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摘要：真空是影响汽轮机带负荷和热效率的一个重要经济指数，传热效能又直接影响真空的高低，从传热学的角度分析，结合国电宿州电厂2×350MW机组及大唐国际集团江苏南通吕四港电厂4×660MW机组在线调试运行实践，提出了提高传热效能，改善凝汽器交换工况的方法。
关键词：凝汽器；真空度；原因分析；预防措施
1、前言
凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分，其作用是汽机排汽受冷却凝结成水，形成高度真空，使进汽机蒸汽能膨胀到低于大气压力，多做功，其运行工况的正常与否，直接影响到整个机组的安全和经济运行。
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，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。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。
据估算，中小型机组真空每提高1%，机组功率可增加1%，煤耗下降1%。若一台6000kW机组，以每年运行7000h计，每年可多发电420000kW.h，节约标煤210t。
2、传热与真空的分析
正常运行时凝汽器的排汽压力与排气温度的关系是饱和蒸汽的压力和温度的关系，也就是说凝汽器的排汽压力是由相应的饱和蒸汽温度来决定的，而饱和蒸汽的温度与外界冷却介质的热交换程度有关。在凝汽器中，蒸汽受冷却发生相变，相变时凝结水在整个换热面上保持饱和温度t1，蒸汽汽化潜热被冷却水吸收。
蒸汽凝结放出的热量为：
hc:排汽焓，kJ/kg;hc′:凝结水焓，kJ/kg;Gc:排汽量，kJ/s;r:汽化潜热，kJ/kg。
凝汽器热量传递满足Q传=KF△tm
△tm——整个换热面对数平均温压，℃
K——传热系数，kW/(m2.℃)
F——传热面积，m2
冷却水吸收的热量为：
其中：c：比热容，kJ/(kg.℃)；m:质量流量，kg/s；
讨论：
a.当冷却水进口温度下降，其吸收的热量Q吸就增加，蒸汽冷凝温度t1就越低。
b.当受热面积F增加则冷却水出口水温度上升，其吸收热量就增加，蒸汽冷凝温度t1就越低。
c.当冷却水流量增加时其吸收的热量就增加，其增加的幅度由(1)式可看出，按数量级估算，就不及上面两种情况，当然它同样也可使蒸汽温度t1降低。
总之，冷凝温度的下降可使排汽压力相应降低，增大蒸汽在汽机内部的焓降，使得有更多的热能在汽机中转化成机械能。
3、影响传热系数的因素
假定凝结换热系数为a1；导热系数a2；对流换热系数为a3；则凝汽器传热包括以下三个互相串联的换热方式：
由上述过程可推出凝结器换热系数为
这个公式揭示了换热系数的构成，即它等于传热过程诸环节之和的倒数。其中1/a1，1/a2，1/a3分别为三者的热阻，即各串联环节的总热阻等于各串联环节热阻的叠加。根据理论计算1/a1＜1/a2＜1/a3，即依次增大。传热系数表证了传热过程的强烈程度，传热系统数越大，传热过程越强，热阻越小。
4、汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征
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。
5、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、后轴封供汽中断、抽气器故障等；内因主要有凝汽器满水（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。
5.1循环水量中断
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。
5.2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。
5.3后轴封供汽不足或中断
当机组发生事故时，由于多种因素会导致轴封压力下降。例如，单机运行或两台机组运行时，在事故处理过程中由于处理不当，造成轴封压力下降压力下降，使凝结器真空缓慢下降。
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。
5.4抽气器故障
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汪度的差值增大；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。
5.5凝汽器热负荷过高
凝汽器的热负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，以降低凝汽热负荷。
5.6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。
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、正常运行中误将凝结水再循环门开大。
5.7凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化
当凝汽器内铜管（钛管）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。
5.8凝汽器水侧泄漏
凝汽器铜管（钛管）泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管（钛管）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（钛管）泄漏时应立即对铜管（钛管）做堵管处理。
5.9轴封加热器排汽管积水严重
当轴封加热器排汽管积水时，使排汽的通流面积减少，轴封供汽系统工作失常，导致真空下降。造成轴封加热器排汽管积水的原因可能是轴封加热器水位升高；排汽至射水抽气器下水管上的阀门故障；轴封蒸汽母管带水；季节变化（如天气变冷）。当排汽管积水时，轴封加热器排汽管的外壁温度偏低，严重时，高、低压缸前后轴封处会大量冒白汽，这时，机组凝结器真空开始缓慢下降。当确证为轴封加热器排汽管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速地将轴封排汽母管上的放水门全开，进行排水工作，直至水排完为止。
5.10在做与真空系统有关的安全措施时，凝结器真空缓慢下降
在做与真空系统有关的安全措施的过程中，当真空系统阀门关不严密的因素存在时，凝结器真空缓慢下降，造成的原因可能是处于负压区的设备或阀门有空气被拉入凝结器内，使真空缓慢下降。汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升。
5.11运行中机组低压加热器汽侧无水
机组正常运行中，由于人员疏忽大意或是工况发生变化时未能及时调整低压加热器的水位，导致低压加热器无水位运行，这时由于低压加热器无水位，抽汽未能进行热交换就直接排向凝结器热水井，使凝结器热负荷增大，真空下降。
6、凝汽器真空下降的预防措施
真空系统庞大，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比重，需要时刻做好真空下降预防工作。
(1)加强对循环水供水设备的维护工作，确保循环水供水设备的正常运行。
(2)提高抽气器工作性能，加强对凝结水泵及射水泵、射水泵抽气器等空气抽出设备的维护工作，确保其正常运行，抽气器切换要严防误操作。
(3)轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，调整门动作要可靠，并加强对凝汽器水位和轴封汽压力的监视。
(4)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头失水漏空气。
(5)汽水系统化学补充水接至凝汽器。补充水温度低，吸收排汽热量可降低凝汽器温度。
(6)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。
(7)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、停机的整定值。
针对以上各项措施特举国电宿州电厂2×350MW新建机组真空下降关于在低压缸轴封体上进行加工补焊一道处理措施的一组数据作为论证。在处理缺陷处理完再次开机后真空严密性试验纪录取其中后5min内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值记录值如下表:单位（kPa）
第3分钟第4分钟第5分钟第6分钟第7分钟第8分钟
－96.40－96.24－96.09－95.94－95.79－95.48
最终真空严密性为：真空下降速度≤0.19kPa/min。符合国家规程、规范要求的真空下降速度≤0.26kPa/min合格标准。
7、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。
参考文献
[1]国电宿州电厂2×350MW机组运行规程；
[2]大唐国际集团江苏南通吕四港电厂4×660MW机组运行规程；
[3]《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接篇DL5007-92）；
[4]《电力建设施工及验收技术规范》DL5031—94（管道篇）；
[5]《电力建设施工质量验收及评价规程》第5部分：管道及系统（2009）