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摘要：凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，真空降低影响经济性，还会使排气缸温度升高，引起机组轴系中心偏移，严重时振动增大，凝汽器端差增大。而传热端差每升高1℃，供电煤耗约增加1.5%～2.5%。以乌沙山发电厂为例，在指出影响凝汽器传热端差因素的同时，也给出了应对策略。
关键词：传热端差；凝汽器；真空度
作者简介：安佩宏（1980-），男，青海湟中人，浙江大唐乌沙山发电厂发电部，助理工程师。（浙江 象山 315722）
中图分类号：TK264.1 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）06-0151-02
乌沙山发电厂（以下简称“我厂”）凝汽器为哈尔滨汽轮机厂生产，采用双倍压、双壳体、双进双出、单流程、表面式、横向布置的工艺。冷却水介质为海水，总冷却面积为33000m2,设计冷却水量为65850t／h，设计冷却水进水温度为20℃，夏季循环水倍率为60，管材为TAI。
一、凝汽器端差的确定方法
所谓凝汽器端差，就是指凝汽器排气温度与冷却水出口温度的差值。
1.冷却水温升t
冷却水温升t与传热端差有着必然的联系，由凝汽器的热平衡方程式可得：冷却水温升 式（1）
其中：Dc是进入凝汽器的蒸汽量（㎏／h），Dw是进入凝汽器的冷却水量（㎏／h），hc、hc'分别为蒸汽和凝结水的焓（kJ／㎏）。
2.传热端差值δt
凝汽器在不同工况下的传热端差δt，可由传热方程式求得：
式（2）
其中：AC为凝汽器冷却面积／（m2），K为自蒸汽至冷却水的平均传热系数（㎏／m2·H·℃），其数值可采用别尔曼公式进行计算。[1]把式（1）代入式（2），得出不同热负荷时凝汽器传热端差的计算式为：式（3）
根据不同运行状态和条件算出对应的凝汽器端差，再和实际运行传热端差进行比较，然后以此为基础，对凝汽器的端差进行分析和调整。
二、影响凝汽器传热端差的因素
1.冷却水流量的影响
从式（3）看出冷却水流量的变化会对凝汽器传热端差有较大影响。我厂地处沿海海湾地带，循环水为开式水系统，采用深取浅排的方法，季节的变化对循环水量的影响明显。而影响我厂循环冷却水量的因素主要是潮汐，潮汐的变化对循环冷却水量的影响显著，如图1所示。
可发现高潮位时循泵电流变小而循环水母管压力增大。
根据季节的不同，我厂调整循环水压力时多调整循环水泵运行台数，可采用一机两泵，一机一泵和两机三泵的运行方式。除此之外可适当关小凝汽器内外圈出水电动门的开度，提高凝汽器的充满度，同时冷却水压力也有所提高，提高了换热效果。
2.冷却水进水温度的影响
不同季节和地理位置，其自然环境温度也不同，导致凝汽器冷却水的进水温度也不同。在流量一定的情况下，随着进水温度的升高，平均总体传热系数K要升高，冷却水的温升△t也要相应升高，但要小于总体平均传热系数的升高值，这样传热端差才会降低。而实际中排气温度ts=t1+△t+δt，随着进水温度t1的升高而升高，虽然端差δt有所降低，但数值上远远弥补不了进水温度的升高值，从而导致凝汽器的排气温度升高，对机组的安全和经济性很不利。
我厂循环水泵根据海水温度的变化出力变化明显，如图2所示。
由图2可以看出海水温度低时循泵电流变小而循环水供水压力增大。
3.冷却水流速的影响
凝汽器的冷却水在换热过程中主要是以对流换热为主。[2]对流换热与冷却水流速有着很大的关系。冷却水流速主要取决于设计值，包括冷却水系统的设计，冷却水管道的布置，冷却水压力的选择范围，冷却管束的合理冷却面积和排列方式以及管束的选材和几何形状等。实际运行中以调整冷却水量、冷却水压力，依靠冷却水的虹吸作用来对冷却水流速进行调整。
4.凝汽器清洁系数的影响
凝汽器清洁系数的大小反映了凝汽器管束的脏污程度和水侧的传热特性。[3]清洁系数小，会使凝汽器传热系数变小，加大了冷却水与水管的温差，传热端差增大冷却水侧的脏污使清洁系数减小、瞬时冷却面积下降，而且改变了冷却水流量。特别像我厂，深取冷却水时会带入大量的杂物和泥沙，造成盐类沉积、结垢。而且有大量的海洋微生物附着在冷却水管壁上，形成生物沉积。这种情况下，如果不及时处理，水垢热阻会增加1倍以上。另外如果不能保证蒸汽的绝对品质，汽侧的管束也会表面结盐结垢，从而使热阻增加，传热强度下降。我厂解决该问题的办法是在循环水系统前池入口加入拦污栅，循泵入口设置旋转滤网，凝汽器入口电动门后有二次滤网及胶球清洗装置来满足减小水侧冷却水清洁系数的要求。[3]其中二次滤网的作用是过滤冷却水，除去较大的悬浮物，防止冷却管和管口堵塞，保证胶球正常运行。
我厂采用循泵入口氯化处理的办法来减少海洋微生物的附着。加氯就是用氯或者漂白粉溶液处理冷却水，杀死微生物、贝壳或阻止其繁殖，并使其丧失附着能力而排出凝汽器。除此之外，拦污柵也会在循泵入口钢闸板放下后由潜水公司进行清理和缺陷修补。定期启动旋转滤网也会对减小清洁系数有所帮助，平时会带出大量的杂物。
二次滤网电动头如果不转和胶球回收率低也会影响清洁系数，从而影响凝汽器端差。
我厂采用的是带蝶阀的外旋式二次滤网，在滤网进水管上的蝶阀可正、反旋转。一般情况下蝶阀全开，水阻小，清洗滤芯时，排水阀全开，蝶阀正向或者反向转到一定角度，不过这种滤网在清除纤维性杂物方面效果较差。将来可以通过技术改造使用多网芯二次滤网或者旋转网芯式二次滤网，效果会更好些。
目前在未改进二次滤网技术的情况下，通常采用低负荷冲洗的方法来解决滤网堵塞引起的凝汽器水室内外圈温差大的问题。冲洗的方法：首先在50%左右负荷、真空允许的情况下将温度偏高一侧的出入口电动门关闭，然后微开入口电动门，稍开出口电动门，最后在全开入口电动门的同时迅速开启出口电动门，利用大量水流对滤网进行冲洗，通常效果都很明显（见图3）。
胶球回收率低的主要原因有：活动式收球网与管壁不密合引起“跑球”；潮位低时投入胶球清洗装置，循环冷却水量小，胶球穿越管束的能力不足，堵在管口；凝汽器进口水室存在涡流、死角，胶球聚集在水室之中；投入的胶球硬度过大，不易通过管束，或者比重太大遗留在了凝汽器中。
目前我厂对4#机组的二次滤网进行了技术改造，改造后胶球的回收率有大幅提高。
5.真空严密性的影响
蒸汽本身的分解和系统的泄漏使凝汽器内总会产生一些不凝结气体。水蒸气中含有2%的不凝结气体时，水蒸气的凝结量会减小5%以上。当水蒸气中含有不凝结气体时，水蒸气和不凝结气体界面上，浓度增大，向外形成不凝结气体的浓度差，汽液界面处该气体浓度最大。在稳定状态下，不凝结气体依靠浓度差从界面向外扩散，其扩散速度等同于水蒸气抵达界面处的速度。由于总压力一定，所以界面处浓度大的不凝结气体分压力也大，水蒸气的分压力必然减小。水蒸气就在对应该分压力的饱和温度下凝结，故液膜外表面温度低于主流处饱和温度，必然影响凝汽器的传热端差。一般凝汽器内的蒸汽含有1%的空气会使放热系数下降50%左右。由此可见，凝汽器的真空严密性在影响机组经济性的同时，还会影响机组设备的安全性，严重时更会使机组振动和凝结水含氧量增加从而腐蚀设备。我厂真空查漏主要方法有：（1）泡沫法检测。用专用的发泡罐和喷射枪将泡沫喷涂在管板上，形成均匀泡沫层。在负压的作用下，如膜层向内凹陷，即可查出泄漏点。（2）凝结水质的化验监督。主要项目有：水硬度、电导率和溶解氧。前两项与泄漏有关。（3）汽侧灌水试验。将水灌满至低压缸汽封洼窝处，为增加内部压力，可从汽轮机上部引入19.6～29.4kPa的压缩空气。此种方法可观察渗水情况。（4）超声波查漏。检修时，将特制的音频振荡器布置在凝汽器壳体内，发出超声波，通过对凝汽器管板的扫描，可快速查出轻微泄漏处。（5）涡流探伤法检测。检修时，将探头置入冷却水管内做均匀移动，所获得信号在示波器上显示，可查出冷却水管泄漏、腐蚀及减薄程度。平时定期进行真空严密性试验来评估凝汽器真空状态。真空严密性的检测方法为：
△H（Pa／min）≤133.3B 式（4）
△qc =Qc／Ac
式中△H（Pa／min）——真空下降的速度；B——系数，当B为25、50及100时，严密性分别为优、良及中等；qc——检查真空系统严密性时的实际蒸汽负荷，㎏/(m2·h) ；Ac——凝汽器的冷却面积，m2；Qms——排入凝汽器的额定蒸汽量，t/h ；Qc——汽轮机实际排气量，㎏/h。
运行经验表明，当汽轮机排气量和冷却水温一定时，真空下降速度与漏入的空气量成线性关系。若真空每分钟下降速度为130～260Pa，则认为真空严密性良好；如果每分钟下降390～520Pa，则认为严密性合格。
6.凝汽器的热负荷对抽汽器的影响
凝汽器的热负荷发生变化时必然会引起凝汽器传热端差的变化。造成凝汽器热负荷变化的因素很多，除了机组负荷变化引起的排气量的变化和机组抽汽供热量的变化，各级抽汽疏水，调节汽门前的疏水，低加疏水等均可进入凝汽器，导致增加额外热负荷，在运行中要尽量避免额外的热负荷，以防增加端差。抽汽器的抽气能力和工作介质的物理性质也会对传热端差产生影响。如真空不严或设计不合理，无法全部抽出不凝结气体，从而引起不凝结气体的累积。工作介质若是冷却水时，其夏季水温可达到35℃以上，而抽水汽室的真空取决于水温（饱和温度和饱和压力是一一对应的），最大真空也只是冷却水温对应的饱和压力。
三、结束语
真空度是汽轮机组安全经济运行的一个重要指标，而凝汽器传热端差又直接影响着真空度的高低。目前每个电厂都或多或少存在真空严密性问题，通过對传热端差影响因素的分析，能够有效解决传热端差给真空造成的不利因素，从而降低机组排气压力提高凝汽器运行的真空度，从而使蒸汽在汽轮机内做功的有效焓降增加，节约能源，提高电厂运行的经济性。
参考文献：
[1]翦天聪.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社,1992.
[2]张天孙.传热学[M].北京:中国电力出版社,1998.
[3]张磊.超超临界火电机组技术问答丛书:汽轮机运行技术问答[M].北京:中国电力出版社,2008.
[4]赵常兴.汽轮机组技术手册[M].北京:中国电力出版社,2007.
[5]乌沙山发电厂集控运行规程合订本[Z].
[6]大唐国际发电股份有限公司.全能值班员技能提升指导丛书:汽轮机分册[M].北京:中国电力出版社,2008.
（责任编辑：麻剑飞）
关键词：传热端差；凝汽器；真空度
作者简介：安佩宏（1980-），男，青海湟中人，浙江大唐乌沙山发电厂发电部，助理工程师。（浙江 象山 315722）
中图分类号：TK264.1 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）06-0151-02
乌沙山发电厂（以下简称“我厂”）凝汽器为哈尔滨汽轮机厂生产，采用双倍压、双壳体、双进双出、单流程、表面式、横向布置的工艺。冷却水介质为海水，总冷却面积为33000m2,设计冷却水量为65850t／h，设计冷却水进水温度为20℃，夏季循环水倍率为60，管材为TAI。
一、凝汽器端差的确定方法
所谓凝汽器端差，就是指凝汽器排气温度与冷却水出口温度的差值。
1.冷却水温升t
冷却水温升t与传热端差有着必然的联系，由凝汽器的热平衡方程式可得：冷却水温升 式（1）
其中：Dc是进入凝汽器的蒸汽量（㎏／h），Dw是进入凝汽器的冷却水量（㎏／h），hc、hc'分别为蒸汽和凝结水的焓（kJ／㎏）。
2.传热端差值δt
凝汽器在不同工况下的传热端差δt，可由传热方程式求得：
式（2）
其中：AC为凝汽器冷却面积／（m2），K为自蒸汽至冷却水的平均传热系数（㎏／m2·H·℃），其数值可采用别尔曼公式进行计算。[1]把式（1）代入式（2），得出不同热负荷时凝汽器传热端差的计算式为：式（3）
根据不同运行状态和条件算出对应的凝汽器端差，再和实际运行传热端差进行比较，然后以此为基础，对凝汽器的端差进行分析和调整。
二、影响凝汽器传热端差的因素
1.冷却水流量的影响
从式（3）看出冷却水流量的变化会对凝汽器传热端差有较大影响。我厂地处沿海海湾地带，循环水为开式水系统，采用深取浅排的方法，季节的变化对循环水量的影响明显。而影响我厂循环冷却水量的因素主要是潮汐，潮汐的变化对循环冷却水量的影响显著，如图1所示。
可发现高潮位时循泵电流变小而循环水母管压力增大。
根据季节的不同，我厂调整循环水压力时多调整循环水泵运行台数，可采用一机两泵，一机一泵和两机三泵的运行方式。除此之外可适当关小凝汽器内外圈出水电动门的开度，提高凝汽器的充满度，同时冷却水压力也有所提高，提高了换热效果。
2.冷却水进水温度的影响
不同季节和地理位置，其自然环境温度也不同，导致凝汽器冷却水的进水温度也不同。在流量一定的情况下，随着进水温度的升高，平均总体传热系数K要升高，冷却水的温升△t也要相应升高，但要小于总体平均传热系数的升高值，这样传热端差才会降低。而实际中排气温度ts=t1+△t+δt，随着进水温度t1的升高而升高，虽然端差δt有所降低，但数值上远远弥补不了进水温度的升高值，从而导致凝汽器的排气温度升高，对机组的安全和经济性很不利。
我厂循环水泵根据海水温度的变化出力变化明显，如图2所示。
由图2可以看出海水温度低时循泵电流变小而循环水供水压力增大。
3.冷却水流速的影响
凝汽器的冷却水在换热过程中主要是以对流换热为主。[2]对流换热与冷却水流速有着很大的关系。冷却水流速主要取决于设计值，包括冷却水系统的设计，冷却水管道的布置，冷却水压力的选择范围，冷却管束的合理冷却面积和排列方式以及管束的选材和几何形状等。实际运行中以调整冷却水量、冷却水压力，依靠冷却水的虹吸作用来对冷却水流速进行调整。
4.凝汽器清洁系数的影响
凝汽器清洁系数的大小反映了凝汽器管束的脏污程度和水侧的传热特性。[3]清洁系数小，会使凝汽器传热系数变小，加大了冷却水与水管的温差，传热端差增大冷却水侧的脏污使清洁系数减小、瞬时冷却面积下降，而且改变了冷却水流量。特别像我厂，深取冷却水时会带入大量的杂物和泥沙，造成盐类沉积、结垢。而且有大量的海洋微生物附着在冷却水管壁上，形成生物沉积。这种情况下，如果不及时处理，水垢热阻会增加1倍以上。另外如果不能保证蒸汽的绝对品质，汽侧的管束也会表面结盐结垢，从而使热阻增加，传热强度下降。我厂解决该问题的办法是在循环水系统前池入口加入拦污栅，循泵入口设置旋转滤网，凝汽器入口电动门后有二次滤网及胶球清洗装置来满足减小水侧冷却水清洁系数的要求。[3]其中二次滤网的作用是过滤冷却水，除去较大的悬浮物，防止冷却管和管口堵塞，保证胶球正常运行。
我厂采用循泵入口氯化处理的办法来减少海洋微生物的附着。加氯就是用氯或者漂白粉溶液处理冷却水，杀死微生物、贝壳或阻止其繁殖，并使其丧失附着能力而排出凝汽器。除此之外，拦污柵也会在循泵入口钢闸板放下后由潜水公司进行清理和缺陷修补。定期启动旋转滤网也会对减小清洁系数有所帮助，平时会带出大量的杂物。
二次滤网电动头如果不转和胶球回收率低也会影响清洁系数，从而影响凝汽器端差。
我厂采用的是带蝶阀的外旋式二次滤网，在滤网进水管上的蝶阀可正、反旋转。一般情况下蝶阀全开，水阻小，清洗滤芯时，排水阀全开，蝶阀正向或者反向转到一定角度，不过这种滤网在清除纤维性杂物方面效果较差。将来可以通过技术改造使用多网芯二次滤网或者旋转网芯式二次滤网，效果会更好些。
目前在未改进二次滤网技术的情况下，通常采用低负荷冲洗的方法来解决滤网堵塞引起的凝汽器水室内外圈温差大的问题。冲洗的方法：首先在50%左右负荷、真空允许的情况下将温度偏高一侧的出入口电动门关闭，然后微开入口电动门，稍开出口电动门，最后在全开入口电动门的同时迅速开启出口电动门，利用大量水流对滤网进行冲洗，通常效果都很明显（见图3）。
胶球回收率低的主要原因有：活动式收球网与管壁不密合引起“跑球”；潮位低时投入胶球清洗装置，循环冷却水量小，胶球穿越管束的能力不足，堵在管口；凝汽器进口水室存在涡流、死角，胶球聚集在水室之中；投入的胶球硬度过大，不易通过管束，或者比重太大遗留在了凝汽器中。
目前我厂对4#机组的二次滤网进行了技术改造，改造后胶球的回收率有大幅提高。
5.真空严密性的影响
蒸汽本身的分解和系统的泄漏使凝汽器内总会产生一些不凝结气体。水蒸气中含有2%的不凝结气体时，水蒸气的凝结量会减小5%以上。当水蒸气中含有不凝结气体时，水蒸气和不凝结气体界面上，浓度增大，向外形成不凝结气体的浓度差，汽液界面处该气体浓度最大。在稳定状态下，不凝结气体依靠浓度差从界面向外扩散，其扩散速度等同于水蒸气抵达界面处的速度。由于总压力一定，所以界面处浓度大的不凝结气体分压力也大，水蒸气的分压力必然减小。水蒸气就在对应该分压力的饱和温度下凝结，故液膜外表面温度低于主流处饱和温度，必然影响凝汽器的传热端差。一般凝汽器内的蒸汽含有1%的空气会使放热系数下降50%左右。由此可见，凝汽器的真空严密性在影响机组经济性的同时，还会影响机组设备的安全性，严重时更会使机组振动和凝结水含氧量增加从而腐蚀设备。我厂真空查漏主要方法有：（1）泡沫法检测。用专用的发泡罐和喷射枪将泡沫喷涂在管板上，形成均匀泡沫层。在负压的作用下，如膜层向内凹陷，即可查出泄漏点。（2）凝结水质的化验监督。主要项目有：水硬度、电导率和溶解氧。前两项与泄漏有关。（3）汽侧灌水试验。将水灌满至低压缸汽封洼窝处，为增加内部压力，可从汽轮机上部引入19.6～29.4kPa的压缩空气。此种方法可观察渗水情况。（4）超声波查漏。检修时，将特制的音频振荡器布置在凝汽器壳体内，发出超声波，通过对凝汽器管板的扫描，可快速查出轻微泄漏处。（5）涡流探伤法检测。检修时，将探头置入冷却水管内做均匀移动，所获得信号在示波器上显示，可查出冷却水管泄漏、腐蚀及减薄程度。平时定期进行真空严密性试验来评估凝汽器真空状态。真空严密性的检测方法为：
△H（Pa／min）≤133.3B 式（4）
△qc =Qc／Ac
式中△H（Pa／min）——真空下降的速度；B——系数，当B为25、50及100时，严密性分别为优、良及中等；qc——检查真空系统严密性时的实际蒸汽负荷，㎏/(m2·h) ；Ac——凝汽器的冷却面积，m2；Qms——排入凝汽器的额定蒸汽量，t/h ；Qc——汽轮机实际排气量，㎏/h。
运行经验表明，当汽轮机排气量和冷却水温一定时，真空下降速度与漏入的空气量成线性关系。若真空每分钟下降速度为130～260Pa，则认为真空严密性良好；如果每分钟下降390～520Pa，则认为严密性合格。
6.凝汽器的热负荷对抽汽器的影响
凝汽器的热负荷发生变化时必然会引起凝汽器传热端差的变化。造成凝汽器热负荷变化的因素很多，除了机组负荷变化引起的排气量的变化和机组抽汽供热量的变化，各级抽汽疏水，调节汽门前的疏水，低加疏水等均可进入凝汽器，导致增加额外热负荷，在运行中要尽量避免额外的热负荷，以防增加端差。抽汽器的抽气能力和工作介质的物理性质也会对传热端差产生影响。如真空不严或设计不合理，无法全部抽出不凝结气体，从而引起不凝结气体的累积。工作介质若是冷却水时，其夏季水温可达到35℃以上，而抽水汽室的真空取决于水温（饱和温度和饱和压力是一一对应的），最大真空也只是冷却水温对应的饱和压力。
三、结束语
真空度是汽轮机组安全经济运行的一个重要指标，而凝汽器传热端差又直接影响着真空度的高低。目前每个电厂都或多或少存在真空严密性问题，通过對传热端差影响因素的分析，能够有效解决传热端差给真空造成的不利因素，从而降低机组排气压力提高凝汽器运行的真空度，从而使蒸汽在汽轮机内做功的有效焓降增加，节约能源，提高电厂运行的经济性。
参考文献：
[1]翦天聪.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社,1992.
[2]张天孙.传热学[M].北京:中国电力出版社,1998.
[3]张磊.超超临界火电机组技术问答丛书:汽轮机运行技术问答[M].北京:中国电力出版社,2008.
[4]赵常兴.汽轮机组技术手册[M].北京:中国电力出版社,2007.
[5]乌沙山发电厂集控运行规程合订本[Z].
[6]大唐国际发电股份有限公司.全能值班员技能提升指导丛书:汽轮机分册[M].北京:中国电力出版社,2008.
（责任编辑：麻剑飞）