凝汽器的端差

凝汽器壓力下的飽和水蒸氣溫度與凝汽器冷卻水出口溫度之差稱為端差。     

對一定的凝汽器，端差的大小與凝汽器冷卻水入口溫度、凝汽器單位面積蒸汽負荷、凝汽器鈦管的表面潔凈度，凝汽器內的漏入空氣量以及冷卻水在管內的流速有關。一個潔凈的凝汽器，在一定的循環水溫度和循環水量及單位蒸汽負荷下就有一定的端差值指標，一般端差值指標是當循環水量增加，冷卻水出口溫度越低，端差越大，反之亦然：單位蒸汽負荷越大，端差越大，反之亦然。實際運行中，若端差值比端差指標值高的太多，則表明凝汽器冷卻表面鈦管污臟，致使導熱條件惡化。

端差增加的原因有：

①凝汽器鈦管水側或汽側結垢；

②凝汽器汽側漏入空氣；

③冷卻水管堵塞；

④冷卻水量增大；

⑤凝汽器的單位蒸汽負荷增大。

凝汽器端差超過集團公司《火力發電廠節能監督技術標準》規定時，應通過凝汽器真空嚴密性、汽側真空泵工況（工作水溫、分離器水位、抽空氣/射氣/管道逆止閥等部件是否正常，必要時增開真空泵判斷）、凝汽器水阻（循泵揚程）、凝汽器壓力、低壓缸排溫度等數據判斷原因并采取相應措施。

用于計算端差的凝汽器真空和循環水回水溫度測點安裝位置、儀表及變送器精度應符合DL/T1078《表面式凝汽器運行性能試驗規程》，以保證端差數據的準確。

1.降低凝汽器熱負荷

凝汽器熱負荷對真空度影響較大。凝汽器熱負荷升高，主要是由于高品質蒸汽沒有做功，或其他高溫介質直接進入凝汽器，不僅造成能量和工質損失，而且使凝汽器真空下降，是影響機組熱耗率的主要原因。影響凝汽器熱負荷的主要因素是閥門內漏，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。降低凝汽器熱負荷的主要措施是加強閥門內漏治理，通過閥門前后溫度對比找出漏點，通過手動隔離，或檢修時徹底處理。

2.真空系統嚴密性治理

真空系統嚴密性對汽輪機冷端及端差影響較大，應通過凝汽器真空系統優化治理、消除漏點，使真空嚴密性達到《華能優秀節約環保型燃煤發電廠標準》的要求。

（1）查找凝汽器真空漏點，主要易漏點有：a）低壓缸軸封；b）低壓缸水平中分面；c）低壓缸安全門、人孔門；d）真空破壞門及其管路；e）凝汽器人孔門、預留管口堵板、汽側放水門、本體焊縫；f）軸封加熱器及給水泵密封水回水水封；g）低壓缸與凝汽器喉部連接處；h）汽動給水泵汽輪機軸封；i）汽動給水泵汽輪機排汽蝶閥前、后法蘭；j）負壓段抽汽管連接法蘭；k）低壓加熱器疏水管路；l）抽氣器至凝汽器管路；m）凝結水泵盤根；n）低加疏水泵盤根；o）熱井放水閥門；p）冷卻管損傷或端口泄漏；q）低壓旁路隔離閥及法蘭；r）抽汽管道穿凝汽器結合面；s）負壓區加熱器排氣、疏水管道法蘭；t）汽動給水泵汽輪機缸體疏水管法蘭；u）汽動給水泵汽輪機缸體平衡管法蘭；v）汽動給水泵汽輪機缸體與排氣罩法蘭；w）其它接至負壓區的管路系統。

（2）汽輪機低壓缸及給水泵汽輪機軸端汽封建議改為“王長春”鐵素體汽封等接觸式汽封，未改接觸式汽封前可適當提高軸封供汽壓力，還要注意軸加真空不要控制太高，以免影響低壓缸軸封密封效果。

（3）軸加水封或給水泵密封水回水水封改進。部分電廠水封高度不足或結構有誤，無法起到水封作用，致使真空嚴密性較差，該漏點難以發現，應引起足夠關注。

（4）負壓系統的放空氣門或放水門幾乎無放氣、放水功能，存在漏真空風險，建議取消。

3.抽真空系統的優化

應保持汽側真空泵良好的運行工況。真空泵工作水溫度控制見《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》中“真空泵冷卻水系統改進”的要求；加強汽側真空泵的運行維護，保證分離器水位和泵體各部件運行正常。除此之外，雙背壓凝汽器串聯布置方式下，由于設計階段空氣管路流動阻力計算不符合實際情況，高、低壓凝汽器相互干擾，易造成抽氣量不均，影響凝汽器換熱，建議將抽真空管道串聯布置方式改為并聯布置方式。

雙背壓凝汽器抽氣系統串聯布置改并聯布置，除《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》的規定外，在雙背壓凝汽器并聯抽空氣管道加裝調節閥，在凝汽器真空嚴密性優于100Pa/min和凝汽器汽側真空泵良好的工況下，通過調整高背壓凝汽器抽空氣調節閥的開度，保持兩側凝汽器壓力不變，維持單臺汽側真空泵運行。

4.真空泵系統其它改造措施

（1）鄰機真空泵互連。部分電廠對相鄰機組的抽真空系統進行互連，在機組真空嚴密性良好的情況下，兩臺機組只運行一臺真空泵，達到節電效果。

（2）水環式真空泵改造。目前新機組大多采用水環式真空泵，具有耗水量小、工作水密閉循環（水質好，不易結垢）并便于加裝制冷裝置、不需設置啟動抽氣器、運行可靠、能耗低等優點。南通電廠一期機組將原機械射水式真空泵改造為水環式真空泵，大大簡化了系統，取消了啟動射汽抽氣器，減少了循環水消耗，提高了真空度。

5.凝汽器清洗

根據《優秀節約環保型燃煤發電廠標準》，凝汽器端差應≤3.5℃，當凝汽器端差上升時，應按規定對凝汽器進行清洗，并按要求投入膠球清洗裝置。對凝汽器要利用檢修機會進行徹底清洗，或運行中進行半側隔離沖洗，對膠球清洗裝置要定期維護，使膠球投入率、收球率在規定范圍內，控制凝汽器端差在要求范圍之內。

（1）凝汽器換熱管（含二次濾網）臟污、結垢會引起凝汽器水阻的增加，當循泵出口壓力增加5kPa以上時（開式冷卻機組要考慮潮位對循泵出口壓力的影響），要進行凝汽器半側退出清洗。

（2）機組停運后，根據凝汽器換熱管結垢、臟污程度和垢的特性，合理選擇凝汽器高壓水射流沖洗、機械除垢、化學清洗的方式。

（3）凝汽器運行清潔系數小于0.6，且抽樣檢查確認清潔系數降低主要起因于冷卻管內的鹽類水垢的，要進行化學清洗�；瘜W清洗要參照DL/T957《火力發電廠凝汽器化學清洗及成膜導則》進行。

（4）要避免凝汽器長期在低真空、低循環水流量（流速）工況下運行，以免加速傳熱管內結垢。冬季循環水流量低時，要結合循環水泵和膠球清洗裝置投停定期工作，啟動備用循環水泵對系統進行大流量沖洗。

（5）部分開式循環電廠設置了凝汽器循環水反沖洗管路系統，每周進行一次循環水反沖洗，起到較好的效果。未加裝反沖洗系統的電廠可在調研后進行加裝。

6.膠球系統及二次濾網正確投運和維護

保持膠球清洗系統正常投運是降低凝汽器端差的關鍵措施，目前部分海水冷卻或開式冷卻機組未設置膠球清洗系統，部分機組膠球清洗裝置不能正常投運，導致凝汽器端差超標。未設置膠球清洗裝置的電廠應盡快加裝，同時通過加強運行維護和實施改造保持膠球裝置正常投運。

（1）凝汽器換熱管水側出現結垢、臟污現象的應裝設膠球清洗裝置，循環水系統要裝設循環水旋轉濾網或二次過濾裝置，設備選型、安裝應符合DL/T581《凝汽器膠球清洗裝置和循環水二次過濾裝置》要求。

（2）凝汽器二次濾網要設置在線反沖洗系統，出現不宜去除的藻類、膜類、細沙、碎貝殼等雜質引起二次濾網堵塞時，要加大在線反沖洗頻率。

（3）凝汽器采用開式冷卻虹吸布置的膠球清洗裝置，應通過縮短膠球入口管道長度、減少彎頭等措施降低管道阻力，膠球收球室應布置在靠近循環水回水管道收球網的位置。

（4）目前國內許多電廠膠球系統連續運行5天，周末進行收球，并及時更換部分損壞的膠球后繼續運行，盡最大可能保證凝汽器冷卻管的連續清洗，建議其他電廠效仿這一做法，確保膠球清洗效果。

（5）膠球清洗系統的運行維護要求：收球網是膠球裝置的關鍵設備。收球網使用過程中應不逃球、不積球，并具有反沖洗功能。要消除凝汽器水室中的渦流區、隔板竄通縫隙及可能積球的窄縫。水室中除循環水管外，其余通往外部的管道及盲孔，要在水室內壁管口加裝孔徑不大于φ7mm的球面網罩。

對具有虹吸作用的凝汽器水室，在水室最高點裝設水室真空泵，水室真空泵根據進口閥前、后壓差開啟或者關閉，及時抽出水室中聚集的氣體；無虹吸作用的凝汽器水室啟動時，水室應充分排氣，運行中定期排氣（或節流連續排氣）。循環水如不能充滿凝汽器水室，必須選用濕態視相對密度大于循環水相對密度的膠球。

膠球質量是影響膠球清洗效果的關鍵因素。應選用合格的膠質硬球，濕態膠球視相對密度為1.00-1.15；在使用期限內及使用條件下，濕態膠球比凝汽器換熱管內徑大1-2mm；膠球膨脹率控制在0.5-1.0mm之內。部分電廠采用進口膠球，有效提高了清洗效果。根據凝汽器換熱管的臟污程度及時調整裝置的投球量（一般為換熱管根數的7-13%）、清洗時間間隔和清洗持續時間，使用中的膠球直徑磨損到等于或小于冷卻管內徑時，應及時更換（一般每周進行一次收球和添加新球）。金剛砂球適用于清除沉積垢較多的管道，但對換熱管有傷害，特別是銅管應慎用，如采用金剛砂球清除冷卻管硬垢時，濕態膠球直徑應比冷卻管內徑小1-2mm，當硬垢基本除凈后，應立即停用。

膠球清洗裝置收球率應不小于90％�？赏ㄟ^提高投球時的循環水流速、延長收球時間、根據循環水流速或換熱管結垢量更換小直徑膠球等方式提高收球率。

1.循環水水質控制

對循環水水質應定期監督測量，根據水質情況采取控制濃縮倍數，加入殺菌滅藻劑、阻垢劑、緩蝕劑等有效措施保證循環水品質符合DL/T932《凝汽器與真空系統運行維護導則》中“不同材質凝汽器冷卻管的水質要求”。

2.超聲波（電子）除垢裝置

適應范圍：部分采用低真空供熱的小機組

技術原理及應用：呼倫貝爾公司部分小機組（如東海拉爾電廠、滿洲里熱電廠等）采用低真空供熱方式，冬季循環水為熱網循環水，在流速較低時不滿足膠球投運條件，且熱網水質較差，易結垢。電廠采用裝設超音頻脈沖防垢、除垢設備，對防范結垢、降低端差起到較好效果。

3.凝汽器改造

對投產時間長、設計性能落后引起端差超過《華能優秀節約環保型燃煤發電廠標準》的凝汽器，或凝汽器換熱面積不足的，應根據《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》中“凝汽器改造”的要求進行改造。

4.循環水系統運行優化

循環水系統運行優化根據《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》中“汽輪機冷端系統運行方式優化”的要求。

5.應用冷端節能自動控制系統

適應范圍：閉式循環，循環水泵改變頻機組

技術原理及特點：冷端節能自動控制系統以實測循環水泵和凝汽器性能試驗的數據為基礎，建立科學準確的數學模型并編制冷端系統節能經濟調度控制獨立模塊，在運行機組的DCS控制系統中完成冷端節能經濟調度控制模塊的組態及試運行，在實現循環水泵變頻自動控制的同時，達到冷端系統節能經濟調度控制的目的。

6.提高測量精確度

對低壓缸排汽壓力和溫度測點代表性進行測試，利用機組檢修進行檢查和完善，低壓缸排汽壓力測點要采用網籠探頭、絕壓變送器。測試凝汽器出口循環水溫分層對測點的影響，達到確保真空、凝汽器端差、凝結水過冷度指標的真實性。

7.冷卻水塔改造

為降低冷卻塔幅高，要按照“逢停必查”的原則，機組停運后對水塔填料噴嘴進行檢查處理。夏季在90%以上額定熱負荷下，冷卻塔幅高大于7℃，要根據《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》中“冷卻水塔改造”的要求進行改造。其它典型案例如下：

（1）5000m2自然通風冷卻塔空氣動力渦流裝置

適應范圍：自然通風雙曲線冷卻塔

技術原理及特點：雙曲線冷卻塔本身具有上浮空氣抽力大，空氣分布相對均勻的特點，但在空氣和循環水熱水交換的過程中，雙曲線冷卻塔內還存在渦流區間，這個區間約占水塔內部空間的1/3，渦流區的存在，明顯降低了冷卻塔的冷卻效率。冷卻水塔加裝空氣動力渦流裝置可以提高冷卻塔效率，降低循環水的溫度，從而提高凝汽器真空度。

（2）其它降低冷卻塔幅高和冷端優化措施

為降低冷卻塔幅高和進一步優化循環水運行方式，還可采取以下措施：

1）冷卻塔的補水管路應直接接至水池，排污管路應從凝汽器循環水出口管路接出，以進一步降低循環水入口溫度（但注意當冷卻塔底部存在淤泥時，要及時進行底部排污。）

2）對有內、外圈供水方式的冷卻塔，如冬季為防凍需要停止內圈噴水，環境溫度回升后，要及時投運內圈噴水。機組單循泵運行，或在春夏秋季節采用低速運行時，要經常檢查配水情況，防止虹吸破壞；從設備維護、改造等方面采取水塔虹吸優化措施，實現全塔淋水，防止出現內圈不淋水的情況。

3）冬季對冷卻塔加裝擋風板防凍時，要注意根據環境溫度合理調整擋風板掛板數量，保持循環水溫度不高于10℃。伊敏電廠對水塔擋風板進行自動調整改造，根據季節及時調整擋風板開度，起到較好效果。

4）應創造條件進行循環水母管制改造，根據不同的季節和機組運行方式，實行冬季“兩機一塔”或夏季“一機兩塔”等運行方式，以降低冬季的循環水泵電耗和夏季的冷卻塔幅高。