汽轮机的凝汽设备

1、第四章 汽轮机的凝汽设备 凝汽式汽轮机是现代火电站和核电站中广泛采用的典型汽轮机。凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的一个重要组成部分。凝汽设备工作的好坏直接影响到整个装置的热经济性和运行可靠性。因此应对凝汽设备的工作原理和变工况特性等加以了解。第一节 凝汽设备的工作原理、任务和类型一、 凝汽设备的工作原理与任务凝汽设备在汽轮机装置的热力循环中起着冷源的作用，降低汽轮机排汽压力和排汽温度可以提高循环热效率。以东方汽轮机厂生产的300Mw汽轮机参数为例，该机新汽压力16.67MPa，新汽和再热温度537，再热压力3.665MPa，纯凝汽热力循环如图411(b)所示，循环热效率与汽轮机排汽压力的关系如图4

2、.1.1(b)所示。若没有凝汽设备，汽轮机的最低排汽压力是大气压， 循环热效率只有37.12，而当=5.0kPa时=4555，两者之差的相对值为l8.5，热经济性损失巨大。若运行不善使该机的排汽压力比正常值下降1，也将降低1以上，即机组热耗率的相对变化率将增大1以上，对于大型机组这是可观的。相反若能使汽轮机排汽温度下降5，则将增大1以上。这些都说明凝汽设备的重要性。以水为冷却介质的凝汽设备，由凝汽器、抽气器、循环水泵和凝结水泵以及它们之间的连接管道、阀门和附件等组成，最简单的凝汽设备示意图如图所示。汽轮机的排汽进入凝汽器1，循环水泵2不断的把冷却水打入凝汽器，吸收蒸汽凝结放出的能量，蒸汽被冷却

3、并凝结为水。凝结水由凝结水泵3抽走。凝汽器内压力很低，比较容易漏入空气，空气将阻碍传热因此用抽气器4不断的将空气抽走。凝汽器内为什么会形成真空？这是因为凝汽器内的蒸汽凝结空间是汽水两相共存的，其压力是蒸汽凝结温度下的饱和压力。只要冷却水温不高，在正常情况下蒸汽凝结温度也就不高，如30左右的蒸汽凝结温度所对应得饱和压力约只有45kPa，大大低于大气压力，就形成了高度真空。凝汽设备的任务：一是在汽轮机的排汽管内建立并维持高度真空；二是供应洁净的凝结水作为锅炉给水。给水不洁净将使锅炉结垢和腐蚀，使新汽夹带盐分，此盐分在汽轮机通流部分积盐垢，影响电厂的安全经济运行。300Mw机组的给水量达1000th

4、左右容量越大，给水量越大。若都靠软化水，则没备投资和运行费用都很昂贵。而凝汽器洁净的凝结水，正好可大量用作锅炉给水，为此必须保证凝结水质不被污染。如果冷却水管被腐蚀或水管在管板上的胀口松脱，则管内压力较高的不洁净冷却水将漏到凝结水一侧，污染凝结水，水质不合格的凝结水，不能用作锅炉给水。二、 凝汽器的类型现在电站使用的凝汽器主要是以水为冷却介质的表面式凝汽器。在缺水地区和列车电站上，可用空气凝汽器。1空气凝汽器图（a）是直接冷却空气凝汽器系统。汽轮机排汽进入热交换器冷却凝结，热交换器一般用具有鳍状散热片的管束组成，蒸汽进入管束内侧，空气在管外流过，为了加强冷却，可用风扇机力通风。由于空气传热系数

5、很低，所以冷却表面积很大，整个凝汽器的体积庞大，无法放在汽轮机下部，常不得不远离汽轮机放在户外，因此汽轮机粗大的排汽管道很长，金属耗量和流动阻力都很大。为了克服这一缺点，出现了间接冷却空气凝汽器系统，如图413(b)所示。汽轮机排汽进入喷射凝汽器中，与从干冷却塔来的冷却水相混合而凝结为水。喷射凝汽器体积不大，可以装在汽轮机下面。从喷射凝汽器出来的冷却水和凝结水的混合水流，一小部分给凝结水泵抽走作为锅炉给水，大部分经出水泵打入干冷却塔冷却。在缺水地区，这种空气凝汽器可用在大功率机组上、在热交换器至喷射凝汽器管路上装设水轮机、可利用水的压头能量。喷射凝汽器的传热端差为零，凝汽器内不需要冷却水管，投

6、资小，另外，它有结构小、无需维修等有价值的优点。2表面式凝汽器表面式凝汽器在火电站和核电站中应用广泛。图414是表面式凝汽器结构简图冷却水管2装在管板3上，蒸汽进入凝汽器后，在冷却水管外汽测空间冷凝。凝结水汇集在下部热井7中，由凝结水泵抽走。冷却水从进水管4进入凝汽器，先进入下部冷却水管内，通过回流水室5流入上部冷却水管内，再由冷却水出水管6排出。如图414所示，同一股冷却水在凝汽器内转向前后两次流经冷却水管的、称为双流程凝汽器。同一股冷却水不在凝汽器内转向的(如图4.3.4所示)，称为单流程凝汽器。凝汽器的传热面分为主凝结区和空气冷却区两部分，这两部分之间用挡板隔开。空气冷却区的面积约占凝汽

7、器总面积的5%10%。蒸汽刚进入凝汽器时，所含空气量不到万分之一，凝汽器总压力可以用蒸汽分压力代替。蒸汽在主凝结区大量凝结，但空气不能凝结，到达空气冷却区入口时，蒸汽流量以大为减小，而空气流量未变。剩下的蒸汽和空气混合物进入空冷区，蒸汽继续凝结，到空气抽出口处，蒸汽和空气的质量流量已是同一数量级，这时蒸汽分压力才明显减小，所对应的饱和温度也才降低，空气和很少量的蒸汽才会得到冷却。空气被冷却后，容积流量减小，抽汽器负荷减小，抽气效果才好。由于空气抽出口不断地抽除空气，因此正在凝结的蒸汽和空气流向抽气口，显然空气抽出口的压力最低，凝汽器入口处压力最高。与之差是蒸汽空气混合物的流动阻力称为凝汽器的汽

8、阻，以表示，=。汽阻越大，凝汽器入口的压力也越高，经济性越低，故应尽量减小汽阻。现代凝汽器的汽阻可以小到260400Pa左右。由于空气抽出口的位置不同，现代凝汽器分为汽流向侧式(如图4.1.4右侧左视图)与汽流向心式(如图4.1.5，a)两大类。由于单机功率增大，凝汽器尺寸和冷却水管数量大大增加，为了加大管束四周的进汽周界，减短汽流途径、减小汽阻，出现了多区域向心式凝汽器，如图4.1.5(b)所示。独立区域数由两个到十几个，平行布置于矩形外壳内。每个区域的中部都有空气冷却区。凝汽器给冷却水的阻力称为水阻。它由冷却水管内的沿程阻力、冷却水由水室进出冷却水管的局部阻力与水室中的流动阻力（包括由循环

9、水管进出水室的局部阻力）等三部分组成。水阻越大，循环水泵的耗功越大，故应减少之。双流程凝汽器的水阻较大约4978kPa，单流程水阻较小。三、凝汽器真空的测量测量凝汽器真空的最简单的方法是用如图4.1.6所示的水银真空计。由图可见，凝汽器中绝对压力为 Pa ()式中， B是当地当时大气压(环境压力)的汞注高度，H是真空计中汞柱高度，单位均为m m。将B与H折合到标准温度0下的数值，并用与。表示，则 Pa ()或 Pa ()第二节 凝汽器的真空与传热一、 凝汽器内压力Pc的确定图中曲线1表示凝汽器内蒸汽凝结温度t的变化，t在主凝结区基本不变，在空冷区下降较多。曲线2表示冷却水由进口处的温度t逐渐吸

10、热上升到出口处的温度t，冷却水温升t= t t。冷却水的进水侧温度较低，与蒸汽的传热温差较大，单位面积的热负荷较大，故此处冷却水温上升较快。t与t之差称为凝汽器端差，以t表示，t= t-t。主凝结区的蒸汽凝结温度为 t= t+t+t （）在主凝结区，总压力p与蒸汽分压力p相差甚微，p可以用p代替。由上式算出t后就可求出t所对应的饱和压力p。上式是确定凝汽器内压力p的理论基础。 由式可以分析影响凝汽器内压力p的三个方面因素。1冷却水进口温度tt主要决定于电站所在地的气候和季节。冬季t较低，t也低，真空高；夏季t高，t也高，真空低。用冷水塔或喷水池时，t还决定于冷却塔或喷水池的冷却效果。2。冷却水

11、温tt由凝汽器热平衡方程是求得：Q=1000D（hh）=1000D（hh）=4187 Dt （）式中 Q 凝汽器的传热量，； D ，D进入凝汽器的蒸汽量与冷却水量， ； h ，h 凝汽器中的蒸汽比焓和凝结水比焓，； h， h冷却水流出和进入凝汽器的比焓，。由上式得 t= （）式中，m=，称为凝汽器的冷却倍率或循环倍率，它表明冷却水量是被凝结蒸汽量的多少倍。m越大，t越小，真空越高。但m越大时循环水泵及电动机容量越大，循环水管越粗，末级叶片因排汽比容增大而增大，电站投资增加，故设计时恰当的m值应在汽轮机组的“冷端最佳参数选择”任务中决定。一般m在50120之间，厂址和江河水面高差小时，取较大m值

12、，这时循环水泵耗功增加不少，而提高真空较多。（hh）是1kg排汽凝结时放出的汽化潜热，由于排汽有10%左右的湿度，故hh将比1kg干饱和蒸汽的凝结放热量少，只有21402220kJ/kg左右，取平均值，则 t= （）可见t主要决定于循环倍率m，或者说当D一定时，主要决定于冷却水量D。D减少，t增大，真空降低。D主要决定于循环水泵容量和启动台数。然而冷却水量D也可能由于其他的原因而减少，例如，凝汽器被管板杂草、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，吸不上时，都可能使冷却水量 减少，引起真空降低。3凝汽器传热端差t计算t的公式可由传热方程等公式推

13、导求得： Q=KAt ()式中 K凝汽器的总体传热系数，蒸汽和冷却水之间的对数平均传热温差,。可根据团4.2.1写出。由于空冷区传热面积较小，故一般假设蒸汽凝结温度沿整个面积不变，这时为 （）将式（ t= （）式中各量的单位，D为t/h，A为m2，K为kJ/()。可见，传热端差t与A、K、Q、D有关。设计时，Q一定，D主要根据m决定，K只能按经验数值取定，因此只有增大A，才能减小t。增大A需要增大投资，故也要在汽轮机“冷端最佳参数选择”任务中决定。K越大，t越小，t越小，真空越高。凡影响K的因素，都将影响t，从而也将影响t与p。二、凝汽器的最佳真空虽然提高真空可使汽轮机的理想比焓降增大，功率增

14、大，但是无论从设计角度还是从运行角度来看，都不是真空越高越好。远行机组主要靠增大循环水量来提高真空。然面循环水泵是厂用电的大用户之一、耗电量占机组发电量的14、过分增大循环水量，可能使汽轮机真空提高而多发的电反而少于循环水泵多耗的电，得不偿失。图422中曲线l是背压降低时机组电功率增量变化曲线，这是图372中的一条曲线。曲线2是背压降低时循环水泵所耗功率增量的变化曲线。若只有一台循环水泵运行，且冷却水量可连续调节，则最佳真空(Pc)。，是曲线3上为最大时的真空。实际上运行循环水泵可能有几台，循环水量也许不能连续调节，故应通过试验才能定出不同负荷下的最佳真空。最佳真空点只能位于曲线1的直线段，因

15、直线段中Pc改变一定数量时，较大故最传真空比极限真空低许多。三、空气的危害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低压段各级与相应的回热系统、排汽缸、凝汽设备等的不严密处漏入的，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，虽然很少，但危害很大。这主要是因为空气阻碍蒸汽放热，使传热系数K减小，t增大，从而使真空下降。空气分压也将使p增大，真空下降，但在主凝结区这一影响很微。空气的第二大危害是使凝结水过冷度增大。凝结水温低于凝汽器入口蒸汽温度这一现象称为过冷现象，所低的度数称为过冷度。1凝汽器中蒸汽和

16、空气的分压力 以、和分别表示蒸汽的分压、比容、热力学温度和气体常数，以、和分别表示空气的分压、比容、热力学温度和气体常数，写出蒸汽和空气的状态方程：，。蒸汽的容积流量，x是蒸汽干度；空气的容积流量，是空气的质量流量，由此求出和并把它们代入上面两个状态方程后，得和的公式，对于混合气体必有=，=加上，就可推导出，将此式和凝汽器总压力+。联立求解得 （） （）空气抽出口处，由于，故空气抽出口抽出的蒸汽流量为 (4.2.9)式中，和表示空气抽出口处的蒸汽分压力与空气分压力，可由空气抽出口处量得的蒸汽温度求饱和压力而得：，是在空气抽出口处测得的总压力。减少，可减小工质损失。降低，可减少。 空气严密性合格

17、的机组，调入凝汽器的空气量小于蒸汽量的万分之一，现从偏于安全的角度假定l10000，来计算蒸汽有99、99.9与99.99已凝结，即干度x分别为0.01、0.001与0.000l时的蒸汽分压，分别得的值为0.9938、0.9414与0.6165。可见在主凝结区，即使x0.01，也就是有99的蒸汽已凝结只剽下1的蒸汽时，蒸汽分压，仍近似等于总压力。等到x0.0001时，即时，才明显地小于，才下降，蒸汽空气混合物才被冷却，这反映了空气冷却区的工作情况。 2空气对凝汽器真空的影响 由上述计算知，在主凝结区，空气对真空的影响不在于使略微增加，而是空气阻碍蒸汽向凝汽器的冷却水管外侧放热。图4.2.3横坐

18、标是蒸汽空气混合物中空气的质量百分比纵坐标是蒸汽空气混合物放热系数占纯净蒸汽放热系数的百分比。由图可见，越大时越小。空气含量即使只有11000左右，放热系数也将近降低l0左右。主凝结区的空气平均分压虽然很小，但冷却水管外围的空气分压明显增大。如图424所示，热流和蒸汽空气混合物一起向冷却水管外围流动，蒸汽在冷却水管外表面凝结为水后滴下来流走。空气不可能逆混合气流方向流动，因此冷却水管外围的空气含量增大许多，空气分压也增大许多，越靠近冷却水管，蒸汽分压越小，蒸汽饱和调度也越低。空气在冷却水管外围增多，使蒸汽分子只有通过扩散才能靠近冷却水管外侧，故空气大大阻碍蒸汽放热。实验所得：纯净蒸汽达6300

19、0kJ()，凝汽器中有了少量空气，使平均值只有28000kJ()左右，空气冷却区空气含量大增，只有20006500KJ()，使总体传热系数大为减小。若漏入空气量增大，则传热系数K进一步减小真空进一步降低。即使真空系统的严密性较好，若抽气器故障，不能有效地抽除空气。也将使空气越积越多引起K减小和真空降低。3空气对过冷度的影响空气的第二大危害是使凝结水的过冷度增大。导致凝汽器运行中凝结水过冷的正常原因是：1） 管子外表蒸汽分压低于管束之间平均蒸汽分压，使蒸汽凝结温度t低于管束之间混合气流温度。2） 管子外表面的水膜包括上排管束淋下来的凝结水在内，受管内冷却水冷却，因而使水膜平均温度（t+ t）/2

20、（见图）低于水膜外表面的蒸汽凝结温度t。仅这两项就使凝结水的固有过冷度达到2.8左右。3） 汽阻使管束内层压力降低，也使凝结温度t降低。产生过冷度的不正常原因有：1）冷却水管束排列不合理；2）漏入空气多或抽气器工作不正常，使空气分压增大；3）凝结水水位过高，淹没冷却水管，使凝结水被进一步冷却。凝汽器内有蒸汽通道，刚进入凝汽器的蒸汽可直接到达底部，加热凝结水，如图4.1.4、图4.1.5，图4.3.2图4.3.4所示，称为回热式凝汽器。实际上现在已没有非回热式凝汽器。回热效果好时，凝结水的过冷度可小于1左右。性能良好的大型凝汽器，即使热水井内不采用专门的加热除氧结构，自身也可以作到无过冷。当漏入

21、空气增多或抽气器失常时，非但真空降低还将使过冷度增大；若只是冷却水减少，则只使真空降低，不会使过冷度增大。可用这两条来判断真空下降的原因。若是真空下降，又伴随过冷度增大，可从空气量增多方面查找原因；若真空下降并未伴随过冷度增大，可在冷却水量减少方面查找原因。这样可以缩小查找真空下降原因的范围。二、凝汽器的传热将冷却水管的圆筒形管壁传热近似看成平壁传热，则传热系数为 K= （）式中 R 凝汽器总热阻； R蒸汽空气混合物向冷却水管外壁放热的热阻，R =1/a； a蒸汽空气混合物向冷却水管外壁放热的放热系数； R管壁本身热阻，R=，是管壁厚度，是管壁导热系数； R管内壁到冷却水放热热阻； a水侧放热

22、系数。管壁热阻可以准确地算出，它沿冷却表面基本不变，如图4.2.5下部所示。水侧放热系数和热阻也可以比较准确地算出，如图4.2.5中部所示。汽侧放热热阻的计算相当复杂。汽侧热阻由管壁外凝结水膜热阻与蒸汽向水膜外侧的放热热阻两部分组成。水膜内外存在温差，如图4.2.4所示。由于蒸汽凝结虽不同，温差为1.36.7不等，因此这部分热阻数值是变化的。含有空气的蒸汽向水膜外侧放热的现象更加复杂只有水膜表面逸出列空间的水分于数少于射向水面的水分子数时，蒸汽才可能连续凝结。空气的相对含量沿混合气体流动方向上的变化很大：故蒸汽向水膜外侧的放热热阻变化也很大。的变化如图4.2.5所示。由于影响汽侧放热的因素十分

23、复杂，因此不可能由理论公式算出，传热系数K也不可能由式(4.2.10)算出。但式(4.2.10)可在分析凝汽器传热时，建立清晰的概念。到目前为止，设计凝汽器用的总体传热系数尺均按实验求得的经验公式或经验图表来确定。全苏热工研究所根据实验与理论分析提出的总体传热系数K的计算公式为 ()式中 冷却表面清洁程度修正系数，直流供水时40.80.85，回流供水时；0.750.8，冷却水不洁净时0.650.75，冷却水流速和管径的修正系数，是冷却水流速、管于内径、进口水温 及清洁度修正系数的函数，即冷却水进口温度修正系数，；冷却水流程数z的修正系数，凝汽器单位面积蒸汽负荷的修正系数、，当在设计值与临界值之

24、间时l，新设计凝汽器时l，蒸汽负荷小于临界值时，。式(4.2.11)适用于黄铜管凝汽器，应在及ms范围内使用。上述五个修正系数是影响传热系数K的五项因素。而影响K的因紊都将影响偏差，影响凝汽器真空。以上是苏联的传热系数公式。美、英等国的传热系数计算公式或辅助图虽各不相同，但也都考虑清洁度、冷却水温、管径、管材等修正因素。70年代后期，日本除考虑上述管子与水侧放热修正外，还增加了蒸汽流速和空气浓度的修正提出了研究总传热系数的更加完善的计算公式第三节 凝汽器的管束布置和真空除氧一、 凝汽器的管束布置冷却水管在凝汽器管板上的基本排列方法有三种：三角形排列法；正方形排列法；辐向排列法。三角形排列法的管

25、子中心位于等边三角形的顶点，这种排列法在节距相同时，管子密集程度最大，每根管子在管板上的占地面积最小，布置在希望蒸汽空气混合物流速增大之处。正方形排列法的管子中心位于正方形的四个角上，密集程度小于三角形法。辐向排列法构成上宽下窄的通道。后两种排列法宜用在希望汽阻较小的地方。凝汽器管束布置是从减小汽阻、减小过冷度、均匀各部分传热面积上的热负荷的要求出发的。评定凝汽器优劣有五个指标：真空；凝结水过冷度；凝结水含氧量；水阻；空冷区排出的汽气混合物的过冷度。管束布置好坏与上述大部分指标有关，管束布置一般遵循下面几条原则，可以结合国产N30007型凝汽器管束布置(图4.3.2)与图4.3.3、图4.3.

26、4、图4.1.5(b)来理解。1) 蒸汽刚进入第一排管束时流量最大，通汽面积突变，总汽阻力颇大一部分在第一排。为了减小汽阻，应把最初几排管子排的较稀，或开进汽侧通气道，或用多区域向心式布置等方法增大进汽周界，使第一排管束出的气流速度不大于50m/s。2) 随着蒸汽的凝结，管束内层的热负荷必然减小，进汽侧应有蒸汽通道深入管束内层，以便提高管束内层的热负荷。3) 为了减小汽阻，蒸汽空气混合物向抽气口运动的途径应短而直，可在管束进汽侧和出汽侧都开相应的汽流通道，且要求沿汽流流动方向的管子排数不宜过多。4) 应力求避免刚进入管束的蒸汽与来自管束其他部分含空气较多的蒸汽混合而降低传热系数；应防止蒸汽不经

27、过主管束直接进入空气冷却区而增大空冷区负荷；应防止蒸汽空气混合物不经过空冷区而直接到达抽气口，增大抽气负荷。为此可设挡汽板或靠管束布置来达到要求（见图，c）。5) 管束之间或两侧应有适当的蒸汽通道，以便刚进入凝汽器的蒸汽到达底部加热凝结水，减小过冷度。6) 应有空气冷却蒸汽空气混合物，以增大排出的蒸汽空气混合物的过冷度，减少工质损失，降低抽气负荷。7) 为了避免从上部管束流下来的凝结水落在下部管束外侧被冷却，在管束之间可设置凝结水挡板，挡板的位置和方向应符合汽流流以动规律，减少汽阻。但日本日立制作所的试验结论是：设挡水板反而增大汽阻与过冷度(见图4.3.3，c)。 图4.3.2是国产N 509

28、0535型机组的凝汽器截面图，图中管束布置是上述原则的具体应用之一例。它的管束布置成曲折的狭长带状，进汽侧有蒸汽通道以增大进汽周界。出汽侧也有蒸汽通道，没有挡汽板与挡水板，有空冷区，两管束之间有蒸汽通道直达热井，以回热凝结水。图4.3.3(a)是苏联哈尔科夫工厂的与T160Mw机组配套的凝汽器管束布置图。图4.3.3(b)是法国阿尔斯通公司单流程凝汽器管束布置图，又称“将军帽”式布置，用于与540Mw、900 Mw等机组配套，冷却面积达72838m2及50555m2。图4.3.3(b)是日本日立制作所的平衡降流式凝汽器的管束布置图，图中只画出了一组管束的一半，同一个凝汽器中并排布置两组管束。这

29、种布置中，不设挡水板，外围管束放射状排列，中间管束密集排列，空气收集管位于管束中下部，空气由收集管流到上部空气冷却区冷却后抽除。由于不设挡水板，不再有汽流停滞区，汽流也不再受到挡板的摩擦阻力，原被摩擦和涡流损耗的动能可以均匀地转变为压力能，减少了流动损失。另外，由试验所得的上下左右管子的数量分配和排列方式，使上下左右热负荷比较均匀，因而流向下部的汽流比较充分，凝结水的回热效果较好，真空比传统型凝汽器的提高1333Pa左右，过冷度减小0.510。图4.3.4是与国产300Mw机组配套的N15000l型凝汽器的结构示意图，它采用两个区域的汽流向心式布置，每个区域中心都有空气冷却区。它的外壳采用方形

30、结构。二、真空除氧凝结水含氧量大是导致铜管腐蚀、凝结水系统管道阀门腐蚀严重以致降低设备寿命的重要原因，故凝汽器多设有真空除氧装置。凝结水含氧量少是评价凝汽器的五个重要指标之一。国外为了降低电站投资，克服布置困难，趋于不设除氧器，只靠真空除氧。如法国大多数核电站和一部分火电站就不设除氧器，这样对真空除氧要求就更高。图4.3.5是图4.3.4所示的N15000l型凝汽器热井中设置的水封淋水盘凝结水真空陈氧装置。凝结水进入热井时，首先流入带有许多小孔的淋水盘，水自小孔流下，形成水帘，凝结水表面积增大，被上面流下的蒸汽加热。只要加热到热井压力下的沸腾温度，就可把溶于水中的氧气和其他气体除掉；水帘落下，

31、落在角铁上，溅成水滴，表而积又增大，可被进一步加热与除氧。不能凝结的气体经过许多根空气导管导入空冷区最后由空冷区抽出。一般真空除氧装置大约在60额定负荷以上工作时的除氧效果较好。满负荷工作时的除氧效果最好。但在低负荷和机组启动时，由于蒸汽量少，蒸汽在管束上部就已凝结，不能到达热井回热凝结水而且凝汽器压力降低，漏入空气量增大，使凝结水的含氧量增大过冷度也就增大，这时一般的真空除氧装置效果较差。苏联热电站凝汽器中，广泛采用鼓泡除氧，效果较好。美国凝汽器中的鼓泡除氧装置如图4.3.6所示热井中的凝结水被蒸汽鼓泡搅动而混合和加热，凝结水被加热到饱和温度时释放出非凝结气体。这种装置可以在机组启动、低负荷

32、和其他非正常工况下投运。第四节 抽 气 器抽气器的作用是抽出凝汽器内不能凝结的气体，以保持凝汽器的真空和传热良好。抽气器的实质上起压气机的作用，它将蒸汽空气混合物从很低的压力压缩到略高于大气压，以排入大气。抽气器的增压比一般为1540。国内电站中的小型机组上一般采用射汽抽气器；大型单元再热机组上一般用射水抽气器；近几年来开始应用水环式真空泵。一、 射汽抽气器射汽抽气器如图所示，由工作喷嘴A、外壳B和扩压管C组成。工作蒸汽进入喷嘴A，A中的高速气流在混合室中与周围气体分子产生动量交换，夹带气体分子前进，使周围形成真空。外壳的入口与凝汽器抽气口相连，蒸汽空气混和物不断的被吸入混合室进入扩压管。在这

33、里气流动能转化为压力能，速度降低，压力升高。蒸汽空气混合物最终排入大气。 当抽气器扩压管的增压比太大时，效率较低。因此、长期远行的主抽气器均作成两级或三级，且使每一级的扩压管增压比都较小，效率较高，以减少工作蒸汽的总的消耗量。同等容量的三级射汽抽气器约比两级的少10的工作蒸汽。二、 射水抽气器短喉部射水抽气器结构示意图如图4.4.2所示。一般由专用水泵供给工作水，工作水进入水室1，然后进入喷嘴2，形成高速水流，在高速水流周围形成高度真空，凝汽器的蒸汽空气混合构被吸进混合室3，与工作水相混合，部分蒸汽立即在工作水表面凝结，然后一起进入扩压管4，速度减小、压力升高后排出扩压管。为了节省能量消耗，扩

34、压管出口常接一直径与它相同的2.54m长排水管6，插在排水井水面以下，这一排水管中的水柱借助重力下落，可使扩压管出口压力减小24.539.2kPa，从而节省工作水的能量捎耗。当专用水泵或其电动机故随或厂用电中断时，工作水室水压立即消失，混合室内就不能建立真空。这时凝汽器压力仍是很低的，而排水井水面的压力是大气压力，故不洁净的工作水(循环水)将从扩压管倒流入凝汽器污染凝结水。为此在混合室入口处设置了逆止阀5，用以阻止工作水倒流。射水抽气器结构简单，工作可靠，启动运行方面。通常需专设工作水泵，工作水量较大。被抽出的混合气体中蒸汽含量较大，不能回收，工质损失较多，但不像射汽抽气器需要考虑工作蒸汽来源

35、。适用于滑参数启动和滑压运行的单元制再热机组。东方汽轮机厂通过大量试验于1980年研制成长喉部射水抽气器，如图443所示。这种长喉部射水抽气器用于200Mw、300 Mw机组时，消耗功率由原来短喉部射水抽气器的190 kw降为91kw，单位功耗(即每小时抽lkg空气量的功率消耗)由2.46kW/()降至1.25kw()。达到当时法、意等国的同类产品的水平、被推广到全国200Mw、300Mw等大机组上使用。一般认为提高射水抽气器经济性的关键在于高速流体降速、升压之前，流速能等于或大于当地音速，即达到临界工况，因为在临界工况下没有倒流损失，突然压缩损失最小，扩压充分，排出速度低，余速动能损失较小。

36、获得临界工况又以在突然压缩区之前获得均匀的两相混合流为前提。流体在喉部进口处是混合得极不均匀的，长候部提供了均匀混合的条件，在流动过程中使两相流体均匀混合的程度逐渐增加从而达到临界工况。到喉部出口附近的区间，流体突然被压缩，压力提高到足以排出抽气器的程度，因而大大节省了功耗。图4.4.4是CS4.575l型长喉部射水抽气器在工作水压0255MPa不变。工作水温变化时的特性曲线，纵坐标是抽气压力横坐标是被抽除的干空气量。由图可见，工作水温高时，同一抽气量下的抽气压力将升高。这是因为工作水温升高时，相应的饱和压力也升高，在抽气器高速水流所形成的相同负压下、会使更多的工作水汽化，混合室内水蒸汽分压升

37、高，使抽气压力升高。工作水温t升高的原因有二：一是射水泵的耗功由于工作水与管壁及水分子之间的摩擦和碰撞而绝大部分转变成热能，加热工作水；二是从凝汽器抽出来的汽气混合物中的蒸汽在工作水流表面凝结时所放出的大量汽化潜热以及空气所含的很少量热量。随着工作水温t的不断升高，射水抽气器抽气压力p升高，将使凝汽器真空降低。所以射水抽气器运行时必须监视工作水温的变化，定期的或连续的溢出高温工作水，补充低温工作水，防止工作水温过高。图是C-35-25-1型短喉部射水抽气器工作水温t不变，工作水压p改变时的特性曲线，由图可见，当工作水压p由98.1kPa增加到177kPa时，抽汽压力p是逐渐降低的，这是因为工作

38、水压升高时，工作水量增加，喷嘴出口流速增大，故在抽吸同量空气的条件下，抽气压力p就会降低，凝汽器真空就会升高。但当工作水压由177kPa增加到216kPa时，抽气压力p却升高了，这是因为抽气器结构尺寸已定，工作水压p继续升高使流量进一步增加，在扩压管出口会发生排水阻塞现象，使排水管水压升高，影响到混合式的抽气压力p也升高。通过试验还可以确定时水抽气器工作水压的最佳值 三、水环式真空泵。水环式真空泵的功耗低。运行维护方便，在西欧等国已较多地用在电站凝汽设备上。我国300Mw与600Mw反动式考核机组也是用它配套的。水环式真空泵的结构原理如图4.4.6所示。叶轮偏心地安装在泵壳内朝箭头方向转动，水

39、的离心力所形成的旋转水环的近似圆与泵壳同心水环、叶片与叶轮两端的侧扳构成若干个小的密闭空腔。侧扳上有吸入气体和压出气体的槽所以侧扳又称分配器。在前半转，即由图中a处转到b处时，在水活塞的作用下，空腔增大压力降低，这时通过分配器吸入气体。在后半转，即由c转到d处，空腔减小，压力升高，这时通过分配器可排出气体。随气体一起排出的有一小部分水，经过气水分离器分离气体后，这一小部分水又送回泵内、所以水的损失很少。为了保证恒定的水环在运行中需要向泵内补入凝结水，但补水量很少。转子两端用填料和凝结水密封。图4.4.7是武汉水泵厂引进德国技术生产的2BEI3530型水环式真空泵(与300Mw机组配套)的特性曲

40、线。 水环式真空泵远行可靠方便，不易损坏，耗电量小，除真空泵外不需另设供水泵。但价格较贵、而且真空越高，抽吸的质量流量越小。第五节 凝汽器的变工况汽轮机组运行时，蒸汽负荷D、冷却水量D、冷却水进口温度t等都要变化，漏入空气量也要变化，凝汽器的冷却表面可能变脏，等等，这些都将引起凝汽器的压力变化。凝汽器的工况离开了设计参数，成为凝汽器的变工况。一、 主要因素改变对凝汽器压力的影响D、 D、 t是决定凝汽器压力的主要因素，这些因素改变时，和将改变，从而使t和凝汽器压力改变。1变工况下的变化规律变工况下的变化规律可用下式表示： ； （）由于（）变化很小，可近似看作常数，故当D不变时，是常数。也就是说

41、，D不变时，正比与D。D改变后，也变了，在新的D下，算出新的，确定和D的新的比例关系。2变工况下的变化规律当D不变时，为常数，由式（ （） 凝汽器已制造好，A不变。若K也不变，则与D成正比，也就是与d（称为比蒸汽负荷）成正比，如图中的辐射线（包括虚线）所示。试验证明，当凝汽器负荷下降不大时，漏入空气量不变，确实与D成正比，当蒸汽负荷下降较多时，汽轮机处于真空下的级数增多，凝汽器真空提高，漏入的空气量增大，K减小，由式（）可见增大D减小使减小。两方面共同作用的结果，下降缓慢或不变。实线转折段和水平段所示。对于凝汽器严密性很好的机组、随着负荷的降低，调入的空气量几乎不变，所以图4.5.1中的倾斜实

42、线特向左延长，转折段出现在更小的处，每一根水平实线均向左下方移动。图4.5.1中，较小的曲线在上部，其原因可从式(4.2.11)中的看出，较小时、也小， K也小，这时由式(4.5.2)算出的较大，所以较小的曲线在上侧。较小的曲线的转折点出现在较大处的原因是，较小时真空较高，调入空气量较大，所以在较大处就使K减小。冷却水量改变后，以新的算出与D的关系，作出与、的关系曲线。3、变工况下p的确定 在冷却水量D一定时，根据不同的d和 t求出 t、和，由t= t+算得t,求得t对应的饱和压力p.在主凝结区认为p p误差较小，就可确定p。作出这一冷却水量下的特性曲线、如图4.5.2所示。冷却水量改变后、根据新的再次计算，作出新的的另一张凝汽器持性曲线图。4.6 多压式凝汽器有两个以上排汽口的大容量机组的凝汽器可以制成多压式凝汽器。图461是双压式凝汽器的示意图。冷却水由左倒进入，右侧排出。凝汽器汽侧用密封的分隔板隔成两部分。进水侧的冷却水阻较低，汽侧压力也较低；出水侧冷却水阻较高，汽侧压力也较高，这就构成了双压式凝汽器。以此类推，可以制成三压式、四压式，在美国最多有六压式的。多压式凝汽器有下列优点：1) 一定条件下，多压式凝汽器的平均折合压力比单压式的低。