凝汽器 - 图文

凝汽器

影响凝汽器真空的因素分析及对策 （见文件夹的pdf文件）

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2010-6-15[11]

汽轮机凝汽器铜管更换需要注意的几个问题 ? 2010-6-13[15]

#1、#2机凝汽器铜管泄漏的处理报告 ? 2010-6-13[0]

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影响凝汽器传热端差的因素及分析 ? 2010-5-28[67]

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300MW机组凝汽器的外加电流阴极保护 ? 2010-5-22[45]

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凝汽器管壁清洗 ? 2010-5-15[59]

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凝结水机组凝汽器系统汽轮机600MW直接空冷机组补水方式探讨 ? 2010-5-12[29]

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汽轮机凝汽器换热管束安装程序 ? 2010-5-5[37]

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汽轮机凝汽器泄漏 ? 2010-5-5[39]

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凝汽器安装总结 ? 2010-2-11[443]

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330MW汽轮机凝汽器的作用及结构 ? 2010-2-11[26]

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一起凝汽器满水引起的设备损坏事故 ? 2009-11-2[343]

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3号机凝汽器铜管腐蚀的研究及防治方法 ? 2009-10-26[16]

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汽轮机凝汽器铜管的腐蚀与保养 ? 2009-10-26[20]

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凝汽器严密性差的主要原因 ? 2009-10-25[126]

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330MW汽轮机凝汽器的作用及结构 ? 2009-10-24[105]

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高压水射流清在洗凝汽器清洗应用 ? 2009-10-18[113]

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火电厂凝汽器化学清洗及成膜导则 ? 2009-10-18[378]

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凝汽器更换铜管应注意的几个问题 ? 2009-10-11[87]

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凝汽器严密性差的主要原因 ? 2009-10-11[98]

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捷制23500MW机组凝汽器胶球系统收球率低的分析及改造 ? 2009-10-11[56]

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阴极保护防蚀技术在火力发电厂凝汽器上的应用及研究 ? 2009-10-11[65]

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起凝汽器满水引起的设备损坏事故 ? 2009-10-11[69]

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热力机组凝汽器阴极保护防蚀技术的研究及应用 ? 2009-10-11[76]

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凝汽器胶球收球率低的原因及预防 ? 2009-10-11[78]

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PLC在600MW机组凝汽器二次滤网中的应用 ? 2009-10-11[60]

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一种提高凝汽器真空的抽汽冷却器 ? 2009-10-11[61]

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汽轮机凝汽器真空低原因分析及应对措施 ? 2009-10-11[307]

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氦质谱技术在660MW机组凝汽器微漏检测中的应用 ? 2009-10-11[62]

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试述补充水送入凝汽器真空除氧的除氧器水位自动调节，有何特点？ ? 2009-10-11[57]

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凝汽器循环水进水电动门损坏原因分析 ? 2009-6-9[58]

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凝汽器真空下降的原因 ? 2009-6-9[92]

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凝汽器更换铜管时的注意事项 ? 2009-6-8[75]

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超声波检漏仪在125MW机组凝汽器钛管查漏上的应用 ? 2009-6-8[87] ?

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影响凝汽器真空的因素分析及对策

20079416255876.pdf

影响凝汽器真空的因素分析及对策 （见文件夹的pdf文件）

汽轮机凝汽器铜管更换需要注意的几个问题

凝汽器长年连续运行，铜管将受到腐蚀，表面结垢，降低传热效果，导致端差增大、真空降低，严重影响机组的经济性。频繁的酸洗或高压水清洗，会使铜管壁因腐蚀或冲刷而减薄。铜管泄漏会破坏凝汽器水侧密封性，循环水的漏入使得凝结水质变坏，随着泄漏加剧，致使给水、炉水及蒸汽的水汽质量恶化，当采取措施后，水质仍不能恢复正常而被迫停机。凝汽器铜管经常发生泄漏，会加速锅炉管道腐蚀、结垢，甚至发生爆管事故。所以铜管泄漏严重时，除堵漏处理外，还应有计划地更换。

华北电网近两年对有关电厂泄漏较为严重或失效的凝汽器铜管进行了更换，我厂1号机凝汽器铜管也进行了更换。1号机是北京重型电机厂生产的单缸100 MW机组，凝汽器更换HSn70-1B铜管后运行一年多，情况较好。安装后灌水试验时检验出4根铜管泄漏，都属于穿透性砂眼缺陷。该4根铜管更换后，消除了泄漏。凝汽器端差由8℃降低到2.5℃，效果显著。投入胶球清洗及二次滤网系统装置后，效果得到了保持。针对我厂更换铜管的经验和教训，作者认为凝汽器更换铜管应注意以下几个问题。 1 铜管选材是基础

凝汽器的铜管要求较高的平均传热系数，较强的抗腐蚀和抗冲刷能力。现各电厂普遍采用HSn70-1B黄铜管和B30白铜管(其中B30白铜管安装在空气收缩区，数量较少)。HSn70-1B黄铜管是在原HSn70-1A黄铜管的基础上添加硼元素，以细化晶粒，提高抗腐蚀性及抗冲刷性。HSn70-1B黄铜冶金时加入硼元素，工艺要求复杂，工艺不当，加入的硼元素会分布不均匀，造成铜管内部局部晶粒过于细化，脆性增加，残余应力加大，易使铜管产生裂纹。由于这种缺陷很难检出，而成为铜管泄漏的隐患。作者认为，只有提高产品的质量，才能保证铜管涡流探伤、机械性能试验、氨熏试验、外形尺寸公差的合格率。

目前，发电厂使用的凝汽器HSn70-1B铜管主要由沈阳、洛阳、上海、西北(甘肃省白银市)、长沙等几个厂家生产。下花园发电厂全部选用甘肃铜管厂生产的西北铜。各厂家生产质量、检验手段差别不大，但泄漏程度不一样，关键在于质量检验管理。为方便管理，建议同一机组铜管品种不宜过多、材质不宜过杂。

2 严格完成安装前质量检验

对铜管进行如下检验和试验工作，以保证铜管的合格率，从源头上控制铜管泄漏事故的发生。 2.1 外形检查

检查每根铜管的外形，管子表面应无裂纹、砂眼、腐蚀、凹陷、毛刺和油垢等缺陷，管内无杂物和堵塞等现象，管子不直应校正。 2.2 检查方法

铜管应具备出厂合格证和物理性能检验及热处理检验证明，应抽查5%的铜管进行水压试验及涡流探伤检验，抽查方法按批量或存放环境确定。我厂采用对铜管整箱对角线抽样法，代表性很强。水压试验压力为0.3～0.5 MPa，水压试验时用小木棒轻轻敲打管子外壁应无泄漏。如果抽查的铜管不合格数达到安装总数的1%，则每根铜管都要进行水压试验。此外，应对铜管抽样进行涡流探伤检验，必要时逐根检验。 2.3 氨熏试验

抽取铜管总数的1／1 000进行氨熏试验，以检验残余应力。对不合格批号的铜管，应全部作消除残余应力处理。 2.4 工艺性能试验

抽取铜管总数的0.5／1 000～1／1 000进行下列工艺性能试验： (1) 压扁试验

切取铜管长度L＝20 mm的试样，压成椭圆状(短径相当于原铜管内径的1／2)，检查试样应无裂纹或其它损坏现象。

(2) 扩张试验

切取铜管长度L＝50 mm试样，用45°的车光锥体打入铜管内径(其内径扩大到原内径的130%)，试样应不出现裂纹。

若上述试验不合格，将对全部铜管进行400～450℃的退火处理。如果条件允许，全部铜管进行水压试验及涡流探伤检验。

2.5 试胀铜管并打水压

抽取较好的铜管，锯成长度为462～464 mm的试样25根或者29根。打磨铜管至出现金属光泽，测量铜管内、外径，测量凝汽器铜管试胀器两端管板的内径，并作好记录，然后进行铜管的试胀工作。不断调节胀管器的输出电流以达到要求值。胀接时铜管的胀接率按以下公式进行计算：

D＝D1－2t(1－α)

式中 D——胀接后铜管内径，mm； D1——管板孔直径，mm； t——铜管壁厚，mm；

α——扩胀系数，4%～6%。

按照以上公式进行计算，直到符合要求，调节胀管器直到试胀铜管胀接率合格，记录胀管器电流数值，在正式胀接时再通过微调控制胀接率大小。对已胀接完的凝汽器铜管进行0.3～0.5 MPa的水压试验(维持5～10 min，压力表指示应无变化)。

2.6 加强途中运输管理

要避免出现铜管在沿途运输中野蛮装卸而无法监督的现象，应由厂家派人押车。

3 提高拆装铜管的工艺

铜管拆除、安装和胀接中的任意环节出现疏忽都会影响整个工程的质量。

3.1 拆除铜管的注意事项

(1) 将凝汽器内的存水排干净，在汽轮机低压缸上安装百分表，以监视低压缸的变形情况。拆除水室，防止凝汽器的壳体变形，用角钢焊接固定。自始至终设专人对低压缸进行监视。

??P-l??l A??{??P热电技术联盟 (2) 采用专用工具拆除全部铜管，注意保护管板不被损坏。用钢丝刷将两端管板孔刷至出现金属光泽，测量管板孔内径并作好记录，同时对管板和隔板孔中心线进行测量。

3.2 安装铜管的要求

(1) 气温保证在5℃以上，无风沙、粉尘。

(2) 安装铜管时轻拿轻放，不得任意碰、踩、踏铜管，严防野蛮安装。 (3) 铜管上的附着物(锈蚀、油污等)应清理干净。

(4) 不得用强力进行铜管的安装，切不能重力锤击铜管。穿管头最好装橡胶引导头，以免铜管损伤。铜管卡涩时，不得强力旋转，更不能野蛮扎入，以免产生毛刺。铜管毛刺严重时应整根更换。 (5) 要安装的铜管必须在当天进行胀接，以保证胀接性能和质量。

3.3 胀接工艺注意事项

(1) 在正式胀接铜管前，应先检查胀管器是否符合要求，如没达到规定要求，应微调胀管器电流，以达到要求，同时应按照铜管总数的1／200进行胀接系数α的检测，并作好记录。胀管器应使用透平油进行润滑，以保证机器可持续性工作。

(2) 胀接完的铜管应及时进行切管工作。胀接好的管子应露出管板1～3 mm，且管端光平无毛刺。胀接完的铜管用雨布覆盖，以免落灰尘、沙土。

(3) 胀口及翻边处应平滑光洁，无裂纹和明显的刀痕。铜管翻边如无厂家规定时，一般在循环水入口端进行15°翻边。

(4) 当凝汽器铜管尺寸不够长时，应更换足够长尺寸的铜管，严禁用加热或其它强力方法伸长铜管。

凝汽器组装完毕，汽侧要进行灌水试验，以检验铜管的胀接质量。灌水高度要充满整个铜管的汽侧空间，并高出顶部铜管100 mm，水位维持24 h，要求管板、铜管无泄漏。对于处在弹簧支座上的凝汽器，灌水试验前要加临时支撑，灌水试验后要及时将水放干净。整个凝汽器铜管拆除和安装过程中，汽轮机本体上所安装的监视表计不得磕碰和移动等，并有专人监管。

凝汽器在整个安装过程中，应有防止杂物落入汽侧的设施，最后封闭凝汽器前，应检查汽侧空间和铜管管束间不得有任何杂物，顶部铜管应无外伤痕迹。

凝汽器长期运行，存在管板、管口腐蚀泄漏问题，造成极大经济损失。凝汽器更换铜管后可涂防腐胶进行保护，以防止管口腐蚀泄漏，这样做既可保证安全运行，又可延长管材使用寿命，减小换管造成的损失。目前广泛使用的西安协力水处理研究所研制的KHS-1聚酯聚硫耐磨增韧防腐胶，现场使用效果比较好。

总之，一台100 MW机组更换凝汽器铜管，费用在300万元以上，一次性投资大。一旦铜管泄漏，机组非计划停运，将造成严重损失。在更换凝汽器铜管时，一定要加强组织措施、技术措施，以铜管比玻璃管、生鸡蛋还娇脆的观点，细化施工工艺措施，搞好凝汽器铜管更换工作。

#1、#2机凝汽器铜管泄漏的处理报告

为了分析研究去年秋天#2凝汽器铜管时常泄漏的原因和处理方式，我们走访了**省电力试验研究所和**热电厂、并进行了其它咨询，查阅了有关资料，现将有关意见简单综述如下： 一、铜管频繁泄漏的原因

咨询凝汽器的制造商****公司，对方称：该生产序号的凝汽器，共使用长6050毫米、?20*1的HSn70-1 锡青铜管2680根。我们查国家标准《火力发电厂金属材料选用导则》（DL/T715-2000），标准对HSn70-1 锡青铜管的评价是“┉。在大气和淡水中有较高的耐腐蚀性，但在管子表面有沉积物或碳膜时易发生点蚀。┉”，“使用在氯离子<150mg/L的冷却水中”。

据此我们认为垢下腐蚀（或称隙蚀）或硫化物腐蚀的嫌疑最大，理由是，取下的一根铜管，内壁有的部位相当均匀地粘附了一层硬垢，无法用刷子清除，垢厚0.05 — 0.1毫米。漏孔位于有硬垢的区域，

孔近似于圆形，边界清楚，不象是机械破坏和材料缺陷造成的，类似于污垢沉积物产生的电化学腐蚀引起的。依据[参考文献1、3]，氯化物和硫化物在这类隙蚀中起关键作用，去年秋天，雨水异常稀少，岩河被自来水公司大量取用，导致海水渗入，氯化物含量明显升高，且有一些污水进入岩河，因没有雨水中和，硫化物含量上升。而从12月份开始，雨水增多，旱情解除，岩河水质好转，从去年12月一直到今年2月份，#1、#2机凝汽器铜管一直没漏过。

按**省电力试验研究所化学室的意见，最好能多取下几根有漏孔的铜管，进行分析，才能可靠地找出有普遍意义的泄漏原因。 二、如何解决这类问题

1、 清除铜管内壁沉结的硬垢

硬垢的导热系数只有铜的0.5%，所以沉积面积和厚度严重到一定程度，肯定会明显降低凝汽器的热交换能力，使排汽温度升高，排汽真空下降，导致汽机热效率下降。如何处理这种情况？我们为此咨询了两家建厂历史比我们悠久的热电厂。 **热电：

按该厂汽机技术员的说法，该厂每隔二、三年对凝汽器酸洗一次，排汽温度有明显的降低，所以热效率肯定有了提高。清洗工作因专业性很强，所以先后有三家专业清洗公司负责，但其中有一家的工作没做好，将铜管洗破了，其它两家做得比较满意。 **热电：

按总工的说法，建厂后酸洗过两次，因为酸洗前后的运行工况很难完全复原对比，所以热效率是否提高看不出来。但每次酸洗时，能清除很多硬垢，所以汽机热效率按逻辑推理应该是提高了。

我们公司#1、#2机组的凝汽器已运行接近8年，参照以上两家同行的情况和做法，也应考虑在今年夏天到来之前，进行酸洗，使炎热夏天的汽机热效率明显好转。 工作程序的建议：

#1、#2机有停机机会时，打开人孔，多检查几根铜管的内壁，观察硬垢情况，必要时锯下几根 → 公司内部商讨是否需要酸洗 → 如决定酸洗，寻找合适的公司 → 清洗公司拟出简易方案，我方审查通过，签订合同 → 详细的酸洗方案制定，本公司和清洗公司完成准备工作 → 完成酸洗工作 → 机组恢复正常

风险和其它代价：1）专业水平很高的企业，也有可能洗破铜管； 2）酸洗费用；

3）停机数天的少发电损失；

针对第1、3问题，**热电正首次采用一种不停机的新方法进行酸洗，但持续时间需要数月，效果还不太确定，费用更高。

2、对循环水采用静电水处理方法防垢和溶垢

按[参考文献5]的说法，似乎是最佳方法，但一次性投资费用比较高一些，且我们附近的同行，还没听说有哪家已采用。因为使用者太少，所以真实效果如何，本报告无法下结论。 3、高温季节，如遇到旱情，循环水杀菌可以采用不会产生氯离子的产品

去年秋季旱情严重时，我们继续使用次氯酸钠在循环水中杀菌，好处是杀菌药售价低廉，但使用时会增加循环水中的氯离子浓度，导致铜管泄漏频率上升。今后如果遇到旱情，如果岩河水的氯离子和硫化物浓度明显上升，建议暂时改用不会产生氯离子的产品。当然购药成本大增，但铜管泄漏频率下降，从提高锅炉运行安全性和汽机连续稳定运行时间的角度评价，应该还是值得的。 4、留心注意同行业对不锈钢管的使用情况和效果

随着**区域经济的发展、城区人口增加，岩河水质可能越来越差，严重到一定程度，就必须考虑在凝汽器改用不锈钢管[参考文献3]。听说**热电因河水被上游的造纸厂污染，导致凝汽器铜管腐蚀速度加快，已将一台凝汽器改用螺旋式不锈钢管，效果还不错。

起草：总师办

****年**月**日

参考文献

[1] 凝汽器和低压加热器换热管采用不锈钢材质的趋势 汽轮机机技术 2003年8月 [2] 国家标准《火力发电厂金属材料选用导则》（DL/T715-2000） [3] 不锈钢管在我国凝汽器中应用展望 汽轮机机技术 2002年10月 [4] 胜利发电厂国产200MW机组凝汽器改造 中国电力 2000年8月

[5] 凝汽器结垢对其性能影响和解决结垢问题的新措施 汽轮机机技术 2002年2月

[6] 凝汽器铜管腐蚀研究（1）---水质稳定剂和新铜管内壁表面膜的影响 中国电力 2000年5月 [7] 凝汽器铜管腐蚀研究（2）---水质对HSn70-1A和BFe30-1-1铜管的影响 中国电力2000年6月

影响凝汽器传热端差的因素及分析

摘 要 介绍了影响凝汽器排汽温度各因素之间的关系，找出了机组日常运行中影响排汽温度的主要因素是凝汽器传热端差，同时对降低凝汽器传热端差的各项措施进行了详细的分析。 关键词 凝汽器；排汽温度；循环水入口温度；循环水温升；传热端差；传热系数

Analysis of Influence Factors for Heat-transfer Temperature Difference of Condensor Abstract: Discussing the relation between the factors which influence the exhaust temperature of condensor, find out the heat-transfer temperature difference of condensor is the main factor. Analysis the various steps for reducing the heat-transfer temperature difference of condensor.

Key Words:Condensor;Exhaust Temperature; Inlet Temperature of Circulating Water;

Temperature Rise of Circulating Water; Heat-transfer Temperature Difference; Heat-transfer Coefficient 1 前言

在热力发电厂中，凝汽器设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，它的作用之一是在汽轮机排汽口形成高度真空，降低汽轮机排汽温度和排汽压力。因为排汽温度越低，排汽压力也越低，机组真空就越好，机组效率就越高。由此可见汽轮机排汽温度的高低，对汽轮机效率影响非常严重。而排汽温度的高低决定于凝汽器的工作状况，因此，凝汽器工作的好坏就直接影响汽轮机的工作效率。 2 理论分析

由于凝汽器中的蒸汽压力与其饱和温度是一一对应的，由文献[1]可知它们之间的关系是：

3 影响凝汽器传热端差的因素

4 降低凝汽器传热端差的措施 4.1及时投运胶球清洗装置

凝汽器冷却水管表面脏污、结垢，减弱了传热效果，降低了传热系数，从而使端差增大，排汽温度增大，机组真空降低，为了保持凝汽器冷却水管内表面的清洁和水流畅通，目前电厂最常用的方法就是利用胶球清洗装置，通过胶球清洗装置的投运，凝汽器端差一般均能稳定保持在4～8℃范围内。但目前影响电厂胶球清洗装置的主要问题是收球率低，因此建议：①对收球管进行改造，减少弯头，降低管路阻力，使收球系统循环畅通；有条件的还可降低胶球泵位置，以增加胶球泵入口压头，提高收球率。②保持活动收球网表面的光滑清洁，防止由于收球网表面有毛刺使胶球粘在收球网表面，降低收球率。③保持循环水清洁，防止杂物堵塞铜管，或聚集在收球网口影响胶球系统收球。 4.2提高真空系统严密性

纯净蒸汽的放热系数达63000kJ/(m22h2k)，凝汽器中有少量空气时为28000 kJ/(m22h2k)[2]，若由于真空系统不严，漏入大量空气，将导致总的传热系数大大降低，从而严重影响传热端差。为了提高机组真空系统严密性，应在每次大小修时均对凝汽器及真空系统灌水查漏，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；在机组变负荷或低负荷运行时，及时调整汽封供汽压力，防止空气通过汽轮机低压缸汽封漏入；加强真空抽气系统的运行，如果抽气器工作效率降低或故障，即使真空系统严密，由于抽气器不能有效的抽吸凝汽器中的空气，也将使传热系统减小；加强真空系统严密性试验定期工作的执行，一旦发现真空系统不严，要及消除漏点。提高真空系统的严密性，还有减小凝结水过冷度的现实意义，一旦运行中过冷度增大，机组的回热经济性将降低。 4.3降低凝汽器单位蒸汽负荷

端差随着负荷的增大而升高，并且在循环水量、总传热系数等于常数的条件下，端差同凝汽器负荷成正比例关系[7]。为了减小凝汽器负荷和端差，应该注意以下几点：高低压加热器空气串联门开度要适宜，防止加热器抽汽通过空气串联管大量漏入凝汽器；对凡进入高低压疏水扩容器的疏水门，要经常检查，防止内漏；保持低加水位，防止低加无水位运行，造成低加抽汽通过疏水管进入凝汽器；凡是开停机或低负荷开启的疏水门，在机组正常后要及时关闭。通过以上措施，可有效减少或防止漏入凝汽器内的高温高压疏水或蒸汽，从而降低凝汽器热负荷，减小传热端差。 4.4加强汽水品质的管理

污垢的导热系数很小，仅为冷却管的1/50~1/30，因此无论是冷却管外侧（蒸汽侧）或内侧（循环水侧）出现污垢，均会导致凝汽器总的传热系数大大降低，凝汽器端差升高，机组真空下降。因此，要加强蒸汽品质管理，防止蒸汽带盐，导致凝汽器蒸汽侧冷却管结垢。另外，要特别加强循环水水质的监测，因为根据凝汽器运行的特点，冷却管水侧结垢是导致凝汽器总的传热系数降低的主要原因。因此除了根据化学监督的要求，要加强循环水水质的处理和冷却塔的排污外，还可利用文献[8]指出的方法，通过计算凝汽器清洗率来判断结垢的情况，对运行机组采取半面隔离人工机械清理的方法，保持凝汽器冷却管的清洁。 5 结论

（1）在影响凝汽器排汽温度的三个因素中，传热端差对的影响最大，是凝汽器传热效果的直接反映，其次才是循环水温升，因而，只有传热端差才能从根本上反映出凝汽器运行工况的好坏。

（2）在生产现场降低凝汽器排汽温度时，首先从降低传热端差入手，其次在考虑其它因素，但需要注意的是凝汽器是一个复杂的热力设备，影响凝汽器排汽温度的各个因素之间是相互影响的，因此在现场分析时一定要把各因素联系起来整体考虑。

（3）无论是降低凝汽器传热端差或循环水温升，实质上在生产现场采取的各种措施均是用来提高凝汽器传热系数的。

参 考 文 献

[1]王伟,孙奉仲,等.基于现场数据确定凝器汽真空偏低治理方案的判据及分析[J].汽轮机技术,2006,48(3):190~192.

[2]沈士一,庄贺庆,等.汽轮机原理[M].北京:水利水电出版社,1995.

[3]盛焕程,刘树松.循环水泵双泵运行最佳时机[J].热力发电,2003,32(9):57~59. [4]朱新华,江运汉,等.电厂汽轮机[M].北京:水利水电出版社,1996.

[5]周兰欣,林湖,等.凝汽器传热端差的计算与分析[J].华东电力,2003,(11):16~18.

[6]朱锐,种道彤,等.冷却水流量对凝汽器性能影响的试验研究[J].热力发电,2006,35(4):10~13. [7]徐奇焕.凝汽器传热端差分析及降低端差的途径[J].汽轮机技术,1997,39(3):174~177. [8]李勇,曹祖庆.凝汽器清洁率的概念及测试方法[J].汽轮机技术,1995,37(2):73~76. 作者：cheng

300MW机组凝汽器的外加电流阴极保护

胡学文、黄杰、许崇武、阙亚卫(1.武汉大学, 430072;2.望亭发电厂215155)

摘 要:针对望亭发电厂的水质及凝汽器结构,对凝汽器的防腐采用了外加电流阴极保护技 术,并阐述了该工艺的设计、施工及调试。 关键词:阴极保护;外加电流;凝汽器

电化学保护技术是基于改变金属在腐蚀性介质中的腐蚀电位来减轻腐蚀程度,延长使用寿命的一种方法。这种保护技术分为阳极保护和阴极保护。前者的基本原理是通过升高金属在介质中的电位,使其表面形成一层耐蚀性良好的钝化膜从而延长金属材料的使用寿命。这种保护技术应用的前提是金属在介质中阳极极化曲线具有钝化区。在以水为冷却介质的循环冷却水系统中,凝汽器金属本身不易钝化,因此阳极极化技术不能应用于凝汽器防蚀。 阴极保护技术的应用范围要广得多。

该技术的基本原理是通过向被保护的金属提供阴极电流来降低金属在介质中的腐蚀电位,使其局部阳极电流减小,当金属电极电位负移到该金属阳极反应平衡电位时,局部阳极过程就完全被抑制,即金属腐蚀停止。根据提供阴极电流途径的不同,阴极保护技术又分为外加电流式阴极保护和牺牲阳极式阴极保护。

以淡水为冷却介质的凝汽器中,由于牺牲阳极提供的保护电流有限,且不能根据介质运行工况进行调整,保护范围较小,因此这种保护方式只能用于冷却水电阻率低的小型机组凝汽器上。外加电流式阴极保护可以提供充足的保护电流,保护范围大,并可根据运行工况变化进行适当调整,保护电位可自动控制。这种保护技术对于抑制凝汽器管板腐蚀、铜管脱锌、点蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀、砂蚀等均可在短期内见效。

1 外加电流电化学保护系统的方案设计

望亭发电厂地处苏州市西部,凝汽器冷却水为望虞河水。由于水质受到污染,腐蚀性较强,表1列出了凝汽器冷却水的水质情况。14号机组凝汽器为单进单出双流程结构,分左右两个独立部分。铜管为20mm31mm311450mm,共21552根。非空区材质为HSn-70-1A,空气区为B30,管板水室材质为A3钢。前水室尺寸为3214mm3(1200-2260)mm35632mm,后水室尺寸为3214mm31770mm35081mm。根据以往记录的数据以及打开凝汽器进行金属表面检查发现,凝汽器管板局部腐蚀严重,管板局部最大腐蚀深度达到10mm。管板及铜管内壁涂料在不到一个使用周期即出现了红锈。

实践证明,由于涂料性能以及施工工艺不佳,凝汽器管板仅用涂料进行防蚀保护很容易在金属表面形成大阴极小阳极腐蚀电池。这类腐蚀在所有腐蚀形态中最危险,因为它将加速阳极部位的腐蚀。为此对14号机组凝汽器采用了外加电流电化学保护与耐蚀涂层联合防蚀的保护方案。 1.1 辅助阳极的设计

辅助阳极采用贵金属铂铌阳极。它属于不溶性阳极,可保证长期使用,具有排流量大,电流发射均匀、覆盖面积大、消耗量低、可靠性高、重量轻、安装方便、机械性能和稳定性能好等特点。

根据被保护金属的总表面积S以及电化学保护所施加的电流密度i计算出被保护金属所需总电流I(I=i3S)。

根据每支辅助阳极的工作排流量IA计算所需阳极的数量n(n=I/IA)。 由于凝汽器内部结构复杂,有大量的金属支架及导流板。同时考虑机组正常运行时凝汽器内部水动力特性的影响以及阳极的机械及加工性能等因素,凝汽器电化学保护系统设计了PNR型及PNL型两种形式的辅助阳极。

根据计算及实际经验,将辅助阳极分别安装于前、后水室4路电化学保护回路中。 1.2 参比电极的设计

望亭电厂的冷却水为淡水,氯离子含量较海水冷却介质低得多,同时考虑参比电极的使用性能,决定选用锌作为参比电极材料,分别安装于前后水室4路电化学保护回路中。 1.3 恒电位仪选型

恒电位仪是外加电流电化学保护系统中的重要部分,它向被保护系统提供电流,同时还可自动控制被保护金属的保护电位。恒电位仪的设计参数主要有输出电流及输出电压。输出电流设计的参考指标为被保护系统所需总的保护电流,输出电压则是根据被保护系统所需总的保护电流以及系统的接水电阻等进行计算得到。

电化学保护系统运行的重要指标是被保护金属的保护电位。但是由于介质电阻的存在,在进行电位

测定时通常存在很大IR电压降,从而使测定值低于被保护金属真实的保护电位,因此在电位测定时应该加以消除,这就要求恒电位仪具有断电测量的功能。

根据上述恒电位仪设计的诸要素,决定选用原武汉水利电力大学和中国科学院联合研制开发的、具有断电功能的SPS-990A型自动控制恒电位仪。该仪器可连续工作,且其调节旋钮内置于机箱,可防止误动。该恒电位仪已广泛应用于电化学保护工程中。 1.4 运行参数指标

根据腐蚀电化学理论、阴极保护理论及阴极保护实际运行经验,凝汽器电化学保护投入运行后,极化电位应控制在低于初始电位200mV以上。

1.5 涂料水室内壁四周耐蚀涂料选用舰艇涂装用H52型耐蚀涂料。

该涂料具良好粘结性能、防冲刷性能和耐腐蚀性能,且对被涂金属表面除锈要求较低,施工方便。 2 外加电流保护系统的安装及调试

外加电流电化学保护与涂料联合防蚀工程主要包括凝汽器水室及铜管内壁涂料施工;安装电化学保护系统的辅助阳极、参比电极以及恒电位仪的就位和电化学保护系统的电气安装和接线。

施工中应该注意以下几点:

(1) 为保证涂料的耐久性,要求对被保护的凝汽器水室内壁金属表面的铁锈去除干净,露出基材。 (2) 安装辅助阳极时,应注意其密封性,安装完毕后,工作人员应避免碰撞阳极,以免损坏。 (3) 系统接线时,由于辅助阳极、阴极、参比电极数量及系统的电缆数量较多,应避免误接。

外加电流电化学保护系统安装完毕,待机组正常稳定运行后,就可对保护系统进行调试。调试前,先检查系统的电气接线,然后按照恒电位仪的使用说明书仔细操作。调试结果见表3～6。经过过一段时间调试后,各恒电位仪所保护的凝汽器保护电位达到了预定范围,被保护系统的保护电位达到设计范围,系统投入稳定运行。

凝汽器管壁清洗

一、凝汽器传热热阻组成及影响分析：

1、凝汽器是汽轮机的主要辅机之一，其状态的优劣直接影响汽轮机的热耗率，所以在部颁检修标准中被列为了大、小修的常规检修项目。对于已投产运行的机组，是通过大、小修恢复机组效率的主要项目之一，尤其是机组小修对效率有提高的只有通过清洗凝汽器方可达到。

2、凝汽器内保持较高的传热效率是提高真空，达到节能降耗，提高机组运行经济性的重要办法，在忽略辐射传热的情况下，表面式凝汽器的总传热热阻有水侧对流换热热阻，管壁的纯导热热阻和汽侧的对流换热热阻三部分组成。

1

1πd0lα2 1 πdlα1

R总 = + ln +

式中： L——管道长度 λ——管壁的导热系数 d、d0——管壁内外直径

α1、α2——水侧和汽侧的对流换热系数

由于冷却水（开式或闭式）都直接与外界环境接触。所以加热阻第二

项 ln 主要有两个方面的因素影响。

第一、水垢因素。由于无论是地面或地下水都会有一定硬度，换热过程中盐份析出，产生水垢附着在管壁的水侧表面形成我们称之为水垢热阻。采用闭式循环系统的，凝汽器以水垢热阻为主，开式循环系统较轻。

第二、微生物因素。水中含有的微生物在凝汽器的管壁上滋生繁衍并夹杂着污泥造成微生物污染。由于凝汽器管壁温度运行时一般在30－40℃之间，这是各种微生物繁衍的最佳温度，开式循环水系统以微生物热阻为主。

金属、污垢层导热系统如下表：

表一、金属、污垢层导热系数 项 目 碳钢 黄铜 钛合金 一般水垢 油脂膜 一般微生物污染层 空气 导热系数kcal/m.h.℃ 40-50 55-65 50-55 0.5-1.0 0.1 0.05 0.04 由上表可见垢层的热阻是黄铜的130倍，即使是很薄的污垢如0.1mm，对传热的影响也是巨大的。 二、凝汽器的清洗范围：

1、新建机组的凝汽器黄铜管宜进行投产前的清洗成膜，其范围包括凝汽器管的水侧和水室。其程序为除油和成膜处理。如果检查铜管内表面有残碳膜，则在成膜处理前可进行除残碳膜清洗处理。

2、当运行机组凝汽器端差超过运行规定时，应安排抽管取样检查外壁有无腐蚀，内部隔板部位铜管的磨损减薄，内壁结垢、黏泥和腐蚀的程度。局部腐蚀泄漏或大面积均匀减薄量达1/3以上厚度时，应先换管再清洗，垢厚不小于0.5mm或污垢导致端差大于8℃时应进行清洗。 3、黄铜管清洗后应进行直接成膜。成膜工艺应根据电厂的实际情况选择。 4、凝汽器中如有部分B30管及不锈钢管清洗后可参与黄铜管成膜。

5、凝汽器中全部是 B30管或不锈钢管或循环水为负硬水，可以在化学清洗后不成膜直接投运，依靠水中溶氧自然钝化。

三、凝汽器各种清洗方法的比较分析

针对上述污染因素，机组在运行中对于不同的循环系统采用的防止污染的方法是： 1、加氯或次氯酸钠，目的是杀死微生物。 2、定期的进行胶球清洗。 A、化学清洗方法（酸洗）

在闭式循环系统中形成的硅酸盐和碳酸盐等较硬的水垢使用本方法。它的特点是清洗彻底，但清洗时要进行系统隔离，要进行预膜处理，残存在管板胀口处的酸易对管口造成腐蚀损坏，而且此方法费用相当高。

1、化学清洗及成膜工艺过程 1)准备工作 ：

a）凝汽器汽侧用除盐水灌水查漏前应先将凝汽器两端的管板吹干，在检查时入发现冷凝管及管口胀接处有泄漏，应及时作出明显标记，然后采取措施予以消除，并确认严密无泄漏方可进行下一道工序。

b）清洗前应根据冷凝管的材质在空抽区和高温区等不同部位各抽一根管检查，了解垢型、垢量及垢下腐蚀情况，确定清洗方案。

c）清洗前的小型模拟试验的清洗液在配置时应考虑清洗水容积和表面积的实际比率、垢量及金属铁离子增大等影响因素。

d）冷凝管口内如有沉积淤泥或堵塞，应先进行人工冲通并冲洗干净，在进行酸洗。人工不能冲通时应进行更换或堵死。

e）废液处理的设施应安装完毕，并能有效地处理废液。 2)碱洗及水冲洗（必要时）：

当换热管内含有油污、微生物、硫酸钙垢等成分时，应选择合适的配方进行碱洗。碱洗后应进行水冲洗，要求采用循环冲洗方式冲洗，冲洗终点出水PH值大于9.0。 3)酸洗：

酸洗时酸液的最低温度不得在10℃以下，在冷凝管单管中的流速为0.1.m/s-0.25m/s,酸洗后水冲洗的流速宜大于酸洗流速。 4)成膜：

a）胶球擦洗：酸洗冲洗后及时进行胶球擦洗（必要时），胶球擦洗一般采用人工方法，用无油压缩空气或水逐根向凝汽器管内通胶球，每管不小于2个胶球。通胶球结束后，清除水室内沉积的污泥。 b）预处理：在循环中加入预处理剂，循环预处理时间根据小型试验结果确定。 c）成膜：选择最适宜的成膜方式（FeSO4 成膜、MBT成膜、BTAa成膜）

d）通风干燥：成膜至预定时间后结合监视管的成膜情况确定成膜结束时间，排空成膜液。打开人孔通风干燥

B、高压水清洗方法

高压水射流清洗技术是通过射流对物体表面的撞击、气蚀、磨削及楔劈作用来达到清除污垢的目的。 特点：无污染，清洗彻底全面;无损伤，疏通堵塞管束。 缺点：对于很硬的硅酸盐和碳酸盐类硬垢清洗不够彻底。 详情请见（高压水清洗技术简介）。

四、清洗凝汽器的技术指标及节能效益分析 技术指标:

1）、通光率100％

2）、管束内壁表面清洁无任何污垢

3）、凝汽器端差：小于7-8℃（凝汽器的过冷却度在小于1℃范围内时） 节能效益分析:

凝汽器端差降低的节能效益是体现在同等环境冷源的温度下有效焓降增加，而提高汽轮机的装置效率在焓－熵图上表示如下： P1 i

i

s t0

Pc

P′c

aj

当凝汽器端差减小，排汽压力由原来的Pc下降到P′c，增加的有效焓降 △i=i′c-ic

一般纯凝汽式汽轮机组的排汽压力都在0.03－0.07kg/cm2的范围内选 所以我们通过计算得到凝汽器端差与机组发电煤耗变化值关系列表如下：

表二、凝汽器端差耗差分析结果 50MW 100MW 125MW 200MW 300MW 机组 类别 单位 25MW 项目 ±1％ g/kwh 5.54 4.79 4.47 3.65 3.75 3.6 夏季 g/kwh 2.78 2.41 2.25 1.95 2.01 1.93 端差每变化1℃ 冬季 g/kwh 1.22 1.06 0.99 0.86 0.88 0.85 年平均值 g/kwh 2.0 1.74 1.62 1.405 1.45 1.39 过冷却度每增加1℃ ℃ 0.53 0.1 0.15 0.04 0.09 0.07 例如一台300MW汽轮机凝汽器因清洗使端差减少3℃，则年节约标准煤成本计算如下： 机组年利用小时：5000小时 发电标准煤单价：300元/吨

年收益：M＝3003103千瓦35000小时31.3933310-6吨/千瓦2小时3300元/吨＝188万元 清洗服务：

真 空 度 清洗时间一般300MW机组需要5天工作日（约17000根管束），厂方只需配合打开凝汽器人孔，提供清洗机需要的动力电源（380V，75KW）和清水水源即可。

凝汽器的设计端差：正常值为4-6℃时，最大值不应超过8℃，如您厂的凝汽器端差大于8℃时，请与我公司联系，我们将竭诚为您服务。

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凝结水机组凝汽器系统汽轮机600MW直接空冷机组补水方式探讨

摘要： 凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。它直接影响机组的经济性和安全性。国内目前还没有针对空冷机组的凝结水溶氧指标，暂时只能沿用湿冷机组的控制值。目前我国已投产的直接空冷机组，普遍存在凝结水溶氧量偏大的问题。文章分析了凝结水溶解氧量的存在机理和影响因素，介绍了3种补水方式，即凝结水补水到主凝结水箱、补水管路接至空冷凝汽器、直接空冷系统的补水到汽轮机的主排汽管道，并对此3种补水方式的优缺点进行了对比。提出了控制凝结水溶氧量偏大应采取的措施。

关键词：直接空冷机组；凝结水；溶解氧；补水方式；发电厂 0引言

国电电力大同发电有限责任公司（下称大同发电公司）安装的直接空冷机组是由哈尔滨汽轮机有限公司生产的NZK600-16.7/538/538型汽轮机，其直接空冷系统由德国GEA公司设计并供货。7号机组于2005年4月21日顺利完成168h满负荷试运，比计划提前109天投产。8号机组于2005年7月22日顺利通过168h试运行，比计划提前201天投产。

直接空冷系统的流程为：从汽轮机低压缸排出的乏汽，经由2根直径为Ф6000mm的排汽管道引到厂房外，垂直上升到34m高度后，分出8根直径为Ф2800mm的蒸汽分配管，将乏汽引入空冷凝汽器顶部的配汽联箱。

当乏汽通过配汽联箱流经空冷凝汽器的翅片管束时，大量的冷空气被轴流风机吸入，通过翅片管的外部进行表面换热，将热量带走，从而使乏汽凝结成水，凝结水由凝结水管收集起来排至凝结水箱，由凝结水泵升压，送往热力系统完成热力循环。

1直接空冷机组凝结水水质特点

1.1凝结水含盐量低且稳定

由于采用空气冷却，不存在常规水冷式机组凝汽器因泄漏污染凝结水的问题，因此其凝结水含盐量明显低于常规水冷机组的凝结水，数值大小仅取决于蒸汽品质以及系统产生的腐蚀物。

1.2凝结水温度高

由于空冷机组的背压比水冷机组高，所以空冷机组凝结水温度比水冷机组要高，一般可达60～80℃,比环境大气温度高30～40℃。因此，凝结水如采用离子交换法进行处理，其所用树脂的耐温性能必须要好。

1.3凝结水系统溶氧量超标

大同发电公司7、8号机组原设计补水方式为除盐水直接补至主凝结水箱。机组投入正常运行以后，

凝结水泵出口溶氧量一直在110～140μg/L范围内变化。根据已投产的直接空冷机组来看，普遍存在凝结水溶氧量偏高的问题。分析认为溶氧量高可能与机组正常补水、空气进入凝结水系统设备以及庞大的空冷系统有关。

2凝结水溶氧量超标的原因

负压系统中空气等不凝结气体的进入是不可避免的，凝结水存在溶解氧量将威胁机组的经济性和安全性，凝结水溶解氧量较大时，会引起凝结水系统、给水系统的管道腐蚀，腐蚀产物在直接影响水质的同时将使系统过冷度*增加，降低机组的经济性。因此从设计、检修、运行维护等方面应引起足够的重视，尽最大努力减少这种泄漏，同时将不凝结的气体及时排除。

造成直接空冷机组凝结水溶解氧超标的主要原因是：空气漏入汽轮机负压系统和补充进入系统的除盐水带入的氧气。进入的氧气会在凝结水中溶解，最终使凝结水溶解氧量增加。

从汽轮机负压系统漏入空气的部位基本与湿冷机组相近，如汽轮机的低压轴封系统、凝结水泵的机械密封处、负压系统阀门的盘根处的漏气，以及空冷凝汽器设备因振动、变形、膨胀不均等致使焊口产生裂纹而使空气进入。

3凝结水补水接入点变化对溶氧的影响

3.1凝结水补水到主凝结水箱

主凝结水箱的俯视图如图1所示。主凝结水箱的补水位置剖视图如图2所示。主凝结水箱的补水分配联箱示意图如图3所示。

图1主凝结水箱的俯视图

图2主凝结水箱的补水位置剖视图

图3主凝结水箱的补水分配联箱示意图

从图1～图3可以看出：原设计的主凝结水箱内部的补水装置中，在补水分配联箱上通过Ф8和Ф15的孔将补水进行一定程度的雾化，以起到一定的真空除氧效果；这种真空除氧的作用亦被运用在空冷凝汽器的主回水管道上（在图1和图2中可以看到这种真空除氧结构）。

虽然在水箱的结构设计中采用了真空除氧的措施，根据运行情况来看凝结水泵出的溶解氧一般维持在110～140μg/L的范围，不能有效地除氧。

3.2补水管路接至空冷凝汽器

考虑到可能出现凝结水溶解氧量超标问题，国外补水通常是将机组的补水管路接至空冷凝汽器入口。设计院在保留原设计的基础上，附加设计了通往空冷凝汽器的补充水管路，使补充水成雾状喷入。利用汽轮机出口蒸汽排至空冷岛的蒸汽对补水进行加热，同时离真空抽气口距离较近，有利于氧的抽出。具体补水接入位置在空冷岛第4和第5排的蒸汽分配联箱上。

2005年8月上旬，8号机的补充水系统连接竣工后，于8月9日早9∶00将凝结水的补水切换到空冷岛进行观察，当天11∶00，现场化验通知：8号机凝结水溶氧量下降到43μg/L。此后，截止到笔者发稿为止，经近3个月的观察：8号机组凝结水溶氧水平可以维持在40～80μg/L的范围。说明改进后的补水方式对降低凝结水溶解氧量有较好的效果。

目前国内还没有针对空冷机组的凝结水溶氧量指标，暂时只能沿用湿冷机组的控制值。通过大同发电公司8号机组目前运行中的凝结水溶氧情况，有理由相信：经过进一步工作，直接空冷机组的凝结水溶氧量是可以达到湿冷机组的水平的。

3.3直接空冷系统的补水到汽轮机的主排汽管道

亚临界600MW直接空冷机组采用四缸四排汽结构，有2个低压缸。每个低压缸的排汽由1根排汽管道引入空冷凝汽器顶部的配汽联箱。当时考虑到直接空冷机组的特点，原来设计在低压缸排汽管道上设有水幕喷水装置，期望用来防止在机组启动时疏水扩容器扩容后的蒸汽倒流进入汽缸。补水示意图如图4所示。

图4 补水示意图

根据多次的启动和停机情况，基本上不需要应用水幕密封系统。目前该管线一直处于闲置状态。可以设想一下：如果把预留的这趟管路改作为凝结水的补水管路，则其效果应该比现在补到空冷岛的好。其依据是：将补水点设计到这个位置后，补入系统的除盐水可以利用汽轮机的全部乏汽进行除氧；补水点设到这个位置后，由于到空冷凝汽器系统的流程长，分离出来的不凝结气体有足够的析出时间，被抽真空设备从系统中抽出。但是，这样做又存在现有的系统在系统补水时热井水位升高的问题。

在运行中，一般热井疏水泵出口流量约为190m3/h。600MW直接空冷机组在带厂用公用辅助蒸汽工

况时的补水量约为6.78%，按照锅炉最大蒸发量的计算值是140t/h。现有的疏水泵出力和准备补入热井的水量合并后的流量大约是340t/h。而经过论证的7、8号机组安装的热井疏水泵的额定流量为380m3/h（最大出力是430m3/h）。因此疏水泵是能够满足排出系统正常补水的这部分附加水量能力的。而且还可使疏水泵的工作点接近高效区域。

3.43种补水方式的优缺点比较

3种补水方式的优缺点比较列于表1。 表13种补水方式的优缺点

补补水到汽轮水 机 位的主排汽管置 道 对于确定的补水量经过喷嘴雾化后，在汽轮机排汽管道可用全部的优乏汽进行除点 氧；距离真空抽气口流程较长，有足够的氧分离时间。不存在防冻问题 补水至空 冷凝汽器 补补水到汽补水至主 水 轮机 补水至空 凝结水箱 位的主排汽冷凝汽器 置 管道 到空冷散热器可利用的管线较长；可以依靠补入系统排至空虽有保温，冬凝结水箱的水进入冷岛的季仍有发生冻的负压，热井，会蒸汽对坏的可能；为不需要启造成热井补水进维持凝结水箱动凝结水水位升高行加热正常水位，需补充水泵缺（正常情除氧，距将部分凝结水即可将水点 况下，热离真空排至补充水补入系井疏水泵抽气口箱，增加了凝统；补水的出力能距离较结水泵电耗；的管线较够满足补近，有利为了防冻，需短，防冻水量的附于氧的控制最低流要求低 加流量） 抽出 量，运行操作要求较高 补水至主 凝结水箱 从目前凝结水溶氧量看，补水点真空除氧效果较差

4结束语

要真正解决直接空冷机组凝结水的溶氧问题难度还比较大，还需要结合国内外情况进一步研究，认真分析症结所在，逐个环节突破；直接空冷机组在运行中考虑影响凝结水溶氧的因素时，不能够单单从空冷凝汽器的泄漏入手，还应考虑到汽机辅助系统的运行方式和工况条件。当然，国内目前还没有针对空冷机组的凝结水溶氧量指标，暂时只能沿用湿冷机组的控制值。相信经过设计、制造、安装、检修、运行等部门对直接空冷系统认识的深入和技术的不断完善，直接空冷机组的凝结水溶氧水平是可以达到湿冷机组水平的。至于有没有必要对空冷机组的凝结水溶氧指标进行修改，要慎重，须进一步研究和试验。

*注:凝结水的系统过冷度：晋北、内蒙古及东北地区冬季环境温度很低，有防冻的必要，根据直

接空冷凝汽器的特点，为了更好地表征空冷散热器的冬季工作情况，我们认为凝结水过冷度在冬季应作为一安全参数进行运行监控。具体的概念为汽轮机排汽压力对应的饱和温度与空冷散热器下凝结水收集联箱内凝结水温度的差值。为了与常规的凝结水过冷度进行概念上的区分，建议将常规的凝结水过冷度改称为“系统过冷度”。 收稿日期：2005－11－24

作者简介：田亚钊（1972-）,男，工程师，汽机专业高级主管，主要从事汽轮机及主辅机运行管理工作。

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汽轮机凝汽器换热管束安装程序

范围

1.1 该程序提供了

1.1.1 将管子安装到冷凝器管束内，在管板和支撑板内的孔直径应符合HEI容差。 1.1.2 基本要求适用于到管板接头的管子的滚压膨胀。 1.1.3 至管板接头的管子的滚压膨胀的检查要求。 2.0 管安装的准备

2.1 在管束组装前，如果需要，应使用蒸汽和/或喷砂处理预清扫每个管支撑板，并且通过喷射Turco差色检查洗净液#3或相等物预清扫每一个管板。

2.2 对每一个管束，应安装支承板和管板并进行找正。进行尺寸检验并经质检部门鉴定合格。数据单和尺寸检验表由质检部门存档并提交客户检验人员审核。

2.3 搭设脚干架或使用提升机首先安装上排管子，然后向下依次安装。

2.4 管箱应堆积在凝汽器模块的一端。在实际开始安装管子之前，管箱应保持封闭。如果管箱已打开，但安装推迟的话，用Visqueen覆盖管箱直至继续安装以防制环境污染。 2.5 整个管束装置应使用空气从顶部向下进行吹扫。

2.6 用空气吹扫支撑板后，除铜基合金管板以外，可使用不锈钢钢丝刷清扫每一管板孔。 2.7 在管子开始安装以前，每一管束应最终验收合格。

2.7.1 此时，如果全部检验满足本程序3.0节的要求，可开始安装管子。

2.8 只有焊接钛管接头，整个管束应覆盖或封闭。并且每一个板管也应安装一个外罩。目的在于防制钛管和管板受到污染。每一个外罩应保持清洁有序。外罩内的供给空气应使用空调或装有滤器的风机。只能使用真空吸尘器清除灰尘等，禁止清扫。 3.0 管子安装前检验要求

3.1 在管子安装到管束之前，质检部门确定每一个管板的控制孔的位置。基准孔应位于每第300个孔或按客户规范要求布置。在管子插入其指定孔以前，应测量内径并记录在适当的胀管数据表中。（见附录）。

3.1.1 测量管尺寸使用3点“INTERMIK”内径干分尺或相等物，最小刻度为.0002英寸。 3.1.2 测量管子壁厚使用刻度为.0001英寸的测量设备，应在相隔 90°两个点上测量管壁厚并在胀管数据表中记录测量结果。如果管厚相差.001英寸或.001英寸以上，那么应测量另外相距90°的两个点，获得4个厚度读数，并记录在胀管数据表中。 3.1.3 在安装管子过程中，安装人员必须保证测量安装在每一个控制孔中的每一根管子的壁厚。

4.0 管子安装

4.1 首先把管子引导头插入管端，然后推入第一个管板。每根管子用手或橡胶锤推至其最终位置。

5.0 辘管参数

5.1 根据本程序第7页所示的壁厚压缩量，对管端扩张至一定的扭矩数（安培数）

5.1.1 使用Porter Cable辘管马达#7554型或同等设备和Ellion数字式扭矩控制装置#M5700型或同等装置对扭矩（安培）数进行调节。扩管器为4个或5个辘子型，1-1/2至2-1/2度锥形辘梗知辘销。上述扩管器应装有齐平的或销微内凹的定位套以扩张管子的入口端。在扩张管子出口端时应使用安装有可伸缩性或挠性定位套的相同扩管器。自管板面的辘管深度应是管板厚度减去1/8″。

5.1.2 对于管子至管板的焊接钛接头，使用Tricholerethane III或相等物进行清扫，冷却和润滑。所有其他类型的管子应使用tube-a-lube或相等产品。

5.2 每天开始辘管前，需要对辘管马达和控制箱加温以达到生产性辘管的重复性。这可以通过开动驱动马达3至5分钟，然后在模型管板上辘管2至3根管子（在生产性辘管之前）。每一根管子应进行检验以达到所要求的明显的壁缩减量。在所要求的壁缩减量鉴定合格后即可开始生产性辘管。 5.2.1 辘管后的管子内径依据以下计算公式：

[23壁厚]

注：壁缩减量计算取决于管板中孔的实际直径和插入那个孔 中管子的实际管壁平均尺寸。 6.0 生产性胀管之前的准备

6.1 胀管前应清扫所使用辘子，辘梗和辘壳并检查其是否磨损。显示有腐蚀等痕迹的辘子和辘梗应更换新部件和装置。检查辘壳时应特别注意保证其磨损利缘不擦破管子内径。在所有情况下，一旦调节了扭矩控制器以护张管子至规定的公称壁缩减量时，应至少扩张另外两根管子以保证调整正确并重复。

6.2 着重注意在扩张钛焊接接头时，额外的胀管装置必须浸没在润滑材料三氯乙烷等中。可以预料在胀管过程中胀管装置会产生积热。 7.0 生产性胀管

7.1 在辘管前如果电动辘管马达（驱动装置）尚未运行半小时或半小时以上，那么它应当至少运转3至5分钟以便预热。

7.2 辘子清洁度和安培数整定合格后，把润滑过的胀管器安装在管孔内至定位套并胀管直至达到逆转扭矩。

7.3 鉴定时必须有质检部门的代表或其代理在场。扩张规定数量的管端，300个或者按客房规范要求。利用一其准管孔，鉴定驱动装置的逆转扭矩值。如果逆转扭矩保持相同，继续胀管并随胀管量的增加鉴定逆转扭矩。

7.4 如果逆转扭矩保持不变，继续生产性胀管。

7.5 如果逆转扭矩发生并位于可接受的极限以下，就应在模型管板上重新校验驱动装置，并且以前那批胀管应重新辘管。

7.6 如果逆转扭矩发生变化但仍处于可接受的极限以内，可通过增加不多于5个指轮基准值来调节控制箱。不需要重新胀管。

7.7 如果逆转扭矩发生变化并位于上限以外，就应停止生产性胀管。驱动装置应停止使用，在重新投入使用以前应确定驱动器扭短的原因，并对其修正和重新校验。对以前的那批胀管应做好记录，说明其位置，管子内径并报告工程部门处理。

7.8 辘子、辘梗和辘壳不允许过分加热以致裸手无法拿取。顺序变化时应在生产性胀管时予以确定并记录。变换胀管装置时不需要鉴定逆转扭矩。

7.9 扩张入口或一个完整的管板端。如果要求的话，用细绳把管板的入口和出口调整一平面内便其平整。在对面或出口端，从每第10排的每第3根管端的垂直中心线向外胀管，以便把两个管板调整并锁定在一个平面内。其间继续监测管板的平面度，在完成每第10排的每第3根管端后，然后返过来从中心线向外护张这些排中的剩余管子。 7.9.1 注：如果需要的话，上述锁定过程可以变化以便满足具体要求并且保持管板的平整度。 7.10 完成设定管子的胀管后，进行剩余管子的胀管。

7.11 在完成胀管后，伸出的管端应修整到管板的1/16英寸以内以完成焊接工作。胀管的伸出部分应不超过H.E.I的许可值。管端在入口管板不超出管板正面的1/16″以上，在出口端不超出一个管径。

标 准 操 作 程 序

胀管数据

%减小=[1- 孔内径 – 辘管内径]3100

2X壁厚 工作号：

日 期： 管板实际厚度 入口、出口 中线—上—下 排 管 管孔内径 壁厚 平均 壁辘管 辘管内%减小 检验厚 径 日期

标 准 操 作 程 序

减壁量 不锈钢

管外径 5/8″ 3/4″ 7/8″ -1″ 1-1/8″ 1-1/4″

.028 6% 6% 6% 6% 6% 6% .035 5% 5% 5% 5% 5% 5% .049 5% 5% 5% 5% 5% 5% .065 4% 4% 4% 4% 4% 4%

铜基合金 蒙乃尔镍铜合金

壁厚

.035 7% 7% 7% 7% 7% 7% .049 7% 7% 7% 7% 7% 7% .065 6% 6% 6% 6% 6% 6%

钛

壁厚

.020 7.5% 7.5% 7.5% 7.5% 7.5% 7.5% .022 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% .028 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% .035 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% .049 7% 7% 7% 7% 7% 7%

注：1）管壁减小率为6%或6%以上时，适用容差为+/-2%，但钛除外。 2）壁减小率为5%时或5%以下时，适用容量为+2/-1%。

3）按规定的公称减壁量，钛管减壁量容差为±2.5%，但25ga钛（.020壁）除外，容差为+/-2%。

13.0 运输和安装

13.1 由于受运输条件的限制，象壳体、接颈等部件做了特殊包装并运输至现场将付安装。在交运前每一个部件都在工厂加盖了标志以利于现场组装。四个水箱和两个减温减压装置已在工厂进行了组装作为整体交货。

13.2 在凝汽器组装过程中，除满足图纸和ZBK50415-88（凝汽器制造和安装规范）的要求以外，还应注意以下各项：

13.2.1 接颈和壳体的外侧表面的平直度小于和等于3mm/m。 13.2.2 壳体外侧表面的平直度为2mm/m2，不多于8mm/ m2。 13.2.3 壳体和接颈之间连接对角线差小于和等于15mm。 13.2.4 管板至凝汽器中心线的垂直度为8mm。

13.2.5 支承板之间的距离容差为±2mm，起吊凝器管孔应满足图纸要求。 13.2.6 胀管后壁厚缩减率通常为4-6%。

13.3 在安装接颈时，应注意每一根抽汽管和7号、8号复式低压给水加热器应首先就位，在最低层的每一块侧板和支承管固定和焊接后，再完成其他部件的焊接。

13.4 在安装壳体时，应特别注意采取措施尽量减小管板和端板焊接时发生变形，以保证管板和水箱法兰之间连接的密实度要求。两个前后管板和全部支承板的相关管孔的同心度不超过2mm。

13.5 在胀管前，应清除管端的灰尘和油脂，并采取特殊措施清除可视的纵向标志。在胀管后，两侧管端应使用刮刀整平，入口侧管端向外扩张以便减小进水的流量阻力。 14.0 凝汽器贮运规范 I 运输

A 在运输期间，产品必须固定在车辆上，严禁在产品上焊接任何起吊和固定装置，允许在包装上焊接一些固定点。

B 为防止产品损坏，严禁冲撞，碰击，敲打和摩擦产品。 C 防止产品油漆剥落。

D 运输途中应采取防雨措施。

E 在公路上行驶时，车速必须低于15km/h，在车辆起动，转弯和刹车时加速度必须小于0.2g以防止产品冲撞和掉落。 II 贮存

产品运抵目的地时，必须根据不同条件适当贮存。 A 室内贮存

a) 贮存在通风的，顶部防雨，地面坚硬防水的建筑物内。 b) 产品必须放置在木块上，高出地面100mm，下垫尼龙膜。 c) 放置后，修复运输中损坏油漆。

d) 所有重要部件，诸如管子、管板、支承板、膨胀节、抽汽管和减温减压装置等必须室内贮存。 B室外储存

a) 必须堆放在木架上，用防雨布间接（非直接接触）覆盖。必须通风并距离地面以上100mm。 b) 如果尺寸合适，钢管和厚壁部件可以堆垛，但必须垫上50mm高的木块并用尼龙膜隔离。 c) 堆放后修复运输中损坏油漆。

凝汽器泄漏，冷却水将漏入凝结水进入锅炉。给水质量劣化导致汽水品质超标，给水长时间超标或大量冷却水进入系统，将导致锅炉水冷壁严重结垢，产生垢下腐蚀，水冷壁管鼓包、爆破，并且使蒸汽品质不良，大量带盐，使汽轮机阀门、通流部分严重积结盐垢和蒸汽携带物，不仅通流面积减小影响机组降低出力，而且自动主汽门、调节汽门严重积垢，在甩负荷后极易卡涩造成机组超速。

防止凝汽器泄漏导致机炉设备严重结垢应采取的主要措施如下：

（1）把好凝汽器管材的选材、安装质量关，并加强检修管理，运行管理，确保凝汽器不发生频繁泄漏。

（2）领导要全力重视支持化学监督工作，根据设备情况制订出凝结水正常的硬度、钠离子等控制指标，严格控制在指标以下运行，同时还应制订超标后在某一数值以下，最多可以继续运行的时间以及严重超标达到某一数值时，必须立即停机处理的规定。

（3）凝汽器发生泄漏缺陷后，应根据化学监测的结果，按化学监督规定指标，及时进行找漏、堵漏或立即停运机组。防止冷却水小量累加或大量进入汽水系统。

（4）使用海水冷却的机组或其他有条件的机组，应装设凝结水钠离子或硬度在线监测仪表、以便及时凝汽器泄漏情况。未装在线监测仪表的机组，对凝结水化验周期应作合理的规定，发现凝汽器泄漏时，应增加化验次数，以便根据超标情况及时果断处理。

凝汽器安装总结

华能济宁电厂#6机组凝汽器由东方汽轮机厂采用德国技术设计，型号为N-7700，单背压、单壳体、双流程、表面式结构。此凝汽器为散装零部件供货方式，现场组装。主要由热井、壳体、接颈、水室等部分组成，#7低加穿装在接颈内。此凝汽器与以前安装的凝汽器相比，采用了部分新材料、新工艺，有众多不同之处。其主要参数如下： 冷却面积 7700m2 冷却水进口温度 20℃ 蒸汽压力 0.0049Mpa

冷却水压力 0.35 Mpa（表压力） 蒸汽流量 296.7t/h 冷却水量 18300 t/h 三、结构特点：

1、冷却水管采用不锈钢管，材质为T316L。管板为复合性材质，外侧为5mm厚的不锈钢层，内侧为35mm厚的普通钢板。部分空冷区域及管板上半部分外围一圈采用加厚不锈钢管（δ＝0.7mm），其余的不锈钢管厚度均为0.6mm。 2、凝汽器不锈钢管的穿装焊接采用了先定位胀后焊接再强胀的新工艺，且定位胀与强胀的胀接深度、扩张系数均不相同，增加了施工难度。

3、凝汽器内部结构复杂，由挡汽板、挡水板、多流孔板和加强钢管等结构组成，分层穿装在管隔板之间，与管隔板焊接在一起，内部空间狭小，安装困难，焊接量大，易产生焊接变形。

4、凝结器的壳体与水室采用共同的侧板，水室嵌装在壳体内，水室盖板与水室为螺栓连接方式，易拆易装。

5、凝汽器采用弹性支撑，刚性连接。在安装和运行中，弹簧仅承受凝汽器自重，而凝汽器水侧及热井中的水重则由低压缸基础承受。运行时凝汽器的热膨胀由弹簧来补偿。 二、施工方案： 1、凝汽器的拼装

因组合场地狭小、厂家供货不规范等原因，采用了较灵活的组装方案。在组合场组装接颈、热井、壳体侧板和水室的顶板、底板，组合接颈时利用龙门吊将#7号低加穿装在接颈内，把#6抽汽母管和抽真空管道分层布置在接颈支撑管间。实践证明，此方案比#5机组在汽机房内穿低加提高了工作效率，加快了安装速度。接颈和热井组合好后，依次运至汽机房。在拖运壳体前暂时先将接颈放在拖运滑道上。再把热井运至凝汽器基础旁的拖运滑道上，利用汽机房行车及部分专用工具来组合壳体。因管隔板孔与不锈钢管间的总间隙不到0.5mm，管隔板孔对中性要求较高。在管隔

板与内部支撑部件焊接过程中采用拉钢丝法实时监测焊接变形，有效保证了凝汽器的安装质量。 2、 2、 汽器的拖运就位

先利用汽机房行车将接颈吊起，高度为不妨碍壳体的拖运。再使用两只5吨倒链将壳体拖运基本到位，然后将接颈落下放至壳体上拼装组合。最后将凝汽器整体就位找正。此方案与#5机组凝汽器拖运相比，非常方便，而且效率高，仅用半天就完成凝汽器的拖运，得到业主的高度评价。 3、 3、 锈钢管的安装

为保证不锈钢管的安装质量，不锈钢管穿装前，对管隔板进行了严格细致的清理，确保无油污、铁锈等杂物。因不锈钢管的管壁较薄、易熔化，焊接人员又缺乏此类不锈钢管的焊接经验，很容易产生难以修补的焊接缺陷。为解决此问题，对不锈钢管的胀接和切削工作提高了标准，采取了专门的焊接措施，加强了焊接人员的焊前培训。焊接时，采用高频引弧，衰减收弧，使电弧始终偏向管板一侧，严格按照厂家提供的焊接速度、氩气流量及氩气滞后保护流量等技术要求。为减少管板的焊接变形及不锈钢管已胀未焊部分受温差影响引起的胀力松懈，采取“Z”形跳焊法。从管板中间向两边由上而下进行焊接，焊接部分另一端不允许同时进行胀管和切削工作。通过以上各种措施的有效控制，凝汽器的安装质量达到了优良标准，不锈钢管穿胀焊接后注水试验无泄漏，获得了业主和监理的一致好评。 三、几点体会

1、凝汽器组合安装前，有一个平整良好的组合平台是安装好凝汽器的必要条件。

2、安装工与焊接人员要协调配合，处理好安装与焊接之间的矛盾，要防止焊接变形，是加快安装速度，提高安装质量的有效保证。

3、进一步提高工作人员的操作水平也是创凝汽器精品的前提条件。

华能济宁电厂#6机组凝汽器由东方汽轮机厂采用德国技术设计，型号为N-7700，单背压、单壳体、双流程、表面式结构。此凝汽器为散装零部件供货方式，现场组装。主要由热井、壳体、接颈、水室等部分组成，#7低加穿装在接颈内。此凝汽器与以前安装的凝汽器相比，采用了部分新材料、新工艺，有众多不同之处。其主要参数如下： 冷却面积 7700m2 冷却水进口温度 20℃ 蒸汽压力 0.0049Mpa

冷却水压力 0.35 Mpa（表压力） 蒸汽流量 296.7t/h 冷却水量 18300 t/h 三、结构特点：

1、冷却水管采用不锈钢管，材质为T316L。管板为复合性材质，外侧为5mm厚的不锈钢层，内侧为35mm厚的普通钢板。部分空冷区域及管板上半部分外围一圈采用加厚不锈钢管（δ＝0.7mm），其余的不锈钢管厚度均为0.6mm。 2、凝汽器不锈钢管的穿装焊接采用了先定位胀后焊接再强胀的新工艺，且定位胀与强胀的胀接深度、扩张系数均不相同，增加了施工难度。

3、凝汽器内部结构复杂，由挡汽板、挡水板、多流孔板和加强钢管等结构组成，分层穿装在管隔板之间，与管隔板焊接在一起，内部空间狭小，安装困难，焊接量大，易产生焊接变形。

4、凝结器的壳体与水室采用共同的侧板，水室嵌装在壳体内，水室盖板与水室为螺栓连接方式，易拆易装。

5、凝汽器采用弹性支撑，刚性连接。在安装和运行中，弹簧仅承受凝汽器自重，而凝汽器水侧及热井中的水重则由低压缸基础承受。运行时凝汽器的热膨胀由弹簧来补偿。 二、施工方案： 1、凝汽器的拼装

因组合场地狭小、厂家供货不规范等原因，采用了较灵活的组装方案。在组合场组装接颈、热井、壳体侧板和水室的顶板、底板，组合接颈时利用龙门吊将#7号低加穿装在接颈内，把#6抽汽母管和抽真空管道分层布置在接颈支撑管间。实践证明，此方案比#5机组在汽机房内穿低加提高了工作效率，加快了安装速度。接颈和热井组合好后，依次运至汽机房。在拖运壳体前暂时先将接颈放在拖运滑道上。再把热井运至凝汽器基础旁的拖运滑道上，利用汽机房行车及部分专用工具来组合壳体。因管隔板孔与不锈钢管间的总间隙不到0.5mm，管隔板孔对中性要求较高。在管隔板与内部支撑部件焊接过程中采用拉钢丝法实时监测焊接变形，有效保证了凝汽器的安装质量。

2、 2、 汽器的拖运就位

先利用汽机房行车将接颈吊起，高度为不妨碍壳体的拖运。再使用两只5吨倒链将壳体拖运基本到位，然后将接颈落下放至壳体上拼装组合。最后将凝汽器整体就位找正。此方案与#5机组凝汽器拖运相比，非常方便，而且效率高，仅用半天就完成凝汽器的拖运，得到业主的高度评价。 3、 3、 锈钢管的安装

为保证不锈钢管的安装质量，不锈钢管穿装前，对管隔板进行了严格细致的清理，确保无油污、铁锈等杂物。因不锈钢管的管壁较薄、易熔化，焊接人员又缺乏此类不锈钢管的焊接经验，很容易产生难以修补的焊接缺陷。为解决此问题，对不锈钢管的胀接和切削工作提高了标准，采取了专门的焊接措施，加强了焊接人员的焊前培训。焊接时，采用高频引弧，衰减收弧，使电弧始终偏向管板一侧，严格按照厂家提供的焊接速度、氩气流量及氩气滞后保护流量等技术要求。为减少管板的焊接变形及不锈钢管已胀未焊部分受温差影响引起的胀力松懈，采取“Z”形跳焊法。从管板中间向两边由上而下进行焊接，焊接部分另一端不允许同时进行胀管和切削工作。通过以上各种措施的有效控制，凝汽器的安装质量达到了优良标准，不锈钢管穿胀焊接后注水试验无泄漏，获得了业主和监理的一致好评。 三、几点体会

1、凝汽器组合安装前，有一个平整良好的组合平台是安装好凝汽器的必要条件。

2、安装工与焊接人员要协调配合，处理好安装与焊接之间的矛盾，要防止焊接变形，是加快安装速度，提高安装质量的有效保证。

3、进一步提高工作人员的操作水平也是创凝汽器精品的前提条件。

一起凝汽器满水引起的设备损坏事故

某厂一台凝汽式汽轮机为消除缺陷停机。在整个停机过程中未发现异常现象。停机后一小时又四十分钟，运行人员发现高低压汽封信号管冒出大量汽水，同时凝汽器水位已看不见。最初认为是凝汽器铜管破裂引起的。但化验水质合格，证明铜管不漏。班长到现场发现凝结水再循环门留在开启位置，主抽气器出水门未全关闭，约留两圈，因而凝结水母管的凝结水倒回凝汽器造成满水。经启动凝汽水泵排水，使凝汽器水位正常。约六小时后，检修工作完毕，启动汽轮机，当升速到1700~2200转/分时，汽轮机发生剧烈振动，轴向位移指示器摆动，降低转速继续暖机40分钟，再行升速，在转速达到1700~2200转/分时，同样.发生上述异常现象。遂又降速，加长暖机时间到1小时以上，重新升速到临界转速，其振动仍无好转，停机揭缸检查。检查发现第三、四级叶轮之间主轴永久弯曲为0.70毫米，在危急保安器偏心环处测定其晃动度为0.20毫米。由于主轴弯曲，在三次启动中，发生了很大振动，故已将1号和2号轴承局部磨损，高低压轴封及隔板汽封全部磨坏，并发现第七级叶轮部分叶片有松动现象。 原因分析：

造成这次轮机满水严重损坏设备事故的主要原因是，停机停止凝结水泵后，未将主抽气器出口门完全关闭，同时又未注意凝汽器水位，致使其他正在运行机组的凝结水经联络母管返回该机凝汽器内，灌入汽缸，使下汽缸突然冷却，并导致主轴弯曲。启动前，未检查转子弯曲情况及上下缸温度，在启动中一再发生较大的振动又未采取立即停机，而是继续启动，致将高低压轴封和隔板汽封严重磨坏，产生大轴永久弯曲。

经验教训：

（1）停机后汽缸和转子在热态，如此时汽缸内进水，将发生激烈冷却，极易造成永久变形，必须严格防止。

（2）热态启动前必须检查轴弯曲度及上下缸温差 （3）启动过程中如发生强烈振动，必须打闸停机，进行检查，找出原因并加以消除后才可以再行启动，不得盲目进行低速暖机，造成事故扩大。

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元宝山发电厂3号机凝汽器铜管腐蚀的研究及防治方法

1 前言

元宝山发电厂3号机组为国产600MW机组，锅炉由哈尔滨锅炉厂设计制造，型号为HG-2008/18.2-HM3 的亚临界一次中间再热控制循环汽包炉，主蒸汽流量、压力和温度分别为2008t/h、18.2MPa和540℃。汽轮机由哈尔滨汽轮机厂制造，型号为：N600-16.7/537/537-Ⅰ，型式为：亚临界、中间再热、四缸、四排汽、单轴、冷凝式，额定功率600MW，主蒸汽流量1780t/h。与汽轮机配套的凝汽器型号为：N40000－1型，型式为双壳体、双背压、双进双出、水平折返式。凝汽器冷凝区铜管材质为HSn70-1A黄铜管，铜管数量27580根，最外圈铜管尺寸为Φ28.89mm31.65mm314907mm，其余尺寸为Φ28.4mm31.3mm314907mm；空抽区铜管材质为B30白铜管，铜管数量为2724根，铜管尺寸为Φ28.4mm31.3mm314907mm。

3号机组凝汽器自1997年投运以来，凝汽器铜管经常出现泄漏现象，并且日趋严重，运行6年多来，已经查出并堵塞漏泄铜管328根，其中1号水室最严重。虽然每次机组大小修都要对凝汽器进行查漏处理，但机组运行过程中凝汽器仍然处于长期微漏的状态，凝结水阳离子电导率经常在0.5~0.7μs/cm左右，影响了凝结水精处理的运行周期，而凝结水精处理系统传脂或管式过滤器反洗时，会导致较差的水质由旁路进入系统，加重了锅炉的腐蚀结垢及汽轮机叶片的积盐和腐蚀，给机组的正常运行带来了一定的影响。

2 铜管的涡流探伤检测及腐蚀特征 为了全面掌握凝汽器铜管的腐蚀情况，以便对凝汽器进行有针对性的治理，我厂委托西安热工研究院，在3号机组大修期间，从8月20日至9月8日对#3机组凝汽器四个水室的铜管采用电脑多频涡流检测仪进行全面涡流检测，对监测结果统计如下：

表1：检测结果统计一览表

注：泄漏管—指已经腐蚀穿透或几乎腐蚀穿透的管子；

重伤—指剩余壁厚小于40％；

轻伤—指剩余壁厚在40％～85％之间；

通过对3号机组凝汽器铜管的全面涡流检测，发现冷凝区的HSn70-1A黄铜管目前的腐蚀损伤已经非常严重，而空抽区的B30白铜管则没有明显的腐蚀。共检测出剩余壁厚小于40％的黄铜管941根，其中有200多根已经腐蚀穿透，抽管检查其主要腐蚀损伤形式为点腐蚀穿孔，腐蚀严重的铜管在1米的长度内腐蚀坑点竟多达4～5个。其腐蚀特征是：从腐蚀损伤管的分布来看，进水室较出水室严重（即#1、#2水室较#3、#4水室严重）；从每个水室看，下部较上部严重，两侧较中间严重；从每根管来看，进水端较出水端严重。

3 点腐蚀的机理

凝汽器铜管在冷却水中发生的点腐蚀是比较隐蔽，但又是危害较大的一种腐蚀形式。因为它腐蚀部位的尺寸很小，腐蚀坑大小往往只有1～2mm，但它的腐蚀速度很快，可以在相当短的时间里就使凝汽器管壁穿孔损坏。有许多因素都会促进凝汽器铜管的点蚀，如管内有污泥沉积以及疏松多孔沉积物附着

在管壁上，造成沉积物下和溶液本体间金属离子或供氧浓度有差异，形成腐蚀原电池而导致局部铜管管壁腐蚀。受污染的冷却水中的硫化物会破坏铜管上原有的保护性氧化膜，因而也会促使铜管发生点蚀。此外温度差别引起热偶腐蚀电池，往往造成铜管的高温部位发生点蚀。

凝汽器中，铜管的点蚀坑大多集中分布在水平管道的底部。点蚀坑大致呈半球形或茶盘形。点蚀坑中腐蚀产物的结构和排列具有如下特征：点蚀坑的底部有白色的氯化亚铜CuCL沉淀，其上有疏松的红色氧化亚铜Cu2O结晶，蚀坑表面上盖有一层绿色的碱式碳酸铜CuCO32Cu（OH）2和白色的碳酸钙CaCO3。

点蚀通常起源于铜管表面原有氧化膜的破裂处，这里铜管的电位较负，铜发生氧化生成了Cu＋离子以及由于水中有氯离子而生成氯化亚铜，并继续水解生成更稳定的氧化亚铜：

2CuCL+H2O=Cu2O+2H＋+2CL-

腐蚀的二次过程形成碱式碳酸铜和碳酸钙等盐类：

4CuCL+Ca（HCO3）2+ O2=CuCO3 。Cu（OH）2+ CaCO3+2 CuCL2

铜管表面的氧化亚铜膜在点蚀的形成过程中起了特殊的作用，它的外表面起阴极作用，内表面起阳极作用，成为一种双极性的膜电极，从而在蚀坑内溶液酸性条件下形成基本金属铜的自催化氧化而直至管壁穿透。

4 造成铜管点腐蚀的原因分析

根据腐蚀损伤铜管的分布特征以及腐蚀损伤的具体形态对腐蚀原因分析如下：

4.1 根据下部较上部腐蚀严重以及进水室较出水室腐蚀严重的现象，初步分析认为主要是由于沉积物下腐蚀所致。循环冷却水中泥砂的沉积、微生物粘泥的附着、水垢的生成，都能在铜管内壁形成沉积物。循环冷却水水质、杀菌处理、阻垢处理、循环水流速、清洗情况(胶球清洗、高压水冲洗等)以及凝汽器的停用等都是影响沉积物形成的因素。循环冷却水中的污物容易在水流不畅的部位沉积，如在进水室四周（主要在下部），在沉积物的部位，铜管表面供氧不充分，表面的钝化膜破坏后不能自动修复而形成腐蚀源，造成此部位的电位较未发生腐蚀的部位低，从而形成了大阴极小阳极的腐蚀电池，并加速了的此部位的腐蚀，形成了恶性循环，使有沉积物的部位很快腐蚀穿孔。同时由于沉积物造成铜管表面不同部位上的供氧差异和介质浓度差异，也会导致铜管的局部腐蚀穿孔。

4.2 2000年7月，由于铜管点腐蚀漏泄严重，我们将腐蚀部位的铜管和新铜管同时送沈阳腐蚀研究所进行检验分析，腐蚀研究所对新铜管检验后认为铜管的材质存在先天铸造、挤压过程中引起的显微缺陷，会严重影响材料的耐腐蚀性。材质在安装前就存在缺陷，导致缺陷处优先腐蚀穿孔。因此铜管的先天材质缺陷也是造成腐蚀的一个因素。

5 处理办法及防治措施

5.1 将剩余壁厚小于40％的941根铜管进行了更换或堵管，对剩余壁厚在40％～85％之间2889根铜管监督运行，对本次检测中因铜管中污物堵塞或内表面结垢而使探头没有完全通过的5649铜管也要监督运行。

5.2 重点做好凝汽器停备用期间的清洗工作，使铜管内表面保持洁净状态，防止停备用腐蚀。同时要经常对循环水滤网进行检查，发现破损应及时更换，防止石块等异物进入凝汽器卡塞铜管。目前凝汽

器的管板存在一定程度的腐蚀，待适当时机要对管板及铜管的管端进行涂胶防腐处理。

5.3 由于3号机组循环水使用的疏干水水质较差，悬浮物较多，极易在凝汽器铜管内沉积，因此在凝汽器投运期间，要重点做好胶球的清洗工作，确保胶球系统能正常投运，收球率达到95%以上，以最大限度的减少铜管内表面的污物沉积。

5.4 3号机组在1999年夏季，受循环水处理方式及水源供应紧张等因素的影响，铜管内表面结了少量的碳酸盐垢，特别是出水侧、水室的上部结垢较严重，对凝汽器的换热及真空造成了一定的影响，虽经几次高压水冲洗，但仍残存有部分碳酸盐垢。在机组投运后，加大了循环水处理硫酸的加入量，在运行中对凝汽器进行清洗，所结碳酸盐垢基本被清洗掉，提高凝汽器的换热效率。

5.5 应加强循环水的监督管理，合理调整水质控制浓缩倍率，合理选择阻垢剂，在不结垢的前提下安全、经济地选择加药量。可以考虑实施凝汽器铜管腐蚀的在线监测，以准确确定何种阻垢剂有效以及经济加入剂量，并掌握凝汽器铜管的实际腐蚀情况。

6 结论

通过本次3号机凝汽器铜管的涡流探伤检测，使我们全面地掌握了铜管的腐蚀状况，并有针对性地对存在问题的凝汽器铜管进行了更换治理，彻底解决了凝汽器运行过程中长期存在漏泄的问题。同时根据铜管的腐蚀特征及腐蚀分布情况，分析了造成铜管漏泄的原因，并采取有效措施，防止凝汽器铜管进一步腐蚀，机组启动后运行至今没有再发生铜管漏泄问题，确保了凝汽器良好的换热效率和凝结水水质。

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汽轮机凝汽器铜管的腐蚀与保养

凝汽器的腐蚀泄漏严重影响机组的水汽品质,威胁到机组的安全经济运行，各种机组投产以来，因凝汽器铜管泄露造成停机事故多起。对于亚临界纯直流锅炉来说，热力系统中的水汽品质提出了更高的要求,而凝汽器的腐蚀泄漏是严重影响机组安全运行的重要因素之一。统计数字表明,国外大型锅炉的腐蚀破坏事故中大约有30%是由于凝汽器管材的腐蚀损坏所引起,在我国这一比例更高。凝汽器腐蚀损坏除直接危害凝汽器管材之外,更重要的是由于大型锅炉的给水水质要求高,水质缓冲性小,冷却水漏入凝结水后迅速恶化凝结水水质,引起机组炉前系统、锅炉以及汽轮机的腐蚀与结垢。因凝汽器的损坏泄漏,常迫使机组降负荷运行,甚至停机,因此凝汽器的腐蚀防护工作至关重要。为此凝汽器冷却管的腐蚀一直为设计、制造和运行人员所迫切关注和高度防范的焦点问题，如果对这个问题给予充分的掌握和解决，就可以在汽轮机组的正常运行中可使凝汽器冷却管在蒸汽侧的腐蚀减少到最低或不发生。 凝汽器铜管的腐蚀因汽轮机凝汽器的构造、材质、使用条件和冷却水质等因素的不同，其腐蚀形式是多种多样的。一般常见的腐蚀有以下几种：1、溃疡腐蚀；2、冲击性腐蚀；3、脱锌腐蚀；4、热点腐蚀；5、应力腐蚀；6、腐蚀疲劳；7、蒸汽侧的氨腐蚀；8、由于用被污染的冷却水产生的腐蚀。

通过停机检修过程检查凝汽器管板腐蚀情况：

由于海军铜和钢两种金属的电极电位相差较大,在凝汽器检修检查中发现管板有明显的电偶腐蚀,尤其在胀口附近管板三角区腐蚀较严重,管板凹凸不平,有棘突状棕褐色腐蚀瘤,除去腐蚀瘤可见黑色腐蚀产物,一般腐蚀坑深度1～2ｍｍ,严重的可达5～7ｍｍ。

铜管的氨蚀：资料显示常温下氨水溶液氨的气液相分配比大约在7～10即汽侧氨浓度是凝结水的7～10倍,加上空抽区局部富集以及隔板处凝结水过冷的影响,空抽区的氨含量比主凝结水高数十或数百倍,个别情况下可达上千倍。当凝结水ｐＨ为9.3时,由ＮＨ4ＯＨ→ＮＨ+4+ＯＨ-的电离平衡可推算出凝结水中氨含量为0.37ｍｇ/Ｌ,如果ｐＨ控制不当,凝结水ｐＨ达9.5时,凝结水中氨含量为0.92ｍｇ/Ｌ,空抽区按浓缩1000倍计算氨含量分别为370ｍｇ/Ｌ和920ｍｇ/Ｌ。在如此高浓度的氨环境下,就容易产生氨蚀。有研究表明,氨含量小于100ｍｇ/Ｌ,少量的氨提高了溶液的ｐ

Ｈ,黄铜表面被覆盖的氧化物或氢氧化物所保护,腐蚀受到阻滞,而当氨浓度增大到能与铜离子形成可溶性铜氨络离子时(对ＨＳｎ70 1Ａ铜管,氨浓度约300ｍｇ/Ｌ以上),铜管的腐蚀速度剧增。氨腐蚀常表现为铜管外壁的均匀减薄,但隔板孔处由于凝结水过冷,溶解的氨浓度大大增加,引起铜管环带状的氨蚀而产生切痕,甚至导致凝汽器铜管的切断。 沉积物下腐蚀：沉积物下腐蚀是凝汽器铜管腐蚀的主要形态。循环冷却水中泥砂的沉积、微生物粘泥的附着、水垢的生成都能在铜管内壁形成沉积物。沉积物造成铜管表面不同部位上的供氧差异和介质浓度差异会导致局部腐蚀。铜被氧化生成的Ｃｕ2+及Ｃｕ+离子倾向于水解生成氧化亚铜,并使溶液局部酸化,加剧了腐蚀的发展。

循环冷却水水质、杀菌处理、阻垢处理、循环水流速、清洗情况以及凝汽器的停用等都是影响沉积物形成的因素,其中铜管清洗情况(胶球清洗、高压水冲洗等)的影响较为显著。如机组凝汽器的胶球清洗系统不能运行,铜管内壁形成沉积物,导致铜管沉积物下腐蚀严重,涡流探伤情况显示，铜管判废比例明显高于机组凝汽器胶球清洗系统正常运行的其它部位。

应力腐蚀：黄铜管本身对应力腐蚀破裂敏感,当同时存在足够大的拉应力和含氨的腐蚀介质时,会导致应力腐蚀破裂。曾出现过凝汽器空抽区黄铜管断裂，部分铜管中存在较大的拉应力,加之空抽区氨含量较高,经过一段时间运行,应力腐蚀不断加剧,最终导致铜管断裂。近年对在役凝汽器铜管涡流探伤中也发现部分铜管汽侧有裂纹,其中大多是位于空抽区的黄铜管,裂纹以横向为主,也有少量纵向裂纹,有的裂纹相当微小,在查漏中很难被发现,造成汽水品质长时间超标,有很大危害。 防护措施

停用检查与保养

凝汽器设备在停备用期间,由于设备中有水,而且铜管直接与空气接触,使设备停备用腐蚀速率远大于运行中腐蚀。采用停用超过3天,将水侧放空,打开人孔门通风干燥；短时间停用,维持循泵运行,防止循环水中的悬浮物沉积等措施,减缓凝汽器的停用腐蚀。

利用检修机会对凝汽器设备的腐蚀、结垢、清洁等情况进行检查,及时掌握凝汽器运行的第一手资料,并根据检查要求建立检查台帐,规范检查情况的记录,规范凝汽器铜管管样的制作、保管方法。由于涡流探伤检测出要漏而未漏的铜管,查出铜管中存在的隐患,涡流探伤检测是以电磁感应理论为基础,根据探头靠近导体时，导体产生的感应涡流影响探头中线圈周围的磁场,造成线圈阻抗增量发生变化来识别缺陷。,涡流探伤对掌握凝汽器铜管的现状,以便更好地进行维护保养工作有重要作用，对铜管质量进行把关，应加强检修中凝汽器铜管的涡流探伤工作。 循环冷却水加药处理

通常,提高凝汽器耐腐蚀能力有两种直接有效的途径1)更换凝汽器管材,选用耐蚀能力强的材料,(2)加强管理维护,改善循环冷却水水质,为凝汽器设备创造较为温和的环境。鉴于换管材代价很大,我们应注重于运行中循环冷却水的杀菌处理、阻垢处理、加缓蚀剂处理等维护工作。

循环水耗氧量(ＣＯＤ)高,即水中有机物含量高,为细菌和藻类的孳生、繁殖提供养料,导致粘泥的产生并在铜管内附着沉积。加强杀菌处理能杀灭或抑制细菌、藻类以及贝类等生物的生长,防止微生物腐蚀和粘泥附着产生的沉积物下腐蚀。考虑到细菌、微生物等的耐药性,可交替使用多种杀菌剂,以达到预期的杀菌灭藻效果。在选择杀菌剂时要进行杀菌剂对阻垢剂阻垢性能和铜缓蚀剂缓蚀性能的影响试验,根据试验结果确定杀菌方案。

铜管结垢不仅影响凝汽器的真空和端差,影响机组运行经济性,而且结垢后产生的垢下腐蚀严重威胁机组安全运行。随着节水和环保的要求不断提高,改进配方,尽量不用含磷阻垢剂,使用弱酸树脂处理的方法,成为循环水阻垢处理的发展方向。

保持铜管清洁

铜管内壁各类污物的沉积而产生的沉积物下腐蚀是凝汽器腐蚀泄漏的主要原因,因此保持铜管内表面的清洁至关重要。为了提高铜管的耐氨蚀能力,将机组排汽区更换为不锈钢管，空抽区部分海军铜管更换为白铜管，但在机组在做甩负荷试验后并网不久发现复水硬度大，停机后检查发现有一根铜管断裂。通过分析主要原因是更换不锈钢管之后由于支撑不适，在机组运行中发生振动剪切应力大，导致管子断裂。

凝汽器铜管结垢，是与胶球清洗不正常,胶球回收率低,胶球清洗没能将铜管中沉积的污物及时清除有直接的关系。 为保证胶球清洗的效果,对收球率低的胶球清洗装置及时进行检查、检修和改进,提高胶球收球率,并定期对铜管进行高压水射流清洗,使少数胶球未能清洗到及管口被杂物堵塞的铜管得以彻底清洗，上述现象即可得以缓解。 凝汽器管板的防腐处理

为了减缓和防止管板腐蚀,早在80年代各厂就在管板上除锈后涂环氧树脂,以隔离钢基体和冷却水的接触,收到一定的效果。但由于环氧树脂脆,与管板附着力较小,加上除锈及涂刷工艺较为落后,在水流的冲击下局部涂层会剥落,管板上这些局部裸露的部位成为阳极区而加速腐蚀,近年已逐渐改用涂防腐胶以及喷锌涂胶法。目前使用的喷锌涂胶法,先对已形成的较深的腐蚀坑进行冷焊修补,再对水室进行喷砂除锈及喷锌处理,最后涂防腐胶。喷锌处理形成的富锌层不仅能作为牺牲阳极保护碳钢管板,而且增加了胶层与碳钢的附着力,很大程度上克服了因局部除锈不彻底或清洗度不够造成的附着力差的问题。

使用防腐涂层,有力地防止了管板的腐蚀,但如果涂层不均匀或其它原因造成涂层的廓起、剥落、破裂等缺陷,缺陷部位的碳钢会成为腐蚀原电池的阳极而加重腐蚀。为了解决这个问题,许多发电厂对凝汽器水室进行涂胶联合外加电流阴极保护处理。以直流恒电位仪提供阴极电流,安装于凝汽器水室内的铂铌合金作为辅助阳极,被保护凝汽器外壳为阴极。阴极保护系统投运后,测量各参比点的钢板电位比起始值低0.2～0.4Ｖ。防腐涂层与阴极保护的联合使用,一方面有效防止了涂层缺陷可能产生严重的局部腐蚀,另一方面由于有绝缘的防腐涂层,可减少保护所需的电流。此外,阴极保护对铜管端部也形成保护,对防止铜管的脱锌腐蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀等均有一定效果。经过两年多的运行,保护效果显著,两次小修检查管板保护良好,铜管管口光滑,可见清晰的硫酸亚铁膜,未发现明显腐蚀结垢现象,未发生凝汽器泄漏,凝结水合格率为100%。 硫酸亚铁镀膜

硫酸亚铁镀膜是一种传统的铜管保护方法,但镀膜质量不好时反而会促进铜管腐蚀机组利用ＩＳＯ9002质量体系的管理方法对硫酸亚铁镀膜工作从临时系统的设计安装、成膜前的预处理、成膜中工艺条件的控制、成膜质量的评价、成膜设备的维护管理、成膜药品的质量检验等影响成膜质量的各个环节实行全面工序管理,有效地提高了成膜质量。

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凝汽器严密性差的主要原因

汽侧

1、汽轮机排气缸和凝汽器喉部连接法兰或焊缝处漏气。如采用套筒水封 连接方式，喉部变形使填料移动，填料压得不紧，或封水量不足。 2、汽轮机端部轴封存在问题或工作不正常。 3、汽轮机低压缸接合面、表计接头等不严密。 4、有关阀门不严密或水封阀水量不足。 5、凝结水泵轴向密封不严密。

6、低压给水加热器汽侧空间不严密。 7、设备、管道破损或焊缝存在问题。 水侧

1、胀管管端泄漏。采用垫装法连接管子和管板时，填料部分密封性不好。 2、在管子进口端部发生冲蚀。 3、冷却管破损。

330MW汽轮机凝汽器的作用及结构 5.1.1 凝汽器技术规范及结构 5.1.1.1 技术数据

凝汽器压力 0.0049 MPa 凝汽量 626.5 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 1.9 m/s 流程数 1

清洁系数 0.85 冷却水管数 24220 管长 12410 mm

水室设计压力： 0.45MPa 汽轮机排汽量： 695.83t/h 冷却管径： Φ1931 凝汽器进出水管径： Φ2020311 凝汽器冷却面积： 17500m2 凝汽器水阻： 4.5MH2O 凝汽器管材： HSn70－1B 5.1.1.2 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 Φ27336.5 凝结水出口管径 Φ52937 5.1.1.3 凝汽器主要部件重量

凝汽器长宽高 1733838300312960 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 1 壳体板及附件32 1206834431.5316 2 水室34 32503469032485 3 热井 121323378132041 4 上接颈 78903671031900 5 下接颈 121323671033800 管束 Φ1931.2312410(1180) 6 管束 Φ1931312410(1286) 管束 Φ1931312410(21754) 7 233隔板 440033440 8 43管板 440033250 9 抽汽管路s1 10 抽汽管路s2 11 抽汽管路s3 12 水位筒 13 凝结水出口装置

5.1.2 功能与结构

5.1.2.1 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。

重 量Kg 627032 815134 18904＋19252 13740 33954 0331 0835 129654 33822 310434 2044.632 1532 1279 162.1 1448 材 料 20g 20g 16Mn 20g 20g 20g HSn70-1B B30 HSn70-1B 20g 20g 20g 20g 20g 20g 20g c)凝汽器也用于增加除盐水（正常补水）以及抽空气等。 5.1.2.2 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 36352 分两半制造，即

78903335531980，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121003260033841，中间段尺寸是

121003230033841，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φ10236支撑，隔板与管子间用220311037.5 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50031000的方空与凝结水出口装置相连。隔板间用三根φ8935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1993100方孔，用三根方管合拼联成φ27336.5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φ1433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。 5.1.2.3 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 5.1.2.3.1 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。 5.1.2.3.2 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（0.7 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1.5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。

高压水射流清在洗凝汽器清洗应用

摘要 本文以高压水射流的原理为基础，论述了高压水射流技术清洗凝汽器在发电厂的具体应用，从清洗前后的技术经济比较表明，该清洗技术清洗凝汽器是一种事半功倍、效益巨大的好办法，值得积极推广。

前言 高压水射流技术在工业生产中的应用，是近几年发展起来的一门新技术，在我国电力系统中的应用还处于开始阶段，但带来的经济效益相当可观。

对于用高压水射流技术清洗凝汽器，国外在本世纪80年代初就进行了研究和试验，并在实际应用中获得了较好的效果。高压水射流技术的应用不只局限于凝汽器，在龙桥电厂还用于发电机空冷器、冷油器、汽轮机转子及隔板的清洗，本文主要论述其清洗凝汽器的应用情况。 高压水射流的工作原理主要有以下三点：

1．通过清洗喷咀将高压水的压力能转换成高速流体，正向、切向击向被清洗面，在被清洗面上产生很大的瞬时碰撞动量，这是高压水除垢、除灰、除焦的主要原理。

2、由于清洗喷咀在设计中其水束与被清洗面的法线方向有一定的夹角，这样易在铜管内壁与污垢之间形成带有压力的水膜层，产生对污垢由外向内的挤压，这种效果从清洗下来的垢块中可以看出，最大的垢块为203150毫米。

3．在清洗喷咀设计中要考虑到喷咀自身对水束的干扰，使水束在接触水垢的过程中产生强烈脉动。实践证明，如果考虑到这种因素，清洗效果就会更好一些。

一、高压水射流清洗所需要的设备和高压水射流的技术性质

高压水射流清洗工作系统见图1。对系统中的一些设备说明如下：

1.高压柱塞泵：给清洗工作提供高压水。一般的清洗工作要求该泵的出口压力在250-350公斤/厘米2，流量在3吨/时以上。压力的高低和流量的大小，对清洗速度和效果影响较大，一般的流量能满足一只清洗喷咀即可。

2.钢丝编织胶管：一般选用能耐压400公斤/厘米2的钢丝编织胶管。

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3.清洗操作杆：一般清洗直管和外表面时选用钢管，清洗弯曲管时选用钢丝编织胶管。喷咀的前进是利用喷咀水束产生的反作用力推进。

4.清洗喷咀：其结构要根据所清洗设备的构造和垢质等到具情况来确定。在工作水压确定后，根据试验可知喷咀结构是否合理。喷咀对清洗速度和效果影响很大，如果喷咀结构合理，清洗的洁净率可达100%。

利用高压水射流清洗设备时，由于清洗喷咀出口处水束的速度W0很大，一般都在100米/秒以上，喷咀孔一般都在3毫米以下，所以可将清洗喷咀出口后的水束看作是圆形紊流射流，又因所制做的喷咀距被清洗面很近，可将出口到被清洗面这段内水束看作为淹没自由射流。

图2为射流的速度分布变化示意图。流体由直径为D0的喷咀以初速度W0流出，在喷咀的出口截面上速度均匀都为W0。由于射流微团的不规则运动，特别是其中横向脉动速度所造成的、与周围介质间进行的质量交换，引起或带动周围介质的直径扩展，射流的速度降低。在喷咀出口边界内的射流核心区内，射流全部保持着其初速度W0，随着射流方向，射流核心区逐渐缩小，到达转折截面上成为一个点，因而射流核心区为一个底圆等于喷咀直径D0的圆锥形。射流沿x方向前进，射流边界层逐渐增加，射流体的速度逐渐降低，在射流的初始段，其中心还保持初速W0，在转折截面上仅射流中心点保持初速W0。转折截面以后射流的中心速度也开始逐渐降低，即在射流基本段的射流边界层内任何一点的速度都低于初速度W0。

二、清洗工作中各参数的确定

1.清洗水工作压力的确定

在前面曾提到，清洗水工作压力P的高低，对清洗效果影响很大。我们曾在凝汽器铜管上作过试验，清洗水流量基本不变，清洗水压分别用320、300、250、170、150公斤/厘米2作试验。发现清洗的洁净度随压力下降，压力在320公斤/厘米2以上时，洁净度为100%，压力低于150公斤/厘米2时，几乎没有除垢能力。通过理论计算，得知，射流对垢的作用动量与值成正比。国外是用P=（0.4-0.7）б来确定清洗水压力的，式中：б为铜管水垢单向耐压强度。根据我们的试验，且考虑到清洗速度，在一般情况下清洗水压力P不应低于如下关系： P≥0.8б (1)

一般情况下，凝汽器铜管内水垢单向耐压强度S=300-500公斤/厘米2，这样清洗水工作压力应在

240-400公斤/厘米2以上。从理论上可知清洗水工作压力越高，射流对被清洗面的作用动量也就越大。也就是说P越高，清洗效果就越好，清洗速度也就越快。考虑到目前国内生产的高压柱塞泵类型和工作可行性，并为了搬运方便，选用P值太高是不现实的，按（1）式选择清洗水工作压力已能满足需要，只是比更高的P值用的清洗时间较长而已。 2.清洗水流量的确定

这里所谓清洗水流量是指每一个喷咀所需要的流量。清洗水流量的大小在工作水压确定以后，对清洗喷咀的结构和清洗速度影响很大。国外也介绍了一个计算公式，通过试验，发现用这个公式计算，有两个缺点：第一是这个关系式带有一定的局限性，它是仅从凝汽器铜管清洗总结出来的，对其它清洗工作是否适用，还待验证；第二，这个公式没有考虑到清洗喷咀结构的变化。根据试验可知，按这个公式计算出来的流量偏小。在清洗水工作压力确定以后，应主要考虑喷咀小孔的个数和喷咀的出口流速。通过实践验证，用下式确定清洗水流量比较合理。 ∑Q0=1.2310－6n2πR02ω0 （2）

式中，∑Q0：每只清洗喷咀所用的流量（吨/秒）；n：清洗喷咀的小孔数；R0：清洗喷咀小孔半径（毫米）；ω0 ：清洗喷咀小孔射流的出口速度（米/秒）。上式中的系数主要考虑W0的计算误差和R0的加工误差及清洗中R0值的增大。按（1）（2）两式我们就可以确定清洗工作中所需要的高压柱塞泵。 3.清洗喷咀小孔数n的确定

清洗喷咀小孔数n的多少，主要由射流对清洗面的覆盖率E来确定。所谓覆盖率就是射流所作用的清洗面与被清洗面的比值。对凝汽器铜管来说，就是射流所作用的清洗面的圆周长L′与管子内圆长L″的比值。从道理上来说，E值越大越好，但E太大时，喷咀上的小孔数目太多，就会造成一部分高压

水的浪费。同时射流之间容易相互干扰。一般情况下，射流对清洗面的覆盖率E值接近100%就可以。某排喷咀一个小孔沿清洗管内壁分布Li：

Li= （0.5Si+D0i） （3）

式中，Si、Doi为对应Li的清洗喷咀小孔出口截面到清洗面的距离和喷咀小孔的直径。 α、β为射流与被清洗面法线方向沿圆周和轴线方向的夹角。 Si可以用下式近似求得： Si=

喷咀某排所需要的小孔ni: ni= 清洗喷咀所需要的小孔数n=∑ni

一般情况下，喷咀小孔数n=6-20个，n不能太少，否则清洗喷咀在管内不稳定，易偏向一侧，与清洗面发生摩擦。

4.喷咀出口截面到清洗面的距离S

由理论推导可知，在清洗水工作压力P确定，即W0确定之后，射流对垢面的碰撞动量几乎由喷咀出口截面的距离S来确定，且与S值成反比。S值取的太大，清洗所需要的碰撞动量不够；S值取的太小，一是被清洗的管内容易形成高压区，使管子产生变形或损坏；二是影响射流的覆盖率。一般情况下，S值的选取应遵守下列几点：

（1）如果所需清洗的垢质的耐压强度б较低时，S值可取得较大，否则S值较小。 （2）在一般清洗工作中，取射流体的工作区段在其基本段内，也就是 S≥5D0 （4）

S值大于或等于5倍的喷咀小孔直径。这个取值标准对所清洗的垢质比较松散的设备很好，但对垢质坚硬的设备清洗时还得修改。 如果按S≥5D0来选择S值，由理论计算可知，这时射流到被清洗面的平均速度仅为喷咀出口速度的20%。由此可知射流对单位面积垢面的作用动量也就很小，不易破坏垢面形成的张力。解决问题的办法一般是缩小S值，但S值最好不小于1.5毫米，否则就会导致覆盖率降低。我们解决这个问题的办法是，喷咀小孔分两排布置，第一排小孔的S值取得很小，第二排小孔S值取得较大，这样既考虑了射流对垢面的作用力，也考虑了射流的覆盖率。前排小孔S值小，对垢面的作用力大，将垢面的张力破坏后，所剩下的大量水垢仅靠附作力贴在管壁上，由后排小孔的射流来清洗，在实际应用中也证明这种喷咀结构合理，清洗效果很好。这样结构的喷咀前后排小孔要拉开一定的距离，防止产生射流之间的干扰。 5.射流与被清洗面法线方向的夹角α、β

在清洗喷咀结构上考虑射流与被清洗面法线方向沿圆周和轴线的夹角分别为α和β，主要有下列几点原因：

（1）射流垂直的冲击水垢面，只对水垢形成一个正向作用力，如果让它与清洗面的法线方向沿圆周和轴线方向有一定的夹角，这样射击流不光对垢面有一个正向作用力，而且还有一个沿圆周和轴线方向的切向作用力，切向作用力容易在垢和管内壁之间形成一定的压力，对垢形成向心的挤压，使除垢效果更好。

（2）由于在喷咀结构上考虑了射流与被清洗面的法线方向沿轴线有一定的夹角，除上述对水垢有一切向作用外，还有对工作后的水及冲下的水垢有一个向前的引射作用，减少射流的淹没损失，另外还有冲击喷咀前进方向障碍物的作用，减少射流的淹没损失，另外还有冲击喷咀前进方向障碍物的作用，对管内泥沙堵塞严重的设备清洗时，该夹角可适当取大些或在喷咀的正前方增加一个小孔。

（3）由公式（3）可知，由于在喷咀结构上考虑了α、β角，也使射流对清洗面的覆盖率增加。 α、β值一般取的比较小，且取α=β，如α、β取得过大，影响射流对清洗面的作用动量很大，通常取α=β＜30。。 6.喷咀小孔D0的选择

喷咀小孔的直径D0的大小与Wc、n、E、∑Q0等有关。一般情况下D0＜3毫米，在选取D0时应注意下列几个问题：

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