汽轮机及辅 助设备(常家芳)汽轮机(三).doc

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2、此，将运行良好时测定的凝汽器特性曲线与运行时实测的数据相比较，就可判断凝汽器工作状况的好坏。运行中，引起凝汽器真空度下降的主要原因是：凝汽器传热管脏污、真空系统不严密或抽气器工作不正常；另外，冷却水进口温度升高或冷却水量不足等也可能造成凝汽器真空度下降。 应该说明，图3-6祗是对特定的冷却水量所作出的凝汽器特性曲线。运行中，应根据不同冷却水进口温度和不同凝结负荷，合理调整循环水泵的台数，以保证经济运行；并可得出一组相应的凝汽器特性曲线。 在DC和t1不变的条件下，增加冷却水量可使温升t减小，传热系数K增大，从而使凝汽器压力下降（或真空度提高）。但应注意，通过增加冷却水量来降低凝汽器压力的后果，

3、一方面，它使汽轮机输出功率增大，而另一方面也将使循环水泵的耗电量增加。 图3-7确定凝汽器最有利真空度的 关系曲线 1汽机输出功率增加值?Ppu 2循环水泵耗电量增加值?Ppq 3俩者差值 图3-7表明了汽轮机输出功率与循环水泵耗电量随冷却水量变化的关系。 259 由上图可知，当汽轮机输出功率增量Pt与循环水泵耗电量增加值Ppu之差P达到最大时，对应的冷却水量是最经济的，即图上曲线3的a点。与此相应的凝汽器内的真空度称为最有利真空度或最经济真空度。对于不同蒸汽凝结负荷和冷却水进口温度，通过试验得出的最有利真空度，就可确定循环水泵的最经济供水方式，从而合理调度投入运行的循环水泵的容量和台数。 2

4、.4 凝结水过冷的原因及其改善措施 2.4.1 凝结水过冷的原因 在凝汽器中，热井中的凝结水温度tn常低于凝汽器入口蒸汽压力下的饱和温度ts，这种现象称为凝结水“过冷”，并定义ts - tn为凝结水的过冷度。 凝结水过冷不仅使冷源损失增加，影响机组的热经济性，而且凝汽水过冷的主要危害性是使凝结水的含氧量增加。因为，气体在水中的溶解能力是随着温度的升高而降低的，当水温达到饱和温度时，溶解于水中的气体几乎已全部析出。因此，凝结水过冷后，就会使一部分已析出的气体重新溶解于凝结水，使其含氧量增加。在核电厂中，对二回路水质的含氧量提出了更高的要求。即使设置了给水除氧器，也必须在凝汽器中进行真空除氧。因为

5、，给水除氧器只能保证从除氧器到蒸汽发生器之间给水的含氧量，而从凝汽器到除氧器之间的凝结水系统中，凝结水的含氧量还要由凝汽器中的真空除氧来保证。因此，对于核电厂中的凝汽器，必须采取有效措施，减少凝结水的过冷度以保证凝结水的含氧量符合规定的要求。 为了减小凝结水的过冷，下面先分析凝汽器中造成凝结水过冷的原因。 2.4.1.1 凝结液膜中存在温差 凝汽器中，蒸汽在冷却管外凝结时将形成一层液膜，如图3-8所示。液膜外表面的温度等于蒸汽压力相应的饱和温度ts，而液膜内表面的温度则等于管壁温 260 度tw，二者之间的温差通常在5 左右。所以，液膜的平均温度总是低于饱和温度ts，即处于过冷状态。 2.4.

6、1.2 凝汽器中存在汽阻 由于蒸汽在流动过程中存在流动阻力，因此从凝汽器进口到抽气口，蒸汽压力是逐步降低的。凝汽器进口处的蒸汽压力高，抽气口附近的蒸汽压力低，其压差称为“汽阻”。由于汽阻的存在，沿着蒸汽流动方向，蒸汽压力逐步下降，相应的饱和温度也逐渐降低。例如，凝汽器进口处蒸汽压力为5 kPa，相应的饱和温度为32.55 ，如果存在汽阻0.67 kPa，则抽气口处蒸汽-空气混合物的压力为4.33 kPa，相应的饱和温度为29.8。由于过冷度以进口处蒸汽压力下的饱和温度为计算基准，则由于汽阻产生2.75的过冷度。 2.4.1.3 凝汽器中存在空气 在凝汽器进口处，空气在总汽流中所占的重量百分比一

7、般不大于0.01%，可以忽略不计。 图3-8凝结液膜中的温降 随着蒸汽向抽气口方向流动并不断凝结，空气所占的比率逐渐增加。在抽气口附近，空气所占的重量百分比可达5060%，此时，蒸汽分压力大大低于混合气体的总压力。相应的凝结水温度也显著降低，造成这一区域凝结水进一步过冷。在正常运行工况下，由于这一区域的蒸汽凝结量已很少，所以对全部凝结水的平均过冷度不会产生明显的影响；因此，凝汽器中存在空气对凝结水虽然有一些影响，但并不是凝结水产生过冷的主要因数。然而，在汽轮机低负荷运行时，由于汽轮机内部负压区域的扩大，使凝汽器真空度升高，漏入的空气量增加，对凝结水的过冷就有明显的影响。 2.4.1.4 冷却管

8、表面对降落于其上的凝结水的再冷却 凝结水在下落的过程中，由于受到蒸汽的的加热，使其过冷度减小。但是， 261 当凝结水下落到下一排冷却管上时，又被该排冷却管再冷却而使其过冷度增加。 由于以上原因，凝结水过冷现象不可避免，特别在汽轮机低负荷运行时，凝结水的过冷度将会增加。但是，设计良好的凝汽器，可以使凝结水的过冷度降低到最大限度。例如降低到0.51.0 ，从而满足核电厂及大型机组对凝结水除氧的要求。 2.4.2 改善凝结水过冷的措施 2.4.2.1 采用蒸汽回热式凝汽器 早期凝汽器设计常使管束密集布置，致使蒸汽不能通畅地进入管束各个部位，与具有过冷度的凝结水充分接触，进行有效的热-质交换。近代大

9、型凝汽器设计的特点之一是，使管束留有一定的蒸汽通道，使一部分蒸汽能直接通向凝结水底部。在凝结水下落到热井之前，有机会与蒸汽进行充分的接触，通过蒸汽的再加热，使凝结水的过冷度与含氧量显著降低。这种效应称为蒸汽回热作用。通过合理布置蒸汽通道，使凝结水得到回热作用的凝汽器称为“回热式凝汽器”。 合理的管束布置，对于强化回热作用，降低流动汽阻具有重要意义。回热式凝汽器常采用的一种管束布置形式是辐射型，其特点是，采用回旋状的带状管束排列。带状外侧形成逐渐变窄的蒸汽流道，使蒸汽均匀分配。带状内侧形成的流道使蒸汽-空气混合物能直接通往空气冷却区的抽气口。蒸汽在任何方向穿过的管排数不超过1216排，这样不仅能

10、对凝结水进行有效的回热，而且使流动汽阻大大降低（通常可降低到0.260.4 kPa）。显然，这种形式的管束布置能减少凝结水过冷，满足良好除氧性能的要求。 2.4.2.2 改进空气抽出系统 在电厂运行中，有效地抽除空气对于保证凝汽器良好的除氧效果是很重要的。许多凝汽器在高负荷下能充分地除氧，但在低负荷下除氧效果不良。 在低负荷时，由于循环水温升减小，凝汽器压力和相应的蒸汽饱和温度也降低，使蒸汽凝结区的面积缩小而空气冷却区面积增大，造成凝结水含氧量增加。试验结果表明，在25%额定负荷时，空气的泄漏量约为100 %负荷时的一倍。因此 262 在低负荷启动时，必须抽除更多的空气以保持凝汽器的最低压力。

11、这意味着，在较低的凝汽器压力下，抽气器要有抽出更多空气的能力。 2.4.2.3 采用鼓泡式除氧装置 无论管束如何改进,总有一些氧气仍会溶解在凝结水中，特别是在启动、低负荷及其它非正常运行方式时，氧气的溶解量会更大。排除这些氧气的有效方法，是在凝汽器热井中安装除氧装置，例如采用鼓泡式除氧装置，如图3-9所示。 鼓泡式除氧装置的工作原理：管束末的凝结水被一块略有倾斜的挡板引到一块多孔板的上方，加热蒸汽经蒸汽室向上穿过多孔板，反复鼓动多孔板上方的凝结水并使其再热。当凝结水达到并超过饱和温度时闪发成为蒸汽，并使其中溶解的气体析出。析出的气体被向上流动的蒸汽带走，除氧后的凝结水通过堰板流向出口。 加热蒸

12、汽的压力应稍高于凝汽器压力，可用汽轮机抽汽或辅助汽源。当凝结水的含氧量符合除氧要求时，可以切除汽源。 试验证明，在启动、低负荷及变动工况时，鼓泡装置能有效地改善除氧性能。图3-10表示鼓泡装置改善除氧效果的情况。 图3-9 鼓泡式除氧装置 图3-10 鼓泡装置对除氧效果的改善情况 1无除氧装置；2具有鼓泡装置。 263 第三部分 凝汽器（冷凝器） 第一章 凝汽设备作用、组成与工作原理 1.1 凝汽设备的作用 凝汽设备是汽轮机组的一个重要辅机，在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，它对整个电厂的安全、经济运行具有重要作用。它的主要任务是将汽轮机排汽凝结成水，在汽轮机排汽口建立

13、与维持一定的真空度；并把凝结水送回蒸汽发生器（或锅炉）继续使用。 凝汽设备的作用具体地可归结为四个方面： (1) 凝结作用 凝汽器通过冷却水与汽轮机排汽的热交换，带走排汽的汽化潜热而使其凝结成水，凝结水经回热加热后作为蒸汽发生器（或锅炉）的给水重复使用。 (2) 建立并维持一定的真空 这是降低汽轮机的背压、提高电厂循环热效率所必需的。 (3) 除氧作用 现代凝汽器，特别是沸水堆核电机组的凝汽器，都要求有除氧作用，以适应机组的防腐要求。 (4) 蓄水作用 凝汽器的蓄水作用既是汇集和贮存凝结水、热力系统中的各种疏水、排汽和化学补给水的需要，也是缓冲运行中机组流量急剧变化、提高系统调节稳定性的需要，

14、并且是确保凝结水泵必要的吸水压头的需要。 249 1.2 凝汽设备的组成 图3-1凝汽设备的连接系统 1-汽轮机 2发电机 3凝汽器 4冷却水泵 5凝结水泵 6抽气器 凝汽设备由凝汽器、冷却水泵、抽气器和凝结水泵组成。图3-1表示凝汽设备的系统图。 其中，各组成部分的作用如下： 凝汽器，它是凝汽设备的主要部分。其作用是：利用低温的冷却水，使汽轮机排出的蒸汽在其中凝结放热，将蒸汽凝结成水，为汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度；对凝结水除氧；以及蓄水。 冷却水泵的作用：为凝汽器提供低温的冷却水，并带走汽轮机排汽在凝汽器中放出的热量； 抽气器的作用：由于凝汽器处于真空条件下工作，所以在凝汽器开始运行

15、时，必须要用抽气器将其壳体内的空气抽出以建立真空；并在凝汽器运行过程中，将汽轮机排汽中夹带的空气和从真空系统不严密处漏入的空气不断抽出，以维持凝 250 汽器的真空。 凝结水泵的作用：把凝结水送回蒸气发生器（或锅炉）继续使用。 1.3 凝汽设备的工作原理 当凝汽器开始工作时，先由抽气器抽去凝汽器壳体内的空气，为其建立一定的真空度；接着，从汽轮机来的排汽进入凝汽器壳侧，由冷却水泵来的低温冷却水进入凝汽器管侧，通过冷凝管束使蒸汽凝结成水，并将凝结放出的热量带走；同时，为了维持凝汽器的真空度和减少不凝性气体对传热的影响，利用抽气器不断抽除凝汽器中积聚的空气；最后，通过凝结水泵将凝结水送回蒸汽发生器（

16、或锅炉）继续使用。 251 第二章 凝汽器的工作原理 2.1 凝汽器的压力（真空度） 汽轮机的背压对其热效率和热力系统的经济性有很大的影响，而凝汽器的主要任务就是为汽轮机排汽口建立并维持一定的真空度。根据电厂凝汽器运行经验，通常凝汽器压力升高1 Kpa，汽轮机的汽耗就要增加1.52.5 %。因此，凝汽器压力（真空度）是表征凝汽器工作特性的主要指标。 2.1.1 凝汽器压力的确定 凝汽器压力通常是指，与凝汽器壳侧蒸汽凝结温度相对应的饱和压力。但是，实际上凝汽器壳侧各处的压力并不相等。我国“凝汽器性能试验规程”规定：凝汽器压力，是指凝汽器入口截面上的蒸汽绝对压力，用Pk表示；而凝汽器计算压力是指，

17、离凝汽器管束第一排冷凝管约300 mm处的蒸汽绝对压力，用Pk表示。图3-2表示了凝汽器压力Pk与Pk的位置。 对汽轮机而言，感兴趣的是汽轮机背压PK，即；而从凝汽器角度，关心的却是PK。显然，PK与PK之图3-2凝汽器压力的定义 1喉部直段 2喉部斜段 3壳体 4热井 5管束 差取决于凝汽器喉部的阻力和扩压情况。在大型凝汽器中，它的喉部内都装设了低压加热器，抽汽管道，蒸汽导流元件等设备或部件。因此，凝汽器喉部的阻力不可忽视。本书中所述的均为凝汽器计算压力PK，并简称为凝汽器压力。 在凝汽器中，由于蒸汽凝结成水的过程是在汽、水饱和状态下进行的。因此，凝汽器内蒸汽的饱和压力与饱和温度是相对应的。

18、所以，凝汽器压力PK的高低取决于蒸汽凝结的饱和温度ts。为使凝汽器获得较高的真空度，就要使凝汽器内蒸汽 252 的饱和温度尽可能接近冷却水温度。如果冷却水量和冷却面积均为无限大，蒸汽与冷却水之间的温差可趋近于零（见图3-3中a）。但是，实际上冷却水量和冷却面积都是有限的，所以蒸汽凝结放出的汽化潜热通过管壁传给冷却水时，必然存在传热温差；冷却水吸热后温度要升高，但总是低于蒸汽的饱和温度（见图3-3中c）。凝汽器中蒸汽的饱和温度tS与冷却水离开凝汽器的出口温度t2之差称为传热端差?t。因此，蒸汽凝结时的饱和温度tS与冷却水进口温度t1、冷却水的温升?t和凝汽器的传热端差?t有关。即： ts?t1?

19、t?t （3-1） 图3-3表示它们之间的关系。 图3-3蒸汽凝结温度与冷却水温度的变化关系 a)相应于式（11）b)相应于式（12）c)相应于式（13） 当蒸汽凝结温度tS确定后，就可查出其对应的饱和压力，即为凝汽器压力PK。 当冷却水出口温度一定时，传热端差越小，汽轮机的排汽压力（背压）就越低，它的理想焓降就越大，在汽轮机各项损失不变时，机组的热效率就越高。 2.1.2 凝汽器压力的度量 大型凝汽器的压力采用水银真空计测量，测点应布置在离管束第一排冷却水管约300 mm处，如图3-4所示。其中，H值称为凝汽器真空度，它的单位为mmHg。 253 凝汽器压力为： Pk=B-H mmHg （3

20、-2） 式中：B气压计所示水 银柱高度，mmHg； H真空计所示水 银柱高度，mmHg。 但是，凝汽器压力的单位通常用Pa表示，所以，应用下式表示： Pk=133.3（B-H） Pa （3-3） 凝汽器的真空度通常用百分数表示，即： V?H?100% （3-4） B 图3-4凝汽器压力的测量 凝汽器压力PK与真空度V的换算关系为： .3B(1? Pk?133V) Pa （3-5） 100 2.2 影响凝汽器压力的因素 凝汽器的结构和运行对凝汽器压力均有影响，下面将分别作介绍。 2.2.1 结构因素 凝汽器的结构合理与否对凝汽器压力有一定的影响，下面简要介绍几个具有较大影响的因素。 2.2.1.

21、1 管束长度与管板直径（或当量直径）之间的比值 254 为了使蒸汽沿管长方向分配比较均匀，管束长度与管板直径（或当量直径）的比值必须合理。否则会使凝汽器传热面积得不到充分的利用，从而影响传热量，使凝汽器压力升高。 2.2.1.2 管束的排列和布置型式 凝汽器中抽气口处的压力最低,蒸汽-空气混合物从凝汽器喉部流向抽气口，在经过管束时有流动阻力。从喉部到抽气口之间的压力降称为“汽阻”。汽阻的存在对凝汽器压力和凝结水的过冷度都有影响，这里先分析它对凝汽器压力的影响。当抽气口压力一定时，汽阻越大，凝汽器压力也越高。 管束的排列和布置型式对凝汽器的汽阻大小、蒸汽在管束中的分配是否均匀，以及是否会出现空气

22、积聚的死区等都有影响。因此，在管束排列和布置方面，要求它所产生的汽阻尽可能小，管束内留出的蒸汽通道能使蒸汽在管束中均匀分配，并且不会出现空气积聚的死区。 另外，应该设置空气冷却区，使蒸汽-空气混合物得到冷却，以增大排出的蒸汽-空气混合物的过冷度，减少工质损失，并降低抽气器的负荷。 2.2.1.3 水室的形状 水室的形状对冷却水量在管束中的分配有很大影响。如果冷却水量分配不均匀，将影响传热效果，使传热端差增大，凝汽器压力升高。因此，水室的形状应有利于冷却水量在管束中的均匀分配。例如，N-15000-1型凝汽器采用的倾斜立方体水室（见图3-15），就有利于冷却水在管束中均匀分配。 2.2.1.4

23、凝汽器的严密性 由于凝汽器中空气含量对蒸汽凝结放热的影响很大，因此要尽可能减少凝汽器中的空气含量。其中，汽轮机排汽所夹带的空气是不可避免的，而凝汽器真空系统不严密所漏入的空气，往往是凝汽器空气含量过高的重要原因，但这是可以避免的。因此，在凝汽器安装与维修时，应尽可能使凝汽器真空系统达到严密。 2.2.2 运行因素 255 凝汽设备运行的好坏对汽轮机运行的安全与经济性有很大的影响。凝汽设备的运行主要是能保证凝汽器达到最有利的真空度，减少凝结水的过冷度和含氧量，保证凝结水达到合格的水质。为此，必须对凝汽设备的运行进行严格的控制和监督。 在运行中，影响凝汽器真空度的因数很多，其中主要有：冷却水进水温

24、度、冷却水的流量、凝汽器管束表面的清洁状况，以及真空系统的严密性等。为了保证凝汽设备的正常运行，必须经常而有系统地对运行指标进行分析，以便及时发现问题，并找出原因加以解决。 由于凝汽器压力取决于凝结温度ts，因此，影响凝结温度的因数也就是影响凝汽器真空度的因数。由式（3-1）可知：影响凝结温度ts的因数有以下几项。 2.2.2.1 冷却水进口温度t1 如果凝汽器冷却水进口温度降低，凝结温度必然降低。因此，在相同的负荷和冷却水量下，冬季时凝汽器的真空度比夏季时高。在直流供水系统中，凝汽器的进水温度完全由自然条件决定，它随着气候、季节而变化。但在采用循环供水系统中，冷却水温度除了受大气温度和相对湿

25、度影响外，还与循环水冷却设备运行的好坏有关。 2.2.2.2 冷却水温升?t 冷却水温升与冷却水流量有很大关系。当排入凝汽器的蒸汽量一定时，如果凝汽器中冷却水的温升增加，则说明冷却水量不足，从而引起冷却水出口温度升高，使凝汽器真空度下降。冷却水量不足的原因主要是循环水泵出力不足或水阻增加。而水阻增加的原因主要是由于冷却水管堵塞，循环水泵出口或凝汽器进水阀门开度不足，以及循环水泵虹吸遭到破坏等原因造成的。 2.2.2.3 凝汽器的端差?t 凝汽器端差增大，同样会使凝结温度升高，真空度下降。而端差又与冷却水进口温度t1、凝汽器每单位冷却面积的蒸汽负荷Dn/Fc、传热表面的清洁程度及凝汽器内积聚的空

26、气量等因数有关。 256 对于一定的凝汽器，在相同的负荷和冷却水流量条件下，端差的大小将表明凝汽器传热效率的高低。而运行中，传热效率高低又主要取决于传热表面脏污程度和汽侧积聚的空气量多少。凝汽器传热表面结垢或脏污均会增加污垢热阻，使传热效率降低，端差增大；当凝汽器内积聚的空气量过多时，由于空气热阻过大，使传热系数明显下降，从而使传热端差增大。 空气漏入凝汽器的原因，通常是由于真空系统管道阀门不严密或汽封压力不足甚至中断所造成的；也可能由于抽气器效率降低，不能将漏入凝汽器的空气完全抽出而造成的。 另外，凝汽器水位过高，淹没部分冷却管，使传热面积减少，传热端差增大，也会影响凝汽器的真空度。 2.3

27、 凝汽器的特性曲线 在电厂运行过程中，并不直接关注凝汽器的传热系数，而是以凝汽器的绝对压力（或真空度）及冷却水出口端差的变化来判断凝汽器运行状况的好坏。而凝汽器的绝对压力又与传热端差之间存在一定的关系。 凝汽器的运行参数，例如冷却水量DW、进口水温t1、蒸汽凝结负荷DC等往往偏离设计值。此时，凝汽器的压力也就随着改变。在一定冷却水量和进口水温下，凝汽器压力与蒸汽负荷之间的关系称为凝汽器特性曲线。凝汽器的特性曲线可以通过传热计算或试验方法求得。 传热计算的依据是下列基本关系式： Fc?DwCp?tDwCp?t?ln1(?) （3-6） ?tK?tK?t?tln()?t Dc(hc?hc)?DwC

28、p?t （3-7） 将热平衡公式（3-7）代入传热公式（3-6），即可得到： 257 D(h?h) ?t?ccc （3-8） KFDwec?1Dw式（3-8）表明，端差t取决于蒸汽凝结负荷DC、冷却水量DW、传热系数K和汽轮机排汽与凝结水之间的焓差（hC-hC）。如果，其它因数不变，则t与DC成正比。在不同的冷却水进口温度t1下，这是一组通过原点的直线（见图3-5中虚线所示）。当t1升高时，t就下降。实际上，凝汽器中传热系数K是随着蒸汽凝结负荷DC变化而有所变化。实验结果表明，当DC在设计工况附近时，传热系数K几乎保持不变；但当DC比设计值小得较多时，由于汽轮机内负压区域的扩大，使凝汽器的真空

29、度升高，漏入凝汽器的空气量增多，使传热系数K减小。由式（3-8）可知，当传热系数K减小时，端差t则增大。然而由式（3-8）又可看出，DC减小时t也减小。因此，当DC下降到一定程度后，由于以上两方面因数共同作用的结果，使t将趋于定值，如图3-5中实线所示。 但是，对于凝汽器严密性很好的机组，随着负荷的下降，漏入的空气量几乎不变，所以，图3-5中的顷斜实线将向左延长，转折段出现在更小的DC处，每根水平实线均向左下方移动。 图（3-5）的曲线通常由试验确定，也可近似用下列经验公式计算： ?.t? 图3-5端差与冷却水进口温度及单位面积 蒸汽凝结负荷之间的关系 Dn(c?7.5) （3-9） 31.5

30、?t1Fc 式中，n = 57，对传热表面清洁的、真空系统严密性较好的凝汽器可取较小值。此公式在凝结负荷较高的工况时，计算是足够准确的。 将式（3-7）、（3-9）代入式（3-1）；并考虑到，在凝汽式汽轮机通常的排汽压力范围内，焓差（hC-hC）约为2180 kj/kg，以及水的Cp为4.187 kj/(kg.)。 258 第三章 凝汽器的结构 3.1 凝汽器的分类 凝汽器可按各种方法进行分类。例如，按其用途可分为固定式（电厂用）凝汽器和运输式（船用）凝汽器；按电厂汽轮机功率大小，可分为大型、中型和小型凝汽器等。电厂用的凝汽器又可按其与汽轮机排布的位置和轴线的关系、冷却水供水方式、冷却水流程数

31、、凝汽器壳体数等进一步分类。表3-1列出电厂用大型凝汽器的分类概况。 表-1 大型凝汽器分类 分类依据 与汽轮机排布 位置的关系 与汽轮机轴线 的关系 冷却水供水方式 类 别 下向布置 侧向布置 整体布置 横向布置 纵向布置 直流供水 循环供水 单一制（单道制） 冷却水进水方式 对分制（双道制） 单流程 双流程 凝汽器壳体数 单壳体 多壳体 单压制 凝汽器压力数 多压制 定 义 布置在低压缸下面 布置在低压缸侧面 与低压缸做成整体 冷却管中心线与汽轮机轴线垂直 冷却管中心线与汽轮机轴线平行 冷却水一次性使用 冷却水循环使用 在同一壳体内冷却水通过单根进水管进入一个水室 在同一壳体内冷却水通过两

32、根进水管进入带分隔板的一个水室或两个独立的水室 冷却水在管内只流过一个单程就排出 冷却水在管内流过一个往返后才排出 采用单个壳体 采用多个壳体 按单一压力（真空度）设计 按多种压力（真空度）设计 冷却水流程数 侧向布置的凝汽器虽能节省空间，降低机房高度，但要增加占地面积，所以世界上绝大多数电厂采用下向布置的凝汽器。我国电厂大型凝汽器都采用下向布置的凝汽器。 264 电厂凝汽器采用横向布置还是纵向布置，很大程度上取决于电厂汽轮机房设备布置的条件，没有明确的限制条件和优劣之分，实际上两种布置形式都有采用。 冷却水供水方式完全取决于电厂所在地区的水源情况，这也是电厂建造可行性论证的一项重要内容。 大

33、型电厂多数采用对分制凝汽器。随着电厂特别是核电厂汽轮机单机功率的增长，凝汽器冷却水进水方式已不限于对分制了，出现了在同一壳体内冷却水通过36根进水管进入36个水室去的凝汽器，分别称为三道六道制凝汽器。 另外，根据凝汽器中蒸汽冷凝后的凝结水是否具有回热加热作用，又可分为回热式凝汽器与非回热式凝汽器。由于回热式凝汽器具有蒸汽回热作用，能减少甚至消除凝结水的过冷度。因此，电厂中大型凝汽器均采用回热式凝汽器。 3.2 凝汽器的管束布置 管束是凝汽器的主要组成部件，管束的排列方式和布置是否合理，对凝汽器的真空度、凝结水的过冷度和含氧量均起着决定性作用。 2.1 管束的排列方式 管束的排列方式可分三种：三

34、角形排列、正方形排列和辐向排列。如图3-11所示。 三角形排列：管子中心位于等边三角形的顶点，这种排列方式在管束节距相同时，管子的密集程度和阻力最大。 正方形排列：管子中心位于正方形的四个角上，管子的密集程度和阻力比三角形排列要小。 辐向排列：在管束横断面上，各排管子中心的连线呈辐射状，形成上宽下窄的通道，适用于要求汽阻较小的地方。 265 图3-11 管束的排列方式 (a) 三角形排列法 (b)斜放正方形排列法 (c)辐向排列法 3.2.2 管束布置的基本原则 管束布置应遵循下列基本原则： (1) 尽可能减小汽阻，降低凝结水的过冷度； (2) 使传热面上的热负荷尽可能分布均匀，以提高传热效果

35、和真空度； (3) 蒸汽凝结的主要区域（称主凝结区），应尽可能减少其空气含量，以免影响传热效果和真空度； (4) 管束中应留有适当的蒸汽通道，使凝汽器具有回热作用，减小过冷度； (5) 尽可能减小排汽的工质损失，并降低抽气器的负荷； (6) 减少凝结水在下落过程中受冷却管的再冷却。 266 3.2.3 管束布置时通常采用的措施 管束布置时通常采用下列措施： (1) 由于蒸汽进入第一排管束时，流量最大，通流面积又突然缩小，因而引起较大的汽阻。因此，通常把最初几排管子布置得较稀，并留出蒸汽通道，或采用多区域向心式布置，以增大进汽周界，减低流速，减小汽阻； (2) 随着蒸汽的凝结，管束内层的热负荷自

36、然降低，为了提高内层管束的热负荷，可在进汽侧开通汽道，深入管束内层，使蒸汽直接进入管束内层，从而使管束的热负荷较均匀； (3) 在管束进汽侧和出汽侧均开蒸汽-空气混合物通道，以缩短混合物向抽气口运动的路径，减小汽阻； (4) 设置当汽板，防止主凝结区的蒸汽与空气冷却区的空气混合，影响传热效果；并防止蒸汽不经过主凝结区直接进入空气冷却区而增大该区域的热负荷；还可防止蒸汽-空气混合物不经过空气冷却区，直接流入抽气口，而使抽气器负荷增大； (5) 布置适当的蒸汽回热通道，使部分蒸汽直接通到凝汽器底部再加热凝结水，以减小进入热井凝结水的过冷度； (6) 布置空气冷却区，增大排出的蒸汽-空气混合物的过冷

37、度，以减小工质损失，并降低抽气器的负荷； (7) 在管束中设置凝结水挡板，以避免和减少上部管束下落的凝结水受到下部管束的再冷却。 图3-12、图3-13给出了国内外凝汽器常用的管束布置方式。 267 图3-12 N30007型凝汽器 1管束隔板；2冷却管束；3抽气口；4档板；5空气冷却区；6热井；7人孔；8水隔板 图313 国外凝汽器管束布置举例 (a) 苏联哈尔科夫工厂的管束布置；(b)法国“将军帽”式布置；(c)日本平衡降流式管束 1空气冷却区；2放射状管束；3密集管束；4空气收集管 268 图3-14 N112201型凝汽器总体结构 1蒸汽连通管 2喉部人孔盖 3喉部 4壳体 5水室人孔

38、盖 6主管束 7空气冷却区 8热井 9除氧装置 10出水接管 11进出口水室 12管板 13抽气口 14进水接 15支撑隔板 16弹簧支承 17波表膨胀节 18折回水室 269 3.3 大型凝汽器的典型结构 3.3.1 N112201型凝汽器 图3-14表示这种凝汽器的总体结构。该凝汽器是由哈尔滨汽轮机厂设计制造的，配置在N200130/535/535型中间再热式汽轮机组上。它的凝汽器压力为0.49 kPa，冷却面积为11220 m2，采用三壳、单压、单一制、双流程型式。 N112201型凝汽器主要由壳体、喉部、管束、管板、支撑隔板、热井、除氧装置等组成。其中，喉部用于布置低压加热器、抽汽管道

39、等另部件；管束分为主管束和空气冷却区两部分，主管束采用外围带状型式，其冷却管呈辐向排列，它用来使蒸汽凝结成水并减小凝结水的过冷度，空气冷却区主要用于抽除空气；管板用于冷却管与水室的连接并使蒸汽与冷却水隔开；支撑隔板起到支撑管束的作用，该凝汽器每组管束设有五块支撑隔板，每块隔板的管孔中心相对于两端管板的管孔中心依次抬高3、5、7 mm，使安装后的冷却管呈拱形状，有一定的挠度，使冷却管能紧贴住支撑隔板的管孔中，以增强管束刚性并改善冷却管的振动特性，还能减小冷却管与管板胀接处的热应力，补偿壳体与冷却管之间的热膨胀差；热井用于汇集凝结水，并在其中安装除氧装置；除氧装置用于真空式除氧，以保证凝结水含氧量

40、的要求。 3.3.2 N150001型凝汽器 图3-15表示这种凝汽器的总体结构。该凝汽器是由上海汽轮机厂设计，上海江南造船厂制造的，配置在N300165/550/550型汽轮机组上。它的凝汽器压力为0.49 kPa，冷却面积为15000 m2，采用单壳、单压、对分制、单流程型式。 N15000型凝汽器主要由单一的矩形壳体、喉部、管束、管板、支撑隔板、水室、热井、除氧装置等组成。它的特点是：水室呈倾斜立方体形状，有利于冷却水流在管板面上均匀分布；由于采用对分制，管束相应地分为左、右对称的两组，并且管束设有八块支撑隔板，每块隔板的管孔中心相对于两端管板的管孔中心依次抬高一定的距离，以使冷却管呈拱

41、形状；对分制的两路冷却水以相反方向流过凝汽器，从而改善管束的热负荷分布；在凝汽器喉部布置了末级低压加热器，抽汽管道及旁路排汽接受装置等。 270 图3-15 N150001型凝汽器总体结构 1抽汽管道 2部 3低加 4壳体 5水室（前侧为进口水室，后侧为出口水室）6抽气口7前侧进水接管 8后测出水接管 9弹簧支承 10后侧进水接管 11前侧出水接管 12水（前侧为出口水室，后侧为进口水室）13主管束 14空气冷却区 15热井16凝结水出口接管 3.3.3 300 MW核电汽轮机组凝汽器 图3-16表示这种凝汽器的总体结构。该凝汽器是由哈尔滨船用锅炉研究所设计，并由上海电站辅机厂制造，配置在秦山

42、核电厂300 MW核电汽轮机组上。凝汽器压力为0.49 kPa，冷却面积为28172 m2，采用双壳、单压、对分制、双流程型式。 该凝汽器主要由两个基本相同的喉部、壳体、热井以及各自的两个进出口水室和两个折回水室构成。两个喉部之间用四根通流面积各为2.34m2的连通管连接，以保证汽侧相通、工况一致，并适应带负荷清洗凝汽器的需要。壳体、管板、水室用法兰连接。在凝汽器的每一个壳体内，与对分制进水方式相适应，有对称的两组管束。每一组管束又与冷却水双流程相适应，有冷却管数及形状基本相同的上、下两个管束组成。管束采用外围带状形式，并且管束中没有明确的凝结区与空气冷却区界限。在上、下管束中心处布置的抽气集

43、管是串联的，从冷却水进水端引出并从进出口水室顶部通向抽气器。 271 图3-16 300MW核电汽轮机组凝汽器 11号扩容箱 2旁路排汽接收装置 3喉部直段（带哑铃形截面氯丁橡胶膨胀节） 4喉部斜段 55号、6号低加 6喉部连通管 7独立扩容器排汽进口接管 82号扩容箱 9壳体 10外围带状管束的里面部分11管束的外围部分 12抽气集管 13热井 14热井连通管 15折回水室 16水室放气口17抽气集管出口 18进水接管 19进出口水室 20出水接管 21固定支座 224号低加抽汽管道 26独立扩容器疏水进口接管 276号低加抽汽管道 为了接受核电厂二回路系统及汽轮机组较大量的各种参数的疏水，

44、除了在凝汽器旁专门设置一台独立的高压疏水扩容器外，在凝汽器两个壳体的外侧各设置一个“背包式”疏水扩容箱。高压疏水扩容器的排汽通入喉部，疏水经扩容箱流入热井。 为了满足核电厂对凝结水水质的严格要求并延长使用寿命，冷却管及管板均采用工业纯钛制成。冷却管与管板之间采取多种密封连接手段及密封措施（见本章第4节），形成多重的密封屏障，以确保任何情况下都不会有冷却水通过管束与管板连接处漏入壳体汽侧空间。 每个喉部内布置了八根抽汽管道及一台低压加热器。喉部端板上设置了对称 272 的两台旁路排汽接受装置，以满足核电厂较大旁路排汽量的需要。 另外，该凝汽器还配置了有程序控制的自动化胶球清洗装置及反冲洗装置（见第五章第2节）。 3.4 核凝汽器结构特点 防止凝汽器中冷却水向凝结水侧的泄漏，对于控制核电厂二回路水质，保障蒸汽发生器安全具有十分重要的意义。 核电厂凝汽器曾广泛采用双层管板结构（如图3-17所示），即在两层管板之间形