凝汽器在不同工况下的传热端差t ? ，可由传热方程求得：
（3-2）
其中： c A - 凝汽器的冷却面积
K - 自蒸汽至冷却水的平均总体传热系数
可见，传热端差t ? 与c A 、K 、w D 有关。
设计时，凝汽器的传热量一定时， w D 主要根据循环倍率决定，K 只能按经验数值取定。因此，只有增大c A 才能减小t ? 。增大c A 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， c A 已定，因此传热系数K 是影响传热端差t的主要因素。K 越大，传热端差t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。
3.1.2 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。
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。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。
(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：
a.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。
b.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。
c.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。
d.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。
e.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。
f.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。 g.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，
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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。
h.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： a.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。 b.机组运行过程中维持好轴封加热器的正常水位。
c.按设计要求调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量。
d.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。
e.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。
f.运行中应尽量避免剧烈工况出现。 g.及时更换泄漏的阀门。
(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。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，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)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
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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，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，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：
a.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。 b.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。
c.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。
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。
(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
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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2kPa。
(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)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，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50～60℃，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1g/m2h，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0.1m/s， 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)2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)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16000m2凝汽器计算得知：
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将热负荷从当前的475MW降低到设计值385MW，真空将会提高1.2～ 1.3kPa。 假如将凝汽器面积从16000m2增大到19000m2，真空提高仅0.2kPa～0.4kPa。 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。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3-1 凝汽器热负荷对凝汽器压力的影响（kPa）
注：冷却水温度20℃，清洁度0.85，冷却水流量28800m3。
(1)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： (2)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) 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。
(4)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。
(5) 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
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