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凝汽器的安全经济运行

发布时间：2011/3/20 阅读次数：1710 字体大小: 【小】【中】【大】

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摘要：总结了某发电厂近几年来凝汽器设备系统运行中所发生的一些问题，如凝汽器冷却水脏、铜管泄漏、凝结水溶氧不合格、凝结水氢电导率超标，等等。提出了凝汽器及附属设备系统的检修改造措施和运行维护经验，如增装二次滤网、完善胶球清洗装置、加强凝汽器的查漏、凝汽器内回收水系统的完善、加强运行维护等。

关键词：凝汽器；安全运行；经济

凝汽器是汽轮发电机组的重要辅助设备之一，它的运行好坏，对整个机组运行的安全性与经济性有着很大的影响。某发电厂装有4台125MW机组，每台机组配备上海汽轮机厂生产的N125-13.24/535/535型汽轮机。每台汽轮机配置1台N-7100-Ⅲ型对分双流程表面式凝汽器。凝汽器内部设有淋水盘式真空除氧装置。每台凝汽器均配有2台12NL-60型凝结水泵，2台射水抽气器（Ⅲ期为CS-480-25-3型；Ⅳ期为CS-400-25-6型），2台250S-39型射水泵和2套DN1400胶球清洗装置。循环水系统采用岸边泵房直流供水系统，扩大单元制布置，每台机装有1台源江48I-23型立式离心泵，母管制供水，母管之间装有联络门，循泵进口设有粗格栅和旋转滤网，旋转滤网设有清洗系统。

1 存在的问题

1.1 循环水水质不良，凝汽器换热效果差

（1）原循环冷却水二次滤网设在循门坑内，因设备选型不符现场要求，塑料袋等大量杂物无法清理，控制部分也常被水淹，无法进行正常的清洗操作，造成滤网水阻过大，先后停用并拆除。

（2）原胶球清洗装置的江苏-DSQW型收球网（江苏省无锡县发电设备辅机厂生产）故障率高、收球率很低，致使胶球清洗工作基本停止，对凝汽器换热效果产生不利影响，增大了凝汽器端差。

1.2 凝汽器铜管经常泄漏，凝结水氢电导率长期超标

（1）凝汽器铜管经常发生泄漏，使凝结水出现硬度和氢电导率超标，造成给水系统、锅炉等设备的腐蚀与结垢。

（2）凝汽器在机组运行时的单侧找漏相当困难，特别对于微小漏点更是无能为力。

1.3 真空系统漏空气严重，凝结水溶氧长期不合格

（1）凝泵的盘根及进口管道在运行过程中时常漏空气，影响凝泵出力、增加凝结水含氧量，且泄漏位置不易判断。

（2）轴封加热器的疏水“U”型管高度不够（大约4.5m），运行时用手动疏水调节阀调整疏水流量，轴加水位不易控制，经常发生“U”型管内水柱被抽空，轴封加热器内空气进入凝汽器，影响机组真空及增加凝结水含氧量。

（3）给泵密封水回水进入回收水箱后未经真空除氧就被排至凝汽器热水井，增加了凝结水系统的含氧量。

（4）机组的真空严密性指标经常不合格，限制了机组带负荷能力，特别是夏季高峰负荷时，经常造成真空偏低、排汽温度偏高和调节级过负荷，也造成凝结水溶氧超标。

（5）除盐水母管的泄漏直接造成化学补给水水质不良。在一次利用除盐水配药过程中，除盐泵停运，由于正在配制试剂所用除盐水软管插入药液内，在机组化补水门未关的情况下，系统形成负压，药品由软管吸入补给水系统，导致系统水质严重污染。

1.4 锅炉水冷壁氢脆爆管

2001年3月22日,发生一次锅炉水冷壁氢脆爆管事故，分析其原因，认为与凝结水水质长期不合格有一定的关系。由于一贯只重视给水溶氧而忽略凝结水溶氧指标的控制，凝汽器铜管、轴加及各级低加铜管受到溶氧的侵蚀后，其产物会被给水携带，大多数沉积在水冷壁高热负荷区，并又转化为金属铜，与钢、炉水构成一个个会引发电化学腐蚀的电池，又遇炉水高含盐量及低pH（机组启动时水质监督不到位）时，相当于电池内电路导通，其腐蚀电流很大，腐蚀的速度也是很快的。

2 设备检修、维护与改造措施

2.1 二次滤网换型

在江边循环水母管上增装了无锡鸿翔电力辅机设备厂生产的20000t/h II型自动清洗二次滤网，其额定流量下的水阻小于0.003MPa。投运后运行情况良好，对保证热交换器冷却水质、保护凝汽器铜管起到了较好的效果。

2.2 胶球清洗装置换型

进行了各台机胶球清洗装置的换型工作，采用了无锡鸿翔电力辅机设备厂生产的WBS-1425型立式圆桶型收球网。它由二块带格栅的网板、转动轴、固定网板、电动推杆、外壳等组成。带格栅的网板总面积是出水截面的1.5倍左右。收球时其夹角为25°，平时网与管线平行，在收球网中部增设可调导流板，下部设可调阻尼板，还有防漏球的密封芯。投用后运行情况稳定，其收球率在90%以上，有效地清除了铜管内的污垢，提高了换热效率，降低了凝汽器端差。

2.3 凝汽器铜管更换，采用FeSO4造膜工艺

近年来，根据凝汽器铜管的运行状况，#11机凝汽器铜管全部拆除更换为不锈钢管， #13、#14机组凝汽器铜管进行酸洗，清理干净后进行FeSO4造膜和管板管口补胶工作，凝汽器管内壁生成一层致密的棕黑色Fe2O3保护膜，以阻止冷却水的侵蚀。为避免运行过程中Fe2O3膜的磨损，定期在凝汽器铜管胶球清洗结束后向冷却水中补加FeSO4，进行补膜处理。采用FeSO4造膜工艺后，凝汽器铜管的冲击损失、脱锌腐蚀、应力腐蚀均明显降低。

2.4 认真进行凝汽器铜管找漏

凝汽器运行中单侧找漏方法是蜡烛法或薄膜法，这种方法只对泄漏量较大的铜管有效，也是一种迫不得已的方法。根据铜管泄漏处理经验，更应该重视停机后的凝汽器加水找漏，必须采用压缩空气将铜管彻底吹干，从而准确判断泄漏或渗漏的铜管，针对性地进行处理，以达到真正的防微杜渐。更换的新铜管必须进行全面的探伤检查。

2.5 凝泵密封换型和找漏系统改进

凝泵的密封装置由填料密封更换为集装式机械密封，减少了运行过程中盘根处漏空气。

凝泵进口管道内部因为是负压，其滤网、法兰等处易漏入空气。为了在机组运行中查找凝泵进口管道的漏点，在凝泵出口逆止门前后加装了旁路系统。给备用凝泵找漏时，只需关闭备用泵的进口隔离门，开启备用泵出口隔离门和出口逆止门旁路门，就可将运行泵出口压力引至备用泵的进口隔离门后，使这段管路由负压变为正压，只需观察向外渗水的位置就可判断出泄漏点，方便了凝泵管路的找漏。

2.6 轴封加热器疏水U型管改造

弃用原来轴加疏水U型管，另外增设高约10m的单级U型管，机组运行时轴加疏水阀全开，不需调节，彻底解决了U型管内水柱被抽空后空气进入凝汽器的问题，并简化了运行调整操作。

2.7 给水泵密封水回水改造

将给水泵的密封水回水改排至凝汽器3.5m处,以便水中溶解气体逸出并被抽气系统抽走，使回水进一步真空除氧，降低了凝结水的含氧量。

2.8 利用检修机会为真空系统彻底查漏

由于机组运行中的凝汽器真空查漏比较困难，只有利用机组修机会对真空系统彻底查漏。如2000年#14机组真空长期偏低不合格，检修期间进行氦气查漏，发现中低压导汽管低压侧水平法兰、低压缸前后法兰结合面、本体疏水扩容器水平衡门前后法兰、轴封加热器疏水法兰、低加疏水阀等多处漏空气。经过处理，真空严密性试验由修前的1500Pa/min下降为90Pa/min。

2.9 加强除盐水母管的整治与管理

除盐水母管是机组启动和运行时的补给水管道，由于除盐水母管锈蚀严重，使得补给水水质不能保证，为此，将原有的近300m的除盐水母管全部更换为不锈钢管。同时，规范除盐水母管上所有支管及阀门的管理，尤其要明确临时使用除盐水的操作联系方式。

2.10 抽气系统互连

将13、14号机组的抽气系统互连。两台机组正常运行时，公用一台射水泵，节电效果明显。

3 运行维护措施

3.1 加强凝结水化学指标的监督

汽机和化学运行人员都要深刻理解凝结水化学指标的意义及超标时所造成的危害，加强水质指标的监控与分析，发现汽水品质不合格应及时做出调整，若属设备缺陷，应及时联系检修消缺。

3.2 运行时防止凝汽器水位过高

凝汽器水位过高以至淹没部分铜管，会使得凝汽器的有效冷却面积减小，真空降低，过冷度增大，凝汽器的除氧效果变差，造成凝结水管道的氧腐蚀。同时，水位过高对凝汽器的承力部件即基础上的六组弹簧的工作也是很不利的。所以，运行中特别是机组启停时要注意调整，防止因凝汽器补水量过大或凝泵出力不足而致使凝汽器水位的异常升高。

3.3 做好日常维护工作

（1）搞好循环水系统粗格栅的定期清理、旋转滤网的定期清洗和二次滤网的监控运行工作，保证冷却水质量。

（2）严格执行凝汽器的每天铜管胶球清洗、FeSO4运行中补膜以及每月一次的真空严密性试验。

（3）定期进行凝汽器循环水室的掏脏。

3.4 做好凝汽器的停用保护

为了减少凝汽器停用时的腐蚀，必须加强对机组停备用期间凝汽器铜管的保护。

（1）3天以内的临检，利用循环水进口旁路门对凝汽器充水，并使循环水侧保持流动状态。

（2）3天以上的临检或计划检修，缸温降到150℃后，应将凝汽器汽水侧排空，鼓风干燥铜管。

（3）机组C级检修时，应在循环水侧停运前，投用胶球清洗，并在停运前收好球；循环水侧停运后应将凝汽器排空，鼓风干燥铜管；必要时逐根清洗铜管，清洗后，凝汽器应保持干燥、通风直至机组检修结束。

（4）机组A、B级检修的启动前应进行凝汽器加水找漏。根据铜管泄漏频率情况，可选择进行铜管的涡流探伤工作。

4 结语

经过多年运行维护经验的积累和大量的设备改造和完善，自2004年以来，凝汽器及其附属设备工作良好，未发生凝汽器铜管泄漏、凝结水水质超标等故障，凝汽器的真空与换热端差也维持良好水平，为汽轮机的安全、经济运行提供了有力的保证。

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