3 原因分析

凝結器壓力其實為排汽壓力與凝結器中不凝結氣體壓力之和，可表示為：

pc=pa ps(3－1)

其中pc、pa、pS分別表示為凝結器壓力、凝結器中不凝結氣體分壓力和排汽分壓力。排汽壓力對應下的飽和溫度可以由下式求得：

ts=tw1 Δt δt(3-2)

Δt=tw2-tw1(3-3)

Δt=tb-tw2(3-4)

其中:ts－排汽溫度；

tw1、tw2－凝結器進、出水溫度；

Δt－循環(huán)水進出水溫差；

δt－凝結器端差。

由（3－2）式可以分析確定影響該機組凝結器真空的主要因素。

（1）要使凝結器有較高真空，需使排汽溫度ts降低，由圖2－1的相關運行數(shù)據(jù)可知，凝結器真空隨季節(jié)性變化的特征不是十分明顯，所以tw1不是影響該機組凝結器真空的主要因素；

（2）Δt可以用以下經驗公式表示，

Δt=(hc-hc′)/4.187m≈520/m（3－5）

其中m－循環(huán)倍率，實踐證明增開循環(huán)水泵，真空提升的值不大，只有1000Pa左右，所以可以排除Δt為凝結器真空影響的主要因素；

(3)凝結器端差δt的大小影響因素可以用下式表示：

（3－6）

式中:Ac－冷卻管總面積，m2；

k－凝結器總體傳熱系數(shù)，KJ/(m2·h·k)；

Dw－冷卻水量，t/h；

由（3－6）式可知，在Ac和Dw基本不變的情況下，影響凝結器真空的主要因素是凝結器總體傳熱系數(shù)k。

凝結器管材總體傳熱系數(shù)k[w/(m2·k)]利用美國熱交換協(xié)會HEI計算方法可表示為：

(3-7)

其中：c－計算系數(shù)；

βt－冷卻水修正系數(shù)；

βc－清潔系數(shù)；

βm－冷卻水管材和壁厚修正系數(shù)；

Vw－冷卻水流速m/s。

依據(jù)（3－2）和（3－7）分析＃8機組凝結器真空低的原因主要有以下幾點：

(1)2002年6月＃8機組進行大修時將三臺凝結器的換熱管材由原來的Hsn70－1(A)錫

黃銅管更換為Tp304不銹鋼管，根據(jù)相關部門的試驗資料，兩者之間的換熱系數(shù)差在15％左右，在換熱面積及布置方式基本沒有變化的情況下，換熱效果變差。

(2)該廠循環(huán)水為開式循環(huán)，水源取自北江，2000年以來循環(huán)水取水口上游1km左右的蒙浬水電站進行施工建設，造成循環(huán)水取水口的水質變壞，長期渾濁，致使＃8機組凝結器換熱管淤泥沉積，機組本身所裝設的反沖洗裝置在進行反沖洗時由于擾動性差很難將淤泥沖走，這些沉積的淤泥在長期的生物與物理作用下硬化結垢，致使換熱效果惡化。

(3)由于凝結器內管材通流面淤泥沉積結垢，致使流通面光潔度變差，使冷卻水流經凝結器冷卻管道時的流動阻力增大，循環(huán)水流速VW減慢，循環(huán)水流量減少，對流換熱效果變差。

(4)＃8機組真空嚴密性試驗長期不合格，真空嚴密試驗時真空下降值達1000～1500Pa/min，漏真空嚴重，使凝結器內空氣等不凝結氣體的分壓力Pa增加，凝結器壓力升高，排汽溫度升高，低壓缸排汽膨脹受阻，凝結器真空變差。

4處理措施和建議

(1)建議利用機組大修的機會進行技術改造，增加凝結器膠球清洗裝置，實踐證明凝結器膠球清洗裝置是避免凝結器冷卻管結垢行之有效的方法。

(2)機組運行中加強凝結器反沖洗，避免凝結器冷卻管堵塞影響凝結器真空，加強凝結器定期反沖洗的監(jiān)督，延長凝結器反沖洗時間，提高凝結器反沖洗的效果，最大限度的減少冷卻管的堵塞和淤泥沉積結垢。

(3)利用機組臨修等停機機會進行凝結器冷卻管的水力機械清洗，實踐已經證明這種方法能有效的清除冷卻管中沉積的淤泥，提高凝結器真空，增加機組經濟性，建議在加裝膠球沖洗裝置之前每三個月進行一次冷卻管的水力機械清洗。

(4)利用機組停運的機會，加強對凝結器真空系統(tǒng)的查漏，確認泄漏點，如有必要大修時更換真空系統(tǒng)的部分腐蝕嚴重疏水管道和閥門，提高真空系統(tǒng)的嚴密性，盡可能的做的使機組的真空嚴密性在合格的范圍。

(5)在夏季天氣炎熱的時候，采取增開循環(huán)水泵，增加循環(huán)水流量的方法來阻止凝結器真空的惡化，通過試驗與計算尋找機組的最佳真空。

(6)運行中注意檢查主、再熱蒸汽管道疏水以及汽缸疏水關閉嚴密，減少凝結器的熱負荷；注意檢查凝結器各反沖洗門關閉嚴密，減少因管路短路造成的冷卻水損失。

參考文獻:
[1]席洪藻.汽輪機設備及運行[M].北京：水力電力出版社.1988.

[2]韓中合.田松峰.馬曉芳.火電廠汽機設備及運行[M].北京：中國電力出版社.2002.