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摘 要：凝汽器传热端差是考核电厂凝汽器换热效果的重要指标，直接影响机组的经济运行。从影响凝汽器传热端差的因素分析 了降低凝汽器传热端差的措施，提高电厂运行经济性。
关键词：汽轮机；凝汽器；端差
火力发电厂中，凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅机之一，其作用是在汽轮机排汽口形成并维持一定的真空，将汽轮机的排汽冷凝成凝结水。因此，凝汽器冷却效果的好坏直接影响机组的循环热效率。保证凝汽器换热效果良好对电厂经济运行至关重要。凝汽器的传热端差是考核凝汽器换热效果的重要指标，对凝汽器传热端差对机组经济性的影响进行了分析。
l 凝汽器传热端差与汽轮机排汽压力的关系
汽轮机排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽压力与温度的关系。因此，汽轮机排汽压力可由与其对应的饱和蒸汽温度来确定。汽轮机排汽饱和蒸 汽温度为
式中：ts为与汽轮机排汽压力对应的饱和温度；tw1为凝汽器人口冷却水温度； 为凝汽器传热端差；△t为凝汽器冷却水温升。
式中：△h为排汽压力下饱和蒸汽焓与饱和水焓之差；qc为汽轮机排汽量，Cp为循环水平均进、 出E l 温度下的比热容：qw为循环水流量；m为冷却倍率。
对不同的排汽压力，△h基本为常数；冷却倍率m与汽轮机排汽量和循环水量有关 （ 与机组负荷及循环水泵运行方式有关） ，当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，m为固定值；对不同的循 环水进、出口温度，Cp基本为常数。由此可见，当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，循环水的温升为固定值，此时，汽轮机排汽压力完全取决于循环水入水温度和凝汽器传热端差。循环水入水温度取决于自然环境温度和供水方式，对于已经投产运行的发电厂，环境温度和循环水供水方式人为无法改变，因此，凝汽器传热端差是影响汽轮机排汽压力的决定因素。
2 影响凝汽器传热端差的因素
要获得较低的汽轮机排汽压力，必须尽量减小凝汽器传热端差，凝汽器传热端差为
式中：K为凝汽器总体传热系数；AC为凝汽器冷却面积。
按美国传热学会标准 （ H E I ） ，凝汽器总体传热系数K为
式中：K0为基本传热系数；βt为冷却水温度修正系数；βm为冷却管材料和壁厚修正系数； βc为清洁系数；C为计算系数；vm为冷却管内冷却水平均流速。
在机组负荷、循环水流量及凝汽器冷却面积不变的情况下，要降低凝汽器传热端差就必须提高凝汽器总体传热系数。按美国传热学会标准 （ H E I ） ，在机组负荷、循环水流量、循环水入水温度、凝汽器冷却面积及冷却管材料和壁厚不变的情况下，凝汽器总体传热系数由清洁系数和真空系统严密性确定。清洁系数越大，凝汽器总体传热系数越大；真空严密性越好，凝汽器总体传热系数越大。对于已经投产运行的发电厂，提高清洁系数通常是在运行期间尽量提高胶球清洗装置的投入率和收球率，检修期间根据实际情况采用高压水枪冲洗或酸洗。提高真空严密性的方法通常是定期进行真空严密性试验和找漏，并保证抽真空系统工作状态良好。
3 凝汽器传热端差对机组经济性的影响
以某电厂200MW机组凝汽器传热端差对机组经济性的影响为例进行分析，汽轮机和凝汽器主要设计参数：汽轮机排汽量为 414.66 t/h ；排汽压力为 5.5 k P a ；热耗率为8310.4 kj/kw·h；排汽压力变化对热耗率的影响率为0.7%/k P a ；凝汽器冷却面积为11220 m 2 ；冷却水管根数为17001；冷却水管内径为23 mm；冷却水管壁厚为 1 mm；冷却水管材料为海军黄铜；设计流程数为 2 ；冷却水进口 温度为 20度；冷却水流量为25000t /h 。
由于凝汽器传热端差的变化造成汽轮机热耗率的变化量为
式中： △HR为汽轮机热耗率变化量；△P为由于凝汽器传热端差变化造成的汽轮机排汽压力变化量；k为汽轮机排汽压力变化对热耗率变化的影响系数； HRc为设计汽轮机热耗率。
图1给出了机组在额定负荷、设计循环水流量下，不同循环水入水温度时凝汽器实测端差与汽轮机热耗率变化量的关系曲线。
4 结论
减小凝汽器传热端差可有效降低汽轮机排汽压力，降低汽轮机热耗率，提高电厂运行经济性。机组运行中应密切监视凝汽器传热端差，尽量提高胶球清洗装置的投入率和收球率，并定期进行真空严密性试验和找漏，尽量降低凝汽器传热端差。
参考文献
[1] 《 电力工程师手册》动力卷.北京：中国电力出版社，2002.3.
[2] Standards for Steam Surface Condensers Ninth Edition，Heat Exchange Institute （HEI） 1995.
[3 ] DL/T932 - 2005《 凝汽器与真空系统运行维护导则》.
关键词：汽轮机；凝汽器；端差
火力发电厂中，凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅机之一，其作用是在汽轮机排汽口形成并维持一定的真空，将汽轮机的排汽冷凝成凝结水。因此，凝汽器冷却效果的好坏直接影响机组的循环热效率。保证凝汽器换热效果良好对电厂经济运行至关重要。凝汽器的传热端差是考核凝汽器换热效果的重要指标，对凝汽器传热端差对机组经济性的影响进行了分析。
l 凝汽器传热端差与汽轮机排汽压力的关系
汽轮机排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽压力与温度的关系。因此，汽轮机排汽压力可由与其对应的饱和蒸汽温度来确定。汽轮机排汽饱和蒸 汽温度为
式中：ts为与汽轮机排汽压力对应的饱和温度；tw1为凝汽器人口冷却水温度； 为凝汽器传热端差；△t为凝汽器冷却水温升。
式中：△h为排汽压力下饱和蒸汽焓与饱和水焓之差；qc为汽轮机排汽量，Cp为循环水平均进、 出E l 温度下的比热容：qw为循环水流量；m为冷却倍率。
对不同的排汽压力，△h基本为常数；冷却倍率m与汽轮机排汽量和循环水量有关 （ 与机组负荷及循环水泵运行方式有关） ，当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，m为固定值；对不同的循 环水进、出口温度，Cp基本为常数。由此可见，当机组负荷及循环水泵运行方式不变时，循环水的温升为固定值，此时，汽轮机排汽压力完全取决于循环水入水温度和凝汽器传热端差。循环水入水温度取决于自然环境温度和供水方式，对于已经投产运行的发电厂，环境温度和循环水供水方式人为无法改变，因此，凝汽器传热端差是影响汽轮机排汽压力的决定因素。
2 影响凝汽器传热端差的因素
要获得较低的汽轮机排汽压力，必须尽量减小凝汽器传热端差，凝汽器传热端差为
式中：K为凝汽器总体传热系数；AC为凝汽器冷却面积。
按美国传热学会标准 （ H E I ） ，凝汽器总体传热系数K为
式中：K0为基本传热系数；βt为冷却水温度修正系数；βm为冷却管材料和壁厚修正系数； βc为清洁系数；C为计算系数；vm为冷却管内冷却水平均流速。
在机组负荷、循环水流量及凝汽器冷却面积不变的情况下，要降低凝汽器传热端差就必须提高凝汽器总体传热系数。按美国传热学会标准 （ H E I ） ，在机组负荷、循环水流量、循环水入水温度、凝汽器冷却面积及冷却管材料和壁厚不变的情况下，凝汽器总体传热系数由清洁系数和真空系统严密性确定。清洁系数越大，凝汽器总体传热系数越大；真空严密性越好，凝汽器总体传热系数越大。对于已经投产运行的发电厂，提高清洁系数通常是在运行期间尽量提高胶球清洗装置的投入率和收球率，检修期间根据实际情况采用高压水枪冲洗或酸洗。提高真空严密性的方法通常是定期进行真空严密性试验和找漏，并保证抽真空系统工作状态良好。
3 凝汽器传热端差对机组经济性的影响
以某电厂200MW机组凝汽器传热端差对机组经济性的影响为例进行分析，汽轮机和凝汽器主要设计参数：汽轮机排汽量为 414.66 t/h ；排汽压力为 5.5 k P a ；热耗率为8310.4 kj/kw·h；排汽压力变化对热耗率的影响率为0.7%/k P a ；凝汽器冷却面积为11220 m 2 ；冷却水管根数为17001；冷却水管内径为23 mm；冷却水管壁厚为 1 mm；冷却水管材料为海军黄铜；设计流程数为 2 ；冷却水进口 温度为 20度；冷却水流量为25000t /h 。
由于凝汽器传热端差的变化造成汽轮机热耗率的变化量为
式中： △HR为汽轮机热耗率变化量；△P为由于凝汽器传热端差变化造成的汽轮机排汽压力变化量；k为汽轮机排汽压力变化对热耗率变化的影响系数； HRc为设计汽轮机热耗率。
图1给出了机组在额定负荷、设计循环水流量下，不同循环水入水温度时凝汽器实测端差与汽轮机热耗率变化量的关系曲线。
4 结论
减小凝汽器传热端差可有效降低汽轮机排汽压力，降低汽轮机热耗率，提高电厂运行经济性。机组运行中应密切监视凝汽器传热端差，尽量提高胶球清洗装置的投入率和收球率，并定期进行真空严密性试验和找漏，尽量降低凝汽器传热端差。
参考文献
[1] 《 电力工程师手册》动力卷.北京：中国电力出版社，2002.3.
[2] Standards for Steam Surface Condensers Ninth Edition，Heat Exchange Institute （HEI） 1995.
[3 ] DL/T932 - 2005《 凝汽器与真空系统运行维护导则》.