摘要：凝汽器是电厂汽轮机热力循环的组成环节，其性能直接决定着整个发电机组的经济安全性，因此保持凝汽器正常工况下的运行，对提高发电机组发电效率、降低运行成本具有重要意义。在对电厂汽轮机凝汽器的故障类型和危害进行分析的基础上提出了改善凝汽器真空度的具体措施，包括负压系统的查漏、冷却水管的清洗以及循环水泵、抽汽系统的的经济调度。

    1 汽轮机凝汽器结构分析
    电厂凝汽设备系统结构如图1所示。循环水泵通过冷却水管将冷却水吸入凝汽器，吸入的冷却水带走凝汽器中蒸气热量的同时将蒸气冷凝成凝结水；热井中的凝结水通过凝结水泵送人除氧器供锅炉循环使用。
    凝汽器工作前，首先利用抽气器将残余气体成分抽出，维持一定真空度。但正常工况下，由于凝汽器密封性问题会漏人少量空气，以及疏水、回热、排气中存在的少量不凝结气体，因此也需要利用抽气器抽取不凝结气体，维持凝汽器的真空度。

    2 凝汽器常见故障及危害
    2.1凝汽器常见故障
    凝汽器的真空度与热力系统的设计、制造、安装有关，同时也与机组的运行维护和检修质量密切相关。影响凝汽器真空度的因素主要有以下几类。
    2.1.1真空系统
    凝汽器中的气体成分主要由两部分组成：（1）机组的不严密性导致空气漏人凝汽器（如低压缸两端汽封位置，中、低压缸联通管法兰处，负压工况下的阀门漏气等），造成凝汽器内部传热环境恶化，真空度下降，增加了抽气器的出力和凝结水中的氧气含量，使得凝结水品质下降；（2）随同低压缸排气排人凝汽器的部分不凝结气体。基于给水系统设置的除氧环节，这部分气体总量少，可通过抽气器排出。
    2.1.2循环水系统
    冷却水的进口温度及端差是影响凝汽器真空度的主要因素。冷却倍率不变，循环冷却水进口温度越低，则凝汽器真空度越高；冷却水温不变，冷却水量减少，则冷却水温升增大。端差表征着凝汽器热交换性能，相同条件下的端差越大，表明凝汽器汽侧空气量越大，凝汽器热管表面脏堵，热交换能力越低。冷却水量是否充足，从冷却水的进出口水温就能得到直接反映。当冷却水进出口水温的温差大于8-12℃时，表明冷却水量不够，温升过大时应及时提高冷却水量。
    循环水泵的出力也直接影响着循环冷却水系统，当循环水泵处理下降时，则用于冷却凝汽器低温蒸气的冷却水远低于热力计算中所规定的冷却水量，导致凝汽器真空度下降。通常，凝汽器冷却倍率维持在50～60，大型火力发电站的汽轮机凝汽器的冷却倍率较大，而在机组实际运行过程中选取的冷却倍率往往比推荐值小。

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