真空系统作为空间环境模拟器的重要组成部分，其一般分为粗抽与高真空两部分，在航天器热试验过程中起着模拟空间真空背景的关键作用，一旦热试验过程中真空度出现异常，不但试验无法进行，甚至可能对航天器造成危害。本文针对大型环境模拟器试验粗抽阶段的真空度异常诊断方法进行研究，开发了真空度异常诊断系统，并将其应用在了KM7A 空间环境模拟器上，取得了良好的效果。

1、概述

　　为验证航天器热设计的正确性及各个飞行阶段热控系统适应各种热环境的能力并确定热控系统的最佳热控参数，考核和验证航天器的工作能力，在航天器的研制过程中必须进行充分的地面试验，航天器真空热环境试验是在空间环境模拟器内实现的，真空是不可缺少的环境条件。一旦空间环境模拟器真空环境在建立或维持过程中出现异常，航天器产品地面模拟试验的效果将难以保证甚至有可能对航天器产品本身造成危害。例如，若真空度在粗抽阶段出现异常，则航天器在发射阶段进行的各项测试将无法全部完成。因此有必要开展热试验真空度异常诊断技术的研究，在空间环境模拟器真空度异常时，进行诊断，分析原因，及时提示试验人员进行处理，确保热试验顺利进行。

2、空间环境模拟器真空系统组成

　　在大型空间环境模拟器内要实现宇宙空间的超高真空环境模拟是相当困难的，而且也没有必要这么做。从热平衡试验看，只要克服空间环境模拟器内的空气的对流和导热的影响就可满足试验要求。

　　空间环境模拟器的真空系统一般由高真空系统与粗抽系统两部分组成，如下图1 所示。粗抽系统一般由多级干泵罗茨泵机组、阀门、真空规、管道等部分组成，其在空间环境模拟器启动时工作，将容器真空度降低到高真空系统可以启动的压力；高真空系统一般由多台低温泵、阀门、真空规等部分组成，其在整个航天器热试验工况过程中一直工作，作用是维持空间环境模拟器内的真空度优于试验大纲要求值，一般为1.3×10^-3 Pa。

图1 空间环境模拟器真空系统原理图

3、真空度异常诊断方法研究

　　航天器热试验阶段，空间环境模拟器的真空度从一个大气压变化到高真空(一般为10^-4 Pa 量级)，这期间如果环境模拟器密封不好或者真空测量系统、真空获得系统出现问题都将导致环境模拟器真空度出现异常。根据经验，真空度出现异常大多是容器密封问题所导致，例如，真空法兰上电连接器漏率过大、真空法兰与容器密封不良、容器上的阀门漏率过大、容器内的热沉漏率过大等等，上述问题80%以上均可以在试验粗抽阶段反映出来，因此，空间环境模拟器真空度的异常诊断主要针对试验粗抽阶段讨论。

　　根据上述分析，结合空间环境模拟器粗抽阶段的运行特点，某们总结出试验粗抽阶段真空度异常诊断的方法如下：

　　a)整理空间环境模拟器不同卫星平台粗抽试验历史数据，应涵盖所有卫星平台，保证数据全面性；

　　b)根据整理的历史试验数据，选择一定时间间隔，对历史数据进行分析整理，得出每个时间间隔点对应历史数据的最大值、最小值；

　　c)所有的最大值形成一条曲线(高限曲线)，所有的最小值形成一条曲线(低限曲线)，这样所有试验数据曲线均被限定在了高、低限曲线之间；

　　d)根据得到的高、低限曲线，拟合出对应的高、低限函数；

　　e)得到高、低限函数后，编制真空度异常诊断程序，将试验粗抽阶段任意时刻的压力检测值与函数同一时刻对应的压力值比较，若任意时刻的真空度检测值超出此区间，则认为容器可能存在泄漏情况，需要提醒试验操作人员注意并进行相关检查。

4、真空度异常诊断系统开发

　　下面以KM7A 空间环境模拟器为例，详细介绍试验粗抽阶段真空度异常诊断系统的开发以及应用情况。

　　4.1、历史数据整理收集

　　某们对KM7A 空间环境模拟器所有航天器真空热试验粗抽阶段的历史试验数据进行整理，结合航天器的平台特点，选取了九组试验的历史数据，形成了历史试验数据曲线簇，如下图2 所示。

图2 KM7A 空间环境模拟器粗抽历史试验数据曲线簇

　　4.2、历史试验数据处理

　　根据4.1 中选取好的历史试验数据样本，某们取30s 时间间隔为样本数据采集点，这样就可以得出每个时间间隔点对应的历史数据最大值与最小值。KM7A 空间环境模拟器试验粗抽时间不到4 个小时，30s 一个采样点，整个粗抽阶段累计采集历史数据点约400 多个，这400 多个采集点每个点均对应着九个历史试验数据，将每个采集点对应的最大值与最小值找到，即完成了历史数据的处理工作。

　　4.3、真空度高、低限曲线获得

　　根据4.2 部分的结论，某们将得到的每个时间间隔点对应的最大历史数据绘成一条曲线即得到了真空度高限曲线，如图3 中的黑色曲线;将每个时间间隔点对应的最小历史数据绘成一条曲线即得到了真空度低限曲线，如图3 中的红色曲线。

图3 真空度高、低限曲线

　　4.4、真空度高、低限函数获得

　　根据4.3 中的结论，得到了真空度的高、低限曲线，某们采用多项式拟合的方式，可以分别求出真空度的高低限曲线所对应的函数。由于真空度低限曲线对于空间环境模拟器密封性能的判断指导意义不大，这里未予以考虑，仅考虑粗抽的高限曲线所对应的函数即可，具体拟合公式以及方法如下。

　　以真空度开始变化为启动判读时刻，标记为时间零点，真空度到达5Pa 停止判读。

　　4.5、真空度异常诊断系统开发

　　根据4.4 中得到的结论，即获得了真空度高限的曲线函数，那么将高限函数集成到上位控制程序后，上位程序可以根据需要在固定时间间隔(例如1min) 将试验粗抽实时数据与对应时刻高限函数计算得到的真空度限值进行比较，如果检测真空度明显超出高限值，则由上位程序触发报警提示信息，容器密封可能存在问题，提醒试验操作人员检查容器状态及设备状态，这就避免了粗抽已经进行了数个小时后，真空度不在变化或变化缓慢时才觉得有问题，这时候再进行问题定位、解决，需要耽误较长的时间，影响试验进度。

5、结论与展望

　　故障诊断技术是近20 多年来国际上随着电子计算机技术、现代测量技术和信号处理技术的迅速发展而发展起来的一项新技术。本文对大型空间环境模拟器试验粗抽阶段真空度的异常诊断方法进行了研究，提出基于全面历史数据分析结合多项式拟合的方法，可以对整个试验粗抽过程的真空度变化情况进行实时诊断，并将成果应用在了KM7A 空间环境模拟器上，效果良好。

　　后续课题组将结合粗抽系统真空度异常诊断的相关研制经验，继续深入研究空间环境模拟器其它重要分系统的故障模式以及诊断方法，为空间环境模拟器的健康稳定运行提供技术保障。

参考文献

　　[1] 达道安. 空间真空技术[M]. 北京： 宇航出版社，1995：7.

　　[2] 黄本诚，马有礼. 航天器空间环境试验技术[M]. 北京：国防工业出版社，2002：44.

　　[3] 李海庆，原培新. 设备故障诊断及其发展趋势[C].2006 年全国振动工程及应用学术会议论文，2006.

　　介绍了凝汽器真空度测量系统取样管在设计和施工中存在的一些问题，以四川广安发电有限责任公司600MW机组真空度测量为例，论证了采用多点汇合式取样改造方案的可行性，以提高凝汽器真空度测量准确性。方案实施后，凝汽器测量的准确性得到了提高，方便了运行人员对机组效率的调整，取得了良好的效果。

　　引言

　　在凝汽式汽轮机组中，凝汽器是非常重要的设备，它是火力发电厂中实现朗肯循环最基本的设备之一。它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性和经济性。凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是凝汽器综合性能的一项主要考核指标，它对机组安全稳定运行、节能降耗有着重要的意义。因此，凝汽器真空度测量的准确与可靠，就显得尤为重要。

1、取样存在的问题

　　1.1、常见的问题

　　由于凝汽器真空度不同于常见的一般压力，其测量取样方法也有其特殊性，测压点和取样管路的设计和施工不能等同于常见的压力测量系统。由于凝汽器是密闭的容器，设计人员在凝汽器真空度测量系统设计时，可能会因考虑不周，设计不够细致而出现设计不完全合理的现象。有的安装和施工人员可能会认为，在密闭容器内部，质量检验难以发现问题，甚至存在测量仪器只要插入凝汽器内就能测量真空度的侥幸心理，以至于发生不按设计施工、偷工减料的现象，其中，测点安装不到位、取样管路长距离水平布置、测量仪表安装分布不合理等现象尤为明显。这些设计和施工中存在的问题，会直接影响凝汽器真空度测量的准确性，而凝汽器真空度在汽轮机危急遮断系统(ETS)保护和旁路控制系统(BPS)保护中，是至关重要的条件，特别是在表征凝汽器综合性能和节能降耗方面，其准确性要求更高。下面以四川广安发电有限责任公司600MW机组真空度测量为实例，详细分析凝汽器真空度测量中存在的具体问题。

　　1.2、典型案例分析

　　四川广安发电有限责任公司三期2×600MW机组采用东方汽轮机厂生产的N600-16.7/538型亚临界、中间再热、凝汽式汽轮机。在168h满负荷试运行中，常出现凝汽器真空度测量值偏低的现象，而排汽温度和凝结水温度未见明显变化，即凝汽器过冷度未增加，凝汽器端差也无明显变化。

　　针对这种现象，首先对真空泵进行运行泵和备用泵切换，未发现原运行真空泵系统有异常现象。然后分别检查了循环水流量和进出水压力、轴封系统工作压力及状况、凝汽器水位、凝汽器放水阀、真空破坏阀、低压旁路阀等与凝汽器真空度相关的阀门，尽量排除循环水量不足、凝汽器水位过高以及阀门体内漏或破裂对凝汽器真空度的影响。接下来维护人员对凝汽器真空度测量系统的真空变送器进行校验，未见异常。于是，笔者怀疑可能是轴封系统工作异常或与凝汽器真空度的相关阀体内漏所致，待停机后进一步检查处理。机组停运后，进入凝汽器检查真空度测量系统取样管路和测压点，发现在设计和施工方面，存在偷工减料、敷衍了事、不遵守相关规范的现象。其凝汽器测量系统取样管施工情况如图1所示。由图1可知，凝汽器真空度测量取样点在凝汽器中上部，2根取样管从凝汽器内部引出后，经一次阀、二次阀后分别供给变送器、真空表、真空开关等测量仪表，虽然测量取样管路少且简单，施工方便，但明显存在取样点位置未在饱和蒸汽区、取样管路易积水、量仪表分布不利于监视保护动作等问题，这些问题会严重影响真空度测量的准确性，从而影响机组运行的经济性。

图1 2×600MW机组原A/B凝汽器真空度测量系统取样管安装示意图

　　在图1、图2中:PT为真空变送器，供分散控制系统(DCS)画面显示；PA为真空表，供就地显示；PS1/PS2/PS3为开关，>-79.7kPa，3取2块关低压旁路；PS4为开关，>-86.5kPa，辅盘光字牌报警；PS5为开关，>-86.5kPa，真空度低ETS动作选通；PS6/PS7/PS8为开关，>-74.7kPa，3取2ETS动作。

2、多点汇合式取样方案

　　2.1、方案的制订

　　针对四川广安发电有限责任公司600MW机组凝汽器真空度测量系统存在的取样点位置未在饱和蒸汽区、取样管路易积水、测量仪表分布不合理等问题，在凝汽器真空度测量系统取样改造方案制订时，着重从以下3个方面入手。

　　2.1.1、规范安装取样点

　　凝汽器真空度测量取样点应在凝汽器的喉部，刚好处于机组排汽的饱和蒸汽区，不要因为施工麻烦，把取样点随便安放在凝汽器内，这样会严重影响凝汽器真空度测量的准确性(如图2所示)。规范的设计和施工应为:在凝汽器的上部安装支架，把取样点固定在凝汽器喉部，以保证测量位置的准确性，从而避免出现真空度测量值偏低和凝汽器水位影响的问题。

　　2.1.2、加装疏水装置

　　由于凝汽器测量取样点在饱和蒸汽区，真空中带水严重，若取样管路中无疏水装置，易出现取样管路中积水的现象。真空取样管路集水后，当集水较多时，由于水的张力和水与管壁摩擦力的影响，使得真空度测量产生很大的误差。由于取样管路向上倾斜，水在管路中形成的水柱有一向下的重力，故往往会出现测量值比实际值大的现象。当机组真空度实际降低时，由于测量值偏大，会导致机组在高背压下运行，造成运行人员误判断和保护的拒动。

　　因此，在凝汽器外取样管引出点处加装疏水装置，排水管末端插入凝汽器内的底部，以防止取样管路积水对测量结果造成影响。

　　2.1.3、优化仪表分布

　　在取样管路上安装的热工测量仪表，集中布了报警和保护动作开关，真空表和变送器布置在另一管路上，保护开关取样管路上无数值监视仪表，在保护开关取样管路泄漏时，由于监视不力而未得到及时处理，会导致保护误动或拒动，进而引起汽机跳闸等严重后果。另外，由于保护开关同在一条取样管路上，单一开关需要日常维护和校定，拆装时存在相互影响的问题，不利于维护和检修工作的开展。

　　为了使测量仪表合理布置，增加取样输出管路，把汽轮机危急跳闸系统(ETS)跳闸保护和快关旁路的各3个开关分开，布置在不同的输出管路上，真空变送器和汽轮机危急跳闸系统(ETS)动作选通开关并用1根取样输出管路，方案设计如图2所示。这样，既方便运行人员对重要保护的监视，也有利于维护和检修。

　　2.2、多点汇合式取样实施

　　四川广安发电有限责任公司凝汽器真空度测量改造方案制订中，充分考虑了上述3个方面的问题，消除了凝汽器真空度测量常出现的测量值偏低的现象。为了进一步提高凝汽器真空度测量的准确性，在现有改造方案的基础上，充分考虑凝汽器自身的特点，采用多点汇合式取样，是非常行之有效的方法。多点汇合式取样是在真空度测量取样点(凝汽器喉部)同一水平面上布置多个测点，通过取样管路引出到凝汽器外加装的汇合筒中汇合，再经过取样管路从汇合筒中引出真空系统，开关、变送器和真空表安装在汇合筒引出的取样管路上。在四川广安发电有限责任公司600MW机组改造中采用了该方案，设计和施工如图2所示。

　　为了提高凝汽器真空度测量的准确性，除了正确设计取样点外，还采用了多点汇合式取样方案，该方案是在凝汽器喉部的4个角及其同一水平面上分别安装1个测压头，它通过取样管下降段、三通管及其取样管引出点，再经球阀后，汇入汇合筒。在汇合筒内，多个取样点实现了真空度汇合，从汇合筒中引出真空至热工测量仪表。在该改造方案中，设计、修正了凝汽器真空度测量因取样点位置不准确而产生的误差，提高了凝汽器真空度测量的准确性。另外，该方案还包括在凝汽器内加装的三通管和下降管，以达到排放凝汽器内部取样管路疏水的目的，在汇合筒上安装的排水阀和排水管组成的疏水装置，能够收集和排放凝汽器外部取样管路中形成的疏水，从而避免了真空度取样管路积水对真空度测量的影响。

图2 2×600MW机组A/B凝汽器真空度测量取样设计和施工改造后示意图

3、应用效果

　　采用多点汇合式取样设计方案，分别对2台600MW机组凝汽器真空度测量取样装置进行了改造，通过改造，凝汽器真空度测量的准确性有了很大改善，真空度有了明显的提高，凝汽器真空度与凝汽器过冷度和凝汽器端差对应关系一致，方便了运行人员对机组效率的调整。真空取样管路设计施工合理，不再出现取样管路积水现象，真空度测量仪表布置合理，方便运行人员对真空度测量系统及保护进行监控，达到了预期的效果。改造后凝汽器真空度测量值及对应参数见表1。

表1 #6机组真空度测量改造后A/B凝汽器真空度及对应参数

4、注意事项

　　采用多点汇合式取样方案，以提高凝汽器真空度测量的准确性。由于增设了部分取样管路和疏水装置，也相应增加了设计上的要求和施工中的难度。因此，在设计和施工过程中，应注意如下7个方面的问题。

　　(1)测压头应使用细网状的不锈钢笼子罩住，以减少饱和蒸汽中所带水粒进入凝汽器喉部的真空取样管内。

　　(2)增大凝汽器喉部真空取样管的管径，使取样管下降段到汇合筒之间的管路直径≥25.4mm，一次门选用通径>15mm的球阀，取样管从凝汽器引出方向与凝汽器的垂直面呈45°角，以避免取样管路中积水。

　　(3)汇合筒引出的一次门后取样管应倾斜向上，不允许向下倾斜或长距离水平布置，管路长度≤100m，管径应≥16mm，最好选用不锈钢管，以防止取样管路中积水。

　　(4)应保证焊口质量，避免焊口处漏气或通径减小而出现缺陷，确保取样管整体无损伤。

　　(5)测量真空度的指示仪表或变送器应设置在高于取源点的地方。汇合筒的排水管应插入凝汽器内，并且排水管出口应接近凝汽器底部。

　　(6)施工结束后，应进行真空度管路严密性试验，用0.10～0.15MPa压缩空气进行试验，15min内压力降低值不应大于试验压力的3%。

　　(7)启机前，应对汇合筒进行排水。另外，严禁在凝汽器注水后安装真空表和变送器，凝汽器注水找漏后，应在机组抽真空时拆开仪表或变送器的接头，把取样管内的水抽回到凝汽器。

5、结论

　　在凝汽器真空度测量中，采用多点汇合式取样方案，设计合理，能消除取样点单一或某一点异常时造成的测量误差，避免保护误动或拒动带来的严重后果。在现场应用中，有利于提高凝汽器真空度测量的准确性和可靠性，对机组安全稳定运行、节能降耗有着非常重大的意义，在火电厂凝汽器真空度测量中，多点汇合式取样方案可供其他同类项目改造时参考和借鉴。

　　真空度是影响汽轮机带负荷和热效率的一个重要技术经济指标，传热效能又直接影响真空度的高低，根据传热学的原理，结合汽轮机凝汽器运行情况，提出了提高真空度的办法，改善交换工况，从而达到提高节能效果的目的。

　　凝汽器是汽轮机组的一个重要组成部分，其作用是汽轮机排汽受冷却凝结成水，在凝汽器中形成高度真空，使进入汽轮机做功的蒸汽能膨胀到低于大气压力，提高效率多做功，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，因此运行人员应充分了解设备特性，做好运行监视和科学调整。保持凝汽器良好运行工况，即保障凝汽器真空达到最佳的真空值是提高电厂发电的经济性节能低运行成本的重要内容之一。

1、传热与真空分析

　　机组正常运行时，凝汽器的排气压力与排气温度的关系是过热蒸汽的压力和温度的关系，也就是说凝汽器的排气压力是由相应的过热蒸汽温度来决定的，而过热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，过热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：

　　因为在稳态时有：Q 放= Q 传= Q 吸, 所以可导出如下公式：

　　即凝结水温度函数图，见图1。

图1 温度变化曲线

　　根据图1 可知：

　　(a) 当冷却水进口温度T21 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T22 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。

2、影响传热系数的因素

　　假设凝结换热系数为k1；导热系数为k2；对流换热系数为k3；则凝汽器传热包括以下三个互相串联的换热方式：

　　由上述过程及前面所涉及的公式可推出凝结器换热系数为：

K = 1/(a+b+c),W/(m²·℃) (4)

　　其中a，b，c，分别是各传热过程换热系数倒数，即：a = 1/k1, b = 1/k2, c = 1/k3公式(4)揭示了换热系数的意义，即它等于传热过程各环节之和的倒数。其中1/k1，1/k2，1/k3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/k1<1/k2<1/k3，即依次增大。传热系数表证了传热过程的强烈程度，传热系数越大，传热过程越强，热阻越小。下面对各个换热过程进行分析。

2.1、蒸汽在管子外壁的凝结换热

　　蒸汽冷却凝结时壁面被一层水膜覆盖，凝结放出的热量必须穿过水膜才能传到冷却面，这时水膜层就成为换热的主要热阻。影响凝结换热的因素从运行角度看主要是不凝结气体(即空气)。它对凝结换热产生十分有害的影响，即使含量极微。在靠近水膜表面的蒸汽侧，随着蒸汽的凝结，蒸汽分压力减小，不凝结气体的分压力增大。蒸汽在抵达水膜表面进行凝结前，必须以扩散方式穿过聚积在界面附近的不凝结气体层；此外蒸汽分压力的下降，使相应的饱和温度下降，减小了凝结的驱动力。这是影响凝结换热的两个原因。

2.2、蒸汽在管子内外壁的导热换热

　　清洁铜管的导热换热系数k2 由其材质和结构尺寸决定，其热阻是很小的，然而蒸汽器运行一段时间后，加上循环水水质的原因，换热面上会积起水垢、污泥之类的覆盖物垢层，有时还由于换热面与流体的相互作用发生腐蚀而引起覆盖物垢层。所有这些覆盖物都表现为附加热阻，使k2 减小换热性能下降。由于垢层厚度及其导热系数难于确知，通常用它表现出来的热阻值来计算。

2.3、对流换热的影响因素

　　影响换热系数k3 的因素包括影响流动的因素及影响对流换热中热量传递的因素，前者与流速、特征尺寸及物性参数有关，后者主要是由物性参数决定，而运行中能改变的只有流速。根据迪图贝尔特公式知，k3 与流速的0.8 次幂成正比，提高流速对换热十分显著，但同时它又增加了流动阻力，阻力与流速的二次幂成正比，故影响很大。而循环泵耗电量仅次于给水泵占全厂自用电量10%~25%，运行中需要通过比较试验来确定经济流速。

3、提高真空度的若干途径与可行性

　　据测算，中小型机组真空度每提高1%，机组功率可增加1%，煤耗下降1%。若一台25000 kW机组， 以每年运行7000 h 计， 每年可多发电1750000 kW·h，节约标煤875 t。对该厂已投入运行的机组可采取提高真空度的方法有以下几种。

3.1、降低凝汽器热负荷

　　目前该厂汽轮机采用的是表面式凝汽器。由于有传热热阻存在，冷却水温总是比凝结水温要低，热经济性差。由于排汽量越大则蒸汽凝结放出的热量就越多，冷却介质需带走的热量越多，然后冷却热量、传热面积、循环水温度是受设备特性和生产成本所限制的，为了减轻凝汽器热负荷，提高机组热效率，可采取在冷凝汽器喉部增加一套雾化式喷头，通过接触式传热，可吸收部分蒸汽凝结热，使部分补充的除盐水在凝汽器内形成一个混合式凝汽器，从而减轻了表面式凝汽器的热负荷，提高了真空度。虽然该装置改装简单，运行无需维护，投资少，经济效益好，煤耗最多可下降4 g/(kW·h)，但是考虑到该厂设备布局、场地限制等实际情况和凝汽器在运行过程中形成的凝结水在管束上粘附形成水膜，不利于管速传热。同时凝结水在自上而下滴落的过程中会遇到冷却水管的再冷却而造成凝结水的过冷度，从而影响整个机组的安全和经济性。所以利用喷头降低凝汽器的热负荷达到提高真空，提高机组运行的经济性不是该厂首选。

3.2、提高真空系统严密性

　　在停机时应定期对凝汽器和真空系统进行灌水检漏，消除管道接头、水位计连通接头、凝结水泵轴端密封装置等处的漏气点；根据外界负荷的变化，经常调整汽轮机轴封用汽，不使其中断；经常检查负压系统的阀门；加强射水抽气器的运行调整和日常维护，保证其抽气效率，在其法兰处不应有松动现象，同时考虑到季节变化会导致抽气器工作环境温度上升较大，直接影响其工作效果，可考虑改用受外界温度影响较小、维护简单的水环真空泵或者利用工业水温度较低的优势对原抽气器的循环水入水口加装水温控制装置。

3.3、清洗受热面

　　当需要强化一个传热过程时首先判断哪一个传热环节的分热阻最大。在凝汽器中，由于管壁两侧的热阻都比较小，因此不能忽略管壁热阻。污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻，须给与足够的重视，一般讲管壁两侧的对流换热热阻均在2×10^-4 m²·℃/W 以下，而经过处理的冷却水水垢热阻可达2×10^-4 m²·℃/W，针对这个分热阻采取强化措施，收效最显著。运行中对循环冷却水采用经过严格预处理的工业水，同时合理安排清洗周期是保证控制污垢热阻的有效手段。由于凝汽器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝器冷却面是否结垢时，应与冷却面洁净时的运行数据作比较，结垢可使凝汽器的阻力损失增大。因此，在加强对凝汽器运行监视时，运行人员要及时比对其运行数据，查验循环水温升大小，当凝汽器铜管结有硬垢，温升数值较冷却面洁净时降低过多或真空下降已无法维护正常运行时，则需及时进行清洗。清洗后可大大提高传热系数，安全性及经济性大为提高，一般真空可提高3%左右。

3.4、降低冷却水温

　　冷却水温越低，冷却水从凝汽器中带走的热量越多，据测算：水温下降5℃，凝汽器真空可提高1%左右，而水温冷却主要取决于冷却塔的工作状况，通常进水量应与冷却塔型号相适应，过大达不到预定冷效，过小配水不均影响冷效。冷却塔中水流与空气通过逆流热交换而降低水温，当循环水量低于塔的铭牌参数时，冷却塔的淋水密度减小而风量基本未变，冷却后的水温就比铭牌参数低。考虑到客观限制因素，结合目前该厂的实际，某们可以从两方面入手来解决降低冷却水温的措施：一是，由于飞散及蒸发损失，冷却补充用水是较大的，及时科学合理调整该厂设备所消耗工业水循环水的流量分配，加大水塔冷水的补充是保持冷却塔有效降温的重要方面。同时应定时检查冷却塔内的分配管是否正常旋转，出水是否顺畅，填料层是否有污垢等等。这些因素都直接影响水的再分布均匀性，影响其散热大小。

　　预热通过每年清洗垫料，真空可恢复1%~3%；二是技改该厂闲置的水交换器，通过控制二级泵站来的工业水来调节凝汽器冷却循环水入水温度，这样即使在炎热的夏季，也可提高真空2%~3%。

3.5、循环水泵的经济调度

　　改变冷却水量，可改变吸热量，虽然随着水量的增加，真空可逐步提高，但受水温限制，冷却水流量调到最大，仅是加重循环水泵的耗电量，对真空提高影响甚微。从节电的方面看，运行人员应根据外界环境温度及循环水温度合理调整循环水流量，确定其经济水量。该厂每台机组配置了2 台同型号的循环水泵，根据冷却循环倍率的要求，最高开2台，最低开1 台，出口配碟阀(全开关全操作)，依据不同季节和机组功率的变化调节水量，同时对循环泵加装变频装置适时调整循环泵的出力即可达到节电效果。

4、结语

　　凝汽器的运行情况、状态和真空系统的严密程度决定了凝汽器的真空度。减小凝汽器换热面的蒸汽负荷、循环水的进口温度，提高循环水量、保持冷却表面的清洁程度和真空系统的严密性，可降低排气压力，提高真空度，增加蒸汽的汽机内部有效焓降，从而达到节能降耗的目的。

1、概述

　　兰州石化公司化肥厂动力车间1#汽轮发电机组(18MW)的汽轮机为EHNK40/56/20型抽汽凝汽式汽轮机，它以锅炉装置提供的10.0MPa蒸汽为动力源。机组第5级抽出的3.80MPa蒸汽送入蒸汽管网，机组乏汽排入凝汽器，冷凝后汇集至热井，由凝结水泵送往脱盐水装置。机组凝汽系统如图1，主要包括：凝汽器本体、凝结水泵、两级抽气器、辅助抽气器及相关管道和阀门。两级抽气器与辅助抽气器均为射汽抽气器，采用1.0MPa蒸汽作为工作介质。

图1 凝汽系统示意图

　　该机组汽轮机的凝汽器设计真空为-0.070MPa，汽轮机排汽温度为55℃。2009年机组在轴封供汽正常、凝结水水位正常的情况下，出现凝汽器真空度逐步升高至-0.050MPa，排汽温度升高至80℃，均与设计值相差较大，导致排汽焓值升高，蒸汽内能不能得到充分利用。

2、原因分析

　　2.1、循环冷却水系统

　　循环冷却水系统较常出现的故障包括循环水中断、循环水量不足和循环水温度高。其中循环水中断与循环水温度高可以很容易地从数据进行判断。该机组循环冷却水与其他装置循环水均由循环水场集中供给，循环水温度基本在21～24℃，满足工业用水要求。而凝汽器真空度的降低是一个渐进的过程，不是突然发生的，因此可排除循环水中断及循环水温度高这2个因素。

　　对于集中供给的循环水系统，造成循环水量不足的原因是凝汽器中流体阻力过大，最明显的证据就是凝汽器进出口循环水压差变大，这从机组运行数据也可看出：凝汽器进口循环水压力基本保持在0.45MPa，而出口水压却在1月内从0.40MPa逐步降至0.33MPa。说明凝汽器内部循环水流通不畅，循环水阻力增大，造成换热效果降低，无法有效地将蒸汽冷凝，这是造成真空度下降的原因之一。

　　2.2、凝汽器本体

　　凝汽器内部结垢或流道堵塞均有可能造成凝汽器流体阻力过大、换热效果下降。1#汽轮机凝汽器为双通道并联结构(为方便表述用A侧/B侧加以标识)，循环水走管程，如图2所示。

图2 凝汽器结构及循环水通道示意图

　　在日常对凝汽器进、回水温度的检测时发现：通过对凝汽器循环水量的调节，可将A侧进出水温差控制在5℃以上，而B侧进出水温差始终未超过3℃。说明B侧循环水通道可能存在短路。于是利用机组大修机会，打开凝汽器封头进行检查，发现铜管内壁有明显可见垢层，铜管内有淤泥，B侧进水通道与回水通道之间的挡板与壳体之间有100mm断口(见图2)，折流通道被淤泥堵塞。事实与先前分析一致。

　　凝汽器铜管结垢，使凝汽器热阻增大，传热系数降低；凝汽器折流通道堵塞，导致凝汽器阻力增大；进回水挡板与壳体之间出现断口使循环水直接进入回水通道，未能在凝汽器内形成有效循环。以上三因素的共同作用，最终降低了凝汽器换热效果，导致凝汽器真空度下降。

　　2.3、抽气器

　　汽轮机的排汽进入凝汽器壳程，与管内的循环水进行换热，使蒸汽凝结为水，体积缩小形成真空，而凝汽器在机组启动时的真空是靠射汽抽气器抽出其中的空气建立的。抽气器在机组正常工作中不断将不凝气体抽出，以维持机组的真空稳定。

　　抽气器的工况直接影响了凝汽器真空的建立。因抽气器原因导致真空问题的可能原因有：中压蒸汽压力低或带水，冷却水不足，疏水不畅，抽气器喷嘴磨损或腐蚀等。

　　本装置两级抽气器所使用的中压蒸汽由管网统一供给，压力稳定。根据现场疏水、排汽情况，也可排除中压蒸汽带水或疏水不畅等因素。冷却器使用机组凝结水进行冷却，机组运行过程中，凝结水量稳定；机组启动初期，由于有脱盐水补水阀对凝汽器内进行补水，因此可排除冷却水不足这一因素。

　　为了确定是否凝汽器真空低，投入了辅助抽气器，稳压48h，观察真空变化(如表1，表中数据为投入辅助抽气器后主蒸汽为30t/h全凝运行工况下的数据)。

表1 投辅助抽气器前后主要操作参数对比

　　由表1知：辅助抽气器的投入改善了排汽参数，说明凝汽器内的不凝气体无法通过两级抽气器有效排放，即两级抽气器工作能力达不到排出凝汽器内不凝气体的要求。

　　利用机组停车机会，拆开机组的两级抽气器的4组喷嘴、扩压管、混合室等，对两级抽气器进行全面检查，发现抽气器第一级南侧蒸汽室与喷嘴连接处垫片有损坏，蒸汽室与喷嘴装配处螺纹损坏。说明有部分蒸汽未经过喷嘴直接进入了混合室，导致混合室内部无法形成有效的真空，使抽气作用大大降低。进一步检查还发现两级抽气器的4组中压蒸汽管路的过滤器滤网均存在不同程度的变形和结垢现象，此问题也会造成中压蒸汽管路阻力增加，实际工作压力降低，无法有效地建立和维持凝汽器真空。

　　通过以上分析可以确定：两级抽气器工况变差是引起凝汽器真空度下降的主要原因；凝汽器本体铜管结垢、循环水通道不畅，无法建立有效的循环，也是引起凝汽器真空度下降的原因。

3、问题处理

　　针对以上情况，采取了以下措施进行改善：

　　(1)对凝汽器进行清洗，疏通堵塞铜管，清洗铜管表面垢层；

　　(2)将凝汽器B侧进回水间挡板重新焊接，隔离进回水通道；

　　(3)对抽气器蒸汽室内螺纹进行修复，更换铜垫；

　　(4)拆开两级抽气器的4组中压蒸汽管路上的过滤器，清洗滤网，对变形滤网进行修复或更换。

　　采取以上措施后，1#汽轮机开机后顺利建立了启动真空，同样是主蒸汽30t/h的全凝式运行，凝汽器真空达到-0.068MPa，排汽温度降低至50℃，具体数据如表2。

表2 措施实施前后主要操作参数对比

　　经过一段时间的观察，汽轮机排汽压力和温度均达到设计要求(见表3)。

表3 整改后前4个月的排汽参数

　　由此可见，通过疏通清洗凝汽器，恢复水循环通道及对两级抽气器的检修，优化了机组排汽参数，提高了凝汽器真空度，降低了排汽温度，有利于机组的长周期稳定运行。

4、效益评估

　　查水蒸气的焓熵图，得蒸汽在-0.050MPa、80℃下的焓H1=2655kJ/kg，在-0.068MPa、50℃下的焓H2=2592kJ/kg。由此可得每消耗1kg蒸汽，排汽能量损失

ΔH=H1-H2=63kJ

　　按凝结水量30t/h计算，每小时可节约能量：63×30×103=1890000kJ，合525kW·h。装置按全年运行300d计算，则年节约能量可达378万kW·h，约合126.3t标准煤。由此可见，仅凝汽器真空及排汽温度改善就可达到126.3t标准煤的节能量。同时，蒸汽利用率的提高，也能使发电量得到相应提升。

5、结语

　　由于机组排汽参数的优化，降低了排汽焓值，使得蒸汽的内能更多的转化为机械能，提高了蒸汽利用率和机组的经济性。按主蒸汽负荷为30t/h全凝工况运行计算，全年节能效益208万元。整改后，减少了非计划停工次数，保证了工艺系统的正常运行，使工艺管理水平上了个新台阶，间接效益也非常可观。

　　某公司3000t/d、6000t/d 熟料生产线配套建设了16000kW纯低温余热发电系统，机组自2009年8月投入运行以来，出现过比较典型的汽轮机真空度下降情况。准确、快速地处理汽轮机真空度下降，可以有效控制故障的扩大，提高余热发电的运转率。

1、混汽暖管要缓慢

　　混汽的投入一般在机组正常运行后进行，在投入混汽前要对混汽管道进行暖管。机组在停运后又重新启动，闪蒸器及混汽管道内积存有一

　　定量的空气，混汽管道暖管时，空气会通过疏水膨胀箱进入凝汽器。如果在暖管时。闪蒸器停止电动阀开启过快过大，闪蒸器及混汽管道内积存的空气会迅速进入凝汽器，导致汽轮机真空度快速下降，发电机负荷急剧降低，汽轮机排汽温度快速上升，甚至引起汽轮机ETS保护动作、汽轮发电机组跳停。为防止汽轮机真空度快速下降，应采取以下措施：

　　(1)混汽管道暖管前闪蒸器内的压力由平时控制的0.12MPa 提高到0.18MPa，并且适当开启闪蒸器排空阀，使闪蒸器内积存的空气完全排出。

　　(2)在进行混汽管道暖管时对闪蒸器停止电动阀的操作一定要缓慢，密切关注汽轮机的真空度，使混汽管道内积存的空气有一个合理的消化时间，不至于影响到汽轮机的真空度。

2、射水池补给水中断

　　射水池的水温过高将直接影响到射水泵的工作效率，水温越高，汽轮机的真空度越低。余热发电机组在开机时，由于工作量大，大部分余热发电企业没有设置射水池水温中控报警信号，岗位人员很容易忘记开启射水池的补给水，导致射水箱水温上升，汽轮机真空度下降，严重影响到汽轮机组的安全运行。

　　(1)加强各岗位人员的责任心。

　　(2)中控及值班领导及时提醒汽轮机岗位人员关注该工艺点。

　　(3)加强余热发电的三级巡检制度。

　　(4)利用检修时间在射水池内装设测温装置，将信号送入中控，设报警值。

3、甩炉操作中控制好主蒸汽压力

　　由于水泥窑余热发电自身的特点，锅炉的运行受水泥窑的影响，甩炉操作较火电厂频繁得多。在甩炉操作中，如果甩炉过快，主蒸汽压力控制过低，很容易导致均压箱压力低报警，引起轴封供汽不足，轴封漏气，汽轮机真空度快速降低，危及机组的安全。

　　(1)甩炉操作要缓慢，关闭主蒸汽切断阀与开启锅炉启动阀要配合好，甩炉幅度切忌过大，引起主蒸汽压力快速下降，甚至引起主蒸汽带水。

　　(2)控制好汽轮机主蒸汽压力，如遇紧急甩炉，汽轮机负荷下降的速度过慢，可以把升负荷率由平时的2%/m设定到5%/m，使汽轮机的负荷快速降下来，保证主蒸汽压力在正常范围内。

4、调节轴封供汽时要缓慢

　　汽轮机轴封供汽小了会导致汽轮机真空度下降，大了会导致轴封漏汽，影响美观的同时，还会引起汽轮机润滑油进水。所以，调节轴封供汽时，中控控制的轴封供汽调节电动执行器与现场手动调节阀应相互配合，先中控调节轴封供汽电动执行器，再现场微调手动调节阀，不能中控和现场同时调节，调节时要缓慢。均压箱和管道对蒸汽都有一定的储存功能，每隔几分钟调节一次。

5、凝汽器满水

　　引起凝汽器满水的原因：

　　(1)热水井中控水位计及与热水井相连接的管道有漏气情况则很容易造成热水井中控水位计无法正常显示，或水位计停留在一个固定值上，造成凝汽器满水时无法预知。

　　(2)锅炉在刚启动时，锅炉里的大量炉水会回到凝汽器里，如果操作不当，凝汽器里的水无法及时打回纯水箱，则容易造成凝汽器满水，凝汽器满水会造成汽轮机真空度下降。对此，余热发电各岗位人员应该加强巡检，关注重要参数的变化，及时发现并处理问题。