影响汽轮机凝汽器真空的原因分析
影响汽轮机凝汽器真空的原因分析
罗 庆
广东省粤泷发电有限责任公司 ，广东罗定 527200
摘 要 本文介绍了汽轮机凝汽器真空形成的原理 ，分析了可能影响汽轮机凝汽器真空的原因 ，并提出处理措施。
关 键 词 凝汽器 ；真空 ；原因 ；处理
凝汽器真空对凝汽式汽轮机组的运行安全性、可靠性、稳定性和热经济性有很大影响。在机组运行中 ，凝汽器真空偏低
会直接引起机组热耗、汽耗的增大和出力降低 ，真空每下降 1%，汽耗将上升 1%，煤耗上升 2g/khw。凝汽器工作状态恶化会造
成汽轮机末级焓降减少、反动度增大 ，从而引起机组轴向推力增大、推力轴承温度升高 ；并且排汽温度升高还会引起低压缸
变形、汽轮机轴承中心偏移 ，甚至引起汽轮机组轴承振动变大 ，影响机组安全运行。另外 ，由于凝汽器汽测漏入空气会使真空
降低导致凝结水的含氧量升高 ，从而造成热力设备腐蚀 ，使维修成本增加。
1 凝汽器真空形成的原理
凝汽器内布置了很多冷却水管 ，循环水源源不断地在冷却水管内流过 ，这时汽轮机低压缸排汽进入凝汽器的蒸汽遇冷立
刻凝结成水 ，放出的汽化潜热被冷却水带走 ，使凝汽器内的蒸汽接近冷却水温度。由于蒸汽的饱和压力与其饱和温度是相对
应的，当排汽被凝结成水后其比容急剧缩小，体积也大为缩小 ，使凝汽器内形成高度真空 ，再利用抽气器不断地将凝汽器内的
空气及其它不凝结的气体抽走 ，以维持凝汽器的真空。
2 凝汽器真空下降的原因、现象及处理原则
2.1 真空下降的主要原因
在正常运行中影响汽轮机组凝汽器真空的原因有很多种 ，主要分为两大类 ，内因和外因。外因主要有循环水量中断或不
足 ，循环水温升高 ，低压轴封供汽中断或汽压偏低 ，抽气器故障等 ；内因主要有凝汽器水位升高或满水，凝汽器结垢或腐蚀、
传热恶化 ，凝汽器水侧泄漏 ，凝汽器真空系统不严及汽侧漏入空气等。
2.2 真空下降的主要现象
凝汽器真空下降的现象主要有 ：排汽温度升高、凝结水过冷度增加、凝汽器端差增大、机组振动增大和真空表指示降低
等。
2.3 真空下降的处理原则
1）发现凝汽器真空下降 ，应校对排汽温度表及其它真空表 ，查明原因 ，采取对策 ，启动备用射水泵 ，投入射水抽气器
运行 ，真空下降至 87kpa 时 ，要及时汇报 ，设法恢复真空 ；
2）真空下降至 87kpa 时 ，应发出真空低报警。如真空继续下降 ，每下降 1.33kpa 降负荷 20MW ；
3）当真空下降至停机值时 ，应进行不破坏真空故障停机 ，停机后汽轮机旁路严格打开 ，禁止锅炉向凝汽器排汽水。
3 影响凝汽器真空的主要原因分析
3.1 循环水量中断或不足
1）现象。凝汽器真空表指示降低或到零 ；循环水泵出口管道压力急剧下降或到零 ；循环水泵电机电流到零或降低 ；循环水泵吸水井水位
快速上升 ；
2）原因。循环水泵电机或泵故障 ；循环水吸水井水位太低 ；循环水吸水井进口滤网堵塞 ；循环水泵运行中漏入空气导致泵不能正常工作 ；
循环水系统管道爆管导致循环水大量泄
漏 ；凝汽器铜管严重堵塞导致冷却水不顺畅或流量太小 ；
3）处理。当出现由于循环水量中断或不足导致机组凝汽
器真空下降时要马上进行处理 ，如启动备用循环水泵运行 ，降
负荷、限出力或停机处理等。
3.2 循环水温度对真空的影响
循环水温的变化对机组真空有很大的影响 ，水温每升高 5度 ，可使凝汽器真空下降约 1%。电厂的循环水温受季节变化
的影响最大 ，夏天炎热 ，循环水温高 ，凝汽器冷却效果下降 ，机组真空低 ；冬天气温低 ，循环水温低 ，凝汽器冷却效果好 ，
机组真空高。对于采用冷却塔的闭式循环水机组 ，循环水温还受冷却塔的运行状况影响 ，由于飞散及蒸发损失 ，循环水补充
用水是较大的 ，及时补充冷却水是保持冷却塔有效降温的重要措施 ；定期检查冷却塔内的分配管布置是否正常 ，出水是否完
好 ，这些因素直接影响水的分布均匀性 ，影响其散热效果。另外 ，定期清洗冷却塔水池污垢 ，保持循环水清洁 ，也是提高凝汽器冷
却效果的有效方法。
3.3 低压轴封供汽中断或汽压偏低低压轴封供汽中断或汽压偏低 ，将导致空气从外部漏入处
于真空状态的部位 ，最后漏至凝汽器 ，当太多的不凝结气体聚
集在凝汽器内时影响传热 ，凝结水过冷度增大 ，真空迅速降低。
1）现象。低压轴封汽压降低 ；低压轴封温度降低 ；机组真空下降 ；现场低压轴封处有明显的吸气声 ；
2）原因。负责供汽机组的负荷突然下降或负荷到零 ；低压轴封供汽调整门在设置自动状态时 ，调门故障卡涩或自动跟不上 ，
导致轴封供汽压力不足 ；
3）处理。当机组低压轴封供汽中断或汽压偏低时要马上采取必要措施 ，尽快恢复轴封正常供汽 ，当真空下降时要立即降负荷、
限出力或停机处理。由于本机供低压轴封汽时受负荷影响导致轴封供汽不足或汽压下降时 ，应立即将轴封供汽却换
至邻机供汽 ；当发现低压轴封供汽调整门卡涩故障导致供汽不足时应立即将调整门手动摇开或将轴封供汽旁路门打开。
3.4 凝汽器铜管泄漏引起水位升高或满水凝汽器铜管泄漏会造成汽侧水位升高 ，凝汽器下部铜管淹
没 ，使得凝汽器的冷却面积减少 ，过冷度增大 ，影响了凝汽器的冷却效果 ，使机组排汽压力升高 ，真空下降。
1）现象。凝汽器真空表指示降低 ；凝汽器汽侧水位不正常的升高 ；凝结水过冷度变大 ；凝结水硬度变大 ；凝结水溶解
氧可能升高。
2）原因。运行凝结水泵故障 ；凝汽器铜管泄漏 ；正常运行中凝结水泵的再循环门关不严或开度太大 ，导致凝结水返回凝汽器热
水井造成水位升高 ；凝汽器管板胀口不严 ；凝汽器热水井的补水门开度太大或设自动时自动失灵。
3）处理。（1）如果凝汽器水位是由于运行凝结水泵故障引起 ，则应该马上将故障凝结水泵切至备用泵运行 ，调整水位
正常 ，联系维修检修故障凝结水泵 ；如果凝汽器水位是由于凝汽器铜管泄漏导致循环冷却水漏入凝汽器汽侧造成水位升高 ，
则应该调整、监视好凝汽器水位 ；铜管泄漏会造成凝结水硬度变大 ，凝结水水质恶化 ，如果泄漏程度不太严重 ，可考虑在循
环水前池添加木屑 ，让木屑堵住泄漏的铜管或管板 ；如果泄漏严重 ，硬度超过规定值时应考虑停止凝汽器半边运行 ，进行半
边查漏 ，将泄漏的铜管用铜塞堵死 ；当凝汽器铜管大量破裂 ，使凝汽器水位无法控制、真空无法维持时应立即停机处理 ；
（2）半边查漏的方法及注意事项。方法 ：关闭一侧凝汽器汽侧抽空气门和水侧进、出口电动门 ，联系化学取样化验凝结水水质 ，
如果凝结水硬度比关闭凝汽器进、出水电动门前有所降低 ，则可以确认是该侧凝汽器铜管有漏 ，如果硬度不变或比关闭凝汽
器进、出水电动门前反而有所增大 ，则可能是另外一侧凝汽器铜管泄漏。注意事项 ：要限制负荷≯ 60% 额定负荷 ，保持真空
≧ 87kpa，排汽温度≯ 54 度。
3.5 凝汽器铜管堵塞或结垢
1）当机组在相同负荷和同等环境下运行 ，发现机组真空不明显的缓慢下降时 ，有可能是凝汽器内铜管严重堵塞或结垢
引起的。表现为循环水进出水压差明显增大、凝汽器排汽温度升高、真空下降 ，这时应检查凝汽器胶球清洗装置是否运行正
常 ；
2）在机组运行过程中 ，凝汽器一般采用投运胶球装置来实现对凝汽器铜管的清洗作用。如果胶球清洗装置不能正常投
运 ，将会造成凝汽器铜管结垢 ，影响凝汽器的热交换效果 ，使其端差增大 ，排汽温度升高 ，真空下降。据计算 ，凝汽器端差
每增加 1 度 ，汽耗增加 0.25% ～ 1%，煤耗上升 1g/kwh。因此 ，凝汽器胶球装置投运是否正常 ，将严重影响机组真空。为保证
胶球装置投运正常 ，投运时应严格按照操作步骤和规定进行操作 ，以防操作错误 ，影响装置正常运行 ；一般情况下凝汽器两
侧各设有一套装置 ，为保证胶球对凝汽器清洗均匀良好 ，应定期切换凝汽器胶球装置运行 ；定期按要求回收胶球 ，并统计胶
球回收率 ，如发现胶球回收率不正常的降低 ，应分析原因 ，采取措施 ，保证装置正常的运行。
3.6 凝汽器真空系统不严密漏入空气凝汽器真空系统不严密漏入空气是造成真空下降的常见原因 ，主要表现为凝汽器端差增大、过冷度增大、真空下降不明
显 ，比较缓慢 ，并且当真空下降到一定值时可以保持稳定。
1）查找凝汽器真空系统漏气地点的方法。在可疑地点附近用蜡烛火焰试探法 ，此方法不适用于氢冷发电机系统 ；涂抹
肥皂沫 ，将肥皂沫涂抹于可疑点看是否有冒泡的现象出现 ；涂
抹薄荷油 ，在抽气器的空气排出口看能否嗅到这种气味 ；以上三种方法为机组运行时的检查方法。在机组停机时 ，对真空系
统进行灌水查漏或做水压试验 ，则是全面的检查方法 ；
2）可能引起凝汽器真空系统漏空气的常见设备。与机组真空系统相连接的管道设备 ，如凝汽器真空破坏门 ，低压加热
器汽侧疏水门关不严 ，凝汽器汽侧水位法兰处漏空气等 ；在真空状态下运行的设备 ，如凝结水泵 ，疏水泵等 ；回收至凝汽器
的汽、水工质设备 ，如低压加热器疏水 ，轴封加热器疏水 ，给泵密封水回水等 ；轴封供汽系统 ，如供汽汽压不足 ；
3）要针对具体的漏气设备或地点 ，采用正确的方法进行处理。
3.7 其他原因1）抽气器故障。抽气器的作用是不断地将凝汽器内的空
气及其它不凝结的气体抽走 ，以维持凝汽器的真空。当抽气器发生故障时凝汽器的真空将难以维持 ，这时应该及时启动备用抽气器运行 ；
2）射水箱水温偏高。射水箱水温升高引起的真空下降较缓慢 ，真空下降至一定值时会自动维持。如果发现射水箱水温
偏高时要及时开大射水箱补水 ，加大射水箱溢流 ，确保射水抽气器正常工作。
4 结论
影响机组凝汽器真空下降的原因复杂多样 ，造成的结果却
大致相同 ，只要我们在运行中注意积累经验 ，认真分析 ，有针对性的进行排查 ，就能保证机组在最佳真空状态下运行 ，保证机组安全稳定、经济节能运行。
参考文献
[1]陈元霸，李光耀.影响火力发电厂凝汽器真空问题的探讨[J].广东电力，2012，25(1)：116-119.
[2]沈士一，等.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社，1992.
[3]华东电业管理局.汽轮机运行技术问答[M].北京:中国电力出版社，1998.
罗 庆
广东省粤泷发电有限责任公司 ，广东罗定 527200
摘 要 本文介绍了汽轮机凝汽器真空形成的原理 ，分析了可能影响汽轮机凝汽器真空的原因 ，并提出处理措施。
关 键 词 凝汽器 ；真空 ；原因 ；处理
凝汽器真空对凝汽式汽轮机组的运行安全性、可靠性、稳定性和热经济性有很大影响。在机组运行中 ，凝汽器真空偏低
会直接引起机组热耗、汽耗的增大和出力降低 ，真空每下降 1%，汽耗将上升 1%，煤耗上升 2g/khw。凝汽器工作状态恶化会造
成汽轮机末级焓降减少、反动度增大 ，从而引起机组轴向推力增大、推力轴承温度升高 ；并且排汽温度升高还会引起低压缸
变形、汽轮机轴承中心偏移 ，甚至引起汽轮机组轴承振动变大 ，影响机组安全运行。另外 ，由于凝汽器汽测漏入空气会使真空
降低导致凝结水的含氧量升高 ，从而造成热力设备腐蚀 ，使维修成本增加。
1 凝汽器真空形成的原理
凝汽器内布置了很多冷却水管 ，循环水源源不断地在冷却水管内流过 ，这时汽轮机低压缸排汽进入凝汽器的蒸汽遇冷立
刻凝结成水 ，放出的汽化潜热被冷却水带走 ，使凝汽器内的蒸汽接近冷却水温度。由于蒸汽的饱和压力与其饱和温度是相对
应的，当排汽被凝结成水后其比容急剧缩小，体积也大为缩小 ，使凝汽器内形成高度真空 ，再利用抽气器不断地将凝汽器内的
空气及其它不凝结的气体抽走 ，以维持凝汽器的真空。
2 凝汽器真空下降的原因、现象及处理原则
2.1 真空下降的主要原因
在正常运行中影响汽轮机组凝汽器真空的原因有很多种 ，主要分为两大类 ，内因和外因。外因主要有循环水量中断或不
足 ，循环水温升高 ，低压轴封供汽中断或汽压偏低 ，抽气器故障等 ；内因主要有凝汽器水位升高或满水，凝汽器结垢或腐蚀、
传热恶化 ，凝汽器水侧泄漏 ，凝汽器真空系统不严及汽侧漏入空气等。
2.2 真空下降的主要现象
凝汽器真空下降的现象主要有 ：排汽温度升高、凝结水过冷度增加、凝汽器端差增大、机组振动增大和真空表指示降低
等。
2.3 真空下降的处理原则
1）发现凝汽器真空下降 ，应校对排汽温度表及其它真空表 ，查明原因 ，采取对策 ，启动备用射水泵 ，投入射水抽气器
运行 ，真空下降至 87kpa 时 ，要及时汇报 ，设法恢复真空 ；
2）真空下降至 87kpa 时 ，应发出真空低报警。如真空继续下降 ，每下降 1.33kpa 降负荷 20MW ；
3）当真空下降至停机值时 ，应进行不破坏真空故障停机 ，停机后汽轮机旁路严格打开 ，禁止锅炉向凝汽器排汽水。
3 影响凝汽器真空的主要原因分析
3.1 循环水量中断或不足
1）现象。凝汽器真空表指示降低或到零 ；循环水泵出口管道压力急剧下降或到零 ；循环水泵电机电流到零或降低 ；循环水泵吸水井水位
快速上升 ；
2）原因。循环水泵电机或泵故障 ；循环水吸水井水位太低 ；循环水吸水井进口滤网堵塞 ；循环水泵运行中漏入空气导致泵不能正常工作 ；
循环水系统管道爆管导致循环水大量泄
漏 ；凝汽器铜管严重堵塞导致冷却水不顺畅或流量太小 ；
3）处理。当出现由于循环水量中断或不足导致机组凝汽
器真空下降时要马上进行处理 ，如启动备用循环水泵运行 ，降
负荷、限出力或停机处理等。
3.2 循环水温度对真空的影响
循环水温的变化对机组真空有很大的影响 ，水温每升高 5度 ，可使凝汽器真空下降约 1%。电厂的循环水温受季节变化
的影响最大 ，夏天炎热 ，循环水温高 ，凝汽器冷却效果下降 ，机组真空低 ；冬天气温低 ，循环水温低 ，凝汽器冷却效果好 ，
机组真空高。对于采用冷却塔的闭式循环水机组 ，循环水温还受冷却塔的运行状况影响 ，由于飞散及蒸发损失 ，循环水补充
用水是较大的 ，及时补充冷却水是保持冷却塔有效降温的重要措施 ；定期检查冷却塔内的分配管布置是否正常 ，出水是否完
好 ，这些因素直接影响水的分布均匀性 ，影响其散热效果。另外 ，定期清洗冷却塔水池污垢 ，保持循环水清洁 ，也是提高凝汽器冷
却效果的有效方法。
3.3 低压轴封供汽中断或汽压偏低低压轴封供汽中断或汽压偏低 ，将导致空气从外部漏入处
于真空状态的部位 ，最后漏至凝汽器 ，当太多的不凝结气体聚
集在凝汽器内时影响传热 ，凝结水过冷度增大 ，真空迅速降低。
1）现象。低压轴封汽压降低 ；低压轴封温度降低 ；机组真空下降 ；现场低压轴封处有明显的吸气声 ；
2）原因。负责供汽机组的负荷突然下降或负荷到零 ；低压轴封供汽调整门在设置自动状态时 ，调门故障卡涩或自动跟不上 ，
导致轴封供汽压力不足 ；
3）处理。当机组低压轴封供汽中断或汽压偏低时要马上采取必要措施 ，尽快恢复轴封正常供汽 ，当真空下降时要立即降负荷、
限出力或停机处理。由于本机供低压轴封汽时受负荷影响导致轴封供汽不足或汽压下降时 ，应立即将轴封供汽却换
至邻机供汽 ；当发现低压轴封供汽调整门卡涩故障导致供汽不足时应立即将调整门手动摇开或将轴封供汽旁路门打开。
3.4 凝汽器铜管泄漏引起水位升高或满水凝汽器铜管泄漏会造成汽侧水位升高 ，凝汽器下部铜管淹
没 ，使得凝汽器的冷却面积减少 ，过冷度增大 ，影响了凝汽器的冷却效果 ，使机组排汽压力升高 ，真空下降。
1）现象。凝汽器真空表指示降低 ；凝汽器汽侧水位不正常的升高 ；凝结水过冷度变大 ；凝结水硬度变大 ；凝结水溶解
氧可能升高。
2）原因。运行凝结水泵故障 ；凝汽器铜管泄漏 ；正常运行中凝结水泵的再循环门关不严或开度太大 ，导致凝结水返回凝汽器热
水井造成水位升高 ；凝汽器管板胀口不严 ；凝汽器热水井的补水门开度太大或设自动时自动失灵。
3）处理。（1）如果凝汽器水位是由于运行凝结水泵故障引起 ，则应该马上将故障凝结水泵切至备用泵运行 ，调整水位
正常 ，联系维修检修故障凝结水泵 ；如果凝汽器水位是由于凝汽器铜管泄漏导致循环冷却水漏入凝汽器汽侧造成水位升高 ，
则应该调整、监视好凝汽器水位 ；铜管泄漏会造成凝结水硬度变大 ，凝结水水质恶化 ，如果泄漏程度不太严重 ，可考虑在循
环水前池添加木屑 ，让木屑堵住泄漏的铜管或管板 ；如果泄漏严重 ，硬度超过规定值时应考虑停止凝汽器半边运行 ，进行半
边查漏 ，将泄漏的铜管用铜塞堵死 ；当凝汽器铜管大量破裂 ，使凝汽器水位无法控制、真空无法维持时应立即停机处理 ；
（2）半边查漏的方法及注意事项。方法 ：关闭一侧凝汽器汽侧抽空气门和水侧进、出口电动门 ，联系化学取样化验凝结水水质 ，
如果凝结水硬度比关闭凝汽器进、出水电动门前有所降低 ，则可以确认是该侧凝汽器铜管有漏 ，如果硬度不变或比关闭凝汽
器进、出水电动门前反而有所增大 ，则可能是另外一侧凝汽器铜管泄漏。注意事项 ：要限制负荷≯ 60% 额定负荷 ，保持真空
≧ 87kpa，排汽温度≯ 54 度。
3.5 凝汽器铜管堵塞或结垢
1）当机组在相同负荷和同等环境下运行 ，发现机组真空不明显的缓慢下降时 ，有可能是凝汽器内铜管严重堵塞或结垢
引起的。表现为循环水进出水压差明显增大、凝汽器排汽温度升高、真空下降 ，这时应检查凝汽器胶球清洗装置是否运行正
常 ；
2）在机组运行过程中 ，凝汽器一般采用投运胶球装置来实现对凝汽器铜管的清洗作用。如果胶球清洗装置不能正常投
运 ，将会造成凝汽器铜管结垢 ，影响凝汽器的热交换效果 ，使其端差增大 ，排汽温度升高 ，真空下降。据计算 ，凝汽器端差
每增加 1 度 ，汽耗增加 0.25% ～ 1%，煤耗上升 1g/kwh。因此 ，凝汽器胶球装置投运是否正常 ，将严重影响机组真空。为保证
胶球装置投运正常 ，投运时应严格按照操作步骤和规定进行操作 ，以防操作错误 ，影响装置正常运行 ；一般情况下凝汽器两
侧各设有一套装置 ，为保证胶球对凝汽器清洗均匀良好 ，应定期切换凝汽器胶球装置运行 ；定期按要求回收胶球 ，并统计胶
球回收率 ，如发现胶球回收率不正常的降低 ，应分析原因 ，采取措施 ，保证装置正常的运行。
3.6 凝汽器真空系统不严密漏入空气凝汽器真空系统不严密漏入空气是造成真空下降的常见原因 ，主要表现为凝汽器端差增大、过冷度增大、真空下降不明
显 ，比较缓慢 ，并且当真空下降到一定值时可以保持稳定。
1）查找凝汽器真空系统漏气地点的方法。在可疑地点附近用蜡烛火焰试探法 ，此方法不适用于氢冷发电机系统 ；涂抹
肥皂沫 ，将肥皂沫涂抹于可疑点看是否有冒泡的现象出现 ；涂
抹薄荷油 ，在抽气器的空气排出口看能否嗅到这种气味 ；以上三种方法为机组运行时的检查方法。在机组停机时 ，对真空系
统进行灌水查漏或做水压试验 ，则是全面的检查方法 ；
2）可能引起凝汽器真空系统漏空气的常见设备。与机组真空系统相连接的管道设备 ，如凝汽器真空破坏门 ，低压加热
器汽侧疏水门关不严 ，凝汽器汽侧水位法兰处漏空气等 ；在真空状态下运行的设备 ，如凝结水泵 ，疏水泵等 ；回收至凝汽器
的汽、水工质设备 ，如低压加热器疏水 ，轴封加热器疏水 ，给泵密封水回水等 ；轴封供汽系统 ，如供汽汽压不足 ；
3）要针对具体的漏气设备或地点 ，采用正确的方法进行处理。
3.7 其他原因1）抽气器故障。抽气器的作用是不断地将凝汽器内的空
气及其它不凝结的气体抽走 ，以维持凝汽器的真空。当抽气器发生故障时凝汽器的真空将难以维持 ，这时应该及时启动备用抽气器运行 ；
2）射水箱水温偏高。射水箱水温升高引起的真空下降较缓慢 ，真空下降至一定值时会自动维持。如果发现射水箱水温
偏高时要及时开大射水箱补水 ，加大射水箱溢流 ，确保射水抽气器正常工作。
4 结论
影响机组凝汽器真空下降的原因复杂多样 ，造成的结果却
大致相同 ，只要我们在运行中注意积累经验 ，认真分析 ，有针对性的进行排查 ，就能保证机组在最佳真空状态下运行 ，保证机组安全稳定、经济节能运行。
参考文献
[1]陈元霸，李光耀.影响火力发电厂凝汽器真空问题的探讨[J].广东电力，2012，25(1)：116-119.
[2]沈士一，等.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社，1992.
[3]华东电业管理局.汽轮机运行技术问答[M].北京:中国电力出版社，1998.
