵的耗功和末级叶片的尺寸，应通过技术经济比较确定。一般为50～120。（）是每千克蒸汽的凝结放热量，在凝气式汽轮机通常的排气压力范围内，（）约为2180。于是式中（2-2）可改写为（2-3）由式（2-3）可知，和成正比，亦即与成正比，和成反比。在一定的冷却水量下，如果降低，则减少。在一定的情况下，如果冷却水量减少，则增加，在运行时，进入凝汽器的蒸汽量是由外界负荷决定的。冷却水量减少的主要原因是循环水泵出力不足或水阻增加，而水阻增加的主要原因是冷却水管堵塞、循环水泵出口阀或凝汽器进水阀开度不足以及虹吸破坏。3、传热端差根据式（2-1），如果增大，则与必然升高，反之亦然。凝汽器传热端差可根据凝汽器的传热方程求出 （5-4）式中：为凝汽器的总体传热系数，；为冷却水管外表总面积，。凝汽器传热端差受传热面积等因素的制约，其值不宜太小，设计时通常取3～10℃。多流程凝汽器取偏小值，单流程凝汽器取偏大值。从式（2-4）可以看出，凝汽器传热端差受传热面积的影响。若其他参数不变，传热面积减少将使凝汽器传热端差变大，导致凝汽器压力升高。如在运行中，凝汽器水位升高，淹没部分冷却水管，传热面积减少，而使凝汽器压力升高即真空下降。第三章凝汽器真空下降的原因引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述；视具体情况酌情对待，严重时应打闸停机。第一节凝汽器的最佳真空凝汽器真空是汽轮发电机组运行最重要的安全经济指标之一。机组在较低的凝汽器真空下运行不安全也不经济;凝汽器真空过高，机组运行的热经济性也并非最好。因此，凝汽器真空存在一个最佳值。凝汽器最佳真空传统定义为提高凝汽器真空后机组发电功率增量与为提高凝汽器真空所耗厂用电功率增量之差最大时的凝汽器真空巨 ’第二节凝汽器真空下降的原因分析一、凝汽器真空下降的主要特征和危害：(1)排汽温度升高；(2)凝结水过冷度增加；(3)真空表指示降低；(4)凝汽器端差增大；(5)机组出现振动；(6)在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。汽轮机在运行中，真空下降后，若保持机组负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，造成轴向推力增大以及叶片过负荷。不仅如此，由于真空下降，排汽温度升高，从而引起排汽缸变形，机组重心偏移，使机组的振动增加以及凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形甚至断裂。因此机组在运行中发现真空下降时，除按规定减负荷外，必须查明原因及时处理。二、凝汽器真空下降的原因分析：引起汽轮机凝汽器真空下降的原因大致可以分为外因和内因两种：外因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、轴封供汽中断等；内因主要有凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密等。1、循环水量中断或不足1.1循环水中断 循环水中断引起凝汽器真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零、凝汽器前循环水压力急剧下降。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障，造成循环水泵跳闸，备用泵未联动；循环水泵出口蝶阀自关；循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内；凝汽器循环水进口或出口电动门误关等。当循环水中断时，应立即采取相应的措施恢复循环水，并迅速卸掉汽轮机负荷，如果真空降到允许低限值时立即进行不破坏真空停机，而且停机后在排汽温度未降到50℃以下时，不能立即通入循环水。1.2循环水量不足循环水量不足的主要特征是：真空逐步下降、循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决：(1)若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，可断定是凝汽器内管板堵塞。(2)若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口的循环水压均增高，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞。(3)循环水泵供水量减少，一般可从泵入口的吸入高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断，此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。2、循环水温升高 襄樊发电有限公司循环水为开式水，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽轮机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5℃，可使凝汽器真空降低1％左右。可见，循环水温度对真空的影响是很大的。3、轴封供汽不足或中断后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，使凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动。轴封供汽中断，常由于轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封供汽量分配不均引起个别轴封漏入空气时，应调节轴封进汽分门，重新分配各轴封供汽量。若汽源本身压力不足，应设法恢复汽源。轴封供汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽至除氧器电动门。4、凝汽器满水(或水位升高)凝汽器汽侧水位过高引起真空下降的原因是：(1)凝汽器汽侧水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。(2)如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在真空泵上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将造成真空泵过负荷。造成凝汽器满水的可能原因如下：(1)凝结水泵故障。(2)凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。 (3)备用凝结水泵的进、出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器内。(4)正常运行中凝结水再循环门误动。5、凝汽器铜管结垢或腐蚀当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器铜管结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器铜管是否结垢，应与洁净时的运行数据比较。凝汽器铜管结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。襄樊发电有限公司循环水取自汉江，虽然经过两道滤网，仍有杂物和泥沙进入凝汽器，造成凝汽器铜管脏污和结垢。铜管的污垢一方面是由循环水中的盐分在一定条件下产生的盐垢，其特点是非常坚硬；另一方面是冷却水中的污泥粘附在金属表面，其特点是比较松软。为了保持凝汽器铜管内表面的清洁和水流畅通，目前发电厂最常用的方法就是投运胶球清洗装置。还可以利用中修的机会对凝汽器进行酸洗除垢并镀膜，增加铜管抗腐蚀能力，延长使用寿命。利用机组小修的机会，打开凝汽器的人孔门清除杂物。在机组正常检修的时候，用高压水对凝汽器铜管进行冲洗，排出铜管内的软垢。6、凝汽器水侧泄漏 凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常见的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的循环水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对凝汽器进行半侧查漏工作，平时利用停机的机会对凝汽器进行灌水查漏，对于查找出来的问题铜管如果条件允许，立即进行更换，如果时间比较紧张，也可以考虑采取临时封堵的办法。7、真空系统不严密真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的气体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是：汽轮机排汽温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下容易发生漏气的地点，以便查找和消除。(1)汽轮机排汽缸与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。(2)汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。(3)轴加U型管疏水或真空破坏门水封断水。(4)凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。(5)真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是真空泵进口管上的空气门盘根不严密等。第四章凝汽器真空下降的处理 汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器钢管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，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，有可能损伤叶片。第一节凝汽器真空降低的查找1.发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因进行相应处理；2.当凝汽器真空降至-75KPa时，确认备用真空泵自启，提高凝汽器真空，如继续降低，应按真空每下降1kPa,减负荷100MW,当凝汽器真空降至-65kPa，负荷应减至零；3.当凝汽器真空降至-50kPa，汽机跳闸；4.凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高情况，开启低压缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过79℃,(空负荷排汽温度≯120℃)；5.因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水阀；6.因循环水中断或水量不足引起的真空下降，应立即启动备用循环水泵，如循环水全部中断，应立即打闸停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃ 左右时，再向凝汽器通循环水；7.因轴封漏空气引起的真空下降，应调整轴封汽母管压力至正常值。如溢流调节阀失控，应关小调节阀前隔绝阀。如轴封压力调节阀失控，应开启轴封压力调节阀旁路。如轴封汽温低，应开启疏水阀，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换辅助蒸汽供轴封用汽由冷再蒸汽供轴封用汽；8.因凝汽器满水引起的真空下降，则应关闭凝汽器所有补水，在目前还没有投入凝泵出口至凝补水箱再循环调节的情况下，必要时开启5号低加出口开车放水；9.检查真空泵入口电磁阀应开启，分离器水位应正常，若因真空泵运行不正常影响真空，则应启动备用真空泵运行，停运故障泵，并关闭入口电磁阀；10.因凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降：1）.对真空系统的设备进行查漏和堵漏。如轴封加热器∪型管水封不正常，应注水；真空破坏门不严密，应关严并注水；真空系统有关阀门(仪表排污门、水位计排放门.等误开，应立即关闭)；2）.对11、12小汽机排汽侧进行检查。如适当开大小机轴封用汽手动门，若因排汽侧真空低影响凝汽器真空，应将机组负荷降至额定负荷的80%，启动电动给水泵，停运并隔绝11或12小机进行堵漏第二节凝汽器真空下降的预防措施真空系统十分庞大，而且与真空有关的设备系统分散复杂，真空下降事故至今仍在汽轮机事故中占相当大的比重，需要时刻做好真空下降的预防工作。(1)加强对循环水供水设备的维护工作，确保设备的正常运行。(2)轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，并加强对凝汽器水位和轴封供汽压力的监视。(3)对凝汽器的汽水、水封设备的运行加强监视分析，防止水封设备损坏或水封失水漏空气。(4)汽水系统化学补充水水箱水位要正常，如果补充水的温度低，可以吸收更多的排汽热量，从而降低凝汽器温度。(5)坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，监视真空系统严密程度。若结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏。(6)低真空保护装置应投入运行，整定值应符合设计要求，不得任意改变报警、跳机的整定值。(7) 在运行中若凝结水水质不合格，但硬度又不高，可能是由于管板胀口不严有轻微的泄漏所致。可以考虑的应急做法是在循环水泵吸入口水中加适量的锯木屑。木屑进入水室中，在泄漏处受到真空的作用会将“针孔”堵塞，可使水硬度维持在合格范围内。(8)可以考虑加装凝汽器铜管杀菌灭藻装置，防止微生物在铜管内壁蔓延。(9)提高凝汽器胶球清洗装置的投入率。(10)可以考虑定期进行凝汽器铜管硫酸亚铁补膜工作。(11)每次停机后都对凝汽器进行灌水查漏，同时应对运行中处于真空系统的水位计、低加系统等进行仔细检查，以消除漏气点。(12)加强对真空抽气系统的监视，如果真空泵工作效率降低或故障，即使真空系统严密，由于真空泵不能有效的抽吸凝汽器中的空气，也将使传热系统减小。(13)加强运行管理，对下列各参数定时记录，以便分析比较：凝汽器的真空，排汽温度，凝结水的水质、温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器热井水位，循环水泵电流值等。第三节解决问题的方法和措施　　运行中凝汽器真空下降的原因有很多，上面已经作了分析，针对上述运行中凝汽器真空下降的因素，提出以下措施或解决方法：1针对机组负荷的影响　　显而易见如果凝汽器真空降低到一定的极限，则应降低机组负荷，以维持凝汽器的最低真空。2针对凝汽器漏入空气量的影响 　　通过上面的分析可知，凝汽器漏入空气的点、面很多，只要查到漏入点，将漏入点堵死，问题就可解决。3针对高、低压加热器疏水的影响　　高、低压加热器疏水问题主要靠水位基地调节仪的可靠动作来解决。在设备运行中，主要通过加强就地巡回检查高、低压加热器水位、精心监视高、低压加热器的压力、温度、疏水温度、加热器端差、水位等参数，及时发现异常情况，联系维护人员加以解决。4针对各高压蒸汽疏水的影响　　加强对各高压蒸汽疏水控制系统的监视与维护，保证各高压蒸汽疏水动作正确性;在保证机组安全、没有十分必要的情况下，及时关闭高压疏水，以免高压蒸汽对阀芯长时间冲刷。一旦出现高压蒸汽疏水关闭不严密的情况，应关闭其前手动隔离门，如出现机组跳闸等需要打开疏水的情况，则立即到就地打开根据需要前手动隔离门。5针对循环水流量及温度的影响 　　循环水温度受气候、天气的影响很大，这是我们无法改变的。但是，我们可以通过改变冷水塔、循环水泵的运行方式加以弥补。如在夏天，我们可以通过加开循环水泵，增大循环水流量来弥补循环水温度高的影响，用冷水塔全塔配水，来增大散热面积，降低循环水温度。在冬天，凝汽器真空很高的情况下，减少运行循环水泵台数，节约厂用电。用冷水塔外区配水，减小散热面积，以提高循环水温度;或者用打开冷水塔旁路门，调节循环水温度。在循环水泵事故跳闸的情况下，循环水流量急剧下降，凝汽器真空也会急剧下降，这种情况，应立即确认泵出口蝶阀关闭，否则，立即就地手动关闭，同时，立即启动备用循环水泵、备用凝汽器真空泵，通过机组RB自动快速减负荷，否则，手动跳闸磨煤机，关小汽轮机调速汽门，快速减低机组负荷，以维持凝汽器真空在机组保护跳闸值以上。6针对凝汽器真空泵出力的影响　　根据对凝汽器真空泵出力的影响分析，一旦真空泵出力下降，则应检查真空泵分离箱的水位是否正常，否则，通过对分离箱补水或放水，是分离箱水位维持在正常范围内。如真空泵分离箱温度过高，则应增大其冷却水流量，降低冷却水温度，使分离箱温度维持在正常范围内。在夏季如果冷却器有工业水供应，可开启工业水进行冷却，提高真空泵出力。7针对低压轴封压力的影响　　通过对轴封压力的影响分析，可以看出，轴封压力应维持在一定水平上，如轴封压力过低，可以通过开大轴封汽源(一般有冷再供汽、辅汽供汽、主蒸汽供汽等)，提高轴封压力。正常运行中，一般靠高压轴封漏汽供至低压轴封，上述三种汽源只起辅助备用。但是，一旦机组跳闸，高压轴封漏汽、冷再供汽、主蒸汽供汽汽源将会失去，需要立即就地打开辅汽供轴封用汽，以保证轴封压力。8针对凝汽器水位及凝汽器铜管冷却效果的影响凝汽器水位的调整主要通过凝汽器补水来调节，如果凝汽器补水来调节阀故障，则应通过其调节阀的旁路阀手动调节。水位过高，关闭补水，水位过低，开大补水，保证凝汽器水位维持在正常水位。 凝汽器铜管冷却效果差一般采用投用凝汽器胶球清洗，用胶球将凝汽器循环水铜管内的污垢带走。铜管污垢严重的话可以通过凝汽器反冲洗清除铜管内的污垢，这种情况一般在机组负荷较低的情况下，将凝汽器循环水侧半边隔离，利用循环水反向流动冲刷，清除凝汽器铜管内的污垢。具体步骤如下：　　A.凝汽器半侧清洗：　　(1)运行中发现凝汽器水管泄漏或凝汽器水侧污脏时，可单独解列、隔绝一组凝汽器。(2)待停用一组凝汽器胶球装置收球结束，胶球泵停止运行，并将该组胶球清洗程控出系。(3)根据凝汽器真空情况，机组减负荷至60%。(4)关闭停用侧凝汽器的抽空气门。(5)关闭停用侧凝汽器循环水进水门，注意运行凝汽器水侧压力不超过0.32MPa，凝汽器真空不低于-86kPa，排汽温度不大于54℃。(6)关闭停用侧凝汽器循环水出水门。(7)若二台或三台循环水泵运行时，可停用一台循环水泵。(8)开启停用一组凝汽器水侧放水门及放空气门，注意地沟污水水位和污水泵运行情况应正常。(9)将停止侧循环水进、出水门停电。　　B.隔绝注意事项　　(1)停用一组凝汽器循环水压力到零，应缓慢打开该组凝汽器人孔门。(2)由于凝汽器水管泄漏而隔绝、并停用一组凝汽器时，在打开该组凝汽器放水门和人孔门时，应特别注意凝汽器真空的变化。(3)在隔绝操作过程中，若发生跌真空，应立即停止操作，增开备用真空泵，进行恢复处理。　　C.凝汽器半侧清洗后的投运操作： 　　(1)检查确认凝汽器工作全部结束，工作人员已撤离，所有工具及垃圾均已取出。(2)关闭人孔门和凝汽器水侧放水门和循环水回水管放水门，并给循环水进、出水门送电。(3)开启凝汽器循环水出水门。(4)逐渐开启凝汽器循环水进水门，直至全开，空气赶尽后，关闭放空气门，注意循环水母管压力，根据需要增开一台循环水泵。(5)凝汽器水侧投入正常后，缓慢开启凝汽器空气门直至全开，监视凝汽器真空变化。(6)汽器真空正常后，可恢复机组负荷。(7)胶球清洗装置的程控入系。9针对进入凝汽器的各个水封的影响进入凝汽器的各个水封必须保持一定的水位，如果水位过低，则开大水封补水，如仍维持不住水封水位，则应将水封暂时隔离，带水封水位稳定后再行投入水封。结论总之，影响汽轮机凝汽器真空的因素来自很多方面：设计、安装、制造、运行管理等。例如真空严密性差、轴封系统欠合理、轴封漏汽量多、凝汽器热负荷过高、循环水量不足、冷却水温高等均可使真空难以达到理想的水平。对可能引起汽轮机凝汽器真空度系统故障的因素定时检查，及时发现问题，及时查明原因，采取措施予以解决，确保机组的安全经济运行。本文对汽轮机真空低经行了全面的分析，了解到凝汽器在现代大型机组中的重要性，以及凝汽器真空对汽轮机组的意义，并且在对真空低原因的分析后得到了使凝汽器真空恶化的原因，的出了一系列防止凝汽器真空降低的方法和措施，使机组达到最经济运行的最佳真空。