凝汽器水位太高为什么会影响真空

凝汽器水位太高将淹没下排部分铜管，使冷却面积减少，冷却效果下降，真空下降。当凝汽器水位继续升高，淹没到空气及空气管时，将使凝汽器内空气无法抽出，空气在凝汽器内越聚越多，将影响排汽凝结，致使凝汽器内真空急剧下降。

凝汽器：将汽轮机排汽冷凝成水的一种换热器，又称复水器。凝汽器主要用于汽轮机动力装置中，分为水冷凝汽器和空冷凝汽器两种。凝汽器除将汽轮机的排汽冷凝成水供锅炉重新使用外，还能在汽轮机排汽处建立真空和维持真空。

15 冷态滑参数启机

151 循环水系统启动

1511 检查循泵入口水位不低于400米，滤网前后水位差小于02米，泵及电动门已送电，信号试验正常，经向值长汇报后，断开联锁开关，合上循泵顺序启动开关，检查泵电机电流、出口压力、盘根泄漏、轴承振动、轴承温度等项目应正常，冷却塔下水均匀。

152 检查工业水压力在035-040 Mpa之间。

153 向凝汽器补水到水位计的800-1000mm处，启动一台凝结水泵，开启其凝结水再循环门，备用凝泵投联锁。投后缸喷水。

154 检查主油箱油位正常后，启动交流润滑油泵，正常后投直流润滑油泵联锁。润滑油压在010-014 MPa，润滑油温>350C，检查润滑油系统各部位无泄漏，记录主油箱油位。

155 启动排烟风机，运行风机联锁置“自动”位，备用风机联锁置“联锁”位。

156 投入盘车装置

1561 开启盘车油门，检查顶轴油泵进、出口门在开启状态，启动一台顶轴油泵，记录大轴顶起高度及顶轴油压，备用顶轴油泵投联锁位置。

1562 就地启动盘车装置运行，记录盘车电机电流，检查机组内部有无摩擦声，转子挠度<005mm，润滑油低油压试验良好；投入润滑油压力低保护。

157 自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门、旁路试验正常。

158 调节保安系统试验正常。

159 投入厂用辅汽系统并进行疏水。

1510 启动凝结水泵向除氧器补水至1000 mm，冲洗合格后，关闭放水门和化学补水门，开启凝结水上水门，维持除氧器水位在2000-2200 mm。

1511 除氧器补水到1600mm 时，稍开再沸腾门，给水加热至锅炉所需温度后，开启加热进汽门（辅助蒸汽至除氧器进汽），关闭再沸腾门，开启除氧器加热进汽门进行加热。

1512 开启除氧器下水门，给前置泵和给水泵充水赶空气，赶完空气后关闭放空气门，调整给水泵和前置泵密封水压，密封水压差约为0045-0060 Mpa左右。

1513 启动给泵电动辅助油泵运行，润滑油压在020-030MPa正常后投联锁开关。

1514 联系电气向给水泵送操作电源和动力电源，根据锅炉要求，顺启给水泵向锅炉上水，给水走高加（也可用除氧器静压法向锅炉供水）。

1515 锅炉点火前的准备工作

15151 凝汽器已通循环水，且循环水系统运行正常。

15152 关闭真空破坏门和再热器放空气门以及锅炉侧再热蒸汽管道疏水门，启动一台真空泵，开启其抽空气门抽真空。

15153 开启辅助蒸汽向轴封调整门管路充汽并开启相应轴封管道疏水，注意汽缸前、后汽封不应向外大量冒汽。

16 锅炉点火后的工作

161 锅炉点火正常，主蒸汽压力微正压后，汽机抽真空到-60Kpa投入旁路系统。盘上手动将三级减温水及进汽调整门调整门全开，开启低旁减温水调整门及来汽调整门，其开度比高压旁路门相应大20%，开启高压旁路来汽电动门和调整门，减温水暂且不投，以满足再热器要求来调整高旁来汽门开度及减温水调整门开度（上限设计在30%N0，下限设计在0%N0）。通常应将高旁出口蒸汽温度控制在3500C以下，低旁出口蒸汽温度控制在1300C以下。

162 投旁路注意事项：必须保证遵循先投三级，再投低旁，最后投高压旁路的原则，减温水调整门开度要与减压门开度、旁路出口温度相匹配。关闭旁路时，顺序与投入相反。旁路系统如处于备用状态，其疏水门应适当开启。

163 当主汽压达到008 MPa，主汽温达到1000C时，凝汽器真空抽至-36Kpa时，启动一台轴加风机运行，另一台轴加风机投联锁备用。向前后汽封供汽（供汽前应对前后轴封供汽管路进行充分疏水），调整轴封压力在005-010MPa左右，后轴封供汽温度维持在120-1600C。

164 启动高压辅助油泵运行并投入其联锁开关。

165 检查汽机本体疏水门应在开启位置。

166 检查主汽门、调节汽门、高压排汽逆止门的严密情况，保证无蒸汽漏入汽缸。

167 联系热工，投入除低真空、机电炉大连锁、主汽门关闭停机以外的主保护

17 低真空保护待机组定速并网后真空大于-0085MPa再投入。

18 冷态启动应具备的条件（当高压内缸上壁温度低于150°C时，按冷态启机）：

181 主汽压力：098-12 MPa，主汽温度：230-2600C，主汽具有50-800C的过热度，且比高压内缸上壁温度高500C以上。再热汽温比中压内缸上壁温度高500C以上。主蒸汽与再热蒸汽温差<500C。

182 润滑油温：35-400C，

润滑油压：01-014 MPa，

高压辅助油泵出口油压：196±01 MPa。

183 凝汽器真空：-60— -66Kpa。

184 盘车运行正常，连续盘车时间不少于2小时。

185 大轴晃动度与原始值相比：不超过002mm。

186 主油箱油位正常。

187 汽缸夹层加热联箱处于热备用状态（禁止在转子静止或盘车的情况下投入夹层加热）。

188 具备其他启动条件。

19 冲转、升速

191 汇报值长，已具备启动条件，得到冲转命令后准备冲转。

192 打开四至六抽电动门（三抽除外），低加随机启动，高加在带一定负荷时再投（也可以随机启动，但要保证疏水畅通）。全开自动主汽门，用高压调节汽门冲转，操作事项如下：

1921 检查OPC开关置“OPC正常”位置。

1922全开自动主汽门，“脱扣”灯灭，“挂闸”按钮灯亮，复归抽汽和高排逆止阀控制水电磁阀，打开高排逆止门和各抽汽逆止门。DEH上选择“操作员自动”方式，选择“调节汽门”冲转。

1923 选择“目标转速”，输入“500”，敲回车键确认。

1924 选择“升速率”，输入“100”，敲回车键确认。

1925 点击“进行”按钮，注意机组转速上升后盘车应自动脱开，否则立即停机。当机组转速升至800 r/min时，停止顶轴油泵运行。

1926 按上述方法冲转，将机组转速升到800及3000 r/min。

1927 冲转过程中，视胀差情况（或者在500 r/min）投入汽缸夹层加热系统,控制机组高压缸正差胀小于35mm,夹层加热联箱压力不大于40Mpa,当机组带负荷后若高压缸胀差趋于稳定, 高压缸正差胀小于15mm可及时停止夹层加热系统。

193 具体升速暖机时间规定如下：

序号 名称 转速（r/min） 时间（min） 升速率

1 升速 0-500 5 100

2 暖机 500 5

3 升速 500-800 3 100

4 暖机 800 20

5 升速 800-3000 22 100

6 检查 3000 5

注意事项 过临界时，DEH自动将升速率修改为300-400 r/min，轴承过临界时振动小于015mm，否则应打闸停机，高、中压转子临界转速为1669 r/min，低压转子临界转速为1836 r/min，发电机转子临界转速为1381 r/min。

194 机组冲转过程中振动规定：

1941转速在1500 r/min以下，各轴承振动小于003 mm。

1942转速在1500-3000 r/min之间，各轴承振动小于004 mm。

1943过临界时，轴承振动小于015mm。

1944正常带负荷时，轴承振动小于003 mm。

1945启动及运行过程中，转子振幅大于120µm时报警，大于250µm时停机。

195 机组冲转过程中，应做到：

（1）倾听机组内部声音，应无异音。

（2）检查机组各轴承温度、回油温度应在控制范围内。

196 发电机进风温达到300C，投入空冷器。

197 检查机组汽缸膨胀及胀差应正常，否则应进行相应调整。

198 定速3000r/min时，投入高压辅助油泵联锁停止其运行，注意主油泵出口油压应稳定。

199 定速3000r/min时，真空应不得低于-85 Kpa。全面检查正常后，按规定做有关试验。

110 并网带负荷

1101 全面检查正常，按规定做有关试验后，根据电气运行人员要求投入“自动准同期”。机组具备并网条件，报告值长。

1102 电气人员并网成功后，发来“已并列”信号。机组自动带上5%的初始负荷（6-7MW），在此负荷下暖机30min。在缸温允许的情况下，尽量把负荷带得高些。负荷在20MW以下时，鉴于“功率回路”无法投入，必须将负荷的目标值设置大于给定值。

1103锅炉滑参数启动曲线升温升压，汽机侧加负荷过程如下：

序 号 项 目 安 排 时 间

1 0-10MW 加负荷 20 min

2 10 MW 暖机 40 min

3 10-40 MW 加负荷 80min

4 40 MW 暖机 60min

5 40 -135 MW 加负荷 130min

6 合计 330 min

1104 汽机加负荷操作方法如下：

11041 打开DEH操作面板，选择“目标负荷”，输入相应的负荷值，敲回车键确认。

11042 选择“加负荷率”，输入1 MW/ min的速率，敲回车键确认。

11043 点击“进行”按钮，注意机组负荷应上升。

1105 机组升速、加负荷过程中控制的指标：

(1) 主汽温升率：250C/ min。

(2) 再热汽温升率：350C/ min。

(3) 主汽、再热汽管道温升率：70C/ min。

(4) 汽缸、法兰温升率：250C/ min。

(5) 内缸外壁与外缸内壁温差：<400C

(6) 主汽门、调节汽门阀体温升率：50C/ min。

(7) 高压缸内壁上、下温差：<300C。

(8) 法兰左、右温差：<150C。

(9) 法兰上、下温差：<200C。

(10) 汽缸及法兰内外壁温差：<800C。

(11) 汽缸与法兰温差：<800C。

(12) 外缸法兰中壁与螺栓温差：<500C。

(13) 高压缸相对膨胀：+40— -20mm。

(14) 低压缸相对膨胀：+45— -25mm。

1106 初始负荷期间的操作：

11061 低加随机启动时，低加疏水逐级串联至#2低加，启动一台低加疏水泵运行，保证低压加热器水位正常。

11062 检查所有辅机运行正常，负荷带至10%额定负荷时，主汽管道、高压各疏水阀门应自动关闭。

11063 带15%以上负荷时，手动关闭后缸喷水旁路门。 带20%以上负荷时，投入“转速控制回路”、“功率控制回路”。根据需要，可选择投入“TPC”保护或“负荷高低限制”。再热蒸汽管道、中压管道疏水门应自动关闭。根据差胀情况决定是否停止夹层加热系统。

11064 负荷达30%以上时，三抽压力达到025MPa以上，打开本机三抽至除氧器电动门，关闭辅助蒸汽去除氧器门（或三抽母管至除氧器门）。除氧器开始滑压运行。

11065 将轴封供汽切换为除氧器供应，关闭辅助蒸汽到除氧器的阀门。切换轴封汽源时注意疏水。高加疏水切换至除氧器，关闭其去#4低加门，开启高加空气去除氧器门。

11066 检查机组振动、差胀、缸温、轴向位移、各轴承温度、回油温度、润滑油压、油温等参数在合格范围内。

11067 负荷达30%以上时，根据#1高加抽汽压力和除氧器压力差决定是否大于03MPa来决定投高加。

330MW汽轮机凝汽器的作用及结构

511 凝汽器技术规范及结构

5111 技术数据

凝汽器压力 00049 MPa

凝汽量 6265 T/h

冷却水进口温度 20 ℃

冷却倍率 61

冷却水量 38268 M3/h

冷却水管内流速 19 m/s

流程数 1

清洁系数 085

冷却水管数 24220

管长 12410 mm

水室设计压力： 045MPa

汽轮机排汽量： 69583t/h

冷却管径： Φ19×1

凝汽器进出水管径： Φ2020×11

凝汽器冷却面积： 17500m2

凝汽器水阻： 45MH2O

凝汽器管材： HSn70－1B

5112 对外接口规格

循环水入口管径 DN2000

循环水出口管径 DN2000

空气排出管径 Φ273×65

凝结水出口管径 Φ529×7

5113 凝汽器主要部件重量

凝汽器长宽高 17338×8300×12960

凝汽器净重(不包括减温器) 400T

凝汽器运行时水重 265T

汽室中全部充水的水重 530T

管子重 147T

序号

名 称

规 格

重 量Kg

材 料

1

壳体板及附件×2

12068×44315×16

6270×2

20g

2

水室×4

3250×4690×2485

8151×4

20g 16Mn

3

热井

12132×3781×2041

18904＋19252

20g

4

上接颈

7890×6710×1900

13740

20g

5

下接颈

12132×6710×3800

33954

20g

6

管束

Φ19×12×12410(1180)

0331

HSn70-1B

管束

Φ19×1×12410(1286)

0835

B30

管束

Φ19×1×12410(21754)

129654

HSn70-1B

7

23×隔板

4400×3440

33822

20g

8

4×管板

4400×3250

3104×4

20g

9

抽汽管路s1

20446×2

20g

10

抽汽管路s2

1532

20g

11

抽汽管路s3

1279

20g

12

水位筒

1621

20g

13

凝结水出口装置

1448

20g

512 功能与结构

5121 凝汽器主要功能

a)凝汽器凝结从低压缸排出的蒸汽。

b)热井储存凝结水并将其排出。

c)凝汽器也用于增加除盐水（正常补水）以及抽空气等。

5122 结构说明

凝汽器结构为单壳体、对分、单流程、表面式。

凝汽器为单壳体对分单流程表面式凝汽器，它在低压缸下部横向布置。凝汽器壳体置于弹簧支座上，其上部与汽机排汽缸采用刚性连接。循环水流经凝汽器管束使凝汽器壳体内汽机排汽凝结，凝结水聚集在热井内并由凝结水泵排走。

凝汽器壳体内布置管束，热井置于壳体下方,正常水位时其水容积为不少于4分钟凝结水泵运行时流量。

凝汽器由外壳和管束组成单流程,管子为铜合金管,用淡水冷却。

凝汽器管束布置为带状管束，又称“将军帽”式布置

凝汽器喉部和汽轮机低压缸排汽管连接，上接径口尺寸：7532 ×6352 分两半制造，即7890×3355×1980，接颈壁板用厚16mm、20g钢板。内焊肋板（δ16）加强，侧板间用18号角钢，20a槽钢φ102--φ159的20号钢管加强，使之有足够的刚度。

接颈下部呈截锥四方形,分三段制造,左右两段的尺寸是12100×2600×3841，中间段尺寸是12100×2300×3841，接颈下部侧板用厚20mm的20g钢板，内焊肋板，管斜支撑加强。接颈下部右侧（冷却水进水管侧）装有两个减温器。属低压旁路装置供货范围。

汽轮机六七八段抽汽管道，经由接颈右侧（冷却水出口管侧）向外引出。管道热补偿采用伸缩节。

凝汽器管板间距12330mm，中间设置不同标高隔板14块，冷却管板在管板间以5‰斜度倾斜。同时管板安装斜度也是5‰，以保证两者垂直，这样进出水室中心标高差62mm。管板与壳体通过一过渡段连在一起，过渡段长度为300mm。

每块隔板下面用三根圆钢φ102×6支撑，隔板与管子间用220×110×75 的工字钢及一对斜铁，用以调节隔板安装尺寸。隔板底部在同一平面上。

壳体与热井通过垫板直接相连，热井高度为2041，分左右两部分制造。在热井中有工字钢，支撑圆管，刚度很好。热井底板上开三个500×1000的方空与凝结水出口装置相连。隔板间用三根φ89×5的钢管连结，隔板边与壳体侧板相焊。每一列隔板用三根φ70的圆钢拉焊住，圆钢两端还与管板过渡段相焊。凝结水出口装置上部设网格板，防止杂物进入凝结水管道，同时防止人进入热井后从此掉下。

空冷区上方设置挡板，阻止汽气混合物直接进入空冷区。空气挡板两边与隔板密封焊。每列管束在三个挡板上开199×100方孔，用三根方管合拼联成φ273×65的抽气管。

弧形半球形水室，具有水流均匀，不易产生涡流，冷却水管充水合理，有良好换热效果等特点。水室侧板用25mm厚的16Mn钢板，水室法兰用60mm厚的16MnR，并与管板，壳体用螺栓联接。φ24“O”形橡胶圈作密封垫，保证水室的密封性。进出水管直径φ2000。在水室上设有人孔，直径为φ450，检修时为防止工人进入人孔后不掉入 循环水管里，在进出水管处加设一道网板，由不锈钢薄板组成既不增加水阻又能保证安全。水室上有放气口、排水孔、手孔及温度、压力测点。水室壁涂环氧保护层，并有牺牲阳极保护。

在凝汽器最上一排管子之上300mm处设8个真空测点，测量点是用两块5mm厚板，组成30mm间隔的测量板，从板中间接头上引φ14×3管至接颈八个测真空处进行真空测量。

凝汽器热井放于汽机房下，它装于弹簧和底板上。弹簧由汽机允许力进行设计。考虑到弹簧摩擦角产生的水平力，78个弹簧采用一半左旋一半右旋，以使力平衡。

为防止运行时凝汽器前后、左右移动，造成凝汽器、低压缸不同心，对低压缸不利，热井底板上焊固定板使地板与弹簧基础柱上埋入的钢板粘合，这样凝汽器只能上下移动。

5123 水压试验

试验前先将凝汽器支撑在千斤顶上，弹簧不受力，每个弹簧支撑上有两个千斤顶，千斤顶是焊在底板上的。

——把所有管道全部堵住（除接颈抽汽管外）

——把水位指示计隔离

测试用水：除盐水

51231 汽侧

凝汽器充水水位至防护层作壳体泄漏试验，水位在管束上500mm。壳体泄漏试验在水压试验前进行，通过接颈人孔进行充水。检查时应保持水位，检查主要针对焊缝、板等。检查时可在水中加入荧光粉。检查后将水放掉。

51232 水侧

每半个凝汽器的水压试验应单独进行。

进出水室中放气管打开，放水管关闭。所用压力计经过标定刻度0—1MPa。

每半个凝汽器装三个压力表：在进水管上一个，入口水室的充水管上一个，出

口水室的充水管上一个。

安全阀的校准值为试验压力（07 MPa），它装在充水回路上。阀门口径

的选择至少应为充水管截面直径的15倍。

通过管道充水,至排汽管口溢水时立即停止充水。关闭排气管，用试验泵

提高压力，仔细检查压力表指示，不能超过试验压力值。维持试验压力，在大

容量水压实验中，微小压力波动是不可避免的，此时不应认为是有泄漏。而很难维持压力或压力突然下降的情况可认为有泄漏。先检查外部，如系统中阀门

和水回路的严密性。如压力维持试验压力不变，则可检查焊缝、垫片、板件和

所有可能产生泄漏的部件。

实验检查应持续30分钟。

检查完后，缓慢降低至大气压，打开排气管将水从排水管排出。

一、燃烧系统

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图1所示。

(l)运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×30万kW的现代火力发电厂，煤耗率按360g/kwh计，每天需用标准煤(每千克煤产生7000卡热量)360(g)×120万(kw)×24(h)=10368t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在400~500g/kw·h左右，所以用煤量会更大。据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1/4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的40%。为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。

(2)磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

(3)锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体(含有约10%左右未能分离出的细煤粉)，由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

电厂煤粉炉燃烧系统流程图

目前我国新建电厂以300MW及以上机组为主。300MW机组的锅炉蒸发量为1000t/h(亚临界压力)，采用强制循环(或自然循环)的汽包炉；600MW机组的锅炉为2000t/h的(汽包)直流锅炉。在锅炉的四壁上，均匀分布着4支或8支喷燃器，将煤粉(或燃油、天然气)喷入炉膛，火焰呈旋转状燃烧上升，又称为悬浮燃烧炉。在炉的顶端，有贮水、贮汽的汽包，内有汽水分离装置，炉膛内壁有彼此紧密排列的水冷壁管，炉膛内的高温火焰将水冷壁管内的水加热成汽水混合物上升进入汽包，而炉外下降管则将汽包中的低温水靠自重下降至下连箱与炉内水冷壁管接通，靠炉外冷水下降而炉内水冷壁管中热水自然上升的锅炉叫自然循环汽包炉，而当压力高到1666~1764MPa时，水、汽重度差变小，必须在循环回路中加装循环泵，即称为强制循环锅炉。当压力超过1862MPa时，应采用直流锅炉。

(4)风烟系统。送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机进人炉膛，另一部分经喷燃器外侧套筒直接进入炉膛。炉膛内燃烧形成的高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器除去90%～99%(电除尘器可除去99%)的灰尘，经引风机送入烟囱，排向天空。

(5)灰渣系统。炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入冲灰沟，燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后也排入冲灰沟，再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往灰场(或用汽车将炉渣运走)。

二、汽水系统

火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，包括凝给水系统、再热系统、回热系统、冷却水(循环水)系统和补水系统，如图2所示。

(1)给水系统。由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水(称为凝结水)，汇集在凝汽器的热水井中。凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。由除氧器出来的水(叫锅炉给水)，经给水泵升压和高压加热器加热，最后送人锅炉汽包。在现代大型机组中，一般都从汽轮机的某些中间级抽出作过功的部分蒸汽(称为抽汽)，用以加热给水(叫做给水回热循环)，或把作过一段功的蒸汽从汽轮机某一中间级全部抽出，送到锅炉的再热器中加热后再引入汽轮机的以后几级中继续做功(叫做再热循环)。

(2)补水系统。在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。

(3)冷却水(循环水)系统。为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从凉水塔抽取大量的冷却水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再回到凉水塔冷却，冷却水是循环使用的。这就是冷却水或循环水系统。

凝汽器端差，指凝汽器压力下的饱和温度（排气温度）与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。

出现端差增大的原因有：

凝汽器铜管结垢;

凝汽器汽侧漏空；

冷却水管堵塞；

冷却水量减少等。

端差数学表达式：

Δt=tw2-tw1 ts＝tw2＋δt；ts＝tw1＋Δt＋δt

从以上公式可以看出，在t1、△t一定的情况下，降低凝汽器端差δt是提高凝汽器真空的主要途径。重庆环际低碳节能技术开发有限公司的核心技术产品RCCS,可以对凝汽器的换热管进行强化换热和在线除垢的双重功效，从冷端彻底解决凝汽器结垢和换热效果不好的问题。

凝汽器

将汽轮机排汽冷凝成水的一种换热器，又称复水器。凝汽器主要用于汽轮机动力装置中，分为水冷凝汽器和空冷凝汽器两种。