凝汽器真空的影响因素及常见故障分析.docx

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凝汽器真空的影响因素及常见故障分析

凝汽器真空的影响因素及常见故障分析

王友强（山东电力建设第二工程公司西固项目部）

【摘要】现代大型电厂凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。

凝汽器的真空度对汽轮机装置的效率、功率有重大影响，直接影响到整个汽轮机组的热经济性。

本文从凝汽器端差、循环水温升和凝汽器入口水温的角度，分析了影响凝汽器真空的因素，通过查找资料并参考一些机组的实际问题的处理方法，研究了造成凝汽器真空缓慢下降的原因。

【关键词】汽轮机冷端传热端差循环水温升真空严密性轴端漏气

引言

目前，我国发电能源构成中还是以煤为主（占80%），虽然正大力开发西部水电资源，并且加快了核电项目的建设，但目前以煤为主的结构还不会改变。

目前中小机组效率低、煤耗高，对环境污染严重[1]。

电能是最洁净最便于使用的二次能源。

生产电能要消耗大量的一次能源，我国生产电力用煤接近全国煤产量的三分之一，西方国家进口的煤绝大部分用于生产电能。

据美国电力研究所（EPRI）90年代初的一份跟踪调查报告表明,电厂平均实际供电热耗率高出设计值1000

以上，当时就把电厂节能降耗列为重大科研项目。

随着国民经济的发展，提高火电机组运行效率，降低能耗，并进一步提高机组运行的安全性、可靠性越来越受到重视。

我国政府充分认识到走可持续发展道路的重要性后，由粗放型经济向集约型经济转轨，电厂节能问题越来越受到国家和电力行业的普遍重视。

另外，随着电力体制改革的深入，电力行业各大公司都已经挂牌运营，现在国家电力公司出台的竞价上网进一步促进了节能降耗工作的展开。

在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。

以凝汽器为核心，内连汽轮机低压缸，外连循环水系统，构成了电站热力系统“冷端”。

根据汽轮机工作原理，凝汽器的真空度对汽轮机装置的效率、功率有重大影响，因此凝汽器的工作效能直接影响到整个汽轮机组的热经济性。

汽轮机组冷端系统性能不良，严重影响整个机组的热经济性，使供电煤耗率增加[1]。

例如300MW等级机组是目前我国电力生产的主力机组约半数以上机组凝汽器的运行真空低于设计值1

～2

，而凝汽器真空降低l

机组热耗率约上升0.8%,煤耗率增约2.5

。

因此，汽轮机组冷端系统性能差的问题是电力行业关注的焦点之一。

分析冷端系统性能不良的原因以及对经济性的影响，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,直接影响到整个汽轮机组的热经济性。

1汽轮机冷端系统简述

汽轮机冷端系统主要由汽轮机低压缸、表面式凝汽器、抽气设备、胶球清洗装置、凝结水泵、循环水泵和循环水水源，以及这些部件之间的连接管道和管件等组成。

一个简单的汽轮机冷端系统原则性系统图如图1-1。

图1-1冷端系统原则性系统图

1-抽气设备;2-汽轮机低压缸;3-发电机;4-循环水泵;

5-凝汽器;6-凝结水泵;7-胶球消洗装置

排汽离开低压缸之后进入凝汽器壳侧，凝汽器管内流入由循环水泵提供的循环水作为冷却工质，将排汽凝结成水。

由于蒸汽凝结成水时，体积骤然缩小，这就在凝汽器内形成高度真空。

为保持所形成的真空，则需用抽气设备将漏入凝汽器内的空气不断抽出，以免不凝结空气在凝汽器内逐渐积累，使凝汽器内压力升高。

由凝汽器产生的凝结水，则通过凝结水泵依次进入机组的低压加热器、除氧器、高压加热器，最终进入锅炉[4]。

循环水按供水方式的不同，有一次冷却供水和二次冷却供水。

供水来自江、河、湖、海等天然水源，排水仍排回其中的，称为一次冷却供水，或开式供水。

供水来自冷却水塔或冷却水池等人工水源，排水仍回到冷却水塔（水池）循环使用的，称为二次冷却供水，或闭式供水。

不论是开式供水还是闭式供水，冷却水所带入的泥沙、污秽的物质和加热过程中分解出的盐分等均会不同程度地沉积在循环水管的内表面上;由于附着物的传热性能很差，将导致凝汽器真空降低，而且还会加速冷却水管的腐蚀，因此采用胶球清洗装置进行清洗，并在循环水泵进水管上安装滤网，达到良好的净化循环水的效果。

2本文主要研究的内容

汽轮机冷端性能总归是对影响真空的因素的研究，凝汽器内真空的形成是由于在凝汽器内蒸汽和凝结水汽液两相之间存在一个平衡压力[8,11]。

蒸汽凝结时的温度（

）越低，凝汽器内的绝对压力越低（

）。

凝汽器的真空度为：

图1-1蒸汽和水的温度沿冷却表面的分布

在凝结过程中，排汽温度

，所受的影响如图所示，图号的各符号的意义如下：

-排汽温度

-冷却水入口温度

-凝汽器传热端差

-冷却水温升

-传热面积

由图得：

=

+

+

（1-1）

由于凝汽器真空即排汽压力可以用与之相对应的饱和蒸汽温度来确定，所以本文在主凝结区的蒸汽凝结温度公式（1-1）的基础上展开对影响真空的因素的研究，具体内容如下：

1.影响凝汽器传热端差因素

一般运行经验表明，凝汽器真空每下降l

，机组汽耗会增加1.5%～2.5%；而传热端差每升高1℃，供电煤耗约增加1.5%～2.5%。

影响凝汽器传热端差的因素比较复杂，主要包括凝汽器传热系数、热负荷、清洁系数、空气量

及冷却水系统的特性等。

2.影响冷却水温升因素

冷却水温主要决定于循环倍率，或者说，当进入凝汽器的蒸汽量一定时，主要决定于冷却水量。

冷却水量减少，则冷却水温增大，真空降低。

冷却水量主要决定于循环水泵，也可能由其他原因而减小[8]，例如，凝汽器管板被杂草、木块、小鱼等堵塞；冷却水管内侧结垢，流动阻力增大；循环水泵局部故障；循环水吸水井水位太低，吸不上水等都可能使冷却水量减少，引起真空降低。

3.影响冷却水进口温度因素

冷却水进口温度主要决定于电站所在地的气候和季节。

用冷却塔时还决定于冷却塔的冷却效果。

4.凝汽器真空度下降的原因及预防措施

排汽真空度对汽轮机正常运行起着非常重要的作用。

真空度下降，会使汽轮机的汽耗和最后几级叶片的反动度增加、轴向推力增大；随着排汽温度升高，会引起汽轮机转子旋转中心漂移而产生振动，甚至引起汽缸变形及动静间隙增大。

如因冷水量不足而引起故障的，还会导致铜管过热而产生振动及破裂，缩短凝汽器的使用寿命。

以上影响因素是相互关联的，虽然各种因素对冷端性能的综合影响不是简单的算术和，特别是严密性和清洁度，但是，基本反映出一种因素对冷端性能的影响程度。

本文通过对影响汽轮机冷端问题的分析与研究，通过查找资料并参考一些电厂的实际问题的解决处理对问题的分析，研究各设备之间的相互影响,并对这些资料进行分析、整理、总结，采取综述的形式完成对问题的研究。

3.影响凝汽器传热端差的因素

凝汽器传热端差值的变化标志着凝汽器运行状况的好坏，可作为判别凝汽器运行状态的依据。

运行中端差值越小，则运行情况越好．机组的热效率越高。

对汽轮机凝汽器传热端差存在的问题进行深入的讨论和分析，提出了有针对性的处理措施，对汽轮机凝汽器运行中的节能降耗，有一定意义。

3.1传热端差的确定

凝汽器的传热端差是指凝汽器排汽温度与冷却水出口温度的差值。

凝汽器在不同工况下的传热端差

，可由传热方程求得：

（2-1）

其中：

-凝汽器的冷却面积

-自蒸汽至冷却水的平均总体传热系数

可见，传热端差

与

、

、

有关。

设计时，凝汽器的传热量一定时，

主要根据循环倍率决定，

只能按经验数值取定。

因此，只有增大

才能减小

。

增大

需要增大投资，故也要在汽轮机组“冷端最佳参数选择”任务中决定。

运行时，

已定，因此传热系数

是影响传热端差

的主要因素。

越大，传热端差

越小，真空越高。

因此，凡影响传热系数的因素，都将影响传热端差，从而影响真空。

3.2运行中影响凝汽器端差的因素

影响凝汽器传热端差的因素比较复杂，主要包括凝汽器传热性能、热负荷、清洁系数、空气量及循环水系统的特性等。

3.2.1空气量的原因及措施

凝汽器的空气来源有二：

一是由新蒸汽带入汽轮机的，由于锅炉给水经过除氧，这项来源极少；二是处于真空状态下的各级与相应的回热系统、排汽缸、凝汽设备等不严密处漏入的，这是空气的主要来源。

空气严密性正常时进入凝汽器的空气量不到蒸汽量的万分之一，虽然少但危害很大。

主要是空气阻碍蒸汽放热，使传热系数减小，端差增大从而使真空下降[7]。

空气的第二大危害是使凝结水的过冷度增大。

降低空气量主要从真空严密性和抽气器的工作性能考虑[7]。

3.2.1.1真空严密性

真空严密性差是造成汽轮机真空低的主要原因，在根据工程调试的经验，真空系统易泄漏空气的薄弱环节有：

（1）凝汽器热井、低压加热器玻璃管水位计经常出现漏点、缺陷，漏入空气，造成严密性下降。

（2）轴封加热器水位自动调节失灵导致水位偏低，水封无法建立，导致空气漏入。

（3）采用迷宫式水封的给水泵，其密封水排至凝汽器，水封无法有效建立，导致空气漏入。

（4）低压缸防爆门、小汽机排汽管防爆门、凝汽器入孔门等也经常由于密封不严，或防爆门出现裂缝，导致空气漏入。

（5）大机、小机低压轴封由于轴封压力不能满足需要，造成轴封泄漏，另外，汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封泄漏的重要因素。

（6）凝结水泵进口法兰、凝泵水封泄漏也经常导致凝结水溶氧不合格。

（7）管道安装。

目前的新建机组，安装质量较好，压力管道均进行水压试验，真空管道均进地灌水试验，由于法兰，阀门盘根等原因导致泄漏的情况较小。

（8）部分低压管道上的疏水阀、排汽阀，关闭不严，导致真空泄漏。

根据实际情况及分析研究，可采用以下处理措施：

（1）机组运行过程中维持轴封系统各疏水U形水封的正常工作。

（2）机组运行过程中维持好轴封加热器的正常水位。

（3）按设计要求调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量。

（4）运行中严格控制低压汽封供汽压力、温度，遇到汽封系统运行不正常，应及时进行分析，不可随意提高汽封供汽压力、温度。

（5）负压部位管道设计时，应充分考虑膨胀问题，应设有一定长度的弯头或膨胀节。

（6）运行中应尽量避免剧烈工况出现。

（7）及时更换泄漏的阀门。

3.2.1.2真空系统检漏方式

由于汽轮机组，尤其是大功率的带抽汽的供热式机组的真空系统较为庞大。

漏点的隐蔽性较大，凡是与真空系统相连的负压系统都有可能造成泄漏[12]。

影响机组的严密性在真空系统的技术和应用中，真空系统的泄漏是不可避免的，真空系统检漏的目的是使系统中的漏气量小到工艺要求所允许的程度。

目前常用的检漏方法有真空灌水试验[21]，此时汽轮机需停运，将水灌满凝汽器蒸汽空间直至低压缸汽封洼窝处，并使处于真空状态下的所有设备和管道充水，从而检查有水渗漏的地点，来确定其不严密处。

在机组运行时查漏，常采用的方法是使用氦质谱检漏仪进行真空检漏。

首先将氦质谱检漏仪的传感器即吸枪置于真空泵气水分离器的排气口，将仪器调整到所需要的检漏模式，在怀疑的泄漏部位用喷枪喷吹极少量的氦气。

由于凝汽器的内、外压差，氦气将通过漏孔被真空泵抽出并排至大气。

通过氦质谱检漏仪的吸枪及前级泵的抽吸作用，氦气将进入到检漏仪的质谱室，在室内气体分子被电离，由于不同的荷质比而分离开来。

质量数为4的氦离子被收集下来，离子收集板的电流正比于收集到的氦离子数，经放大后，以漏率值显示在仪器上。

漏率值的大小直接反映了泄漏点的泄漏情况。

虽然氦质谱检漏仪可靠、灵敏度高，但是也有其局限性。

在目前的机组安装中，由于工艺的要求，所有的管道、阀门均有保温层和阀门套，且阀门、管道的数量众多，系统庞大，在不明真空泄漏的情况下进行查漏，需将阀门套及法兰保温拆除，工作量很大，有时也难于取得预期的效果。

此时就需要辅以一些其他的手段来缩小查漏范围。

此外，还有卤素检漏法和超声波检漏法，这两种都是在机组运行状态下进行。

因氦气的分子小渗透力强以及不易和其他物质发生化学作用，加上氦质谱检漏仪具有灵敏度高、性能稳定等优点，所以氦质谱检漏技术已成为目前汽轮机真空系统检漏的先进方法。

3.2.1.3实例介绍

（1）某厂1号机组在前期调试中真空一直很好，在某次升至200MW负荷时，真空突降了1.5

，当时机组情况很稳定，也无操作，排除了认为开关阀门的原因，认为可能是低压系统的法兰或阀门产生了泄漏，采用氦质谱仪对防爆门、人孔门等容易发生泄漏的地方进行查漏，均未发现问题。

如要对低压系统的法兰进行普查，工作量很大。

因为200MW以上，所有的疏水阀均关闭，各疏水管道均处于真空状态，各连接法兰均有泄漏的可能。

300MW机组的疏水系统中有两个疏水扩容器，一个位于凝汽器外，一个内置于凝汽器中，每个疏水扩容器上均有四个疏水集箱。

在真空查漏中采用了将一个疏水集箱上的所有疏水阀全部打开，增加集箱中的压力，使其达到正压或减少真空度，同时观察真空变化和真空泵电流的变化。

通过这个方法发现在内置式疏水扩容器集管上有一未封口管段，通过询问安装人员，得知原来可能是用布堵塞，因此在前一阶段未影响真空，在热胀冷缩的作用下，布塞逐渐松脱，被吸入凝汽器。

由于该管段全部被保温层所封闭，无法从外面检查。

将该管段处理后，真空有很大的好转。

（2）某厂2号机组在调试中真空一直不好，真空严密性试验的结果一直在0.8～l

/min左右，严重超标。

该机真空有个特点，机组的真空随着负荷的增加逐渐好转，真空泵电流也变小。

200MW时，真空泵电流为201A左右，而300MW真空泵电流为198～199A左右，空气泄漏量在减小。

但是与1号机300MW真空泵电流195A相比，还有较大距离。

根据这个特点认为是机组的低压部分由于蒸汽压力的提高，而降低泄漏处的真空度，减少了空气的泄漏量。

采用氦质谱检漏仪对低压加热器及相连的管道进行了检漏。

但是未发现泄漏。

一次，在进行汽泵A与电泵带300MW的试验中，发现真空提高了1

多，且真空泵电流也从两台汽泵带300MW时的198A左右降低到194～195A的水平。

通过这个现象，认为可能是汽泵小机中分面发生了泄漏，因在进行汽泵与电泵带300MW的试验中，汽泵A出口的给水由正常的540t/h上升660t/h，这也意味着进汽量的增大，从而使小汽机A中分面处的压力由原来负压改变至正压，减少了空气泄漏量。

然后通过氦质谱检漏，发现A小机垂直中分面处泄漏量为8E一7水平。

隔离A小机后进行真空严密性试验。

试验结果为0.25

/min，达到了合格的标准。

在整套启动前的消缺中，对小机A揭缸检查，发现垂直中分面错口0.05

。

总之，发现不正常现象，及时查明原因，采取消除措施，确保机组安全经济运行。

3.2.1.4抽汽器

抽气设备的任务是在机组启动时建立真空以及在运行中抽除从真空不严密处漏入空气和未凝结蒸汽。

抽汽设备分射流式抽气器和容积式抽气器。

随着蒸汽参数的提高和机组功率的增大，以及机组滑压参数运行的运用，大部分机组使用射水抽气器和真空泵。

抽气器的工作情况也会影响凝汽器真空。

主要存在两个问题；一是抽气能力；二是工作介质的物理性质。

如当真空不严密或设计不合理，无法全部抽出凝汽器内的不凝结气体而引起不凝结气体累积。

工作介质若是冷却水时，其夏季的水温可达35℃以上，而抽水气室的真空是由水温决定的（饱和温度与饱和压力是一一对应的），届时所能达到的最高真空也只是冷却水温度对应的饱和压力。

过冷却度增加的主要原因是漏入的空气量增加，或抽汽设备工作状况变差。

当均压箱压力变化较小时，漏入的空气量变化不会大，过冷却度如果上升达3℃以上，可以判断抽汽设备工作不正常。

若工作蒸汽压力降低，抽气器工作能力降低，若开大进气阀不能解决问题，则要检查喷嘴前的滤网是否被堵塞，当排气管明显有蒸汽时，可能是通过抽气器的冷却水量不足，使进入冷却器蒸汽不能充分凝结，导致冷却器汽侧压力增高，射水抽气器工作水温对抽气量影响很大，在空气门全关的情况下，抽气器所造成的最低压力就决定于工作水温下的饱和压力，当工作水温升高时，应降低射水池的水温。

射水箱水温较高，是中小电厂真空度较差的一个容易忽略的问题。

射水泵出现故障[21]，进水温度较高，水箱水位低，水泵出口压力降低，电流减少，此时运行人员应停放故障泵开启水箱水温，让水位正常。

射水抽气器出口尾管内生锈或结垢，会增大阻力，使射水器混合室内压力升高，影响出力。

当真空严密性实验确定没有漏空气量时，抽气系统工作的失常，抽气量将降低，导致凝汽器端差增加[21]，凝结水含氧量继续增加。

目前采用的短喉管射水抽气器效率低，排水管距水箱液面距离短，使射水泵功耗增加，影响射水抽气器的工作性能；抽气器管阻增加，导致凝气器背压升高。

检验处理的方法：

（1）改进低效率的抽气器，将其短喉管加长或选用其它高效的抽气器。

（2）将射水抽气器在允许的范围内尽可能提高安装标高，保证排水管距液面有足够距离。

（3）设计和安装抽气系统空气管道时，应尽量缩短抽气管道长度，加大管径，减少弯头和阀门数量。

3.2.2清洁度的原因及措施

凝汽器冷却表面积脏污，凝汽器铜管内结有不同程度的硬垢时，影响了循环水流量及其传热效果。

凝汽器传热面的结垢和污染使传热系数降低，从而使凝汽器端差增大，真空下降。

结垢和污染的来源分为两种：

即外部污染和内部结垢。

3.2.2.1外部污染

对于开式循环水系统外部污染源主要是水中的泥沙、有机物及杂质；对于闭式循环水系统，主要是因循环水浓缩易结垢。

由于江河水的污染日益严重，特别是水中的塑料薄膜、编织袋等垃圾，吸在滤网上不易被冲洗掉，增加了水阻力，影响循环水泵正常工作。

这些杂物又容易从滤网的缝隙钻人系统，遮盖在凝汽器管板上，减少了冷却面积，同时还影响胶球清洗正常运行。

因此，水中垃圾对循环水系统正常工作影响极大。

为清除水中垃圾，目前采用滤网和凝汽器反冲洗装置。

为提高凝汽器的清洁度，除控制结垢和污染的来源外，目前通常采用机械或化学方法清洗凝汽器。

其中，最重要的是胶球清洗。

广州球江电厂4台300MW机组，都配有胶球清洗装置，以前因种种原因未投入使用，1998年7月对胶球清洗装置进行了完善，使其投入运行，使用胶球清洗装置后，凝汽器真空提高了2

[14]。

3.2.2.2内部结垢

内部结垢主要是运行机组汽水品质控制不严，导致凝汽器汽侧结垢，降低了传热效果。

如有些电厂凝汽器出口凝结水含氧量严重超标，为降低凝结水含氧量，可采用改进凝汽器补水方式和采用凝汽器喉部补水雾化设备等。

广州珠江电厂的4台300MW机组均对原有凝汽器喉都补水装置和运行方式进行改进。

据试验测量结果表明，凝结水含氧量下降很多，并严格控制汽水品质，大大降低了凝结水在凝汽器汽倒结垢的可能性。

3.2.2.3结垢清洗

在凝汽器中，冷却面结垢对真空影响是逐步积累和增强的[18]，凝汽器结垢可使凝汽器阻力损失增大，凝汽器的管壁热阻也由于结垢使热阻变大，管壁结垢增大的热阻往往会成为传热过程中的主要热阻，针对这个热阻采取处理措施，收效应最为显著。

在运行中对循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水，同时合理安排清洗周期。

凝汽器在初期结垢较松，污泥多，可用机械清洗法，但这种清洗法需要时间较长，且操作时，需一根根地洗刷，因而劳动强度大，易损伤铜管，已很少采用，也可采用干燥法及反冲洗法，但前者需要减负荷，要求排汽温度保持在50～6O℃，将半面凝汽器停用，放水后打开入孔，用风扇对其强迫通风，当管内微生物和软泥龟裂时，再恢复、通水冲走。

这种方法耗费时间太长，只在一定水质条件下具有效果，而后者反冲洗，虽说不用停机，但清洗效果不够理想，因此现在在国内外不少机组都采用了胶球连续清洗法，这种方法方便、快捷，而且效果显著，如果采用带有4

宽的金刚砂的海绵球，能去除铜管中的硬垢。

当凝汽器结硬垢后，则可对凝汽器进行酸洗，针对水垢以碳酸盐为主，夹杂硅酸盐、硫酸盐等，可适当选择如硫酸或盐酸溶液，但一定要控制浓度、温度、酸洗时间，也可适当选用氨基磺酸作为主洗剂，浓度约为5%，它能缓慢地对铜管进行清洗，腐蚀速度小于标准1

，清洗时加0.5%的酸缓蚀剂，适量的渗透剂，0.2%氢氟酸，水温在40℃左右，流速0.1

，要循环清洗，然后用水再冲洗，并且加工业磷酸三钠，由于循环水含盐量低，故运行一段时间后，铜管表面可生成一层致密Cu（OH）保护膜，使铜表面与水隔离抑制腐蚀，清洗后，可大大提高传热系数，真空可相应的提高，安全性及经济性也都能大为提高。

3.2.3凝汽器热负荷

根据传热学原理分析，凝汽器性能随其热负荷的增加而降低、随着凝汽器冷却面积的增加而有所改善，但是，热负荷对凝汽性能的影响远大于冷却面积的影响。

不同冷却面积下热负荷对凝汽器真空的影响详见表2-1。

对某引进型300MW机组所配套的16000

凝汽器计算得知：

（1）将热负荷从当前的475MW降低到设计值385MW，真空将会提高1．2～1.3

。

（2）假如将凝汽器面积从16000

增大到19000

，真空提高仅0．2

～0.4

。

凝汽器热负荷的改变，必然会引起凝汽器的传热端差的变化[20]。

引起凝汽器热负荷变化因素很多，除了必然的排气和供热机组供热量变化外，各级抽气疏水，调节气门前疏水，低加疏水等均接入凝汽器，都可能增加额外热负荷，运行中应尽力避免额外的热负荷，以防因此而增加端差。

表2-1凝汽器热负荷对凝汽器压力的影响（

）

热负荷（MW）

冷却

面积（

）

489

430

385

322

1600

6.84

6.06

5.52

4.83

1700

6.66

5.90

5.39

4.73

1800

6.52

5.80

5.30

4.66

1900

6.41

5.71

5.22

4.60

注：

冷却水温度20℃，清洁度0.85，冷却水流量28800

3.2.4凝汽器传热性能

正常运行时凝汽器的排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽的压力和温度的关系，也就是说凝汽器的排汽压力是由相应的饱和蒸汽温度来决定的，而饱和蒸汽的温度与循环冷却水的热交换程度有关。

所以，凝汽器的传热系数越大，传热端差越小，真空越低。

以下分析影响传热系数的因素：

3.2.4.1蒸汽在管子外壁的凝结换热

蒸汽冷却凝结时壁面被一层液膜覆盖，凝结放出的热量必须穿过液膜才能传到冷却面，这时液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（UP空气），它对凝结换热产生十分有害的影响，即使含量极微。

在靠近液膜表面的蒸汽侧，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。

蒸汽在抵达液膜表面进行凝结前，必须以扩散方式穿过聚积在界面附近的不凝结气体层，这是一层原因；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，这又是一层原因。

3.2.4.2管子内外壁的传热

清洁铜管的导热换热系数由其材质和结构尺寸决定，其热阻是很小的，然而冷凝器运行一段时间后，换热面上会积起水垢、污泥、油污之类的覆盖物垢层，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，使导热换热系数减小换热性能下降。

3.2.4.3对流换热的影响因素

影响对流换热系数的因素包括影响流动的因素及影响对流换热热量传递的因素，后者是由物性参数决定，前者与流速、特征尺寸及物性参数有关，而运行中能改变的只有流速。

3.2.4.4排除和减小不凝结气体的聚集厚度

运行中要做到把不凝结气体尽可能多地从聚集处带走，从而减小不凝结气体的厚度，减小蒸汽的扩散阻力，达到提高传热系数的目的。

在实际运行中，由于真空系统不严密，有少量空气漏入，并且蒸汽中会有少量的空气，在凝汽器中，蒸汽中空气含量可能达到0.01%，量虽然少，但危害严重。

主凝结区空气平均分压很小，汽水混合物流向冷却水管，蒸汽在冷却水管表面凝结为水