#1-4机凝汽器端差、过冷度大分析。
一、总述：汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝汽器循环冷却水出水温度之差，称为凝汽器端差。因我厂真空测点不是很准确，排汽温度比较接近饱和温度，一般直接取排汽温度与循环水出水温度比较。
一般情况下，端差受下列因素影响：凝汽器换热管结垢；凝汽器换热管脏污；凝汽器漏入空气；凝汽器热负荷；冷却水温度变化；冷却水流量变化。汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝结水温度之差叫过冷度。
通常影响过冷度的因素通常有：凝汽器水位过高；凝汽器真空严密性不好漏入空气；冷却水温度变化；冷却水流量变化；通往凝汽器底部的回热蒸汽通道受阻，凝结水得不到足够加热，而产生过冷。
二．目前我厂凝汽器端差以及过冷度状况：
根据西安院《技术监督标准》要求，凝汽器端差：循环水入口温度小于或等于14℃，端差不大于7℃；入口温度大于14℃并小于30℃，端差不大于5℃；入口温度大于或等于30℃，端差不大于4℃。过冷度一般要求不大于2℃。
我厂#1-4机凝汽器端差、过冷度近几年情况如下。
表一。由上表可见，#1-4机全年平均凝汽器端差基本在6℃～8℃范围内，一、二期无明显规律性差别；#机凝结水过冷度小于2℃，而#机接近4℃。同时从实际运**况看，#1-4机组夏季时，凝汽器端差一般在4～5℃，凝结水过冷度约1℃；冬季时，凝汽器端差约7～11℃，凝结水过冷度则#的在6℃，#3的目前2℃多，#4的3℃。
由于凝汽器端差、过冷度影响因素较多，尤其是端差受负荷、冷却水温、冷却水流量影响较大，因此单纯比较各机组之间的端差并不合理。正确分析端差变化的原因应选择相同凝汽器热负荷、冷却水温度、冷却水流量的工况进行比较。一般机组大修后，凝汽器换热管清洁度较好，若此时真空严密性试验合格，则可以作为机组运行中端差、过冷度的分析标准。
尽管温度的测量有时存在一定的误差，但相比机组真空值受大气压力及变送器校验时间的影响，以排汽温度来计算凝汽器端差和过冷度，还是较为准确的。我厂统计数据即是采用此法。
凝汽器汽侧不凝结气体较多时，由于阻碍换热及气体分压力的影响会导致凝汽器端差、过冷度增大。真空严密性指标是判断凝汽器汽侧不凝结气体多少的依据。#1-4机近几年真空严密性一直保持较好，均在270pa/m合格范围内，因此凝汽器汽侧漏入较多不凝结气体不是端差、过冷度较大的主要原因。
2023年度的##4机组的真空严密性数据调查：
表五。凝汽器水位对过冷度造成的影响之一是：凝结水系统的运行方式导致凝汽器热水井水位升高，淹没凝汽器底排冷凝管，造成凝结水过冷。
20110.1.21调查的凝汽器水位：
表六。水位比正常水位高，但是均没有达到上限，可以适当调整水位。
凝汽器循环冷却水入口温度主要受环境温度及水塔效率影响，出口温度则受凝汽器热负荷、循环水流量、水塔效率的影响。相同循环水入口温度、相同循环水流量的情况下，凝汽器端差过冷度随热负荷增加而变大，随负荷降低而减小，但减小到一定程度时就不再变化。冬季负荷较低时，循环水流量的增加及温度的降低会导致凝汽器端差、过冷度变大。
各机组负荷与端差的情况见下表：
表七。在水塔效率、凝汽器热负荷、循环水温度流量中，运行人员能够采取措施的主要是查找进入凝汽器的疏水管道是否存在内漏，按规定调整循泵运行方式。冬季低温低负荷期间执行单循泵运行措施能有效降低凝汽器端差及过冷度。
从下表可以看出，单循泵比两循泵时端差降低了1.9/3.15℃，真空虽有所降低但仍未超出设计值。
表八。2023年修后机组阀门内漏的情况：
#1机组：#2机组：
#3机组。#4机组。
从以上分析可以看出，每台机组均存在阀门内漏的情况，从一定程度上增加了凝汽器的热负荷，因此**阀门内漏可以一定程度上降低端差和过冷度。
##4机组的汽轮机效率下降造成热负荷升高也是端差过冷度升高的原因之一：
现统计如下：
从上表可以看出，汽轮机效率除#3机外，其它机组的效率均低于设计值，级间效率降低，导致排汽温度升高，冷源损失增加；也是端差和过冷度增加的一个重压原因。#3机进行通流改造后，相对其它机组端差和过冷度较好。
一般情况下凝汽器端差、过冷度变大的另一重要原因就是换热管换热效果差，结垢、脏污、管束设计不合理、堵管等均是造成换热效果差的原因。自机组投产以来，#机端差过冷度就高于#机，主要就是因为凝汽器设计不同。凝汽器堵管的大体数目约为小于、小于10、小于10，其中#2机组的相对多一点，其他3台机都较少。
#3机组大修后，凝汽器换热效果明显提高，应与更换凝汽器铜管有关。机组长时间运行后，会发生凝汽器换热效果变差的情况，主要原因除循环水水质的影响外，还有就是水塔填料破碎、凝汽器二次滤网破损堵塞、胶球清洗投入不正常等原因。
胶球清洗系统最近一直运行正常，收球率保持稳定大部分时间均在90%以上，#2机胶球清洗系统更换后，收球率一直低于其他机组，维持在90%左右。胶球清洗系统日常缺陷较多，大部分能及时处理，检修还应继续加强胶球系统设备的维护。根据每次检修时对凝汽器管束的检查，可以评价胶球清洗效果是否良好。
今年检修期间，检查各凝汽器管束较干净，无明显脏污情况，说明我们的胶球清洗工作有实效。12月胶球收球率参见下表。
#2机今年小修期间发现凝汽器二次滤网有破损堵塞现象，检修完机组启动后第一个月，#2机凝汽器换热效率明显提高。但随后凝汽器换热效果开始有所下降，循环水泵出口压力有所升高，因此怀疑凝汽器二次滤网可能有堵塞或破损现象。现在#2机的凝汽器钛管清洁度比去年应有所降低。
日常运行中，#4机组拦污栅、一次滤网等处经常出现填料堵塞问题，观察#4水塔水柱较粗，填料材料易破损。自09年下半年开始，#4机凝汽器换热效果与大修后下降较多。今年10月份以来，#4机a侧二次滤网经常处于故障状态，不能进行正常排污，对凝汽器换热效果应该有一定的影响。
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