张承红，王贵龙

(中船重工第七○四研究所，上海 200031)

0 概 述

凝汽器的真空度是凝汽式汽轮发电机组重要的技术指标之一。真空度高的机组耗汽量较少，运行效率高。真空度每下降1%，将使汽轮发电机组的汽耗平均增加1%～2%[1]。因机组负载的变化，允许真空度在一定范围内波动。低负载时，真空度较高。高负载时，真空度相应有所降低，但不得低于额定工况下的设计值。因此，当真空度下降，且偏离了额定工况设计值时，需停机对凝汽器进行检修处理。

某船用汽轮发电机组在进行连续运行试验时，随着运行时间的增加，在高负载时凝汽器的真空度缓慢下降，真空度由正常值逐步降低至报警值，机组无法正常运行，只能停机进行原因分析和处理。

1 系统的组成

凝汽式汽轮发电机组的凝水系统由汽轮机、凝汽器、射汽抽气器、汽封压力调整器、疏水器、电动凝结水泵和水位调节器及互相连接的管路等组成，系统各部分的组成，如图1所示。汽轮机做功后的乏汽，通过后汽缸排入连接在缸体底部的凝汽器中进行冷却和凝结，转变成凝结水。射汽抽气器抽除凝汽器中的空气和少量未凝结的蒸汽混合物，使凝汽器腔体内压力始终维持在小于-0.08 MPa的真空状态。水位调节器控制调节凝汽器热井内的凝结水水位，使水位始终维持在特定的范围内。汽封压力调整器调节控制汽轮机前后汽封，使轴封压力保持在正常的范围。电动凝结水泵抽出凝汽器热井中的凝结水，并将凝结水送入射汽抽气器冷却室内换热，回收热量后被排入外部系统。

图1 凝水系统的组成

2 异常现象

机组满负载连续运行约700 h后，凝汽器的真空度开始缓慢下降，继续运行约300 h后，额定工况下的真空度由-0.081 MPa降低至-0.070 MPa。在凝汽器冷却水的温度维持20℃的情况下，调节冷却水量，使冷却水量缓慢增加，提高凝汽器的换热量以维持凝汽器真空度，但真空度依然在逐步降低。当冷却水流量达到最大值时,仍无法改变真空度下降的趋势。真空度下降及冷却水流量增加随时间变化的趋势，如图2所示。

图2 真空度及冷却水流量的变化曲线

3 引发真空度下降的因素

3.1 射汽抽气器工作异常

射汽抽气器运行异常会直接导致凝汽器真空度的下降或破坏。引起射汽抽气器运行异常的原因有：是抽气器混合室腔体内垫片失效、密封被破坏造成了漏气、抽气器表面式冷却器的冷却管被堵塞，因而使凝结水的温度过高或再循环的流量变小。在冷却器的冷却表面上，部分冷却器管有泄漏，且较脏。蒸汽进口处的滤网有杂物，工作喷嘴的喉部被堵塞，疏水器不能正常疏水。

3.2 漏气量增加

汽封压力调整器工作异常或汽轮机端部轴封的密封不良，将引起汽封系统漏气量的增加。另外，凝汽器壳体以及凝汽器与排汽缸之间各法兰接口密封失效，也形成了漏气。漏气量增加引起真空度下降[2]。

3.3 冷却水量减少或冷却水温升高

冷却水供水量减少或冷却水温升高，导致满负载时凝汽器无法完全冷却汽轮机的工作乏汽，引起凝结水温度的升高，增加射汽抽气器的工作负荷，导致真空度下降。

3.4 凝汽器冷却面有污垢

凝汽器冷却面包括了凝汽器水侧的端盖部分和冷却管的内表面，若在内表面上有污垢，会使凝汽器内的传热效果变差，造成压力增高，真空度下降。冷却效果不佳，将使凝汽器的凝水温度升高。管内结垢也使冷却水的流量减少，在相同的工况下，降低了凝汽器的真空度。

4 原因分析

当射汽抽气器的工作蒸汽的品质和流量为正常值时，工作喷嘴、壳体和冷却室结构均无异常。汽轮机轴端汽封，汽封压力调整器、疏水器的运行正常，凝汽器外部法兰已被重新紧固密封。凝汽器冷却水流量、温度和水位均正常。当机组满载时，凝汽器的凝结水温度明显偏高，高于额定工况下真空度对应的饱和温度。凝汽器管侧水阻力异常增大,远高于设计值30 kPa。同一工况下凝汽器的真空度变低,在高负载时真空度明显低于额定工况下的设计值。凝水温度和水阻力随时间变化的趋势，如图3所示。

由图3可知，凝汽器凝结水温度随着运行时间的增加缓慢升高，高负载时，水温从原56℃升高至65℃。凝汽器管侧的冷却水水阻力也逐步加大，阻力由原36 kPa升高至106 kPa。由此可判断，凝汽器的传热状态变差，冷却能力在下降，在管侧内部冷却面上，可能存在污垢，或管内有堵塞现象。

图3 凝结水温度和水阻力的变化曲线

分解凝汽器后，打开两侧端盖，发现端盖和管束内部管壁上附着了淡黄色黏性软垢，厚度为0.5 mm。被污垢黏附的冷却面，如图4所示。

图4 被污垢黏附的冷却面

污垢的存在降低了凝汽器的传热能力，随污垢厚度的增加，降低了凝汽器的传热系数，导致抽气流量增加，进而抬高了凝汽器背压，出口端差也随之有所升高。换热管的冷却能力严重下降，蒸汽无法及时凝结，造成真空度下降。定量分析了污垢对凝汽器传热性能影响，经分析可知，污垢厚度每增加0.05 mm，凝气器背压升高约210 Pa,出口处温差升高约为0.9℃[3]。当污垢厚度达到0.5 mm，凝气器背压升高约2 100 Pa,出口处温差升高约9℃。在额定工况下，要求真空度为-0.08 MPa，积垢后，真空度约为-0.059 MPa，低于报警值-0.06 MPa。经数据分析，机组在高负荷时凝水温度升高和真空度下降情况与数据分析结果也相吻合，所以，是污垢导致了凝汽器真空度的下降。

5 处理和试验验证

采用高压射流技术对凝汽器进行了清洗。利用高速水流冲刷端盖内侧和所有换热管内壁，完全清除换热面上的污垢，恢复了冷却管钛管原有的金属光泽。清理后的换热管，如图5所示。

图5 清洗后换热管

清洗后，完成了凝汽器的密封试验。机组重新启动，通过运行试验进行性能验证，凝汽器的凝结水温度和水阻力恢复为正常值，真空度也得到恢复，凝汽器故障被消除。

6 结 论

影响汽轮发电机组真空度下降的因素有很多。通过分析运行中出现的异常现象和数据，判断了引发故障的原因。对于运行时间较久的机组，凝汽器冷却面存在污垢是引起真空度降低较为常见的原因，需引起重视，必要时，应提前采取预防措施。