运行二值解决凝汽器端差QC

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什么叫凝汽器端差？端差增大有哪些原因？

什么叫凝汽器端差？端差增大有哪些原因？
一、什么叫凝汽器端差？端差增大有哪些原因？
凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器循环冷却水出口温度之差称为端差。

凝汽器的端差大小与凝汽器循环冷却水入口温度、低压缸排汽流量、凝汽器铜（钛）管的表面清洁度、凝汽器内漏入空气量以及循环冷却水在管内的流速有关。

二、凝汽器端差增加的原因如下：
⑴、凝汽器铜（钛）管结垢。

循环水水质水质不合格，循环水中杂质过多
⑵、凝汽器汽侧漏入空气。

真空严密性不合格，存在漏点等
⑶循环冷却水量减少等。

循环水出口门开度不足，压力降低
循环水泵跳闸等
三、、降低凝汽器端差的措施有哪些？
⑴、保持循环水水质合格。

源头控制水质，化学监督到位，防止水污染
⑵、保持清洗系统运行正常，铜管清洁。

定期投运胶球清洗系统，并保证效果，必要是半面停运冲洗，大修时全面清洗等
⑶、防止凝汽器侧漏入空气。

定期做真空严密性试验，不合格及时消除漏点参控制轴封参数正常，关严真空破坏门。

编辑：兰陵王。

凝汽器端差

凝汽器端差凝汽器压力下的饱和温度凝结水温与循环冷却水出口温度之差称为端差; 理论上,端差越低越小,但实现困难,实际上综合循泵耗功电、复水器换热体积,最佳换热流速及流量,确定出一定4-6、6-8度的经济控制指标;对一定的凝汽器,端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度,凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关;一个清洁的凝汽器,在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标,一般端差值指标是当循环水量增加,冷却水出口温度愈低,端差愈大,反之亦然；单位蒸汽负荷愈大,端差愈大,反之亦然;实际运行中,若端差值比端差指标值高得太多,则表明凝汽器冷却表面铜管污脏,致使换热条件恶化;端差增加的原因有：①凝器铜管水侧或汽侧结垢；②凝汽器汽侧漏入空气；③冷却水管堵塞；④冷却水量增加等增加太多,端差低了,但循泵耗电多,综合比较定35万以上4-6度,以下为6-8度为经济;最佳答案1.凝汽器铜管或钛管结垢、堵塞、脏污,影响换热效果;2.汽轮机排汽温度高;3.凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低;4.凝汽器循环水流量不足;循环水流量增大后,凝结器端差减小,循环水流量减小后,凝结器端差减大.5.凝汽器水侧上部积空气未排出;6.凝汽器集水井水位高,淹没铜管;7.表计误差等其它原因;以上原因均可造成凝汽器端差偏大;真空系统严密性下降后,凝汽器的传热端差为什么增大引起凝结器内真空下降的主要原因是：1冷却水温由于环境温度而升高,夏天较低,冬天较佳;2凝汽器冷却面积污脏,影响传热效果,引起真空下降;3冷却水供水中断或水量不足引起冷却水温升高,引起真空下降;4由于真空系统严密性不佳或轴封供汽中断,抽气器工作失常等原因,使漏气量增加而影响排汽压力,降低真空;5凝汽量水位升高,使部分调管淹没而减少传热面积,进而影响真空;6凝汽器水位过高,超过空气管口;7增加负荷或停用抽汽改为纯凝运行;凝汽器水侧换热面上经长时间运行会造成污垢积聚,不但恶化了真空,降低了汽轮机的经济性,而且能引起铜管的腐蚀、泄漏,威胁汽轮机的安全运行,所以在力求防止凝汽器铜管结垢的同时,还要对形成的污垢定期进行清洗;凝汽器冷却水管一般清洗方法有反冲洗法、机械清洗法、干洗、高压冲洗以及胶球清洗法;目前应用最多的是胶求清洗法;对我有帮助1 凝汽器设备系统介绍 2真空形成基础理论1、凝汽器设备系统主要有循环水泵和凝汽器以及冷却塔,汽轮机的排汽进入凝汽器后,被循环水泵送来的循环水冷却成凝结水,体积大大缩小,压力降低;从而在凝汽器汽侧形成高度真空;2、真空的形成有两个因素：一是人为建立：没开机时,通过真空泵或者射水臭气系统抽出凝汽器的空气从而建立真空;二是冷凝形成：汽轮机的排汽被循环水冷却成凝结水,体积大大缩小从而形成真空;关于发电厂汽机和凝汽器的,什么叫排汽压力,背压,真空,真空度,之间的区别排汽压力：汽轮机做完功后的蒸汽余压;背压：即汽轮机排汽压力,指低压缸中做完功后还有一定压力和温度的蒸汽,然后排入凝汽器；真空：当容器中的压力低于大气压力时,把低于大气压力的部分叫做真空,而容器内的压力叫绝对压力,均可以以水银柱高度表示;真空度：真空用百分比表示就叫做真空度,即真空水银柱高度除以相当于大气压力的水银柱高度,再化为百分数表示,在凝汽器内绝对压力不变的情况下,真空度随着大气压力的变化而变化;所以,在理论计算上使用绝对压力来表示汽轮机凝汽器内的真空较为妥善;凝汽器真空度对发电煤耗是怎么影响的,请各位详细说明一下;凝汽器真空度越高,汽轮机排气温度就越低,凝结水温度相应也降低,冷端损失就减少;即冷却塔带走的热量就少;真空度提高百分之一,效率约提高百分之二;发电煤耗自然会下降;火力发电厂汽汽轮机影响煤耗的因素有哪些很多,如下：1、负荷率2、机组效率3、真空4、厂用电率5、给水温度6、高加投入率7、凝气器端差8、排烟温度9、凝结水过冷度10、低加组投入率11、主蒸汽温度12、主蒸汽压力分析提高凝汽式火力发电厂热效率的主要措施减小电厂的不可逆性损失,即提高发电厂的热经济性,其主要途径是提高工质的吸热过程的平均温度,降低排汽过程的平均放热温度,其主要措施如下：1,提高蒸汽的初参数,以提高现换的平均吸热温度2,降低蒸汽终参数以降低循环的平均放热温度3,采用蒸汽中间再热以提高循环的平均吸热温度4.采用给水回热以提高循环的平均吸热温度5尽可能合理减少能量转换过程中的各项不可逆损失6有合适的热用户时,尽可能合理的采用热电联合能量生产,或联合集中供热以提高热能有效利用程度7充分利用地位热能,以提高热利用率。

凝汽器端差的原因

凝汽器端差的原因
凝汽器端差是指凝汽器两端所测压力值之差。

主要原因有以下几个方面:
1. 流动摩擦损失
凝汽器内部蒸汽流动会产生一定的摩擦损失,导致端差的存在。

蒸汽流速越高,管路曲折程度越大,摩擦损失就越大,端差也就越大。

2. 凝汽器管束堵塞
如果凝汽器管束严重堵塞,会使蒸汽流动受阻,造成局部流速加快,引起较大的压降。

因此,管束严重结垢或有异物堵塞,都会增大端差值。

3. 凝液头损失
凝汽器出口端存在一定凝液头,会造成相应的静压头损失,从而增大端差。

凝液头越高,端差就越大。

4. 非对称布置
如果凝汽器出入口布置不合理,存在明显的几何非对称性,也会增加局部流动阻力,引起较大端差。

5. 结构缺陷
凝汽器内部如果存在结构畸形或焊缝突起等缺陷,也会使局部阻力增大,从而增大端差。

综合以上因素,控制工艺流程、加强清理和检修,优化结构布置等措施,
都有利于减小凝汽器端差,提高整体运行效率。

QC小组成果报告书(提高运行机组凝汽器真空)

QC小组活动成果报告课题名称：提高运行机组真空，达到节能降耗目的小组名称：运行五值攻关小组发布人：一、选题及目标确定：1．选题理由汽轮机真空系统是火电厂的一个重要系统，其运行的好坏直接影响到机组的经济性和安全性。

对于300MW机组来说，在主蒸汽流量不变的情况下，凝汽器真空每下降1kPa，除了主机功率约下降2～2．5MW之外，其他辅机设备的负载均会有不同程度的增加。

在实际工作中，造成凝汽器真空偏低的原因很多，所以必须对真空系统发生的故障进行分析，总结经验，提出日常的监视和防范措施，将运行机组的真空保持在最佳真空状态，这样才能更好地保证机组的正常、经济运行。

2．活动目标：由于真空系统比较庞大，复杂，影响凝汽器真空的因素很多，如凝汽器结构和管材、凝汽器冷凝面积、真空系统严密性、循环水温度、循环水量、抽气系统能力等。

其中，有些已在设计制造环节中确定，如凝汽器的内部结构、管材、抽气系统布置和容量等；有些是受气候和环境因素影响的，如循环水度、潮位等。

因此，在实际运行中，影响凝汽器真空的主要因素是凝汽器管的传热系数、真空系统的严密性、循环水量、抽气系统抽气能力等。

因此，应针对真空系统的常见故障制定好防范措施，确保真空系统的正常运行,做到经济运行、节能降耗。

3.活动目标确定可行性分析及依据：本QC小组成员技术业务水平素质高，现场经验丰富，对本课题进行多次理论及实际的研究和探讨，并对以往有关真空系统故障案例进行分析学习总结，参考了大量有关文献初步制定治理措施，完全可以达到预期效果。

二、现状调查：对于300MW机组来说，在主蒸汽流量不变的情况下，凝汽器真空每下降1kPa，除了主机功率约下降2～2．5MW之外，其他辅机设备的负载均会有不同程度的增加，机组煤耗升高3.099g/kwh 。

电厂凝汽器端差异常分析及处理实践

电厂凝汽器端差异常分析及处理实践摘要：社会发展迅速，电厂建设也突飞猛进。

在凝汽式汽轮机装置中，凝汽设备发挥着十分重要的作用，且在整个热力系统中具有冷源的效果。

凝汽器真空是发电机组汽机侧中的一项重要经济指标，直接影响着整个机组的热经济性。

基于此，本文阐述了凝汽器端差值的关系，通过分析凝汽器端差的影响因素，研究了降低凝汽器端差的措施，希望能够有效地降低凝汽器的端差。

关键词：电厂凝汽器；端差异常分析；处理实践引言端差升高分为正常工况影响和异常因素导致。

因此出现端差升高后，首先需确定其成因，如有异常，须尽快恢复端差正常，确保汽轮机正常运行。

运行中，若端差值升高，可能原因有单位面积蒸汽负荷升高、冷却水温度降低(冬季)、冷却水流速下降、凝汽器密闭性变差、凝汽器钛管洁净度下降。

前三项引发的端差升高一般情况下属于正常工况变化。

而后两项引发的端差升高，则是必须及时排查的安全生产隐患。

一般造成凝汽器钛管洁净度下降的原因为配套循环水系统的阻垢和生物黏泥控制效果下降，因此提升钛管洁净度的传统方法是进行化学清洗，一般需要耗费大量药剂及5天以上的时间。

本方法通过分析污垢种类，针对性选用高效药剂，确定最佳投加时间间隔，以最小投加量在最短时间内使凝汽器端差恢复正常。

1凝汽器传热端差与汽轮机排汽压力的关系对不同的排汽压力，△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凝汽器的传热性能饱和蒸汽温度直接影响着凝汽器的排汽压力，饱和蒸汽的温度直接关系着循环冷却水的热交换程度，具体体现在以下方面：①蒸汽在钛管外壁的凝结换热。

凝结器端差处理

凝汽器端差大的原因及处理建议凝汽器的端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速及流量有关。

一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低，端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。

实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使导热条件恶化。

一、端差增加的原因有：1、凝汽器不锈钢管水侧或汽侧结垢；2、凝汽器真空系统泄露等原因造成的真空度低；3、冷却水管堵塞换热面积减少；4、凝汽器循环水流量不足压力偏低；5、凝汽器集水井水位高，淹没铜管；6、凝汽器水侧上部积空气未排出；7、抽气器及射水泵出力低。

8、后轴封汽调整不及时造成后轴封供汽过高，造成排气温度高。

建议：根据以上端差增加原因进行排查。

利用停机的机会可进行以下工作：1、利用汽测注水的方法进行真空系统泄漏检查。

2、利用高压清洗设备进行凝结器清理，清理不锈钢管的堵塞及淤泥。

3、检查试验抽气器出力。

运行中可进行：1、如不锈钢管堵塞或有淤泥利用增加胶球冲洗时间的办法进行处理。

2、根据水质情况向在冷却水中加入一些化学药品，以杀死冷却水中的微生物，减少一些澡类物质在传热表面的附着、繁衍；进一步的处理是除去水中的一些盐类物质，减少结垢。

3、如不锈钢管结垢还可用冲金刚砂球的方法处理。

具体办法：每天上午单侧每次加球300个金刚砂胶球冲洗1.5小时，倒另一侧冲洗1.5小时，下午和上午一样，观察端差，如果降到4-5度左右换平时用的胶球冲洗。

注意：如果冲金刚砂胶球收球率必须达到95％以上；不锈钢管落实好确实结垢。

4、抽气器应维持在正常、高效的状态下工作，以使凝汽器中的空气尽量维持在低限。

5、调节好凝结器汽测水位，使水位不能淹没铜管；6、经常打开凝结器检放空气门，检查凝结器水室中是否存有空气。

降低凝汽器端差的措施

降低凝汽器端差的措施凝汽器是一种用于将蒸汽冷凝为水的设备，在许多工业和能源生产过程中起着至关重要的作用。

凝汽器端差是指凝汽器进口和出口处的温度差异。

较大的凝汽器端差会导致能源浪费和设备过早磨损，因此降低凝汽器端差是很重要的。

本文将探讨几种降低凝汽器端差的措施。

1. 凝汽器泄漏的排查和修复凝汽器泄漏是导致凝汽器端差升高的常见原因之一。

泄漏可导致进口和出口蒸汽温度之间的差异增大。

因此，必须重视凝汽器泄漏，并及时排查和修复。

一些可能的泄漏点包括凝汽器管道连接、管道接头、法兰和密封件等。

定期进行设备检查和维护，发现泄漏问题及时修复，可以有效减少凝汽器端差。

2. 提高冷却水质量冷却水质量是影响凝汽器端差的另一个重要因素。

冷却水中的杂质、颗粒物和化学物质等会沉积在凝汽器内部，降低换热效率，导致凝汽器端差升高。

因此，提高冷却水质量是降低凝汽器端差的关键措施之一。

可以采取以下措施来改善冷却水质量：•定期清洗冷却水系统，清除沉积物和污垢。

•对冷却水进行过滤和处理，去除颗粒物和杂质。

•控制冷却水中化学物质的含量，避免对凝汽器产生不利影响。

3. 提高冷却水流量和温度凝汽器的冷却效果与冷却水流量和温度密切相关。

增加冷却水流量可以提高凝汽器的换热效率，从而降低凝汽器端差。

同样，提高冷却水温度也有助于增加凝汽器的换热效率。

可以采取以下措施来提高冷却水流量和温度：•优化冷却水系统的设计和布局，确保冷却水能够充分覆盖凝汽器的整个表面。

•增加冷却水泵的功率，以提高冷却水流量。

•调整冷却水进口温度，使其尽可能接近凝汽器设计要求的温度。

4. 提高凝汽器换热面积凝汽器的换热面积是决定凝汽器换热效率的重要参数，也与凝汽器端差密切相关。

增加凝汽器的换热面积可以提高换热效率，从而降低凝汽器端差。

以下是一些提高凝汽器换热面积的方法：•使用高效换热器，如板式换热器和管壳式换热器。

•增加换热器的数量和大小，以增加换热面积。

•优化凝汽器的设计，最大限度地增加换热面积。

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阀门内漏，联系检修更换内漏阀门
次因
要因
凝汽器及负压系统存在漏点
凝汽器冷却水管结
垢
循环水入口温度低
对策查漏
清洗及时调整
目标
严密
无积垢积污现象
不低于 15℃
措施
机组停运时高水位注水，运行时利用氦气查漏
运行中，保证胶球系统投入率，停机后清洗冷却水管
夜间及时挂挡风板
责任人赵鑫王德超
发布人：赵鑫幻灯片制作：杨霄弘
华能伊敏煤电有限责任公司
海拉尔热电厂
我们QC小组为现场型，针对我厂 #1机组凝汽器端差大进行分析、研究原因，提高汽轮机热效率，节能降耗，保障机组安全稳定运行，为我厂实现节能环保型企业做出贡献，是我们QC小组为之奋斗的目标。
小组名称：运行二值汽机专业QC小组
8
凝汽器端差由14.5℃降至8℃
疏水系统阀门内漏
凝汽器冷却水管外壁脏污（汽水品质）
高寒地区，冬季运行环境较差
大凝汽器汽侧及负压系统有漏点
序号 1 2
3 4
5
要因冷却水量减少凝汽器汽侧及其他负压系统有
漏点
循环水入口温度低
冷却管水侧结垢
凝汽器冷却水管外壁脏污（汽水品质）
本次QC活动解决了#1机凝汽器端差大的问题，提高了汽轮机热效率及经济性，在节能降耗的同时，为安全生产做出了贡献。
争结定取果期保异做持常真机，空组及严良时密好汇性的报实严并验密查，性找发。原现
因实，验
. 15
保负中冬证荷认季循的真时环变监，水化视掌入，循握口及环天温时水气度调入变不整口化低水温情于塔度况
赵鑫陈言
王亮
完成时间 2010.11
2010.11 2010.12
根据运行部要求在机组每次停机后及大小修时均对凝汽器及真空系统注水查漏，同时应对运行中处于真空系统的水位计、低加系统等进行仔细检查，以消除漏气点；在机组低负荷运行时，及时调整汽封供汽压力，防止空气通过汽轮机低压缸汽封漏入；加强监视真空抽气系统的运行，加强真空系统严密性试验定期工作的执行，一旦发现真空系统不严，及时查找并消除漏点。机组运行时通过在线氦气查漏的方法针对低压缸结合面等重点
部位进行查漏。
实施二：
• 为了保持凝汽器冷却水管内表面的清洁，运行中严格控制循环水浓缩倍率不超过2.5，严格执行定期工作制度，每个前夜班投入胶球清洗系统，后夜班负责统计收球率，保证收球率在97%以上。及时统计设备缺陷，保证胶球清洗系统的投入率，如发现收球率降低，及时查找原因。停机后，采用高压射流和凝汽器酸洗的方法清洗凝汽器冷却水管，达到无积垢、无积污。
排汽室温度循环水出口温度
44.84 32.5
48.01 31.75
45.45 30.3
端差
12.3
16.3
15.1
真空
-84.5
-83.5
-84.1
注：通过数据可以看出，#1机凝汽器端差比较大。
十
140.3 17.4 43.8 25.99 17.72 -85.3
16
14
12
10
8
6
4
2
0 14.5
分析
结论
循环水泵为定速泵，运行中冷却水量是不变的次因
漏人空气导致凝汽器真空偏低，排汽室温度高主因
高寒地区冬季室外温度低导致循环水入口温度偏低，且对循环水入口温度的调整不够重视
投产初期，胶球清洗装置投入率较低，对于循环水水质的监督不够。
主因主因
启机前及运行中，有严格的汽水品质监督
次因
6 凝汽器热负荷过大
在冬季，运行中注意监视循环水入口
温度，尤其是后夜班及时联系水塔维护人员根据机组负荷以及室外温度情况挂水塔挡风板及调整上塔旁路门，掌握好提前量，保证循环水入口温度不低于15度。
16 14.5 14 12 10
8 6 4 2 0
改造前
6.1 改造后
8 目标值
活动前
我厂#1机组凝汽器端差大，在14.5℃左右（7-10月份）
值班员
组员
专科
现状：#1机端差平均为：14.5℃ 选择课题：降低#1机凝汽器端差结合厂部要求，查找原因尽快将 #1机组凝汽器端差降至规定值以内。我厂规程规定凝汽器端差在6-8℃ 为合格
#1机组2010年7-10月份端差
月份表
参数
七
八
九
负荷
140
140
141
循环水入口温度
25.02
23.8
22.7
活动后
我厂#1机组凝汽器端差为 6.1℃左右
1℃ 1.13g/kwh
耗大凝
增汽
加
，发电煤
器端差每增
对比
发提显电高然煤机降耗组低。热凝
效汽率器，端降差低可
发差活
电动
煤后
耗降低
，降低
机组凝
8.4℃
汽
器
，端
#1 6.1℃
9.2g/kwh
在本次QC活动中，我们针对凝汽器端差大进行治理和运行调整，降低发电煤耗9.2g/KWH，按2010全年发电量 122268.1万KWH计算，按伊敏煤价131 元/吨计算，降低发电成本约147万元。具体化计算公式为： 9.2g/KWH×122268.1万KWH×131元 =1473573元。
成立时间：2010年10月31日
注册编号：2010-08
小组类型：现场型
姓名
性别
年龄
职务
组内分工文化程度
赵鑫
男
29
汽机主值
组长
本科
王德明
男
41
值长
副组长
大专
卜心明
男
27
副值长
组员
本科
王亮
女
39
汽机主值
组员
中专
王德超
男
26
汽机副值
组员
专科
陈岩
男
29
值班员
组员
专科
牛志敏
男
27
值班员
组员
专科
杨霄弘
女
23
挡及，度风机运。板组行
制运度行
中严格执行胶球清洗定期工作
在对机组的真空严密性实验数据的统计，机组启动后真空度往往偏低，不稳定。
我们将利用QC手段：降低我厂#2机组补水率，以提高机组的经济性。