【精华合集】凝汽器真空度下降原因分析及预防措施7

【精华合集】凝汽器真空度下降原因分析及预防措施7 汽轮机凝汽器真空度下降原因分析 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水(或水位升高)、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密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述: 一、 循环水量中断或不足 ? 循环水中断 循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是:真空表指示回零;凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降;冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是:循环水泵或其驱动电机故障;循环 水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低;循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停 机。 ? 循环水量不足 循环水量不足的主要特征是:真空逐步下降;循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所 - 1 - 在，并加以解决: ? 若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。 ? 若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。 ? 循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅 速排除故障。 二、循环水温升高 当电厂的循环冷却水为开式水时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5?，可使凝汽器真空降低1,左右。对于采用冷却塔的闭式 - 2 - 循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2,-3,，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的。 三、后轴封供汽不足或中断 后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真 空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。 四、抽气器或真空泵故障 - 3 - 抽气器工作不正常引起真空下降的特征有:循环水出口水温与排汽温度的差值增大;抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽;凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下: (1) 冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽;降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。 (2) 冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出;冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。 (3) 冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。 (4) 喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽 量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。 发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器或真空泵。 五、凝汽器热负荷过高 由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就 - 4 - 会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。 六、凝汽器满水(或水位升高) 凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是: (1) 凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。 (2) 如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。 造成凝汽器满水的可能原因如下: ? 凝结水泵故障。 ? 凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。 ? 备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器。 ? 正常运行中误将凝结水再循环门开大。 七、凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化 - 5 - 当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。一般情况下，采用酸洗后机组真空会明显改善。 八、凝汽器水侧泄漏 凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水 位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它 设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。 九、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入 真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的 - 6 - 不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是:汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消除。 (1) 轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。 (2) 汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。 (3) 汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。 (4) 自动排气门或真空破坏门水封断水。 (5) 凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或 管道上的计量表连接管有缺陷。 (6) 真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的空气门盘根不严密等。 十、虹吸破坏: - 7 - 虹吸被破坏时凝汽器进水压力升高，出水压力到零。在相同负荷和进水温度下，凝汽器出水温度升高，排汽温度升高，真空下降。此时应关闭出水门，开启出水侧空气门，观察真空变化，排完空气后调整出水门，真空应回升。(注意:两侧不能同时进行) 如循环水泵启动或转换，管内带有空气，应将凝汽器水侧排空气门开启，排完空气后关闭。如凝汽器水室，出水管等处有不严的现象，应在短时间内消除。 结 论 本文针对高压加热器偏离设计工况运行，给水温度达不到设计值的原因进行的详细分析，其原因是多方面的，要从设计、制造、安装、检修和运行维护以及机组具体工况各方面进行分析和处理，才能保证其达到经济合理的运行状态。本文通过对高加系统的运行状况分析，指出造成高加系统故障停运的原因主要有:高加内部管束泄漏、高加疏水系统泄漏、运行操作失误、高加热工控制系统工作不稳定等原因。并且针对上述原因，提出以下技改措施:高加投入或退出运行时应严格执行操作规程;对疏水系统进行改造，采用“汽液两相流自调节水位控制器”;运行人员要严格控制给水品质，以防水质不良造成腐蚀泄漏，热工自动调节要做好工作，使其能满足各种工况下的水位自动调节要求，保证调节性能良好，提高自动投入率;提高热工仪表保护的可靠性;加强高加停运时的维护检修。通过采取以上处理措施高加投入率会有较大的提高、给水温度达到设计值。提高了机组热效率和机组的安全性。 总之，高压加热器直接影响机组的经济性和安全性，一方面我们要在高加设计、制造、安装等方面进一步提高;另一方面我们要提高运行人员的操作水平。从而达到提高高加投运率，且使机组能够安全、稳定、经济运行。 本文在设计时由于时间仓促，只是对造成高加运行故障的主要原因进行了详细的分析并且提出了改善措施。但是由于设计者能力有限，难免有一些漏洞，希望各位老师指出错误，我将虚心地接受并加以改进 - 8 - 电厂汽轮机真空度影响因素 第一章 前言 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ 1 第一节 凝汽设备的作用„„„„„„„„„„„„„„„„„ 1 第二节 凝汽设备的运行监督与工作原理„„„„„„„„„„ 2 第二章 汽轮机真空下降的原因„„„„„„„„„„„„„„ 3 第一节 汽轮机真空下降的主要特征„„„„„„„„„„„„ 5 第二节 汽轮机真空度下降的原因分析„„„„„„„„„„„ 5 第三章 凝汽器真空度下降的影响 11 第四章 汽轮机真空度下降的预防措施„„„„„„„„„„„ 11 第四章 结论„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„ 12 第 一 章 前 言 - 9 - 在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，主要由凝汽器、凝结水泵、循环水泵、抽气器等组成。 而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。 常规真空度的运行指标一般大于90KPa。 第 一 节 凝 汽 设 备 的 作 用 凝气设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气器等组成。 一、凝汽器的作用 凝汽器的作用是降低汽轮机的排气压力即形成高度真空，以增大蒸汽在汽轮机内的理想焓降;冷却汽轮机排汽成为凝结水，回收工质和一部分热量;在机组启、停中回收疏水;对凝结水和凝汽器补水进行一级真空除氧。 二、抽气器的作用 抽气器的作用有二:一是在机组启、停过程中，抽出凝汽器内的空气，建立启动真空;一是在机组运行中，连续不断地抽出凝汽器内漏入的空气等不凝结气体和蒸汽，维持凝汽器内的真空，以保证凝汽器的工作效率和提高机组经济性。 三、循环水泵和凝结水泵的作用 循环水泵的作用是连续不断地向凝汽器及其他冷却器(空冷器、冷油器)等提供一定压力和流量的冷却水，以保证它们工作需要。 凝结水泵的作用是将凝汽器中的凝结水连续不断地输送出去，送至除氧器作为锅炉给水，以达到回收工质的作用。 第 二 节 凝汽设备的运行监督与工作原理 - 10 - 一、 凝汽器的运行与监督 (一) 凝汽器运行好坏的标志 (1) 能否达到最有利真空; (2) 能否使凝结水的过冷度最小; (3) 能否保证凝结水品质合格。 (二)凝汽器的最有利真空 凝汽器的最有利真空是指在汽轮机排气量、凝汽器冷却水入口温度一 定时，通过增加冷却水流量使汽轮发电机的功率增加。当发电机增加的功 率与循环水泵多耗的功率之差最大时的真空。它应该经过技术经济比较来 确定，一般由实验来确定。 (三)凝结水的过冷却 凝汽器排汽口温度与凝结水温度之差称为凝结水的过冷度。 凝结水过冷却一方面降低了电厂的热经济性，增大了煤耗-一般过冷度每增加1?，煤耗率约增加0.1,,0.15,;另一方面使凝结水含氧量增加，加快了设备管道系统的腐蚀，降低了设备的安全性和可靠性。凝结水过冷度一般要求不超过0.5,1?。 凝结水过冷度增大的原因主要有: (1)凝汽器设计不合理; (2)凝汽器汽侧积存空气; (3)凝汽器水位高，淹没一部分冷却管，造成凝结水过冷却; (4)冷却水漏入凝汽器汽侧，导致凝结水过冷却; (5)冷却水水温过低，凝汽器热负荷过小，尤其是抽气机组在冬季供热时，可能出现这种情况。 (四)凝汽器的热力特性 凝汽器真空与凝汽量及冷却水温度的变化关系称为凝汽器的热力特性，掌握凝汽器热力特性是正确分析凝汽器运行状态和维护的依据。 根据凝汽器热力特性可以分析出，提高凝汽器真空可采取下列措施: (1)降低冷却水进口温度; - 11 - (2)增加冷却水量; (3)降低传热端差，即保持传热面清洁或改进旧设备，增加传热面积和传热效果。 二、抽气器 抽气器的任务是将漏入凝汽器内的空气和少量不凝结的蒸汽连续不断抽出，在运行中维持凝汽器真空;在启机前建立启动真空。因此抽气器运行状态的好坏对机组的安全性和经济型起着很大的作用。 (1)抽气器的工作原理 抽气器是喷射泵的一种应用形式。它由喷嘴、混合室、扩散管等组成。工作介质通过喷嘴，将压能转变为速度能，利用卷吸作用的原理在混合室中形成高于凝汽器的真空，将凝汽器中的空气等汽、气混合物抽出，通过扩散管再将速度能转变为压能，最后以略高于大气压的压力将混合物排至大气。 (2)射水抽气器 射水抽气器是以水为工作介质，一般由专设的射水泵供给，压力在0.2,0.5mpa，压力水经水室进入喷嘴，将压力水的压能转换成速度能高速射出，在混合室形成高度真空，将凝汽器中的汽、气混合物抽出，与水混合，经扩散管排至大气。射水抽气器主要由水室、喷嘴、混合室、扩散管和逆止阀等组成。其消耗的水量约为凝汽机组冷却水总量的10,左右，工作水源可选为工业水或循环水。由于工作水经抽气器后水温较低，故可回收至循环水泵入口。 第 二 章 汽 轮 机 真 空 下 降 的 原 因 在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%,1%。凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施，从而提高凝汽器性能，维持机组经济真空 - 12 - 运行,以便直接提高整个汽轮机组的热经济性。 一、凝汽器真空的形成 凝汽器中真空的形成是由于汽轮机的排汽被凝结成水，其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力4KPa时，蒸汽的体积比水容积大3万多倍。当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器汽侧形成高度真空，它是汽水系统完成循环的必要条件。在运行中真空下降，将直接影响汽轮机汽耗和机组出力，同时也给机组的安全稳定运行带来很大的影响。因此，对影响凝汽器真空的原因进行分析和处理十分必要。 二、 真空缓慢下降的原因分析及对策 (1) 真空系统不严密。该故障通常表现为汽轮机同一负荷下的真空值比正常时低，并稳定在某一真空值，随着负荷的升高凝汽器真空反而升高。真空系统严密程度与泄漏程度可以通过定期真空系统严密性试验进行检验。若确认真空系统不严密，可用蜡烛或专用的检漏仪器检测各负压管道、阀门以及凝汽器本体，发现漏泄点及时消除。 (2) 凝汽器水位高。凝汽器水位升高往往是因为凝结水泵运行不正常或水泵故障，使水泵的效率下降。此时应启备用泵，将故障泵停下进行检修。若检查出凝结水硬度大，可以判断凝汽器铜管漏泄导致凝汽器水位升高。此外凝结水再循环门操作不当也是造成凝汽器水位高的原因，应多方面综合考虑。 (3)凝汽器铜管结垢。凝汽器铜管结垢，致使汽水热交换效率降低，端差增大，凝汽器真空降低。造成端差大的主要原因是循环水中污泥和溶于水中的碳酸盐析出附在凝汽器铜管水 侧产生水垢，形成很大的热阻，使传热端差增大，凝汽器真 空下降，排汽温度升高。为防止这种现象发生，应定期清扫凝汽器。 (4)抽气器工作不正常或效率降低。这种情况可看出凝汽器端差增大，主要检查射水泵电流、出口压力是否正常，射水池水温是否过高，抽气器真空系统严密性如何，有条件可试验抽气器的工作能力和效率。 (5) 循环水量不足。相同负荷下(指排汽量相同)，若凝汽器循环水出口温度上升，即进出口温差增大，说明凝汽器循环水量不足，应检查循环水泵工作有无 - 13 - 异常，检查循环水泵出口压力、循环水进口水位，检查进口滤网有无堵塞。 (6)循环水温度高。运行中由于冷却塔工作不正常，如配水槽、配水管内积泥，致使配水不均，配水管断裂局部 水大量流下;塔内填料塌落，冷却风走近路;喷嘴堵塞，溅水碟脱落、使水喷淋不均;防冻管阀门不严造成水走近路，也可使水塔出水温度升高，真空下降。 第一节 汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征 在汽轮机组的正常运行中我们可以通过各种仪表、数据来了解和分析汽轮机凝汽器的真空度好坏情况。一般汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征有: (1)真空表指示降低; 2)排汽温度升高; ( (3)凝结水过冷度增加; (4)凝汽器端差增大; (5)机组出现振动; 第二节 汽轮机凝汽器真空度下降原因分析 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水(或水位升高)、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密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述; 视具体情况酌情对待，严重时应打闸停机。 一、 循环水量中断或不足 ? 循环水中断 循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是:真空表指示回零;凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降;冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是:循环 - 14 - 水泵或其驱动电机故障;循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低;循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许限值时进行故障停机。 ? 循环水量不足 循环水量不足的主要特征是:真空逐步下降;循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决: ? 若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。 ? 若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。 ? 循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。 二、循环水温升高 当电厂的循环冷却水为开式水时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5?，可使凝汽器真空降低1,左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素 - 15 - 都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2,-3,，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的。 三、后轴封供汽不足或中断 后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。 四、抽气器或真空泵故障 抽气器工作不正常引起真空下降的特征有:循环水出口水温与排汽温度的差值增大;抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽;凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下: (1) 冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽;降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。 (2) 冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出;冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。 (3) 冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。 (4) 喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。 - 16 - 发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器或真空泵。 五、凝汽器热负荷过高 由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。 六、凝汽器满水(或水位升高) 凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是: (1) 凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。 (2) 如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。 造成凝汽器满水的可能原因如下: ? 凝结水泵故障。 ? 凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。 ? 备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器。 ? 正常运行中误将凝结水再循环门开大。 七、凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化 当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷 - 17 - 却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。一般情况下，采用酸洗后机组真空会明显改善。 八、凝汽器水侧泄漏 凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。 九、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入 真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是:汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消除。 (1) 轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。 (2) 汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。 (3) 汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。 (4) 自动排气门或真空破坏门水封断水。 (5) 凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。 (6) 真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管 - 18 - 上的空气门盘根不严密等。 十、虹吸破坏: 虹吸现象是液态分子间引力与位能差所造成的，即利用水柱压力差，使水上升后再流到低处。由于管口水面承受不同的大气压力，水会由压力大的一边流向压力小的一边，直到两边的大气压力相等，容器内的水面变成相同的高度，水就会停止流动。利用虹吸现象很快就可将容器内的水抽出。 虹吸管是人类的一种古老发明，早在公元前1世纪，就有人造出了一种奇特的虹吸管。 事实上，虹吸作用并不完全是由大气压力所产生的，在真空里也能产生虹吸现象。使液体向上升的力是液体间分子的内聚力。在发生虹吸现象时，由于管内往外流的液体比流入管子内的液体多，两边的重力不平衡，所以液体就会继续沿一个方向流动。在液体流入管子里，越往上压力就越低。如果液体上升的管子很高，压力会降低到使管内产生气泡(由空气或其他成分的气体构成)，虹吸管的作用高度就是由气泡的生成而决定的。因为气泡会使液体断开，气泡两端的气体分子之间的作用力减至0，从而破坏了虹吸作用，因此管子一定要装满水。在正常的大气压下，虹吸管的作用比在真空时好，因为两边管口上所受到的大气压提高了整个虹吸管内部的压力。 虹吸被破坏，吸水高度瞬间上升，使供水量立即下降，造成冷却水量减少， 冷却水出口温度上升，从而使凝汽器里的传热效果变差，凝汽器真空度下降。 虹吸流动被破坏的主要原因不是真空过大或水温过高使最高点的压力低于饱和压力(水因此而汽化)造成的,这种情况在理论分析时是虹吸破坏的主要原因,但在实际当中,这种情况一般不会发生的。 虹吸被破坏时凝汽器进水压力升高，出水压力到零。在相同负荷和进水温度下，凝汽器出水温度升高，排汽温度升高，真空下降。此时应关闭出水门，开启出水侧空气门，观察真空变化，排完空气后调整出水门，真空应回升。(注意: - 19 - 两侧不能同时进行) 如循环水泵启动或转换，管内带有空气，应将凝汽器水侧排空气门开启，排完空气后关闭。如凝汽器水室，出水管等处有不严的现象，应在短时间内消除。 第三章 凝汽器真空度下降的影响 主要表现为以下几个方面: 1、当汽机的排汽压力、温度升高，蒸汽在机内的可用焓降减少，蒸汽在凝汽器中的冷源损失增大，机组效率下降，机组出力减少 2、凝汽器真空下降较大而排汽温度上升较高时，将使排汽缸及低压轴承座等部件受热膨胀，引起机组中心偏移，机组发生振动 3、 真空降低，要维持机组负荷不变，需增加蒸汽流量，引起末级叶片可能过负荷，轴向推力增大，推力瓦温度升高，严重时可能烧毁推力瓦 4、 由于排汽温度升高，可能引起凝汽器冷却水管胀口松动，破坏凝汽器冷却水管严密性5、 排汽的体积流量减少，对末级叶片工作不利有资料显示，当机组汽耗量不变时，真空恶化1,，将引起汽轮机的功率降低约为额定容量的1,。当汽轮机的负荷不变时，真空恶化1,，相当于电厂的燃煤消耗量增加大约为1-2,。真空每降低1kPa，汽轮机汽耗平均增加1,~2,。所以，只有了解凝汽器真空下降的原因和所产生的后果，才能确保及时准确地对故障进行处理。 结束语:通过以上分析可以看出，影响凝汽器真空的因素众多复杂，只有熟悉掌握机组系统原理，才能做出准确分析判断。当然也应了解真空降低对机组的影响，以达到及时准确、果断地处理故障。 第 四 章 凝汽器真空度下降的预防措施 真空系统庞大，与真空有关的设备系统分散复杂，真空下降事故至今仍在汽轮机事故中占相当大比重，需要时刻做好真空下降预防工作。 1、 加强对循环水供水设备的维护工作，确保循环水供水设备的正常运行。对冷却水流量和流速进行合理调整 - 20 - 2、 提高抽气器工作性能，加强对凝结水泵及射水泵、射水泵抽气器、真空泵等空气抽出设备的维护工作，确保其正常运行，抽气器切换要严防误操作。 3、 轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，调整门动作要可靠，并加强对凝汽器水位和轴封汽压力的监视。维持轴封系统及水封的正常工作;维持好轴封加热器的正常水位;调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量;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，负压部位管道设计时，应充分考虑膨胀问题;应尽量避免剧烈工况出现;及时更换泄漏的阀门等方面改进真空的严密性;提高抽气器效率。 4、 对凝汽器的汽水、水封设备的运行加强监视分析，防止水封设备损坏或水封头失水漏空气。 5、 汽水系统化学补充水接至凝汽器。补充水温度低，吸收排汽热量可降低凝汽器温度。 6、 坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，监视真空系统严密程度。若结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏。目前检漏方式有卤素检漏法、超声波检漏法、真空灌水法和氦质谱检漏法，其中氦质谱检漏法是目前汽轮机真空系统检漏的先进方法。 7、 低真空保护装置应投入运行，整定值应符合设计要求，不得任意改变报警、停机的整定值。 8、 在运行中若凝结水水质不合格，但硬度又不高，可能是由于管板胀口不严有轻微的泄漏所致。这时，若停运凝汽器，不易找出泄漏处。可以考虑的应急做法是在循环水泵吸入口水中加适量的锯木屑。木屑进入水室中，在泄漏处受到真空的作用会将“针孔”堵塞，可使水硬度维持在合格范围内。 9、保持凝汽器管壁和水侧的清洁度，减轻汽器铜管结垢，目前最有效的方法是胶球清洗。可以考虑加装凝汽器铜管杀菌灭藻装置，防止微生物在铜管内壁蔓延。我厂就加装了超声波杀菌除垢装置。 - 21 - 10、 提高凝汽器胶球自动清洗装置的投入率。 11、 可以考虑定期进行凝汽器铜管硫酸亚铁补膜工作。 12、 加强运行管理，对下列各参数定时 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 ，以便分析比较:凝汽器的真空，排汽温度，凝结水的水质、温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器热井水位，循环水泵电流值等。 13、 检查冷却塔性能，加强运行维护，调整到最佳工况运行。 第 四 章 结 论 总而言之，本文所述的内容是在汽轮机正常运行中，较为常见的凝结器真空度下降的原因、象征与处理方法。当然，本人理论水平有限，纯属个人观点，不是绝对的原因、象征与处理方法，不可避免的存在一些问题和不足，还需要大家在工作过程中予以批评指正，不断地总结和完善这方面的知识～因为随着电厂设备的老化，新的原因、象征也会产生，这就需要我们大家在工作的过程中，不断地总结和提高这方面的知识与技能，及时发现问题，及时查明原因，采取措施予以解决，在实际生产中，应当坚持“以设备治理为基础、通过运行方式的调整来克服季节因素带来的不利影响”的原则，坚持以科学理论分析为依据、紧密结合生产实际、合理组织、统筹安排，对凝汽设备系统全面分析、深入研究、逐步排查，找出真空度下降的关键因素，在确保安全的前提下争取最大的经济效益，确保机组的安全经济运行。 通过以上的综合分析不难看出，影响凝汽器真空的因素众多复杂，所以只有熟悉掌握机组系统原理，才能做出准确分析判断。当然也应了解真空降低对机组的影响，主要表现为以下几个方面:其一是当汽机的排汽压力、温度升高，蒸汽在机内的可用始降减少，蒸汽在凝汽器中的冷源损失增大，机组效率下降，机组出力减少;其二是真空降低，要维持机组负荷不变，需增加蒸汽流量，引起末级叶片可能过负轴向推力增大，推力瓦温度升高，严重时可能烧毁推力瓦;其三是凝汽器真空下降较大而排汽温度上升较高时，将使排汽缸及低压轴承座等部件 - 22 - 受热膨胀，引起机组中心偏移，可能发生振动;其四是由于排汽温度升高，可能引起凝汽器冷却水管胀口松动，破坏凝汽器冷却水管严密性;其五是排汽的体积流量减少，对末级叶片工作不利。所以，了解凝汽器真空下降可能产生的原因和后果，才能确保及时准确地对故障进行处理。 山东科宇水处理有限公司 2012年3月29日 - 23 - 凝汽系统及凝汽器真空影响因素 - 24 - 2凝汽器性能计算及真空度影响因素分析 提高朗肯循环热效率的途径 ? 提高平均吸热温度的直接方法是提高初压和初温。在相同的初温和背压下， 提高初压可使热效率增大，但提高初压也产生了一些新的问题，如设备的强 度问题。在相同的初压及背压下，提高新汽的温度也可使热效率增大，但温 度的提高受到金属 材料 关于××同志的政审材料调查表环保先进个人材料国家普通话测试材料农民专业合作社注销四查四问剖析材料 耐热性的限制。。 ? 降低排汽温度 在相同的初压、初温下降低排汽温度也能使效率提高，这是 由于循环温差加大的缘故。但其温度下降受到环境温度的限制。 2.2 凝汽系统的工作原理 图6.1是汽轮机凝汽系统示意图，系统由凝汽器5、抽气设备1、循环水泵4、凝结水泵6以及相连的管道、阀门等组成。 图6.1 汽轮机凝汽系统示意图 1-抽气设备;2-汽轮机;3-发电机;4-循环水泵;5-凝汽器;6-凝结水泵 [9]凝汽设备的作用主要有以下四点: (1)凝结作用 凝汽器通过冷却水与乏汽的热交换，带走乏汽的汽化潜热而使其凝结成水，凝结水经回热加热而作为锅炉给水重复使用。 (2)建立并维持一定的真空 这是降低机组终参数、提高电厂循环效率所必需的。 3)除氧作用 现代凝汽器，特别是不单设除氧器的燃气蒸汽联合循环的装置中的( 凝汽器和沸水堆核电机组的凝汽器，都要求有除氧的作用，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、增加系统调节稳定性的需求，同时还是确保凝结水泵必要的吸水压头的需要。 为了达到上述作用，仅有凝汽器是不够的。要保证凝汽器的正常工作，必须随时维持 1三个平衡:?热量平衡，汽轮机排汽放出的热量等于循环水带走的热量，故在凝汽系统中设 2置循环水泵。?质量平衡，汽轮机排汽流量等于抽出的凝结水流量，所以在凝汽系统中必须 3设置凝结水泵。?空气平衡，在凝汽器和汽轮机低压部分漏入的空气量等于抽出的空气量， [14]因此必须设置抽气设备。 凝汽器内的真空是通过蒸汽凝结过程形成的。当汽轮机末级排汽进入凝汽器后，受到循环水的冷却而凝结成凝结水，放出汽化潜热。由于蒸汽凝结成水的过程中，体积骤然下降(在0.0049MPa的压力下，水的体积约为干蒸汽体积的1/28000倍)，这样就在凝汽器容积内形成了高度真空。其压力为凝汽器内温度对应的蒸汽饱和压力，温度越低，真空越高。为了保持所形成的真空，通过抽气设备把漏入凝汽器内的不凝结气体抽出，以免其在凝汽器内 [15]逐渐积累，恶化凝汽器真空。 2.2凝汽器性能指标 在电厂中，需要监测凝汽器的性能指标包括真空度、端差、循环水温升、凝结水过冷 [16]度及水侧冷凝管壁运行清洁系数等。凝汽器中蒸汽和循环水温度变化情况见图6.2。 图6.2 凝汽器中蒸汽和循环水温度沿冷却面的分布 凝汽器的真空度是指大地大气压与凝汽器内压力之差，即: (6.1) ,,p,pas pp式中:为真空度，Kpa;为大气压力，Kpa;为凝汽器压力，Kpa。 ,sa 凝汽器端差是指汽轮机背压下饱和温度与凝汽器出口循环水温度的差值，即: (6.2) ,t,t,tsw2 t,tt式中:为端差，?;为凝汽器压力对应的饱和温度，?;为凝汽器出口处循环水sw2温度，?。 凝汽器循环水温升是指循环水流经凝汽器后温度的升高值，即: (6.3) ,t,t,tw2w1 ,tt式中:为端差，?; 为凝汽器进口处循环水温度，?。 w1 凝汽器凝结水过冷度是指凝汽器压力对应的饱和温度与凝汽器热井水温度的差值，即: (6.4) ,t,t,tcsc t式中: 为凝结水过冷度，?;为凝汽器热井水温度，?。 ,tcc 凝汽器水侧冷凝管壁运行清洁系数是指凝汽器实际总平均传热系数与理想总平均传热系数之比，即: Kn,Cf (6.5) K0 式中:为水侧冷凝管壁运行清洁系数;为凝汽器实际总平均传热系数，按照热平衡KCfn 2原理方法计算(3.2.3节介绍)，w/(m.k);为凝汽器理想总平均传热系数，按照别尔曼公K0 2式方法计算(2.2.3节介绍)，w/(m.k)。 (6.6) K,4070，,，,，,，,，,，Cs，Ca0wtzd 2.3凝汽器总平均传热系数的计算 方法一:热平衡原理 CD，,tt,，pw(6.7) K,lnA,t 2C式中:为凝汽器总平均传热系数，w/(m.k);为循环水定压比热，取为4.187kj/(kg. ?); Kp 2为循环水流量，kg/s;A为凝汽器总传热面积，m。 Dw [13] 方法二:全苏热工研究所根据实验和理论分析得到的别尔曼 公式 小学单位换算公式大全免费下载公式下载行测公式大全下载excel公式下载逻辑回归公式下载 (已修正) (6.8) K,4070，,，,，,，,，,，Cs，Ca，Cfwtzdx,,v1.1,,,w(6.9) ,,,4wd1,, b，,2(6.10) ,1,(35,t),tw11000 2z,tw1(6.11) ,1(1),，,z1545 式中:β—考虑冷却表面设计清洁状况和冷却管材料及壁厚的修正系数; —循环水在冷凝管内的流速,m/s, vw xx—系数,当时 (6.12) x,0.12,(1，0.15t) ,0.6w1 , xx,0.6,时 ; (6.13) ,0.6, b —系数， b,0.52,0.0072d; (6.14) k 2d为蒸汽负荷率，g/(m.s); k Z—循环水流程数, d—冷凝管内径，mm, 1 ,,,,、、、—考虑循环水流速、循环水温度、循环水流程数和蒸汽负荷wtdz 率等影响的修正系数; CaCsCf、、—考虑冷凝管布置、漏入空气量和水侧冷凝管壁运行清洁度等影 [12]响的修正系数。 Dc当时 ,1crDc ,,1; (6.15) d Dc 时 ,1crDc DDcc (6.16) ,(2),,dnnDDcc 其中，为实际排汽量; Dc n为凝汽器设计排汽量; Dc crcrn为临界排气量，。 (6.17) DD,(0.8,0.01，t)Dcwc1c 冷却表面设计清洁状况和冷却管材料及壁厚的修正系数按下式计算: , (6.18) ,,,，, 3m 式中 —冷却表面设计清洁系数，与冷却方式和水质有关，直流供水和清洁水,3 ,时，取0.80~0.85;循环供水和化学处理(氯化、二氧化碳)的水3 ,时，取0.75~0.80;污脏水和可能形成矿物沉淀的水，取,33 0.65~0.75。 , —冷却管材料及壁厚修正系数，对于壁厚lmm的黄铜管为1.0，B管为5m 0.95，B管为0.92，不锈钢管为0.85。 30[13]Cs冷凝管布置修正系数的确定: 对实际运行的凝汽器,当凝汽器水侧管壁足够清洁(大修清扫后或新投运机组)以及 汽轮机真空系统严密性正常时,可认为水侧冷凝管壁运行清洁及汽侧空气量修正系数 为1,即 Ca ==1 Cf 亦即二者对凝汽器总体传热系数无影响。 取现场实测的数据，按照热平衡原理的方法计算所得凝汽器实际总平均传热系数 KK，按照别尔曼公式计算出凝汽器实际总平均传热系数，则 n1n2 Kn1 (6.19) Cs,Kn2 [14]CsCs的大小反映了管束布置的好坏，即越大，说明管束布置越合理，反之亦然。此系数可用来 评价 LEC评价法下载LEC评价法下载评价量规免费下载学院评价表文档下载学院评价表文档下载 凝汽器管束布置的传热效果。 2.4相关参数对凝汽器真空影响的理论分析 凝汽器真空是汽轮机组经济运行的主要指标。提高汽轮机经济性的方法很多，比如改造设备、改造运行方式、调整配汽机构、减小节流损失以及提高凝汽器的真空等。相对而言 提高凝汽器真空较其它方法更为易行。在运行中只要对汽轮机系统有针对性地开展工作，就可以使凝汽器真空有较大地提高。提高凝汽器真空可以增加循环热效率，使机组热耗率降低，煤耗减少，因此凝汽器真空被做为重要的监测量。 影响凝汽器真空的相关参数很多，如凝汽器循环水入口温度、汽轮机排汽量、循环水 [20]量、真空系统严密性等。 相关参数对凝汽器真空影响的理论分析是基于偏微分原理，即下述四个原始公式所式，公式中包含以上四个未知数，针对每个公式，对上述四个未知数逐一进行偏微分求解，最终求解出排汽压力对以上四个因素的偏导。对某一变量偏导时，其他三个变量保持不变，即单因素分析。 理论分析所需原始公式如下: ,h，D (6.20) c,t,4.187D w,t (6.21) t,,KA， 4187Dwe,1 (6.22) t,t，,t，,tsw1 7.46，100t,,s (6.23) ,9.81，p,,s57.66,, 注: 在凝汽式汽轮机通常的排汽压力变化范围内，Δh变化很小，约为2180kj/kg。 (1)、循环水入口温度对凝汽器真空度影响的理论分析 循环水入口温度直接影响凝汽器的真空。现场实验和理论计算均表明，循环水入口温度越低，凝汽器真空越高。而循环水入口温度由环境气温和供水方式决定。对直流供水系统而言，主要与气候有关，如冬季比夏季水温低，真空较高;对于循环供水系统而言，循环水[21]入口温度不仅与气温有关，而且与冷却设备的性能和运行状态有关。 计算循环水入口温度对凝汽器真空的影响时，假定其它参数保持不变，且真空系统严密性正常，即空气修正系数Ca=l;凝汽器水侧管壁足够清洁，及水侧管壁运行清洁系数Cf=1。 t循环水温度修正系数对循环水入口温度的偏导: ,w1t 2b,,,t (6.24) ,(35,t)w1,t1000w1循环水流程修正系数对循环水入口温度t的偏导: ,w1z 2,,,zz (6.25) ,675,tw1,循环水流速修正系数对循环水入口温度的偏导: tww1 ,,,v,1.1x, (6.26) ww,,,,，， lnw,,4tt,,dw1w11,,x,x其中，当时，(6.27) ,0.018, ,0.6t,,w1 x,x ,0 当时，(6.28) ,0.6t,,w1 t 凝汽器总平均传热系数K对循环水入口温度的偏导: w1 ,,,,,,,Kwtz (6.29) 4070(),，，Cs，Ca，，，，，，，，，,,,,,,,,dtzwzwt,t,t,t,tw1w1w1w1 t凝汽器传热端差δt对循环水入口温度的偏导: w1 ,t(,t，t)，tA,K,,,,,，， (6.30) ,t,t4187D,tw1ww1 tt 凝汽器排汽压力对应下饱和温度对循环水入口温度的偏导: sw1 ,t,t,s (6.31) ,，1,t,tw1w1pt 凝汽器排汽压力对循环水入口温度的偏导: sw1 6.46 ,pt，100,t,,sss,1.26921，，,, (6.32) ,t57.66,t,,w1w1表6.4中的数据是在其他条件不变时，单独改变循环水入口温度，利用上诉数学模型计算得到的。如图6.4和6.5所示，凝汽器排汽压力随着循环水入口温度的增加而升高，当循环水入口温度较高时，凝汽器排汽压力随着循环水入口温度增加而升高的幅度加大。 (2)、汽轮机排汽量对凝汽器真空度影响的理论分析 由循环水温升关系式知，当循环水量不变时，循环水温升和凝汽器蒸汽负荷成正比。由别尔曼公式和传热端差的关系式可以看出:当凝汽器蒸汽负荷变化时，总体传热系数随之改变，所以传热端差与蒸汽负荷的变化关系比较复杂。 计算汽轮机排汽量对凝汽器真空的影响时，假定其它参数保持不变，且真空系统严密性正常，即空气修正系数Ca=l;凝汽器水侧管壁足够清洁，及水侧管壁运行清洁系数Cf=1。 循环水温度修正系数对汽轮机排汽量Dc的偏导: ,t 2t,，，,35,tw1,,0.0072，，DA,c (6.33) 蒸汽负荷率修正系数,对汽轮机排汽量Dc的偏导: d D,,ct,1当时 (6.34) ,0cr,DDcc ,,DD,,2ctc,,,1当时 (6.35) 1,,crnn,,D,DDDcccc,, 凝汽器总平均传热系数K对汽轮机排汽量Dc的偏导: ,,K,,,,,dt,,,4070，，，，Cs，Ca，，，，,,,,, wztd,,,D,D,Dccc,, (6.36) t凝汽器排汽压力对应下饱和温度对汽轮机排汽量Dc的偏导: s 凝 汽 器 真 空 的 影 响 因 素 与 改 善 措 施 凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要 因素之一。真空降低使汽轮机的有效焓降减少,会影响汽轮机的出力和机组设备的 安全性。电站凝汽器一般运行经验表明:凝汽器真空每下降1kPa，汽轮机汽耗会增 加1.5,—2.5,。而且，凝汽器真空的降低，会使排汽缸温度升高，引起汽轮机轴 承中心偏移，严重时会引起汽轮机组振动。此外，当凝汽器真空降低时，为保证机 组出力不变，必须增加蒸汽流量，而蒸汽流量的增加又将导致铀向推力增大，使推 力轴承过负，影响汽轮机的安全运行。所以在实际的热电厂运行中，最好使凝汽器 在设计真空值附近运行。 4.1 真空降低的危害 凝汽器是凝汽式机组的一个重要组成部分，其工况的好坏，直接影响整个机组 的安全性和经济性。例如一台200MW的机组，真空每下降1,，引起热耗增加0.029 ,，少发电约58KW，而一台600MW的机组，真空每下降1,，引起热耗增加0.05,， 少发电约306KW。有资料显示 ，凝汽器每漏入50kg/h的空气，凝汽器真空下降1Kpa， 机组的热耗增加约6,,8,。 1)经济方面的影响 a. 真空降低，使汽轮机热耗增加。对于高压汽轮机，真空每降低1,，可使机 组热耗增加4.9,。 b真空降低，使凝结水过冷度增加。对于高压汽轮机，凝结水每过冷1?，也使 热耗增加0.15,。 c 为了提供真空，开大铀封供汽压力和流量，导致油中带水，增大了油耗。 2)安全方面的影响 a(由于真空降低，使排汽压力，排汽温度升高，降低了汽轮机经济性。严重 时，由于排汽温度过高，还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形， 改变机组的中心，造成机组振动，可能引起故障停机。 b(由于真空降低，凝结水中含氧量增加，最高超过100,，凝结水系设备和管 道被腐蚀产生的氧化铁进入锅炉，腐蚀炉方的水冷壁、过热器等设备和管道。 c(为了提高真空运行，开大轴封供汽压力和供汽流量，导致轴封漏汽进入润 滑油系统，使油中带水，使调节系统失灵，造成机组运行不稳定，给机组的安全运 行带来严重的隐患。 d(其他方面的影响。在实际中，凝结器真空降低还存在许多缓慢的危害。如凝结水管道被腐蚀，低压加热器铜管被腐蚀，除氧器淋水盘被腐蚀等。 因此，为了确保机组的安全、经济运行，我们必须保持机组在设计真空值附近 运行。 4.2 凝汽器真空降低原因 汽轮机凝汽系统的真空问题与热力系统的设计合理与否、制造安装、运行维护 和检修的质量等多种因素有关，必须根据每台机组的具体情况进行具体分析。汽轮 机凝汽器真空偏低的主要原因有: 1.真 空 系 统 空气通过两个渠道漏入凝汽器:一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一 个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多， 约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态 部件的不严密处漏入。除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性，它们包括 给水加热器、低压气缸、汽轴封、向空排气的管道等。空气大量漏入凝汽器，将造 成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽 器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。 漏空的主要部位有:低压汽缸两端汽封及低压汽缸结合面，中、低压缸之间连 通管的法兰连接处，低压汽缸排汽管与凝汽器喉部联接焊缝，处于负压状态下工作 的有关阀门、法兰等处。 2. 循 环 水 系 统 1.冷却水进口温度 在其它条件相同， 冷却倍率不变时，冷却水温度越低，排汽温度也越低。即 凝汽器真空就越高。如镇海电厂循环水为开式系统，取水口在甬江上游，排水口在 下游。由于两者距离较近，甬江又是一条涨、退潮河流，使循环回流在狭窄的甬江 段产生热污染，即排水温度影响了取水口的水温(实测月平均进水温度比甬江水的 自然水温度高出2?)，恶化了凝汽器的运行条件。 2.当汽机负荷、冷却水温度不变时，增加冷即水量，冷却水温升必然减小。冷 却水温升的大小反映冷却水量是否足够。当其温差大于8?,12?时，应增加冷却 水量。 3.汽器端差δt的影响 端差是反映凝汽器热交换状况的指标，相同条件下，端差增大，说明凝汽器汽 侧存了较多空气，防碍了传热管的热水交换， 更主要说明凝汽器传热管内侧表面 脏污，造成热交换性能差。由于甬江水体污染日益严重，塑料垃圾水草增多，原有 28 已运行多年的正面进水旋转滤网因故障频繁且无法彻底冲洗干净而不能完全有效 地清除和隔断进入循环水系统的污物，从而影响了凝汽器冷却效果。故要求对循泵 房清污系统的重要设备-旋转滤网进行改造。原滤网采用了无框架正面进水旋转滤 网，定期人工启动冲洗。由于滤网结构原因，循环水中杂物多，滤网无法冲洗干净。 在滤网运转时，滞留于网上的污物被带到循泵入口，从而进入冷却水系统，导致二 次滤网及凝汽器钛管堵塞，真空度下降，影响机组出力，尤其随着循环水质的日益 恶化，由此引起的危害也日益加重。 循环水泵出力小，使实际通过凝汽器的冷却水量远远小于热力计算的规定，从 而影响真空。一般凝汽器的冷却倍率m应为50,60，对大型凝汽器，该冷却倍率还 要适当大些。而有的机组选取的冷却倍率比上述推荐的最佳值小了许多。 例如华东地区某一座总装机容量为1300MW的特大型火力发电厂，装有125MW×4 和200MW×4，计入台机组。其中，125MW机组由某电力设计院进行设计。上海汽轮机 厂规定要求通过凝汽器的冷却水量为17800t/h，汽轮机低压汽缸排入凝汽器的蒸汽 量为290t/h，冷却倍率m为61.4。而每台125MW汽轮机组选配了两台48sh,22型循环 水泵，一台运行，一台备用。循环泵出水量为ll000t/h。其中尚有1000t/h的冷却 水要供给冷油器、发电机空冷器、发电机水冷器、部分辅机轴承冷却水和射水箱补 水等使用，实际通过凝汽器的冷却水量只有10000t/h，几乎只有要求冷却倍率的一 半左右，使得实际通过凝汽器的冷却水量少了很多，使机组真空长年偏低，尤其在 夏季，机组真空更差，被迫减负荷运行。 3.凝 汽 器 钢 管 结 垢 尤其是当钢管内结有较厚的硬垢时，凝汽器钢管整体传热系数呈直线下降。对 于用江水、河水、湖水、水库水等作循环水的补充水源时，凝汽器钢管内结垢较软， 较易除抹。对于地表水较缺乏的内陆火电厂，往往用硬度较大的地下水作为循环水 的补充水源，如处理不当，则凝汽器钢管内较易结成较厚的坚硬的硬垢，较难除去， 对机组真空影响很大。据对125MW汽轮机组试验证明:当铜管内结垢厚度达1.2mm, 1.5mm时，在同样的冷却条件下，使汽轮机真空降低6.66kPa，增加发电煤耗 10g/kW.h,15g/kW.h。 4.抽 气 器 工 作 不 正 常 1) 抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多，反映到抽气器抽吸能力的下 降，引起凝汽器真空的降低。对一定的抽气压力而言，工作水压力pw 越小，抽气 量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽气要求，使凝汽器真空下降。同时，工作 水量不足，吸入室中因没有足够的工作水而压力升高，抽吸能力下降。工作水量增 加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象， 造成排水管水压升高，吸入室压 力增加，抽吸能力也下降。因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制，以维持正常的抽吸能力。 2) 如果采取闭式循环方式，并且停止向射水池补充水，不向射水池外溢水， 则工作水温度将不断升高。工作水温度升高的原因是: a射水泵与工作介质的摩擦 产生能量消耗转变为热量;b抽空气管道内空气在工作水中放热;c水蒸汽因为有凝 结过程而放出的汽化潜热。所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。对于射水 抽气器，当工作水温超过30?时，每升高5?，吸入室的压力就提高1.96 kPa ，对 凝汽器真空的影响相当大。这主要因为当工作水温升高至一定程度后，在高度真空 的喷管喉部，部分工作水汽化，体积突然膨大，而使抽吸能力下降。所以工作水温 对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。 某电厂曾对一台200MW汽轮机组做射水抽气器特性试验，当其它参数及工况一 定，当射水抽气器的工作水温由39?降至35?时，其机组真空值由89.86kPa提高到 91.2kPa。由此看出:射水抽气器的工作水温对汽轮机组的真空影响还是很明显的。 5.汽 轮 机 轴 封 供 汽 系 统 设 计 不 合 理 。 有的汽轮机组的高中压缸和低压缸轴封供汽管道设计或一根共用轴封汽供汽 管，造成低压缸两端轴封供汽量不足。使空气从低压轴封处漏入凝汽器，降低凝汽 器真空。 6.回 热 系 统 运 行 不 正 常 。 低压加热器及其疏水系统不能按设计要求投入运行，与凝汽器汽侧相通的有关 阀门运行中不严，增加凝汽器运行中的热负荷，降低凝汽器真空。 此外，气轮机的设计效率偏低，循环水排污、加药不及时，凝汽器的高水位运 行等等都会对凝汽器中的真空度有较大影响。上述仅就影响汽轮机凝汽器真空的主 要原因作一简要介绍，其它有关因素此处不再一一阐述。 7.凝 结 水 泵 漏 空 气 某电厂凝结水泵漏空气由于设计不合理，凝结水泵的盘根减压套减压泄水管 (泄水管通径l0mm)接至地沟，在机组运行中，与凝结水泵处于备用时，由于泵内 为真空状态，空气从该泄水管进入泵内，导致机组真空度降低、与投入运行时，大 量凝结水从泄水管排入地沟而白白浪费。 4.3 改善真空的措施 保持凝汽器在合理的真空下运行，说提高汽机运行的热经济性、降低发电成本 的主要措施之一。因此，如何保证凝汽器的真空成为我们研究的重点方向。 电厂中除了采用本文前面提到的降低凝汽器的热负荷、高真空系统的严密性和 降低低冷却水温之外还有以下几个措施。 首先，认真做好真空系统查漏工作，对泄漏点及时加以消除。 大型汽轮机真空系统较复杂，真空系统不严密处较多。机组在运行状态下，对 真空系统查漏具有一定的难度。如发现低压汽缸结合面及两端轴封体结合面有漏空 时，则可以在其结合面上开一个宽5毫米、深8毫米的密封槽，槽中填石墨盘根，密 封效果较好。 在机组大修、小修、临修、节假日调停时，要对汽轮机负压系统进行高位灌水 结合充一定压力的压缩空气(0.03Mpa,0.044MPa)进行查漏，可以查出负压系统许 多泄漏点，详细作好漏点记录，予以认真消除。负压系统的阀门的法兰或盘根处泄 漏时，可以更换盘根、法兰垫片，如法兰盘密封面不平，则要对其进行修研。根据 机组具体情况，将真空系统阀门改为水封门，以提高阀门盘根处的严密性。机组在 运行状态下，可以在负压系统中的有关阀门的盘根和法兰处充以氦气或氟里昂气 体，用检漏仪在射水箱上部排气口进行检查，如检漏仪报警，则说明充气体的部位 泄漏，应予以消除。如检漏仪不报警，则说明充气部位不漏。用此法对真空系统的 有关阀门、法兰、有关焊口逐一进行检查，定能收到明显效果。 其次，清洗冷却面。 当需要强化一个传热过程时首先判断哪一个传热环节的分热阻最大。在凝汽器 中,污垢热阻有时会成为传热过程的主要热阻,须给予足够的重视。一般讲内、外管 壁的对流换热分热阻均在2×10-4,2?/w以下,而经过处理的冷却水水垢造成的分 热阻较大,可达2×10-4,2?/w，采取强化措施减小这个分热阻，收效最显著。运行 中对循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水,同时合理安排冷却面清洗周期,采 用二步法(干洗法和酸洗法)来清洗。冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强 的。因此判断冷却面是否结垢时,应与冷却面洁净时的运行数据作比较,结垢可使凝 汽器冷却管内的阻力损失增大。初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机 日开夜停的机会,选用除氧器的热水灌满凝汽器的汽侧,冷却管内用风机吹干,泥垢 发生龟裂后,用冷水冲掉。 冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的。因此判断冷却面是否结垢时, 应与冷却面洁净时的运行数据作比较,结垢可使凝汽器冷却管内的阻力损失增大。 初期的结垢较松,污泥多,可用干洗法,利用汽轮机日开夜停的机会,选用除氧器的 热水灌满凝汽器的汽侧,冷却管内用风机吹干,泥垢发生龟裂后,用冷水冲掉。 当凝汽器冷却铜管结有硬垢,真空下降已无法维持正常运行时,则需进行酸洗。 水垢以碳酸盐为主、夹杂硅酸盐、硫酸盐、污泥混合在一起,可选用浓度5%的有机 酸(氨基磺酸)作为主洗剂,对铜管进行清洗。腐蚀速率小于 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 (1g/m2h),清洗时加 0.5%的酸缓蚀剂和铜缓蚀剂、适量渗透剂、0.2%氢氟酸,水温在40?左右,流速 0.1m/s,进行循环清洗。当酸度连续2次测定含量一致时清洗结束。然后用高位冷却 塔水源大流量反冲洗,加工业磷酸三钠,循环中和后排放。酸洗后铜管呈黄铜色,表 明未发生过洗现象。由于循环水的含盐量较低,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。凝汽器清洗后可大大提高 传热系数,安全性及经济性也大为提高。 再次，循环水泵的经济调度。 改变冷却水量,可改变吸热量。虽然随着水量的增加,真空可逐步提高,但同时 循环水泵的耗电量也相应增加,因而需试验确定其经济水量。电厂安装时配置了3台 容量、型号相同的循环水泵,根据冷却倍率的要求,最多开2台,最少开1台,出口配碟 阀(全开全关操作),根据不同季节和机组功率的变化调节水量,利用可切换的变频 器连续调整循环水泵的出力,可达到节电效果。 最后，提高抽汽能力。 抽气设备有两个问题,一是抽气能力,该问题当机组的真空严密性很好时,不但 不存在,而且还可以将抽气设备改小甚至2台机组合用一套小的抽气装置。江阴夏港 电厂在这方面早已实施,节电效果比较明显。徐州发电厂曾在1号机大修中进行2台 机合用一套抽气装置的尝试性改造,并获得成功,年节约厂用电50多万kW?h。由于射 水箱是用循环水补充的,夏季循环水温度很高(达到35?C),而抽气室的真空是由水 温决定的(饱和温度与饱和压力是一一对应的)。所以,夏季抽气器的抽气能力受到 限制。徐州电厂曾改造1台射水抽气器为真空泵。对夏季运行工况有了一定的改善, 同时也发现在夏季抽出的气汽混合物如果进行冷却使汽凝结成水则效果更佳。 总之，凝汽器的真空问题是一个动态的问题,平时要加强管理和运行维护才能 使它保持在较好的水平，这样才能太高发电效率，节约能源，给国家带来经济效益。 凝汽器真空度下降的分析与处理 摘要:由于凝汽器真空下降使汽轮机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性降低，分析真空降低的原因，提出提高机组凝汽器真空的有效方法显然十分必要。根据这一现状，结合现场实际，分析凝汽器真空下降的主要特征及其原因，根据相关参数的变化和电厂运行检修规程，提出相应的处理方法，以保证机组在合理的背压下运行，提高机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性。 关键词:凝汽器;真空度;分析。 凝汽器真空度对机组运行安全性和热经济性有很大影响。在运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。一台200MW汽轮机，真空下降1% ，引起热耗增加0.029% ，少发电58KW;而对一台600MW 的汽轮机，则热耗增加0.05% ，少发电306KW。整体上说，真空每降低1KPa，汽轮机汽耗增加1.5%—2.5% 。另外，真空下降使汽轮机排汽缸温度升高，引起汽机轴承中心偏移，严重时还引起汽轮机组振动。为保证机组出力不变，真空降低时应增加蒸汽流量，这样导致了轴向推力增大，使推力轴承过负荷，影响机组安全运行。因此，对真空度进行分析和处理十分必要。 1、凝汽器真空的确定 ,1, 凝汽器真空度是根据凝汽器的凝结温度确定的。冷却水由入口温度t逐渐吸热上升到出口处温度t，冷却水温升Δt=tt 。蒸汽,w1w2w2w1凝结温度t与t 的差为传热端差，以δ表示:δ=tt，则主凝结tt,sw2sw2区的蒸汽温度为:t=t+Δt+δ。凝汽器的压力p为t所对应的饱和tsw1cs 压力。 2、凝汽器真空度下降分析 ,2，3, 凝汽器真空度下降可分为急剧下降和缓慢下降。 2.1 急剧下降。 急剧下降也称为凝汽器事故性真空破坏，产生这种事故的原因有以下几种。 2.1.1 冷却水泵工作不正常 冷却水是凝汽器中用于冷却汽轮机排汽的唯一冷却介质，冷却水泵的故障必然引起冷却水量的降低，严重时可能引起凝汽器冷却水失水，导致凝汽器压力急剧升高的严重事故。引起故障的主要原因有:厂用电中断、冷却水泵和驱动电机故障、冷却水吸水口滤网堵塞、吸入水位过低、冷却水泵轴封或吸水管漏入空气等造成冷却水中断，冷却水出水管部分堵塞，排水虹吸高度被破坏，造成冷却水量不足。 在机组负荷一定的情况下，冷却水出口温度升高，必然使冷却水系统的正常工作遭到破坏。吸水管的污脏，引起阻力增加;供水管道堵塞、工作轮和轴的磨损会引起水泵特性的改变，反映出冷却水量的降低，而排水管线上有空气积聚是虹吸恶化和发生破坏的原因。近代大型凝汽器在水室的最高点装设抽气器，定时抽出水室里的空气，来 保证虹吸的正常工作。否则虹吸被破坏，吸水高度瞬间上升，使供水量立即下降，造成冷却水量减少，冷却水出口温度上升，从而使凝汽器里的传热效果变差，凝汽器真空度下降。 运行中的冷却水泵事故停运，引起循环水中断，循环水在10s 内减到零。主机自动停运，热负荷瞬间减为零，真空瞬间提高而后降低。凝汽器内汽温上升，大约60s后，汽温可能上升到80? ，这时排汽缸喷水冷却装置投入使用，以保护排汽缸温度不超过80?。伴随这种工况的出现，将使真空破坏阀的动作，加速汽轮机停运。 2.1.2抽气设备工作失常 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。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。下面以射水抽气器为例分析其对凝汽器真空度的影响。 (1)图(1)为300MW射水抽气器的工作特性曲线。由图1可看出，在一定的工作水温度t和工作 w 水压力p下，射水抽气器的抽气压力p也随抽气量G的增加而升wma高，不过没有明显的工作段与过载段之分(如图1图 的虚线)。但是凝汽器p=f(G)关系曲线(如图1的实线)却有工作段和过载段之分。ca 在工作段，漏气量减少时，抽出蒸汽量却增加了，因p与G无关。ca但在过载段，漏气量已经很大，蒸汽量已减至最小，进一步增大漏气量，必然导致p和p增加，p增大即是凝汽器真空下降，特性线mcc p=f(G)与p=f(G)实际是互相重合的。根据上面对射水抽气器工作cama 特性的分析可知，抽气器的抽气压力p随G增加而升高，G增加 maa的同时p在过载段也随之增大。因此，对抽气器的合理监控十分必c 要。 (2)抽气器工作水压力低、水量不足或增加过多，也反映到抽气器抽吸能力的下降，引起凝汽器真空的降低。对一定的抽气压力而言，工作水压力p越小，抽气量越少，从而不能满足凝汽器中所需的抽w 气要求，使凝汽器真空下降。同时，工作水量不足，吸入室中因没有足够的工作水而压力升高，抽吸能力下降。工作水量增加过多时，在扩压管出口处发生排水堵塞现象，造成排水管水压升高，吸入室压力增加，抽吸能力也下降。因此必须对抽气器工作水压力和流量进行合理控制，以维持正常的抽吸能力。 (3)如果射水抽气器的工作水采取开式循环方式，则工作水温受外界影响较大，外界温度变化必然引起其温度发生变化。如果采取闭式循环方式，并且停止向射水池补充水，不向射水池外溢水，则工作水温度将不断升高。 工作水温度升高的原因是: a) 射水泵与工作介质的摩擦产生能量消耗转变为热量; b) 抽空气管道内空气在工作水中放热; c) 水蒸汽因为有凝结过程而放出的汽化潜热。 所有这些都对射水抽气器工作水有加热作用。 以某电厂200MW机组为例，假设全年平均保持凝汽器内压力为5.39KPa，抽气器吸入室内压力为3.434KPa，分别对应气—汽混合物的温度34.6?和26.7 ?。按HEI标准，对于三排汽口三壳体的凝汽器，抽吸的气—汽混合物量为195.06kg/h，其中干空气为61.24kg/h，水蒸汽为134.72kg/h。经计算可知，134.72kg/h的水蒸汽每h在抽气器内放热量为282 036kJ/h;射水泵与工作介质摩擦产生的热量为1 080 246kJ/h。而b项的数值很小，相对于a项和c项可以忽略不计。对射水抽气器，当工作水温超过30?时，每升高5?，吸入室的压力就提高1.96kPa，对凝汽器真空的影响相当大。这主要因为当工作水温升高至一定程度后，在高度真空的喷管喉部，部分工作水汽化，体积突然膨大，而使抽吸能力下降。所以工作水温对抽真空装置的抽吸能力及凝汽器真空的影响也相当大。因此，在闭式循环射水抽气器的运行中，必须监视工作水温度的变化，定期或连续补充冷水，溢出高 温水，防止工作水温度过分升高。 (4)射水抽气器排水管路的阻力会影响抽气器的工作性能。当射水抽气器出水口在射水池水面以下时，如果出水口淹得太深，由于水池中的水温比射水管中的水温低、比重大，排水管外的压力过大阻碍抽气器工作水的排出，从而导致射水抽气器的抽气能力下降。当射水抽气器的出水口在射水池水面以上时，如果射水泵发生故障，无法射水或射水量急剧下降，外界空气将大量漏入凝汽器中，造成真空急剧下降的严重事故。另外，轴封系统抽空气进入抽气器中，抽气器中的空气量增加，空气的比容远大于工作水的比容，使工作水流动的沿程阻力增大，抽气器的抽气能力下降，也引起抽气器中气水激振。 2.1.3凝结水泵工作失常 凝结水泵在运行过程中一般不需要调节，需要调节的是汽轮机组凝汽器热井水位。因为绝大多数的凝结水泵是在凝汽器额定水位下运行，以保证凝结水泵吸入口的倒灌高度有一个稳定值，防止凝结水泵叶轮汽蚀，同时，水位过高会浸没冷凝管，减少有效的冷却面积，降低真空，又使冷却水过冷;水位过低会影响凝结水泵运行的稳定性。凝结水泵输送凝结水，在吸入水管里几乎处于饱和温度下，当变工况、入口产生涡流等时，极容易使凝结水泵在汽化状态下工作，汽化结果必然会造成泵入口叶轮汽蚀。汽蚀不仅损坏叶轮，缩短泵的使用寿命，还会造成凝结水泵振动，危及运行的安全。为了增加凝结水泵的抗汽蚀性能，在吸入口为150?及以上的凝结水泵入口首级叶轮前加置诱导轮，诱导轮用防蚀金属制成。 2.1.4机组真空系统空气渗漏 空气通过两个渠道漏入凝汽器:一是通过机组真空系统的不严密处漏入，另一个是随同蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧，所以后者数量不多，约占从凝汽器抽除空气总量的百分之几。因此，抽出的空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处漏入。除了凝汽器自身的严密性外，真空系统的气密性也取决于机组所有其余处于真空状态部件的严密性，它们包括给水加热器、低压汽缸、汽封、轴封、向大气排放的管道等。 空气大量漏入凝汽器，将造成凝汽器传热恶化，使抽气设备过载，凝结水过冷度及含氧量急剧增加，破坏凝汽器真空度，使凝汽器设备无法正常工作。因此，气密性的评定与监督是确保凝汽器正常运行 的重要课题。凝汽器在稳定工况下运行时，抽气量几乎与漏气量完全 相等。对于射水抽气器，必须通过装设向凝汽器(真空系统)人为地输送空气的装置，利用射水抽气器的工作特性(图1)，进行漏气量测量。 总之，当发生真空度急剧下降所引起的事故状态时，汽轮机必须立即减负荷，并通过对事故现象的分析，采取措施，消除引起真空度急剧下降的因素。如果短时间内无法使真空度恢复正常，或者真空度继续急剧恶化，则有可能使汽轮机强迫停机，然后详细检查并采取措施。 2.2缓慢下降 当凝汽器真空度以较小数值缓慢下降时，查找原因比较困难。此时应全面考察凝汽设备的运行状态，仔细分析各有关测试数据，表1 列出常见的真空度下降现象，根据工程实际分析其原因，得出相应的消除真空度下降的方法和措施。 表1 凝汽器真空恶化的分析 现象 产生的原因 消除的方法 1、凝汽器负荷和冷却水 凝汽器冷却管板脏污，出 凝汽器冷却管板脏 进口水温不变，而冷却口水室存在空气等，使冷却污，出口水室存在 水温升Δt超过额定值，水流量减少 空气等，使冷却水 水阻增加，冷却水进口流量减少 压力增加，端差δt在额 定值范围内或少许超过 额定值 2、凝汽器负荷和冷却水冷却水出口水管闸门未全开大冷却水回水闸，进口温度不变，而冷却开，喷水池喷嘴堵塞等使冷扫清喷水池喷嘴，降水温升Δt超过额定值，却水回水管压力增大，或是低回水管压力 冷却水进出口压力增冷却水流量减少 加，凝汽器水阻降低， 端差δt 变 化不大 3、凝汽器负荷和冷却水冷却水出口管上部虹吸破 启动虹吸抽气器或出口温度不变，而冷却坏，致使冷却水流量减少;采取其他措施恢复水温升Δt超过额定值，或冷却水泵故障(泵入口管虹吸作用;消除冷却冷却水进出口管负压降滤网结垢、堵塞，入口门卡水泵缺陷造成的故 低，凝汽器水阻减小 涩，水轮及导叶堵塞、结垢障 或磨损)或吸入空气，冷却 水压力降低 4、凝汽器在不同负荷下凝汽器冷却管脏污、结垢 刷洗和干燥冷却管，凝结水温度都比以前 冷却水加氯 高，端差δt 增大，冷 却水温升Δt稍有增大， 主抽气器抽出的空气温 度与冷却水进口温度之 差增大，凝汽器气密性 证明没有过量空气漏入 5、汽轮机排汽温度上 轴封供汽压力低，真空系 调整使轴封供汽压升，冷却水出口水温不统管道法兰、虹吸截门盘根力正常，消除漏空气变，端差δt 增大，凝处漏空气，真空系统的密封部分的缺陷，保持足结水温度降低，过冷度水中断使空气漏入，凝结水够的真空系统密封增加，主抽气器抽出的泵吸入侧盘根不严密，漏入水，上紧或更换凝结空气温度与冷却水进口空气 水泵入口侧盘根 温度之差无变化，气密 性试验证明有空气漏入 凝汽器 6、现象同5，但试验证主抽气器工作不正常，射水加大溢水和补水量，明无过量空气漏入凝汽泵或真空泵工作水温度过降低工作水温度 器。抽气器内部可能有高 冲击声 7、凝汽器水位升高到 (1)水泵真空部位漏空气(1)水泵故障不能空气管管口，冷却水出或其他故障造成凝结水不消除时，应立即启动口水温不变，端差δt 能从 凝汽器中排，水位过备用泵，恢复凝汽器增大，凝结水温度降低，高 正常工作，然后查找过冷度增大，抽气器排(2)凝汽器冷却管破裂或漏气部位或其他缺出空气和蒸汽量明显增冷却管的管环盘根不严，冷陷加以消除 加，凝汽器真空度下降 却水漏入凝结水中(此时出(2)检查和化验凝 现凝结水硬度增大现象) 结水硬度，证实凝汽 器冷却管破裂或胀 口漏水，可在运行中 停止半侧凝汽器或 在停机时堵漏 3、总结 凝汽器真空度受到很多因素影响，在凝汽器日常管理中，对真空度的监测及管理是最为关键的一项，而这很大程度上取决于对冷却管清洁度的管理和冷却水量的合理调配，只有对此两项进行合理管理，才能使凝汽器在最佳真空状态下运行。 参考文献: ,1,沈士一，庄贺庆，康松，等 《汽轮机原理》北京:中国电力出版社，1998 ,2,张卓澄 《大型电站凝汽器》 北京:机械工业出版社，1993 ,3,齐复东，贾树本，马义伟《电站凝汽设备和冷却系统》 北京:水利电力出版社，1990 作者简介:杜飞，男，30，工学学士。1999年7月毕业于长沙电力学院热能工程系。其后，进入谏壁发电厂发电部工作，2005年4月调至扬州第二发电厂工作，在谏壁发电厂参加了#9号机组由300MW直流锅炉改造为330MW控制循环锅炉的改造调试工作。期间参与了#9号机组的大修。从事本专业多年，有丰富的运行经验。 凝汽器真空度下降原因分析及预防措施 摘要:由于凝汽器真空度下降使汽轮机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性降低。根据相关参数的变化和电厂运行检修规程，提出相应的处理方法，以保证机组在合理的背压下运行，提高机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性。通过对汽轮机凝汽器真空度下降原因的分析，介绍了凝汽器真空度下降的危害及主要特征，分析了真空度下降的原因，提出了预防真空度下降的措施。 关键词:凝汽器;真空度;原因分析;预防措施 凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%,1%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空;是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施。 1 汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征 u 排汽温度升高; u 凝结水过冷度增加; u 真空表指示降低; u 凝汽器端差增大; u 机组出现振动; u 在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。 2 汽轮机凝汽器真空度下降原因分析 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因大致可以分为外因和内因两种。外因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器故障等;内因主要有凝汽器满水(或水位升高)、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密，汽侧泄漏导致空气涌入等。 2.1 循环水量中断或不足 2.1.1循环水中断 循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是:真空表指示回零;凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降;冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是:循环水泵或其驱动电机故障;循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低;循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时(600mmHg)进行故障停机。 2.1.2循环水量不足 循环水量不足的主要特征是:真空逐步下降;循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决: (1) 若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用停机清理的办法进行处理。 (2) 若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。 (3) 循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。 2.2 循环水温升高 当电厂的循环冷却水为开式水时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5?，可使凝汽器真空降低1,左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2,-3,，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的[6,7]。 2.3 后轴封供汽不足或中断 后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。 2.4 抽气器故障 抽气器工作不正常引起真空下降的特征有:循环水出口水温与排汽汪 度的差值增大;抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽;凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下: (1) 冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽;降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。 (2) 冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出;冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。 (3) 冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。 (4) 喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。 发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器。 2.5 凝汽器热负荷过高 由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。 2.6 凝汽器满水(或水位升高) 凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是: (1) 凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。 (2) 如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。 造成凝汽器满水的可能原因如下: u 凝结水泵故障。 u 凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。 u 备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器内。 u 正常运行中误将凝结水再循环门开大。 2.7 凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化 当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。 2.8 凝汽器水侧泄漏 凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。 2.9 凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入 真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是:汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消除[5]。 (1) 轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。 (2) 汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。 (3) 汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。 (4) 自动排气门或真空破坏门水封断水。 (5) 凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。 (6) 真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的空气门盘根不严密等。 3 凝汽器真空下降的预防措施 真空系统庞大，与真空有关的设备系统分散复杂，真空下降事故至今仍在汽轮机事故中占相当大比重，需要时刻做好真空下降预防工作。 (1) 加强对循环水供水设备的维护工作，确保循环水供水设备的正常运行。 (2) 提高抽气器工作性能，加强对凝结水泵及射水泵、射水泵抽气器等空气抽出设备的维护工作，确保其正常运行，抽气器切换要严防误操作。 (3) 轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，调整门动作要可靠，并加强对凝汽器水位和轴封汽压力的监视。 (4) 对凝汽器的汽水、水封设备的运行加强监视分析，防止水封设备损坏或水封头失水漏空气。 (5) 汽水系统化学补充水接至凝汽器。补充水温度低，吸收排汽热量可降低凝汽器温度。 (6) 坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，监视真空系统严密程度。若结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏。 (7) 低真空保护装置应投入运行，整定值应符合设计要求，不得任意改变报警、停机的整定值。 (8) 在运行中若凝结水水质不合格，但硬度又不高，可能是由于管板胀口不严有轻微的泄漏所致。这时，若停运凝汽器，不易找出泄漏处。可以考虑的应急做法是在循环水泵吸入口水中加适量的锯木屑。木屑进入水室中，在泄漏处受到真空的作用会将“针孔”堵塞，可使水硬度维持在合格范围内。 (9) 可以考虑加装凝汽器铜管杀菌灭藻装置，防止微生物在铜管内壁蔓延。 (10) 提高凝汽器胶球自动清洗装置的投入率。 (11) 可以考虑定期进行凝汽器铜管硫酸亚铁补膜工作。 (12) 加强运行管理，对下列各参数定时记录，以便分析比较:凝汽器的真空，排汽温度，凝结水的水质、温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器热井水位，循环水泵电流值等。 总之，影响汽轮机凝汽器真空的因素来自很多方面:设计、安装、制造、运行管理等。例如真空严密性差、轴封系统欠合理、轴封漏汽量多、凝汽器热负荷过高、循环水量不足、冷却水温高等均可使真空难以达到理想的水平。对可能引起汽轮机凝汽器真空度系统故障的因素定时检查，及时发现问题，及时查明原因，采取措施予以解决，确保机组的安全经济运行。 凝汽器真空下降的原因分析及预防措施 摘要:本文详细分析了凝汽器真空下降的原因，指出了影响凝汽器真空的因素，进而提出了凝冷管低真空的一些办法和措施; 关键词:凝汽器 真空下降 现象 原因 预防措施 引言:汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要指标，保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器最有利的真空，是每个发电厂节能的重要内容。而影响凝汽器真空的因素来自很多方面:设计、安装、制造、 运行管理等，需要我们对可能引起凝汽器真空系统故障的因素定期检查，及时发现问题，及时查明原因，采取相应措施予以解决，确保机组的安全经济运行。 凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如果机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%,1%，煤耗将增加大约为1-2,。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空，是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度和流量、机组的排汽量及真空泵的工作状况等因素制约。 第一章 凝汽器的理论概括 第二章 凝汽器:使驱动汽轮机做功后排出的蒸汽变成凝结水的热交换设备。蒸汽在汽轮机内完成一个膨胀过程后，在凝结过程中，排汽体积急剧缩小，原来被蒸汽充满的空间形成了高度真空。凝结水则通过凝结水泵经给水加热器、给水泵等输送进锅炉，从而保证整个热力循环的连续进行。为防止凝结水中含氧量增加而引起管道腐蚀，现代大容量汽轮机的凝汽器内还设有真空除氧器。 第一节 凝汽器的结构 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聚，凝聚水聚集在热井内并由凝聚水泵排走。 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分钟凝聚水泵运行时流量。 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220×110×7.5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的方空与凝聚水出口装置相连。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。凝聚水出口装置上部设网格板，防止杂物进入凝聚水管道，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φ273×6.5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:凝汽器下部收集凝结水的集水井，放于汽机房下方。作用为收集凝结水，并且给凝结水泵提供一定的静压头。 它装于弹簧和底板上，弹簧由汽机答应力进行设计。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。 第二节 凝汽器的工作原理及任务 凝汽器的主要作用: 1)在汽轮机排汽口造成较高真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力，增大蒸汽在汽轮机中的可用焓降，提高循环热效率; 2)将汽轮机的低压缸排出的蒸汽凝结成水，重新送回锅炉进行循环; 3)汇集各种疏水，减少汽水损失。 4)凝汽器也用于增加除盐水(正常补水) 表面式凝汽器的工作原理:凝汽器中装有大量的铜管，并通以循环冷却水。当汽轮机的排汽与凝汽器铜管外表面接触时，因受到铜管内水流的冷却，放出汽化潜热变成凝结水，所放潜热通过铜管管壁不断的传给循环冷却水并被带走。这样排汽就通过凝汽器不断的被凝结下来。排汽被冷却时，其比容急剧缩小，因此，在汽轮机排汽口下凝汽器内部造成较高的真空。 凝汽器是火力发电厂的大型换热设备。图1为表面式凝汽器的结构示意图。 凝汽器运行时，冷却水从前水室的下半部分进来，通过冷却水管(换热管)进入后水室，向上折转，再经上半部分冷却水管流向前水室，最后排出。低温蒸汽则由进汽口进来，经过冷却水管之间的缝隙往下流动，向管壁放热后凝结为水。 第二章 凝汽器的类型及作用 根据传热方式不同凝汽器可以分为混合式和表面式两大类。在混合式凝汽器中，蒸汽与冷却介质(水)直接混合，这种凝汽器虽然结构简单、成本低，但无法回收凝结水，故不能应用于电厂实际生产过程中。 根据冷却介质不同，表面式凝汽器又可以分为空气冷却式(简称空冷式)和水冷却方式(简称水冷)两种。 第一节 凝汽器的分类概述 空气冷却凝汽器(简称空冷器)是以空气作为冷却介质，把蒸汽凝结成水。采用翅片管式空冷散热器，直接或间接用环境空气来冷凝汽轮机排汽的冷却系统，称为空冷系统。采用空冷系统的汽轮发电机组简称为空冷机组。 根据汽轮机排气凝结方式不同，用于发电厂的空冷系统又可以分为直接空冷系统 和间接空冷系统两种方式。 直接空冷系统，又称空气冷凝系统。汽轮经排气经粗大排气管道送至室外布置的空冷凝汽器的翅片管束中，冷却空气在翅片管外流动经管内的排气凝结，得到的凝结水由凝结水泵送至回热系统，其流程如图2-1所示: 图2-1 直接空冷系统原则性汽水系统 1-锅炉;2-过热器;3-汽轮机;4-空冷凝汽器;5-凝结水泵;6-凝结水精处理装置; 7-凝结水升压泵;8-低压加热器;9-除氧器;10-给水泵;11-高压加热器;12-汽轮机排气管道;13-轴流冷却风机;14-立式电动机;15-凝结水箱;16-除铁器;17-发电机 直接空冷系统的优点;不需要冷却水等中间介质;系统设备少，结构简单，系统投资较少;缺点:粗大的排汽管道密封困难，维持真空困难，启动时抽真空时间较长;采用强制通风，耗电量大，噪音大。 根据凝汽器型式的不同及所采用的冷却介质不同，间接空冷系统可分为具有混合式凝汽器的间接空冷系统、具有表面式凝汽器的间接空冷系统和采用冷却剂的间接空冷系统三种方式。 具有混合式式凝汽器的间接空冷系统又称海勒式间接空冷系统。汽轮机的排气在混合式凝汽器中与喷管喷射出来的冷却水形成的水膜直接接触，进行换热凝结，蒸汽凝结水与冷却水混合在一起，除用凝结水泵将其中约2%的水送回到回热系统外，其余的水用循环水泵送到布置在干式冷却塔中的散热器中，由空气进行冷却，然后通过调压水轮机回收部分能量后又被送回到混合式凝汽器中进行下一循环，其流程如图2-2所示。 2-2 海勒式空冷机组原则性汽水系统 1-锅炉;2-过热器;3-汽轮机;4-喷射式凝汽器;5-凝结水泵;6-凝结水精处理装置; 7-凝结水升压泵;8-低压加热器;9-除氧器;10-给水泵;11-高压加热器;12-冷却水循环泵;13-调压水轮机;14-全铝制散热器;15-空冷塔;16-旁冷节流阀;17-发电机 海勒式间接空冷系统的优点:以微正压的低压水系统运行，较易掌握，而且年平均背压较低，机组煤耗较低;缺点:系统结构复杂，设备多，投资大;系统容易发生冰冻;化学水耗水大。 具有表面式凝汽器、散热器通常在塔内呈倾斜布置的间接空冷系统又称哈蒙式间接空冷系统。这种空冷系统由表面式凝汽器和空冷塔中安置的散热器构成，并在空冷系统回路中设置了对冷却水膨胀起补偿作用的膨胀水箱，空冷散热器冷却后的低温冷却水在表面式凝汽器中，通过金属管壁与汽轮机排气进行对流换热，水蒸气在金属管壁凝结后，凝结水汇于凝汽器底部热井，由凝结水泵送回汽轮机会热系统。温度升高的冷却水经循环水泵送入自然通风塔，在空冷散热器中与空气对流换热，冷却后的循环水再送回表面式凝汽器中冷却汽轮机排气，完成一个闭路循环，其流程如图2-3所示。 2-3 哈蒙式空冷机组原则性汽水系统 1-锅炉;2-过热器;3-汽轮机;4-表面式凝汽器;5-凝结水泵;6-凝结水精处理装置; 7-凝结水升压泵;8-低压加热器;9-除氧器;10-给水泵;11-高压加热器;12-冷却水循环泵;13-调压水轮机;14-全铝制散热器;15-空冷塔;16-旁路节流阀;17-发电机 哈蒙式间接空冷系统的优点:节约厂用电、设备少、冷却水系统与汽水系统分开， 两者水质均可保证、冷却水系统防冻性能好;缺点:空冷塔占地大，基建投资多;系统中要进行两次表面式换热，使全厂热效率有所降低。 采用冷却剂代替水的间接空冷系统冷却方式采用低沸点工质(如氟利昂、氨甲基丙醇、丁二醇等)代替水作为中间冷却介质。 二、低沸点冷却介质与空气进行热交换可以省去循环水泵，系统比较简单、传热性能良好。但冷却剂价格昂贵，其中一些其他问题有待于进一步解决。因此，目前这种冷却系统尚处于探讨之中，虽然有一些文章对此进行论述，但是无大型机组应用实例报道。 第二节 凝汽器的工作特性 (一)凝汽器压力的影响因素 t1、冷却水进口温度 w1 ttpt 由公式(2-1)可知，如果降低，则与必然降低，反之亦然。取决于w1ssw1 t冷却水的供水方式、季节和电厂所处的地区。若采用开式供水方式，完全由w1 t季节和电厂所处地区决定。若采用闭式循环供水方式，除受季节和电厂所处w1 的地区影响外，还取决于该系统冷却水冷却设备运行的好坏，如冷却塔和喷水池。 2、冷却水温升 ,t tp根据式(2-1)，如果降低，则与必然降低，反之亦然。 ,tss 冷却水温升可根据凝汽器的热平衡方程式求得 ,t ,,hhhh,,cccct,,, (式2-2) DcmwpcpDc ,hhDDkJ/kg式中:、为凝汽器中的蒸汽和凝结水的焓，;、分别为进入凝ccCw kJ/h汽器的蒸汽量和冷却水量，;为水的比定压热容，在低温范围内可视为cp 定值，=4.1868。 ckJ/(kg,K)p 式中的比值为凝汽器的冷却倍率，用表示。的大小涉及循环水泵的D/Dmmwc ,耗功和末级叶片的尺寸，应通过技术经济比较确定。一般为50,120。()mh,hcc ,是每千克蒸汽的凝结放热量，在凝气式汽轮机通常的排气压力范围内，()h,hcc约为2180。于是式中(2-2)可改写为 kJ/kg 520,t, (2-3) m 由式(2-3)可知，和成正比，亦即与D成正比，和D成反比。在一定m,t,tcw的冷却水量DDD下，如果降低，则减少。在一定的情况下，如果冷却水,twcc DD量减少，则增加，在运行时，进入凝汽器的蒸汽量是由外界负荷决定的。,twc 冷却水量减少的主要原因是循环水泵出力不足或水阻增加，而水阻增加的主要原因是冷却水管堵塞、循环水泵出口阀或凝汽器进水阀开度不足以及虹吸破坏。 3、传热端差 ,t tp根据式(2-1)，如果增大，则与必然升高，反之亦然。 ,tsc 凝汽器传热端差可根据凝汽器的传热方程求出 ,t t,t,, (5-4) KAc,1cDpwe 2A式中:为凝汽器的总体传热系数，;为冷却水管外表总面积，，，kJ/m,h,KKc 2m。 A凝汽器传热端差受传热面积等因素的制约，其值不宜太小，设计时通常取,tc 3,10?。多流程凝汽器取偏小值，单流程凝汽器取偏大值。 A从式(2-4)可以看出，凝汽器传热端差,t受传热面积的影响。若其他参数不c 变，传热面积减少将使凝汽器传热端差变大，导致凝汽器压力升高。如Ap,tcc在运行中，凝汽器水位升高，淹没部分冷却水管，传热面积减少，而使凝汽器压力升高即真空下降。 pc 第三章 凝汽器真空下降的原因 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水(或水位升高)、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密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述;视具体情况酌情对待，严重时应打闸停机。 第一节 凝汽器的最佳真空 凝汽器真空是汽轮发电机组运行最重要的安全经济指标之一。机组在较低的凝汽器真空下运行不安全也不经济;凝汽器真空过高，机组运行的热经济性也并非最好。因此，凝汽器真空存在一个最佳值。凝汽器最佳真空传统定义为提高凝汽器真空后机组发电功率增量与为提高凝汽器真空所耗厂用电功率增量之差最大时的凝汽器真空巨 ’第二节 凝汽器真空下降的原因分析 一、凝汽器真空下降的主要特征和危害: (1)排汽温度升高; (2)凝结水过冷度增加; (3)真空表指示降低; (4)凝汽器端差增大; (5)机组出现振动; (6)在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。 汽轮机在运行中，真空下降后，若保持机组负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，造成轴向推力增大以及叶片过负荷。不仅如此，由于真空下降，排汽温度升高，从而引起排汽缸变形，机组重心偏移，使机组的振动增加以及凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形甚至断裂。因此机组在运行中发现真空下降时，除按规定减负荷外，必须查明原因及时处理。 二、凝汽器真空下降的原因分析: 引起汽轮机凝汽器真空下降的原因大致可以分为外因和内因两种:外因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、轴封供汽中断等;内因主要有凝汽器满水(或水位升高)、凝汽器结垢或腐蚀、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密等。 1、循环水量中断或不足 1.1循环水中断 循环水中断引起凝汽器真空急剧下降的主要特征是:真空表指示回零、凝汽器前循环水压力急剧下降。循环水中断的原因可能是:循环水泵或其驱动电机故障，造成循环水泵跳闸，备用泵未联动;循环水泵出口蝶阀自关;循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低;循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内;凝汽器循环水进口或出口电动门误关等。当循环水中断时，应立即采取相应的措施恢复循环水，并迅速卸掉汽轮机负荷，如果真空降到允许低限值时立即进行不破坏真空停机，而且停机后在排汽温度未降到50?以下时，不能立即通入循环水。 1.2循环水量不足 循环水量不足的主要特征是:真空逐步下降、循环水出口和人口温差增大。由于 引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决: (1)若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，可断定是凝汽器内管板堵塞。 (2)若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口的循环水压均增高，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞。 (3)循环水泵供水量减少，一般可从泵入口的吸入高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断，此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。 2、循环水温升高 襄樊发电有限公司循环水为开式水，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽轮机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5?，可使凝汽器真空降低1,左右。可见，循环水温度对真空的影响是很大的。 3、轴封供汽不足或中断 后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，使凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动。轴封供汽中断，常由于轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封供汽量分配不均引起 个别轴封漏入空气时，应调节轴封进汽分门，重新分配各轴封供汽量。若汽源本身压力不足，应设法恢复汽源。轴封供汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽至除氧器电动门。 4、凝汽器满水(或水位升高) 凝汽器汽侧水位过高引起真空下降的原因是: (1)凝汽器汽侧水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。 (2)如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在真空泵上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将造成真空泵过负荷。 造成凝汽器满水的可能原因如下: (1)凝结水泵故障。 (2)凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。 (3)备用凝结水泵的进、出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器内。 (4)正常运行中凝结水再循环门误动。 5、凝汽器铜管结垢或腐蚀 当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器铜管结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器铜管是否结垢，应与洁净时的运行数据比较。凝汽器铜管结垢的主要 原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。 襄樊发电有限公司循环水取自汉江，虽然经过两道滤网，仍有杂物和泥沙进入凝汽器，造成凝汽器铜管脏污和结垢。铜管的污垢一方面是由循环水中的盐分在一定条件下产生的盐垢，其特点是非常坚硬;另一方面是冷却水中的污泥粘附在金属表面，其特点是比较松软。为了保持凝汽器铜管内表面的清洁和水流畅通，目前发电厂最常用的方法就是投运胶球清洗装置。还可以利用中修的机会对凝汽器进行酸洗除垢并镀膜，增加铜管抗腐蚀能力，延长使用寿命。利用机组小修的机会，打开凝汽器的人孔门清除杂物。在机组正常检修的时候，用高压水对凝汽器铜管进行冲洗，排出铜管内的软垢。 6、凝汽器水侧泄漏 凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常见的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的循环水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对凝汽器进行半侧查漏工作，平时利用停机的机会对凝汽器进行灌水查漏，对于查找出来的问题铜管如果条件允许，立即进行更换，如果时间比较紧张，也可以考虑采取临时封堵的办法。 7、真空系统不严密 真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的气体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量 增多时，表现的主要现象是:汽轮机排汽温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下容易发生漏气的地点，以便查找和消除。 (1)汽轮机排汽缸与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。 (2)汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。 (3)轴加U型管疏水或真空破坏门水封断水。 (4)凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。 (5)真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是真空泵进口管上的空气门盘根不严密等。 第四章 凝汽器真空下降的处理 汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可用焓减小，同时机组出力降低;排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动;凝汽器钢管受热膨胀产生松弛、变形，甚至断裂;若保持负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，将使轴向推力增大以及叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流;同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。 第一节 凝汽器真空降低的查找 1.发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因进行相应处理; 2.当凝汽器真空降至-75KPa时，确认备用真空泵自启，提高凝汽器真空， 如继续降低，应按 真空每下降1kPa,减负荷100MW, 当凝汽器真空降至-65kPa，负荷应减至零; 3. 当凝汽器真空降至-50kPa，汽机跳闸; 4.凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高情况，开启低压缸喷水电磁阀，控制排汽 温度不超过79?,(空负荷排汽温度?120?); 5.因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水阀; 6.因循环水中断或水量不足引起的真空下降，应立即启动备用循环水泵，如循环水全部中断， 应立即打闸停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50?左右时， 再向凝汽器通循环水; 7.因轴封漏空气引起的真空下降，应调整轴封汽母管压力至正常值。如溢流调节阀失控，应 关小调节阀前隔绝阀。如轴封压力调节阀失控，应开启轴封压力调节阀旁路。如轴封汽温 低，应开启疏水阀，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换辅助蒸汽供轴封用汽由冷 再蒸汽供轴封用汽; 8.因凝汽器满水引起的真空下降，则应关闭凝汽器所有补水，在目前还没有投入凝泵出口至 凝补水箱再循环调节的情况下，必要时开启5号低加出口开车放水; 9.检查真空泵入口电磁阀应开启，分离器水位应正常，若因真空泵运行不正常影响真空，则 应启动备用真空泵运行，停运故障泵，并关闭入口电磁阀; 10.因凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降: 1).对真空系统的设备进行查漏和堵漏。如轴封加热器?型管水封不正常，应注水;真空 破坏门不严密，应关严并注水;真空系统有关阀门(仪表排污门、水位计排放门.等 误开，应立即关闭); 2).对11、12小汽机排汽侧进行检查。如适当开大小机轴封用汽手动门，若因排汽侧 真空低影响凝汽器真空，应将机组负荷降至额定负荷的80%，启动电动给水泵， 停运并隔绝11或12小机进行堵漏 第二节 凝汽器真空下降的预防措施 真空系统十分庞大，而且与真空有关的设备系统分散复杂，真空下降事故至今仍在汽轮机事故中占相当大的比重，需要时刻做好真空下降的预防工作。 (1)加强对循环水供水设备的维护工作，确保设备的正常运行。 (2)轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，并加强对凝汽器水位和轴封供汽压力的监视。 (3)对凝汽器的汽水、水封设备的运行加强监视分析，防止水封设备损坏或水封失水漏空气。 (4)汽水系统化学补充水水箱水位要正常，如果补充水的温度低，可以吸收更多的排汽热量，从而降低凝汽器温度。 (5)坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，监视真空系统严密程度。若结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏。 (6)低真空保护装置应投入运行，整定值应符合设计要求，不得任意改变报警、跳机的整定值。 (7)在运行中若凝结水水质不合格，但硬度又不高，可能是由于管板胀口不严有轻微的泄漏所致。可以考虑的应急做法是在循环水泵吸入口水中加适量的锯木屑。木屑进入水室中，在泄漏处受到真空的作用会将“针孔”堵塞，可使水硬度维持在合格范围内。 (8)可以考虑加装凝汽器铜管杀菌灭藻装置，防止微生物在铜管内壁蔓延。 (9)提高凝汽器胶球清洗装置的投入率。 (10)可以考虑定期进行凝汽器铜管硫酸亚铁补膜工作。 (11)每次停机后都对凝汽器进行灌水查漏，同时应对运行中处于真空系统的水位计、低加系统等进行仔细检查，以消除漏气点。 (12)加强对真空抽气系统的监视，如果真空泵工作效率降低或故障，即使真空系统严密，由于真空泵不能有效的抽吸凝汽器中的空气，也将使传热系统减小。 (13)加强运行管理，对下列各参数定时记录，以便分析比较:凝汽器的真空，排汽温度，凝结水的水质、温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器热井水位，循环水泵电流值等。 第三节解决问题的方法和措施 运行中凝汽器真空下降的原因有很多，上面已经作了分析，针对上述运行中凝汽器真空下降的因素，提出以下措施或解决方法: 1 针对机组负荷的影响 显而易见如果凝汽器真空降低到一定的极限，则应降低机组负荷，以维持凝汽器的最低真空。 2 针对凝汽器漏入空气量的影响 通过上面的分析可知，凝汽器漏入空气的点、面很多，只要查到漏入点，将漏入点堵死，问题就可解决。 3 针对高、低压加热器疏水的影响 高、低压加热器疏水问题主要靠水位基地调节仪的可靠动作来解决。在设备运行中，主要通过加强就地巡回检查高、低压加热器水位、精心监视高、低压加热器的压力、温度、疏水温度、加热器端差、水位等参数，及时发现异常情况，联系维护人员加以解决。 4 针对各高压蒸汽疏水的影响 加强对各高压蒸汽疏水控制系统的监视与维护，保证各高压蒸汽疏水动作正确性;在保证机组安全、没有十分必要的情况下，及时关闭高压疏水，以免高压蒸汽对阀芯长时间冲刷。一旦出现高压蒸汽疏水关闭不严密的情况，应关闭其前手动隔离门，如出现机组跳闸等需要打开疏水的情况，则立即到就地打开根据需要前手动隔离门。 5 针对循环水流量及温度的影响 循环水温度受气候、天气的影响很大，这是我们无法改变的。但是，我们可以通过改变冷水塔、循环水泵的运行方式加以弥补。如在夏天，我们可以通过加开循环水泵，增大循环水流量来弥补循环水温度高的影响，用冷水塔全塔配水，来增大散热面积，降低循环水温度。在冬天，凝汽器真空很高的情况下，减少运行循环水泵台数，节约厂用电。用冷水塔外区配水，减小散热面积，以提高循环水温度;或者用打开冷水塔旁路门，调节循环水温度。在循环水泵事故跳闸的情况下，循环水流量急剧下降，凝汽器真空也会急剧下降，这种情况，应立即确认泵出口蝶阀关闭，否则，立即就地手动关闭，同时，立即启动备用循环水泵、备用凝汽器真空泵，通过机组RB自动快速减负荷，否则，手动跳闸磨煤机，关小汽轮机调速汽门，快速减低机组负荷，以维持凝汽器真空在机组保护跳闸值以上。 6 针对凝汽器真空泵出力的影响 根据对凝汽器真空泵出力的影响分析，一旦真空泵出力下降，则应检查真空泵分离箱的水位是否正常，否则，通过对分离箱补水或放水，是分离箱水位维持 在正常范围内。如真空泵分离箱温度过高，则应增大其冷却水流量，降低冷却水温度，使分离箱温度维持在正常范围内。在夏季如果冷却器有工业水供应，可开启工业水进行冷却，提高真空泵出力。 7 针对低压轴封压力的影响 通过对轴封压力的影响分析，可以看出，轴封压力应维持在一定水平上，如轴封压力过低，可以通过开大轴封汽源(一般有冷再供汽、辅汽供汽、主蒸汽供汽等)，提高轴封压力。正常运行中，一般靠高压轴封漏汽供至低压轴封，上述三种汽源只起辅助备用。但是，一旦机组跳闸，高压轴封漏汽、冷再供汽、主蒸汽供汽汽源将会失去，需要立即就地打开辅汽供轴封用汽，以保证轴封压力。 8 针对凝汽器水位及凝汽器铜管冷却效果的影响 凝汽器水位的调整主要通过凝汽器补水来调节，如果凝汽器补水来调节阀故障，则应通过其调节阀的旁路阀手动调节。水位过高，关闭补水，水位过低，开大补水，保证凝汽器水位维持在正常水位。 凝汽器铜管冷却效果差一般采用投用凝汽器胶球清洗，用胶球将凝汽器循环水铜管内的污垢带走。铜管污垢严重的话可以通过凝汽器反冲洗清除铜管内的污垢，这种情况一般在机组负荷较低的情况下，将凝汽器循环水侧半边隔离，利用循环水反向流动冲刷，清除凝汽器铜管内的污垢。具体步骤如下: A.凝汽器半侧清洗: (1)运行中发现凝汽器水管泄漏或凝汽器水侧污脏时，可单独解列、隔绝一组凝汽器。(2)待停用一组凝汽器胶球装置收球结束，胶球泵停止运行，并将该组胶球清洗程控出系。(3)根据凝汽器真空情况，机组减负荷至60%。(4)关闭停 用侧凝汽器的抽空气门。(5)关闭停用侧凝汽器循环水进水门，注意运行凝汽器水侧压力不 超过0.32MPa，凝汽器真空不低于-86kPa，排汽温度不大于54?。(6)关闭停用侧凝汽器循环水出水门。(7)若二台或三台循环水泵运行时，可停用一台循环水泵。(8)开启停用一组凝汽器水侧放水门及放空气门，注意地沟污水水位和污水泵运行情况应正常。(9)将停止侧循环水进、出水门停电。 B.隔绝注意事项 (1) 停用一组凝汽器循环水压力到零，应缓慢打开该组凝汽器人孔门。(2) 由于凝汽器水管泄漏而隔绝、并停用一组凝汽器时，在打开该组凝汽器放水门和人孔门时，应特别注意凝汽器真空的变化。(3) 在隔绝操作过程中，若发生跌真空，应立即停止操作，增开备用真空泵，进行恢复处理。 C.凝汽器半侧清洗后的投运操作: (1)检查确认凝汽器工作全部结束，工作人员已撤离，所有工具及垃圾均已取出。(2)关闭人孔门和凝汽器水侧放水门和循环水回水管放水门，并给循环水进、出水门送电。(3)开启凝汽器循环水出水门。(4)逐渐开启凝汽器循环水进水门，直至全开，空气赶尽后，关闭放空气门，注意循环水母管压力，根据需要增开一台循环水泵。(5)凝汽器水侧投入正常后，缓慢开启凝汽器空气门直至全开，监视凝汽器真空变化。(6)汽器真空正常后，可恢复机组负荷。(7)胶球清洗装置的程控入系。 9 针对进入凝汽器的各个水封的影响 进入凝汽器的各个水封必须保持一定的水位，如果水位过低，则开大水封补水，如仍维持不住水封水位，则应将水封暂时隔离，带水封水位稳定后再行投入水封。 结论 总之，影响汽轮机凝汽器真空的因素来自很多方面:设计、安装、制造、运行管理等。例如真空严密性差、轴封系统欠合理、轴封漏汽量多、凝汽器热负荷过高、循环水量不足、冷却水温高等均可使真空难以达到理想的水平。对可能引起汽轮机凝汽器真空度系统故障的因素定时检查，及时发现问题，及时查明原因，采取措施予以解决，确保机组的安全经济运行。 本文对汽轮机真空低经行了全面的分析，了解到凝汽器在现代大型机组中的重要性，以及凝汽器真空对汽轮机组的意义，并且在对真空低原因的分析后得到了使凝汽器真空恶化的原因，的出了一系列防止凝汽器真空降低的方法和措施，使机组达到最经济运行的最佳真空。 汽轮机凝汽器真空度下降原因分析 在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。汽轮机的真空下降会使汽轮机的可用热焓降减少器综合性.凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%,1%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空;是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,直接提高整个汽轮机组的热经济性。 引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水 温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水(或水位升高)、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密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述: 一、 循环水量中断或不足 ? 循环水中断 循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是:真空表指示回零;凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降;冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是:循环水泵或其驱动电机故障;循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低;循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停机。 ? 循环水量不足 循环水量不足的主要特征是:真空逐步下降;循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决: ? 若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。 ? 若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。 ? 循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。 二、循环水温升高 当电厂的循环冷却水为开式水时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机 内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5?，可使凝汽器真空降低1,左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2,-3,，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的。 三、后轴封供汽不足或中断 后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。 四、抽气器或真空泵故障 抽气器工作不正常引起真空下降的特征有:循环水出口水温与排汽温度的差值增大;抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽;凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下: (1) 冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽;降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。 (2) 冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出;冷却器汽 侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。 (3) 冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。 (4) 喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。 发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器或真空泵。 五、凝汽器热负荷过高 由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。 六、凝汽器满水(或水位升高) 凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是: (1) 凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。 (2) 如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。 造成凝汽器满水的可能原因如下: ? 凝结水泵故障。 ? 凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化。 ? 备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器。 ? 正常运行中误将凝结水再循环门开大。 七、凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化 当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。一般情况下，采用酸洗后机组真空会明显改善。 八、凝汽器水侧泄漏 凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。 九、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入 真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是:汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消除。 (1) 轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。 (2) 汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。 (3) 汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。 (4) 自动排气门或真空破坏门水封断水。 (5) 凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或 管道上的计量表连接管有缺陷。 (6) 真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的空气门盘根不严密等。 十、虹吸破坏: 虹吸被破坏时凝汽器进水压力升高，出水压力到零。在相同负荷和进水温度下，凝汽器出水温度升高，排汽温度升高，真空下降。此时应关闭出水门，开启出水侧空气门，观察真空变化，排完空气后调整出水门，真空应回升。(注意:两侧不能同时进行) 如循环水泵启动或转换，管内带有空气，应将凝汽器水侧排空气门开启，排完空气后关闭。如凝汽器水室，出水管等处有不严的现象，应在短时间内消除。 结 论 本文针对高压加热器偏离设计工况运行，给水温度达不到设计值的原因进行的详细分析，其原因是多方面的，要从设计、制造、安装、检修和运行维护以及机组具体工况各方面进行分析和处理，才能保证其达到经济合理的运行状态。本文通过对高加系统的运行状况分析，指出造成高加系统故障停运的原因主要有:高加内部管束泄漏、高加疏水系统泄漏、运行操作失误、高加热工控制系统工作不稳定等原因。并且针对上述原因，提出以下技改措施:高加投入或退出运行时应严格执行操作规程;对疏水系统进行改造，采用“汽液两相流自调节水位控制器”;运行人员要严格控制给水品质，以防水质不良造成腐蚀泄漏，热工自动调节要做好工作，使其能满足各种工况下的水位自动调节要求，保证调节性能良好，提高自动投入率;提高热工仪表保护的可靠性;加强高加停运时的维护检修。通过采取以上处理措施高加投入率会有较大的提高、给水温度达到设计值。提高了机组热效率和机组的安全性。 总之，高压加热器直接影响机组的经济性和安全性，一方面我们要在高加设计、制造、安装等方面进一步提高;另一方面我们要提高运行人员的操作水平。 从而达到提高高加投运率，且使机组能够安全、稳定、经济运行。 本文在设计时由于时间仓促，只是对造成高加运行故障的主要原因进行了详细的分析并且提出了改善措施。但是由于设计者能力有限，难免有一些漏洞，希望各位老师指出错误，我将虚心地接受并加以改进 提高凝汽器真空度的措施 汽轮机凝汽器运行时存在真空度下降，排汽温度和压力升高的问题，因此从人、料、法、环、测几个方面，排除了引起汽轮机真空值低的因素，运用头脑风暴法，从设备上分析引起汽轮机凝汽器真空低的原因。按“5W1H”的原则，制定对策解决汽轮机凝汽器真空度低的问题。经过3个月的运行，汽轮机凝汽器真空平均值由-0.078MPa上升到-0.083MPa，实现了提高汽轮机凝汽器真空度的目标。 凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的重要组成部分之一，它在热力循环中起着冷源作用。凝汽设备主要作用有两个方面:一是在汽轮机排汽口建立并维持高度真空;二是保证蒸汽凝结并供应洁净的凝结水作为锅炉给水。由此可见，作为主要的辅助设备，凝汽器的正常运行对电厂的安全、正常运行起着很大的作用。 降低汽轮机排气的压力和温度，可以提高循环热效率。降低排汽参数的有效办法是将排汽引入凝汽器凝结成水。凝汽器运行的好坏直接影响汽轮机组运行的安全性与经济性。对凝汽器运行的要求主要是能保证达到要求的真空度、减少凝结水过冷度和保证凝结水品质合格。某热电厂(二厂) #6汽轮机组系北京汽轮机厂生产的型号为CC50-8.83/0.98/0.196 单缸、高压、双抽冷凝式、带二次可调 及三段不可调抽汽式汽轮机组，自2011 年1 月以来，该#6 汽轮机凝汽器的真空开始出现恶化，2011年1-3月，6号汽轮机凝汽器真空平均值最大为-0.079MPa，最小为-0.077MPa， 三个月平均真空值为-0.078MPa，小于《运行检修规程》规定的凝汽器真空度平均值不低于-0.082MPa，机组负荷只能带36MW，排汽温度高达45?，真空下降，排汽温度和压力升高，严重威胁机组的安全经济运行。见图1。 1、凝汽器真空下降的危害 (1) 凝汽器真空下降，排汽压力升高，若要维持机组负荷不变，则应增大汽轮机的进汽量，从而引起轴向推力增大以及叶片过负荷。同时可能引起末级叶片过热和不正常的振动。 (2) 凝汽器真空下降，排汽温度相应升高。若排汽温度过高，使排汽缸受热膨胀，与低压缸一体的轴承被抬高，机组中心线偏移，破坏转子中心线的自然垂弧，引起机组强烈振动。 (3) 凝汽器真空下降，排汽温度大幅度升高时，凝汽器铜管因受热膨胀使胀口松动，使冷却水漏入凝汽器侧空间，导致凝结水质恶化。 (4) 真空下降，将使机组出力减少，效率降低。 图1 2011年1-3月6号凝汽器真空值统计图 2、凝汽器真空下降的原因分析 2.1、真空系统严密性差 近代亚临界和超临界参数机组，对锅炉给水品质要求更为严格。尽管凝汽器在装配过程中都要做泵水试验，以保证凝汽器的密封性，但在运行中，空气不可 避免地少量漏入凝汽器的真空系统内。这种泄漏将直接影响机组的安全性和经济性。 在做与真空系统有关的安全措施的过程中，当真空系统阀门关不严密的因素存在时，凝结器真空缓慢下降，造成的原因可能是处于负压区的设备或阀门有空气被拉入凝结器内，使真空缓慢下降。 汽机检修人员检查了机组后汽缸薄膜安全阀，机组负压侧管路法兰、阀门，凝汽器热井疏水门、抽气门等，同时对凝结泵入口门盘根进行了检查，未见泄露。真空严密性较好。 2.2、循环水温度高 新疆地区夏季气候炎热干燥，使循环水温超过机组设计水温，造成机组真空低出力下降。运行人员采取排放热水，冷却塔补生水的方式降温，又受到厂区排污量限制导致循环水降温效果不明显，机组真空下降。 调查发现，在夏季，循环水温度最高可达36 ? ,45 ? ，超过机组设计水温，只有通过开大冷却塔补水来降温，但塔的排放只有溢水管和底部排水口。只有将塔里的水排出，生水才能补进降温。但通过溢水管排水是非常不经济的，它排出的是冷却过的凉水，只有从上塔水排水才是最有效的。锅炉工业回收水出口在#6机凝汽器甲侧出水管道上，在此上塔，也可作为冷却塔补水，温度在28 ? 左右，可以考虑将此水直接补进#6机循环泵入口，给#6机凝汽器降温。 2.3、汽轮机轴封压力不正常 在机组启动过程中，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝结器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节伐故障、轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。 热工检修人员检查了机组负压侧管路阀门、压力表、水位计、压力变送器活结、排污门等，未见泄漏。 2.4、射水抽气系统工作不良 在汽轮机机组运行过程中，由于季节的变化或是其它因素使射水池的水温升高，在抽气器的喷嘴处可能会发生汽化现象，从而使抽气工作失常，凝结器中的不能凝结气体不能及时排出，导致真空下降。造成射水池水温上升的原因可能是夏季环境温度影响，或热力系统内有热源排入射水池内，使水温升高。 运行人员经过检查和切换试验，射水抽气系统基本工作正常。仅是因为夏季射水箱水温较高，加入生水后水温仍然达34 ? ，超过射水抽气器设计用水温度的26 ? ，使射水抽气器效率下降，抽空气能力降低。可以考虑技改射水箱溢水管路，将射水箱溢水引一路至工业排水渠，射水箱水温较高时，可通过此管 路排放热水，射水箱可以多加入生水降低水温，改善射水抽气器工作状态，提高机组真空。 2.5、凝汽器铜管脏污、结垢、堵塞 二厂凝汽器8年未清洗，铜管结垢较多，管材通流面淤泥沉积结垢，致使流通面光洁度变差，使冷却水流经凝结器冷却管道时的流动阻力增大，循环水流速减慢，循环水流量减少，对流换热效果变差。同时#6机循环泵进口暗渠在最末端，一些大的杂物和填料容易冲到此处堵塞凝汽器，影响换热。进入凝汽器的热量多，进入凝汽器的热水、热气管道不严密，导致进入凝汽器的热量多，引起真空下降。 3、凝汽器真空下降改进措施 3.1、对循环水管道进行技改 (1) 在#6机凝汽器甲侧出水(上塔水) 管道与热网排污管道连接处加三通。 (2) 装DN200调节阀门。 (3) 热网排污管道上再增加DN200阀门，隔断去热网管道。 (4) 从锅炉工业回收水流向6号机凝汽器甲侧出水(上塔水) 管道，引入一条? 133mm 管道，流入循环泵进口，作为补充水 (5) 从甲侧循环水出口，另引一条? 219mm管道进入排污井，降低水温。 (6) 循环泵坑排污泵出口管道由DN80改为DN100，阀门由DN50更换为DN65，增加排水量。实施效果确认:改进前，循环水温度最高达45?，改进后，温度降至28?左右，达到了运行规程规定的温度。 3.2、凝汽器铜管清洗，加装反冲洗阀门装置 (1) 用打压机对凝汽器铜管人工清洗。 (2) 在凝汽器甲乙侧进口管段处装DN200阀门，用来对凝汽器反冲洗。 实施效果确认:改进前，凝汽器铜管堵塞严重，致使流通面光洁度变差，改进后，凝汽器铜管流通面积增大。 4、效果检查 通过对凝汽器真空下降的技术改造，凝汽器真空逐渐上升，机组得以正常运行，真空已达到-0.083MPa以上。 5、效益 (1) 经济效益:根据凝汽器真空度提高1%，煤耗降低1.97g/(kWh)。技改后，凝汽器真空由活动前的0.086MPa上升至活动后的0.083MPa，真空度提高了6.4%。 按180 元/t 该机组是50MW机组，每天发电1200000kWh， 共节约煤炭15.1t， 计算，每天节约发电成本2723元。 (2) 社会效益: 技改后， 每天节约煤炭15.1t，换算成标煤是10.78t，每吨标煤可排放二氧化碳2.5t，由此可知，每天可减少二氧化碳排放26.96t。 6、结论 通过对汽轮机凝汽器的真空度降低问题的解决，通过仔细观察分析，并对影响凝汽器真空下降的几个原因进行技改，彻底解决了某厂二厂#6机真空下降的缺陷。使机组得以正常、经济、安全运行。同时为火力发电厂解决类似问题积累经验: (1) 注意监视真空泵密封水温度发现密封水温度接近汽轮机排汽温度时，应及时清理冷却器，尤其是在水质较脏的涨水季节，应增加清洗次数; (2) 在真空泵冷却器密封水冷却水入口加装滤网，防止冷却器堵塞。提高凝汽器真空度，保证机组正常、安全、经济的运行。