凝汽器范文10篇

凝汽器范文篇1

【关键词】：凝汽器；铜管；不锈钢；冷却管

凝汽器是凝汽式或抽汽凝汽式汽轮发电机组的重要辅机设备,凝汽器的运行情况的优劣直接影响到整个机组的正常运行。而冷却管腐蚀是影响凝汽器安全稳定运行的一个主要隐患。

我厂两台6MW机组均配用的是N-560型凝汽器,冷却管采用的是Φ20×1的黄铜管,材质为HSn70-1A。两台机组运行至今已有近九年的时间,凝汽器的冷却管出现了大面积的泄漏现象,已经严重影响机组的安全运行,虽经过部分换管,但问题始终不能从根本上解决。所以我们决定对凝汽器进行换管,并考虑对冷却管进行重新选材。

目前,国内凝汽器冷却管采用的管材主要有黄铜、白铜、钛合金和不锈钢等。钛合金作为冷却管的新型工程材料,对各种水质都具有极强的耐蚀性。作为最耐腐蚀的结构金属,其密度小、强度高,并且在沸水环境的研究中,钛的腐蚀阻力显著地高于铜镍合金。在其他材料不能耐受侵蚀的情况下,钛可以说是最佳选择。由于钛管价格昂贵及安装费高,西方国家和我国都只限于滨海电站和核电站中应用,连接造成的电偶腐蚀和管内结垢仍有待解决,这些都限制了它的全面推广。因此下面只对白铜、黄铜和不锈钢进行比较。

1.材料性能

国内外常用的铜管和不锈钢管的化学成分、物理和机械性能。可以看出,不锈钢管从材料性能上有以下几个优点:

1)不锈钢管材料的强度大于铜管,从而提高冷却水管在运行过程中对汽侧的高速蒸汽及水滴的抗冲击能力。

2)不锈钢管的弹性模量大于铜管,表明其抗拉强度好,线膨胀系数低于普通铜管,减少来自内部的应力。

3)不锈钢管抗结垢能力强,因为污垢层与不锈钢的热胀系数差别很大,当受热时,由于线型曲率变化不等而自动脱落。

4)在凝汽器的空气冷却区内,经常积聚一些不凝气体,主要由氨气、二氧化碳等,铜管对氨气产生的腐蚀极为敏感,造成氨腐蚀。相反,不锈钢管抗氨腐蚀能力很强。

5)由于不锈钢的抗拉强度和屈服强度较大,所以不锈钢的使用寿命也相应的延长,一般不锈钢管的使用寿命在20年左右,而铜管的使用寿命只有10年左右。

2.传热效果:

虽然从铜和不锈钢材料的导热率看,铜的导热率是不锈钢的10倍,但热交换器总的传热系数是由多个因素决定的。热交换器的传热过程如下:

在以上的三个传热过程中,除铜的导热率比不锈钢高以外,不锈钢管在以下的几个方面具备优势:

1)不锈钢管和铜管相比高粗糙度的金属表面不会形成稳定的水膜,出就是说水膜热阻较小,增强了蒸汽与管外壁的换热效果。

2)因不锈钢的强度较大,同规格的管子可做的比铜管薄,这样以来管子的导热效果也得到相应的提高。

3)因为不锈钢管的壁厚较薄,其相应的内表面积也比同直径的铜管大,因此其对流换热效果也相应提高。

综合以上的几个方面,通过计算可知,采用薄壁不锈钢管的凝汽器和采用铜管的凝汽器换热效果基本相当。

3.经济性。

目前,国内凝汽器用薄壁不锈钢焊接管的技术已日益成熟,其价格也有了大幅度的下降,采用同规格的薄壁不锈钢和采用铜管时的价格相差甚微。公务员之家

凝汽器范文篇2

【关键词】凝汽器铜管不锈钢冷却管

凝汽器是凝汽式或抽汽凝汽式汽轮发电机组的重要辅机设备，凝汽器的运行情况的优劣直接影响到整个机组的正常运行。而冷却管腐蚀是影响凝汽器安全稳定运行的一个主要隐患。

我厂两台6MW机组均配用的是N-560型凝汽器，冷却管采用的是Φ20×1的黄铜管，材质为HSn70-1A。两台机组运行至今已有近九年的时间，凝汽器的冷却管出现了大面积的泄漏现象，已经严重影响机组的安全运行，虽经过部分换管，但问题始终不能从根本上解决。所以我们决定对凝汽器进行换管，并考虑对冷却管进行重新选材。

目前，国内凝汽器冷却管采用的管材主要有黄铜、白铜、钛合金和不锈钢等。钛合金作为冷却管的新型工程材料，对各种水质都具有极强的耐蚀性。作为最耐腐蚀的结构金属，其密度小、强度高，并且在沸水环境的研究中，钛的腐蚀阻力显著地高于铜镍合金。在其他材料不能耐受侵蚀的情况下，钛可以说是最佳选择。由于钛管价格昂贵及安装费高，西方国家和我国都只限于滨海电站和核电站中应用，连接造成的电偶腐蚀和管内结垢仍有待解决，这些都限制了它的全面推广。因此下面只对白铜、黄铜和不锈钢进行比较。

一、材料性能

国内外常用的铜管和不锈钢管的化学成分、物理和机械性能。

可以看出，不锈钢管从材料性能上有以下几个优点：

1)不锈钢管材料的强度大于铜管，从而提高冷却水管在运行过程中对汽侧的高速蒸汽及水滴的抗冲击能力。

2)不锈钢管的弹性模量大于铜管，表明其抗拉强度好，线膨胀系数低于普通铜管，减少来自内部的应力。

3)不锈钢管抗结垢能力强，因为污垢层与不锈钢的热胀系数差别很大，当受热时，由于线型曲率变化不等而自动脱落。

4)在凝汽器的空气冷却区内，经常积聚一些不凝气体，主要由氨气、二氧化碳等，铜管对氨气产生的腐蚀极为敏感，造成氨腐蚀。相反，不锈钢管抗氨腐蚀能力很强。

5)由于不锈钢的抗拉强度和屈服强度较大，所以不锈钢的使用寿命也相应的延长，一般不锈钢管的使用寿命在20年左右，而铜管的使用寿命只有10年左右。

二、传热效果

虽然从铜和不锈钢材料的导热率看，铜的导热率是不锈钢的10倍，但热交换器总的传热系数是由多个因素决定的。热交换器的传热过程如下:

在以上的三个传热过程中，除铜的导热率比不锈钢高以外，不锈钢管在以下的几个方面具备优势：

1)不锈钢管和铜管相比高粗糙度的金属表面不会形成稳定的水膜，出就是说水膜热阻较小，增强了蒸汽与管外壁的换热效果。

2)因不锈钢的强度较大，同规格的管子可做的比铜管薄，这样以来管子的导热效果也得到相应的提高。

3)因为不锈钢管的壁厚较薄，其相应的内表面积也比同直径的铜管大，因此其对流换热效果也相应提高。

综合以上的几个方面，通过计算可知，采用薄壁不锈钢管的凝汽器和采用铜管的凝汽器换热效果基本相当。

三、经济性

目前，国内凝汽器用薄壁不锈钢焊接管的技术已日益成熟，其价格也有了大幅度的下降，采用同规格的薄壁不锈钢和采用铜管时的价格相差甚微。公务员之家

凝汽器范文篇3

关键词：凝汽器；端差高；分析及对策

引言

1机组运行一段时间以来，凝汽器端差一直偏大，在12~30℃内变动，严重影响了我厂汽机运行的安全，降低了汽机的经济性，对此我们通过调查分析。着重判断分析端差偏高的原因。并在此基础上提出一些对策。

一、凝汽器端差值的意义

值是指凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却出口温度之差。它是反映凝汽器铜管的污垢或凝汽器内是否积存空气的主要监视数值之一，是凝汽器运行的主要监视指标，值一般不应超过10℃。值的变化标志着凝汽器运行状况的好坏，可作为判别凝汽器运行状态的依据。

二、凝汽器端差值的影响因素

值的大小决定于抽汽器效率、凝汽器构造（铜管的布置方式及换热面积）、管子内外表面清洁度、冷却水流量和流速、冷却水入口温度、进入凝汽器蒸汽流量、真空系统严密性等。以上除了设计因素外，主要取决于铜管内外表面的清洁度和真空系统的严密性。

三、分析

对于正常运行的凝汽器（铜管无积污积垢现象、真空系统严密）值可用下面的经验公式计算：

=n×（dn+7.5）/（31.5+t1）d。=qml/A式中:qm蒸汽负荷，kg/h；dn凝汽器单位面积的蒸汽负荷，（kg/m.h）；A：凝汽器的传热面积，m2；n：常数，用设计条件下的t1和d。及值代入求得。通常=5-7。据此，假设凝汽器运行正常，指铜管无积污积垢现象、真空系统严密，则代入n、t1、d。可算出我厂的值，若值小于实际运行的值，则说明凝汽器运行不正常，要么是铜管堵塞、结垢、要么是真空系统不严密，要么是两者都有之。我厂A=560m2、qmm=27000吨/h、h=5℃（冬季平均温度）、n=5~7，代入经验公式得：理论min=7.60、理论max=11.64

从以上计算可以看出，我厂实际运行的值偏大(12~30℃)。尽管小机组可以略高一点，但不能高得离谱，否则安全性、经济性将受到大的影响。为查清具体原因，作以下判断：判断一：假设真空严密，首先可以通过做真空严密性试验来确定是真是假；其次可以通过查阅汽机运行记录来判断，真空严密性不是很好，这是导致端差过高的主要原因之一。判断二：现场打开凝汽器人孔门，检查铜管积存污泥、结垢情况。自2009年3月份清洗过后，铜管一直未清理，从冷却塔内挂片来看，结垢尚无，但污泥很多，由此判断，铜管水侧很脏。随后1汽轮机停机检查也证实，铜管水侧有大量污泥积存和老垢（很薄，投产前有一段时间没有加药造成）。没有明显结垢现象。大量积存的污泥及其它悬浮物，极大地降低了铜管的换热效果，进而端差增大。我厂冷却水在2009年9月份换用了新的阻垢缓蚀剂，当时由于在运行期间，采用的是部分换水，而新的阻垢缓蚀剂跟以前的药剂性质不一样，相溶性较差，同时新药剂剥离效果相当好，最终导致一部分剥离下来的污泥及其它悬浮物沉积在铜管水侧，这是导致端差过高的主要原因之二。

四、对策

4.1提高凝汽器胶球清洗装置的清洗收球率，加强清洗效果。每台汽轮机凝汽器循环水系统配置有两套运行的胶球清洗装置，其清洗原理为：将比重接近于水的胶球投入到凝汽器循环水进水中，利用循环水的流动力迫使胶球在反复循环通过凝汽器铜管时，对凝汽器铜管内壁进行撞击和磨檫，从而达到将凝汽器铜管内壁的泥垢清洗干净的目的。

为了提高凝汽器胶球清洗装置的工作效率，我们可以采用以下一系列技术措施：①改善胶球清洗装置收球网的工作特性。收球网刚度不够变形、收球网马达功率过小、收球网穿孔、收球网给垃圾堵塞等情况发生时，应通知检修配合，对收球网进行检修整改，确保收球网马达力矩足够，确保收球网刚度足够，以及确保收球网关闭严密，防止收球网关不到位，造成大量胶球漏入江中，降低胶球清洗装置循环清洗效果。

②改变凝汽器循环水水流动动力。应加强循环水二次滤网的清洗，提高凝汽器循环水进水压力，同时也可以通过调整凝汽器循环水出水门，使循环水排水压力为0~0.01mpa，确保凝汽器循环水有足够的动力带动胶球在凝汽器铜管内进行流动和循环清洗。当然，应该做好对装球室的放空气工作。

③采用合适尺寸的胶球。根据机组凝汽器铜管的设计内径及污脏程度，采用不同尺寸的胶球进行铜管清洗，另外，还可以根据判断凝汽器铜管结垢的不同情况（经常分为软水垢和硬水垢）而采用不同的胶球进行清洗。

4.2加强真空系统的查漏、堵漏工作由于凝汽器的蒸汽侧是在高负压状态下运行，因此凡是与凝汽器汽侧相连接的管道，如果有空气漏入，均会进入到凝汽器。大量的不凝结气体聚集在凝汽器中，将会造成凝汽器内传热恶化，最后必将使凝汽器排汽温度升高，同时凝汽器排汽饱和温度也升高，导致凝汽器端差升高，凝汽器真空降低。因此，只有当班运行人员认真负责，经常分析，勤加检查，发现凝汽器端差升高，凝汽器真空降低时，经过分析为真空系统漏空气时，应该立即对泄漏的管道和设备加以堵漏或隔绝。

4.3增加射水泵及射水抽气器的出力射水泵及射水抽气器由于使用的是开式循环系统的循环水，水温在夏季经常超过设计值，并且水质较差，会腐蚀射水泵及射水抽气器，而且经过长期运行后，管道内部出现结垢现象，上述原因都会导致射水抽气器出力不足，部分不凝结气体，将无法抽离凝汽器，使凝汽器中有残余未凝结气体，从而恶化排汽凝结环境，使凝汽器排汽升高，造成凝汽器端差升高。公务员之家:

凝汽器范文篇4

关键词:凝汽器；过冷度；经济性；安全性

一、引言

凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅助设备，是汽轮机组系统的重要组成部分，它工作性能的好坏直接影响着整个机组的热经济性和安全性。而凝汽器运行状态的优劣集中表现在以下三个方面:是否保持在最佳真空、凝结水的过冷度是否最小以及凝结水的品质是否合格。其中凝结水的过冷度越大，说明被冷却水带走损失的热量越多，而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补，从而导致整个热力系统热经济性降低。而且过冷度越大，凝结水中的含氧量也越多，从而加速了相关管道、设备的腐蚀速度。因此需从各个方面对凝汽水过冷度加以重视并采取措施使其减到最小，以此来提高机组运行的经济性和安全性。

二、凝结水过冷度的定义和表示方法

2.1定义

凝结水过冷度表征了凝汽器热水井中凝结水的过度冷却程度，凝汽器热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差即称为过冷度。

2.2表示方法

温度形式:

Δtn=ts-tc

式中:Δtn—凝结水过冷度；

ts—凝汽器绝对压力下的饱和温度；

tc—凝汽器热井中凝结水温度。

三、过冷度产生的原因

凝汽器运行中产生凝结水过冷却现象可能是凝汽器设计中的问题，也可能是运行不当而产生的，一般主要原因有以下几个。

3.1凝汽器内管束排列不好

在旧式结构的凝汽器上，凝结水过冷度可能很大。这些凝汽器通常均为非回热式的，凝汽器内由于冷却水管束布置过密和排列不当，使汽气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时存在很大的汽阻，引起凝汽器内部绝对压力从凝汽器入口到抽气口逐渐降低，使得凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度，形成了过冷度。这同时造成了蒸汽负荷大部分集中在上部冷却管束处，蒸汽所凝结的水通过密集的管束，又在冷却水管外侧形成一层水膜，又起到再冷却凝结水的作用，加之排汽不能回热热水井中凝结水，进一步加剧了凝结水的过冷却。

3.2空气漏入凝汽器或抽气器工作不正常

机组运行过程中，处于真空状态下的汽轮机的排汽缸、凝汽器以及低压给水加热系统等部分，若有不严密处，则会造成空气漏入；另一方面，抽气器工作不正常，不能及时地把凝汽器内漏入的空气抽走。这两方面使得凝汽器内积存的空气等不凝结气体增加，这不仅会在冷却水管的表面形成传热不良的空气膜，降低传热效果，增加传热端差；同时还使得凝汽器内的汽气混合物中空气成分的增高，造成空气分压提高、蒸汽分压降低，而凝结水是在对应蒸汽分压的饱和温度下冷凝，所以此时凝结水温度必然低于凝汽器压力下的饱和温度，因而产生了凝结水的过冷却。

3.3凝结水水位过高

运行过程中，由于凝结水泵真空部分漏入空气或其它故障，使凝汽器热井中凝结水水位过高，淹没了下部的冷却水管，这样冷却水又带走一部分凝结水的热量，使凝结水再次被冷却，过冷度必然增大。

3.4冷却水漏入凝结水内

凝汽器内冷却水管破裂，造成冷却水漏入凝结水内，使凝结水温度降低，过冷度增加，此时还伴有凝结水硬度增大的现象发生。

3.5凝汽器冷却水入口温度和流量的影响

现代电站凝汽器通常为回热式的，具有合理设计的管束结构，汽阻极小，在额定的设计工况下运行时，凝结水过冷度实际可为零。在这种情况下，凝结水过冷度主要受凝汽设备运行工况因素的影响，其中最重要的因素是凝汽器冷却水的入口温度和流量。

试验与运行经验表明，在一定的蒸汽负荷下，当冷却水入口温度降低或流量增加时，凝汽器压力降低，真空增加，进入热井的凝结水的过冷度将增大。

3.6蒸汽负荷的影响

凝汽器蒸汽负荷的大小对凝结水过冷度也有一定的影响。根据前苏联ВТИ的试验结果，对于汽流向心式凝汽器，随着蒸汽负荷的提高，过冷度增大；而对于汽流向侧式凝汽器，蒸汽负荷升高时，过冷度减小。对于旧式非回热式凝汽器，蒸汽负荷减小时，不可避免地会引起过冷度增加。

3.7将温度较低的补充水直接补入凝汽器的热水井

机组在运行过程中，由于锅炉排污等原因，导致工质在循环过程中产生了汽水损失，因此为了满足汽轮机进汽量的需要，必须及时补入到汽水工质循环系统中。补充水补入的位置有除氧器和凝汽器两种方案，如果采用补入凝汽器方案，冬天时补充水温度一般低于设计工况时凝汽器中凝结水温度可达十几摄氏度。这样将温度较低的补充水直接补入凝汽器的热水井，并且在补充水流量较大时，势必会造成凝结水温度的降低，致使过冷度增加。

四、过冷度对机组运行经济性和安全性的影响

4.1对机组运行经济性的影响

凝汽器过冷度会增加冷源损失，引起作功能力的损失，降低系统的热经济性。

通过对N15一4.9/470型汽轮机实例计算结果表明，当凝结水过冷却度增加2℃时，新蒸汽等效焓降减少0.457kJ/kg，机组效率相对降低0.051%，电厂标准煤耗增加0.198g/kW.h。假设该机组年运行小时数为7500h，那么，一台该型号机组每年多耗标煤为147.6t，相当于每年多支出燃料成本3.1万元。可见，凝结水过冷度对机组的经济运行有明显的影响，是一项不可忽视的指标，因此采取各种措施降低凝结水过冷度是十分必要和有意义的。

4.2对机组运行安全性的影响

凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量增加，这将导致凝汽器内换热管、低加及相关管道阀门腐蚀加剧，以致降低设备的使用寿命，不利于机组的安全运行。这同时也加重了除氧器的工作负担，使除氧器的除氧效果变差，严重时会腐蚀处于高温工作环境下的给水管道和锅炉省煤器管，引起泄漏和爆管。据统计，2003年某电厂凝汽器冷却水管腐蚀造成的泄漏，使凝结水硬度超标，迫使机组降低出力带负荷查漏次数多达5次。可见，凝结水过冷度的存在对机组运行安全性极为不利。

五、减少凝结水过冷度的对策

通过上述对凝结水过冷度产生原因及其对机组运行经济性和安全性的影响的分析可以看到，凝结水过冷度的存在威胁着机组运行的安全性和可靠性，同时也会降低机组运行的经济性。因此须从设计、改造、检修以及运行维护等各个环节对其采取有效措施，以期降低凝结水过冷度，提高机组运行的经济性和安全性。

5.1设计中所采取的对策

(1)在冷却水管束设计中改进管束的布置，在管束结构中适当留有足够宽的蒸汽通道，这除了可以保证汽流均匀进入管束各区域外，还可保证部分排汽可直接通至凝汽器底部，以加热凝结水，减少凝结水过冷度；同时应使抽气口位置离开凝结水远一些，以减少凝结水过冷度；

(2)从凝汽器入口至抽气口的路径应力求直接，且有足够的流通面积，蒸汽进入管束的流速不超过40m/s～50m/s，蒸汽沿程阻力尽量小，以减少汽阻，降低凝结水的过冷度；

(3)合理选择凝汽器内的淋水装置，优化设计循环冷却水量；

(4)汽轮机排汽口与凝汽器的连接采用柔性连接，以防止运行中膨胀不畅导致空气的漏入；

(5)对于排入凝汽器的各种疏水、补充水、再循环水及其它附加流体，接至凝结器的位置一定要高于凝结水水位，最好接至凝结器上部蒸汽空间，并装折流档板，防止冲刷冷却水管，以除掉这些水源中的空气，减少对凝结水溶氧及对过冷度的影响；

(6)利用锅炉连续排污对补充水进行加热，以减少补入凝汽器的补充水对凝结水的过冷却。一般凝汽器的补充水箱与除氧器、连续排污扩容器布置在同一平台处，因此可在补充水箱内加装一组管式换热器，由连续排污扩容器引出一管，将排污水送入换热器中作为热源，(下转76页)(上接75页)以加热补充水，然后再排入地沟。

5.2改造中所采取的对策

旧式凝汽器通常均为非回热式的，冷却管束通道很窄，汽阻很大，可达1.3～2.0kPa，这本身就可使过冷度达到5℃～10℃。对于这些老式凝汽器，凝结水过冷度与工况因素几乎无关，消除这种过冷现象唯一有效的措施是改造凝汽器冷却管束结构。如:

(1)拆除一部分冷却水管(减少一部分冷却面积)，让排汽可深入到冷却面中部，并留有足够的宽度，但不穿通，使蒸汽能沿着冷却面作均匀的分配，并使凝结水加热到排汽温度；

(2)在冷却管束中合理布置一些集水、排水元件；

(3)限制管束中汽流流速，使其尽可能不超过40m/s～50m/s。

5.3检修中所采取的对策

(1)对真空系统进行灌水查漏，重点检查凝汽器喉部、低压抽汽管路、低压缸轴封蒸汽进出管道焊口、低压缸法兰接合面、热井焊接处、凝结水管道法兰连接处、凝汽器水位计接头处、疏水扩容器焊接处、与热井连接的真空系统阀门等部位，并修补泄漏处；

(2)检查凝汽器内的淋水装置；

(3)对凝汽器水位调节器和轴封压力调节器进行检修；

(4)对抽真空系统进行检修，保证抽气设备的正常工作，以便运行时可及时抽出凝汽器内不凝结气体。

5.4运行中所采取的对策

5.4.1保证真空部分的严密性

保证真空部分的严密性，防止空气漏入，同时正确配置抽气器。这不仅是为了维持凝汽器内的高真空度，也是防止凝结水过冷的有效措施之一。投运行轴封压力调节器，并将轴封压力控制在规定值内，以防止空气从轴封漏入，影响凝汽器真空。公务员之家

5.4.2对凝结水水位及水质的监视与控制

为了消除运行中凝结水水位过高而造成的凝结水过冷却现象，一方面除了要求运行人员对凝结水水位严格监督外，另一方面可通过装设凝结水水位自动调节器和报警装置，使凝结水水位保持在正常范围内。同时，还可以利用凝结水泵本身的运行特性，采用凝汽器低水位运行的方式。

运行中凝汽器冷却水管腐蚀泄漏，会引起凝结水硬度超标，过冷度增大。若水质超标不严重，可在循环水入水口处放入木糠堵漏；若水质超标严重，则采取运行中降负荷半边凝汽器查漏方法堵漏或停机时堵漏。

5.4.3对冷却水的流量和入口温度调节和控制

冬季冷却水温较低时，为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电，应减小冷却水流量。当循环冷却水泵采用母管制连接时，可通过改变运行的水泵台数或者关小压力管道上的阀门来调节冷却水流量。如果循环冷却水泵采用单元制配置，需通过改变水泵工作叶片旋转角度来调节出力，或用改变电动机电极对的数目以改变转速来改变出力，或通过改变循环冷却水泵的工作台数来调节出力。对于具有空气冷水塔的机组，可通过调整运行中的多级变速风机的速度和和数量来控制冷却水温度，调节冷却水流速以获得零过冷度。

六、总结

对于凝汽器内凝结水过冷度的问题，本文从各个方面分析了凝结水过冷度产生的原因，详细阐述了其对机组运行经济性和安全性的影响，并提出了减少凝结水过冷度的对策。在凝汽设备的运行监测中，凝结水过冷度是一个不容忽视的性能指标，因此应在设计、改造、检修以及运行维护等各个环节采取措施控制和消除凝结水过冷度，来提高机组运行的经济性和安全性。

参考文献

1、《汽轮机设备运行》中级工中国电力出版社1997年2月第一版

2、《汽轮机运行》中国电力出版社1995年4月第一版

3、15MW、50MW、125MW机组厂家随机资料

凝汽器范文篇5

1.1技术方面

早在20世纪末，我国就对老式汽轮机开展了一系列的技术改革。历经多年的实践，我国在汽轮机节能方面的革新已取得了很大的成就。经过技术改造之后的汽轮机不但可以有效降低能耗，同时还能够有效地提升热效率，提高能源的转换率，而且还可以有效提升汽轮机运行的安全性与稳定性。因此，目前我国已充分具备对汽轮机实行技术改造与技术节能的基本条件。

1.2经济方面

在对火电厂的汽轮机实施技术革新以前，必须要首先了解技术革新后的成本收益，从而尽量避免为实现节能目的而投入太多成本现象的发生。通过大量的革新成功案例分析可知，与对现有汽轮机实施改造花费的成本相比，购买新式汽轮机所花费的成本要高出很多，并且经过一系列的改造后，可以大大降低汽轮机的能耗量，同时不会影响到火力发电厂的经济效益，因此，从经济方面分析，改造汽轮机具有可行性。

2火力发电厂汽轮机能耗高的部位及原因

2.1汽轮机组能耗高的原因

汽轮机是火力发电厂中的一种原动机。一般情况下，汽轮机主要是与泵、发电机、锅炉以及凝汽器等设备进行配套使用。汽轮机耗能量大的主要原因有以下两点：（1）汽轮机本身、喷嘴室以及外缸极易发生变形，低压缸出汽边水腐蚀的现象也非常严重，隔板汽封以及轴端汽封的漏气现象非常严重，调节阀油动机的提升能力不强，气阀压损大，热力系统也极易发生泄漏现象等；（2）汽轮机组运行与调整，并未选择有效的优化运行方式、凝汽器真空偏高以及冷却水温度过高等都会增加能耗量，从而增加火力发电厂的成本支出。

2.2水冷凝汽器方面存在的问题

在水冷凝汽器方面主要存在以下问题：（1）冷却水水质。如果冷却水的水质不佳，那就极易导致凝汽器的钢管出现结垢现象，从而对汽轮机排汽换热操作产生一定的影响；（2）耗水量较大。在水冷凝汽器发电机组中，其多于90%的耗水量都会在冷却塔内蒸发；（3）凝汽器发生泄漏现象，冷却水会流入一定量的凝结水并且进入到锅炉中。给水质量较差会造成汽水的品质超出标准，而给水在长期超标的状态下或是有大量的冷却水进入到系统中，都会造成锅炉水冷壁产生比较严重的结垢现象，进而会引发垢下腐蚀，然后水冷壁管会发生爆炸或者鼓包现象，而且还会造成蒸汽中带有大量的盐分，使得流通部分以及汽轮机阀门产生比较严重的盐垢，不但会减小通流面积，而且还会降低机组的出力。除此以外，在调节汽门以及主自动汽门发生严重积垢现象之后，极易产生卡涩，进而导致机组超速。

3火力发电厂汽轮机运行节能降耗的措施

3.1降低冷却水温

在开式循环系统当中，外界的自然条件会直接决定冷却水的温度。然而在闭式循环系统中，影响冷却水温度的因素不仅包括自然条件，同时还要受到设备运行情况的影响。所以，为了能够定期、有效地检查循环水的水质，要深入分析实际情况，必要时可以加入一定的药品。在冷却水塔运行过程中遇到障碍的时候，其出水口的温度会大大提升，所以为了能够有效保证水塔的正常、稳定运行，必须要严格制定与充分贯彻落实维护责任制，要定期检查水塔内部的填料、喷嘴以及排水槽的运行情况，从而有效防止发生局部阻塞而对冷却效率所产生的不良影响。

3.2保证锅炉补给水的温度

如果给水温度偏低，不但会增加锅炉燃煤量，而且还可能会造成锅炉排烟量温度的急剧上升，增加排烟所带来的热损失，进而降低锅炉的生产效率。对此可以采取以下措施给予解决：

3.2.1在气轮机组大、小修检查时对加热器实施检漏操作。对高加筒体以及水室隔板实施密封性检测操作，对加热器铜管实行漏检操作。一旦水室隔板加工焊接不良进而引发质量问题，那么往往会导致高压给水出现“旁门左道”现象，而一些铜管会缺乏经过加热操作，这样就会大大影响到蒸汽与水之间的热量交换，导致水温无法上升；加热器受热面筒体密闭性产生问题，这样就会在发生阻塞时，减少蒸汽对给水的热交换，从而降低水温。

3.2.2保证加高的顺利运行。为了有效提升锅炉的给水温度，可以对加高采用以下操作：（1）合理选用疏水器；（2）合理选用换热器。例如可以选用管板U型管式高压加热器，其具有传热速度快及焊口少的优势；（3）合理调整加高进汽量。

3.3保持凝汽机的最佳真空状态

作为火力发电厂汽轮机组的一个必不可少的组成部分，凝汽器主要是负责把汽轮机的排汽经过冷却后凝结成水，从而产生高度的真空，这样就可以促使进入到汽轮机内部做功的蒸汽发生膨胀直到低于大气压，从而增加做功。假如凝汽器无法正常稳定地运行，那么就会严重影响到汽轮机组的稳定、安全运行。所以，为了有效实现火力发电厂的节能目标，必须要保持凝汽器达到一个最佳的真空状态。对此，可以采取以下措施：

3.3.1清洗冷却面。由于在凝汽器内经常会存在一定的污垢热阻，而这也可能会阻碍到传热过程的顺利进行，因此必须要对此给予充分的重视。在凝汽器的运行过程中，循环冷却水往往是选用经过严格预处理的厂内水，而且还要严格安排冷却面清洗的周期。在通常状况下，清洗冷却面时往往会采用由酸洗法与干洗法组成的二步法。因为冷却面结垢往往是经过长时间的累积后才会对真空产生影响，所以为了能够有效判断冷却面是否存在结垢现象，那么就可以将其与冷却面洁净时所产生的运行数据进行对比分析。在冷却面结垢以后会大大增加凝汽器冷却管中的阻力损失，因为在冷却面结垢的初始阶段，污泥会比较多，而且结垢比较疏松，那么此时就可以选择采用干洗法。此方法的主要操作步骤如下：借助汽轮机日开夜停的契机，利用除氧器中的热水将凝汽器的汽侧灌满，然后再利用风机将冷却管的内部吹干，在确保泥垢已经出现龟裂现象以后，再利用冷水将其冲洗干净。假如凝汽器的冷却铜管装结有比较坚硬的泥垢以后，此时真空降低，就会严重影响到设备的正常运行，那么就应该选择酸洗法。此方法的操作步骤如下：选择浓度为5%的有机酸作为主洗剂，然后对铜管实施清洗操作。当腐蚀的速率低于标准1m2/h的时候，要在其中加入浓度为0.2%的氢氟酸、浓度为0.5%的铜腐蚀剂以及酸腐蚀剂，除此以外，还要加上一定量的渗透剂，要按照O.1m/s的流速实施循环清洗操作，同时需要注意的是必须将水温保持在40℃左右。在测试连续两次的酸度能达到相同数值时就可以结束清洗操作，之后再利用高位冷却塔水源进行大流量的反复冲洗操作，并且在其中掺入一定量的工业磷酸三钠，经过反复中和之后，再将其排放出去。如果经过酸洗之后的铜管颜色为铜黄色，那么就可以判断并没有过洗现象的发生。因为循环水中含盐的数量非常低，因此在运行一段时间之后，铜管的表面就会产生一层致密的Cu（OH）2保护膜，这层膜可以有效隔离水和铜表面的接触，进而有效避免腐蚀现象的发生。

3.3.2降低凝汽器的热负荷。为了有效提升凝汽器的热效率，可以采取有效措施设法降低凝汽器的热负荷。对此，可在凝汽器的喉部加设一套装置，操作方法如下：第一种方法，可以在凝汽器的喉部加设一套雾化式喷头，借助于接触式传热的作用，能够有效地吸收一定量的凝汽器凝结热，这样就可以使一些补充的除盐汽水在凝汽器中生成一个混合式的凝汽器，从而能够有效降低表面式凝汽器的热负荷，进而将凝汽器保持在一个良好的真空状态；第二种方法，将一个表面式加热器加设在凝汽器的上部与排气缸喉部之间的空间内，并将此加热器的入口与工业水系统连接起来，将其出口送达到化学供水系统，然后实现对生水的加热操作。尽管此方法可以有效降低凝汽器的热负荷，然而其也存在一定的弊端：首先，其会增加凝汽器支撑的质量载荷；其次，由于新装的生水加热器铜管会加设在汽轮机组凝汽器冷却水铜管的上方，这样就会产生一定的气阻。所以，为了能够有效解决此方法所产生的不良影响，在制定工程设计方案以及施工的过程中要充分考虑实际状况，有效地避开缺陷，找到行之有效的改造措施。

3.4加强对汽轮机组运行过程的管理

3.4.1加强对汽轮机组启动过程的管理。要严格按照相关的规章制度启动汽轮机，要实时地监控汽轮机的启动以及冲转参数等，要将主汽压维持在2.5～3.5MPa范围内，要保证其主汽压的温度不低于300℃，保证其最高温度不得超出标准温度的50℃。除此以外，还要保证凝汽器的真空度不高于60kPa。当然，在汽轮机运行的过程中，可能无法完全达到上述的标准参数。有时候，其真空度会高于80～90kPa，汽压会高于2.5～3.5MPa，因此，每次汽轮机启动之后都必须要经过一个长时间的暖机过程，这样就大大增加了并网时间，而且还会使得启动汽轮机所需的电力大大增加，会影响到暖管的效果，造成启动汽轮机的主汽压偏大。对此，可采用“开高低旁”的做法，要将主汽压的数值保持在2.5～3.5MPa范围内，同时将其真空度维持在65～70kPa范围，对此最有效的操作即为控制蒸汽量，这样能够有效提升汽轮机暖机效率，从而有效控制胀差，并且可以大大缩短并网的时间，进而实现降耗目标。

3.4.2加强对汽轮机组运行过程的管理。为了有效地控制汽轮机组的运行过程，可以采用“定-划-定”的模式。在低负荷的施工状况下，为了有效保证锅炉内部燃烧和水循环的稳定性，有效控制水泵轴在临界转速上所受到的限制，可以借助定压调节的方法，调节高负荷区域的喷嘴，并且采取更改通流的面积的方法来确保汽轮机的高效运行；针对汽轮机运行过程中的负荷中间区域，往往是采取调节汽门的方法来关闭运行。此模式能够有效地调整与适应负荷的改变，从而使其能够充分适应汽轮机组一次调试的准确性，大大减少调节中所失去的流量。在汽轮机组高负荷运行的状态下，需要适当地提高主汽压力与温度，这样才能有效地保证加热器的利用率，并且适时地控制加热器的水位，进而有效降低汽轮机加热器的压力，实现提升给水温度的目标。

3.4.3加强对汽轮机组停机过程的控制。汽轮机组停机的时机是非常关键的，所以必须要选择适宜的温度，并且在设备良好的状态下，实施停机操作。例如在正常运行中往往是用滑参数的方式来完成停机操作。这样不但可以有效借助系统内部的余热来实现发电，而且能够大大地降低系统的温度。可以有效地控制锅炉等设备的温度，而且也为设备的维修与维护提供了便利条件，进而实现降耗的目标。

4结语

凝汽器范文篇6

云浮发电厂两台上海汽轮机厂产125MW机组的凝汽器胶球清洗装置是邯郸电力修造厂的早期产品(1989年5月生产)。全套胶球清洗装置由二次滤网、装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成，如图1。收球网为带有上下收球网的活动栅格方箱型，型号S-1400-1，规格1420mm×2500mm，配套的胶球输送泵为输送胶球专用的125SS-9型离心泵，装球室型号Z-300-1属我国胶球清洗装置典型的第二代产品(设计和制造部门不再向用户推荐)。其安装困难，结构复杂，材料消耗多，操作和维护不便，故障率较高，加上制造质量的问题，收球率始终达不到设计要求的95%以上。

众所周知，保持凝汽器较高的真空和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125MW机组为例，汽轮机背压增高0.004MPa，将导致热耗增加244.5kJ/kWh，煤耗增加9.70g/kWh；凝汽器端差升高5℃，将导致热耗增加95.12kJ/kWh，煤耗增加3.66kJ/kWh。凝汽器管束的污脏，使换热系数变小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清走凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定的清洁度，对防止结垢起到非常重要的作用。云浮发电厂投产初期对此认识不足，认为循环水为闭路循环，水源较为干净，1991年至1992年底曾间断投用胶球清洗，但胶球回收率很不理想，最好的不足80%，最差的根本收不到胶球。据了解，其他电厂亦有类似情况出现，同型胶球清洗装置在全国的使用情况亦不尽理想，故一直中断运行。1994年发现铜管结垢严重，直接危及机组运行安全和影响机组经济性。为此，我们进行了多方面的研究，着手进行有关试验、运行分析和结构检查，找出了影响收球率不高的关键因素，并进行了改造。经再次投运结果表明，改造和措施是成功和有效的。

1存在的问题

云浮发电厂两台125MW机组分别于1991年4月、12月份投产，机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1992年初至1993年4月，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，4套清洗系统，投用2h后收球，最好的两套(2号机甲侧，1号机甲侧)收球率均不足80%，另两套收球率几乎为零。1993年5月份起，再度中断了胶球清洗装置的投用工作。

机组投产3a左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，机组因此而被迫多次停运查漏、堵漏。据统计，仅1994年、1995年发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀。有资料表明，H68铜管易发生垢下点蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解决。

要彻底清洗铜管内壁，避免结垢，只有对胶球清洗装置进行改造，务求胶球系统能正常投用，发挥其在线运行，清洗效果明显的特点。

2原因分析及处理

在投入胶球清洗装置时，在冷却水塔发现大量的胶球，说明漏球的现象严重。对可能存在影响收球率不高的原因我们进行了分析。

2.1二次滤网

胶球在管中只能依靠循环水作动力，清除冷却管内壁上的薄层淤泥或水垢。若循环水中含有较多的杂物，如水生动物、垃圾、碎石及各种有机物，不仅会堵塞二次滤网，使循环水压差减小，流量减小，不利于胶球的循环，而且会堵塞凝汽器的管孔，妨碍胶球的通过。流量的减小会导致循环水的温升较明显，运行中我们亦发现了这一现象。在大修期间进行了彻底的检查，发现二次滤网的堵塞现象比较严重，尤其是含有较多的纤维状物质，用人工机械的方法进行了彻底清洗。

2.2凝汽器的检查处理

我国大多数凝汽器的设计均未考虑胶球清洗装置的运行，我们对凝汽器结构与胶球清洗装置的适应性作了全面的检查。

a)进出口水室的流程隔板与水室盖及管板的衔接处的狭缝可能引起水流的倒串，导致胶球卡于此，此次检修对该类狭缝进行了全面的封堵。

b)凡是新更换凝汽器的铜管严格按国家标准进行检查、验收，排除扁、瘪管；冷却管伸出管板的长度亦严格执行国家的有关标准，防止在此形成死区；彻底清除水室及管内的一切杂物，确保洁净之后再封闭。

2.3收球网的检查和处理

几次投运过程中发现当收球网处于收球位置时，凝汽器循环水的压力均有微量的提高，说明其压损较大，堵塞现象严重。

解体发现，由于长时间未投用该装置，致使大、小收球网网格结垢很严重，在网栅和管筒内环上发现大量的污垢片和锈片。它们的存在使栅格流通面积减小，水流速加大，胶球可能卡在收球网的栅板上，又加剧了胶球的堵塞，形成恶性循环。采用人工机械的方法认真清除了网格及收球网相应筒环内壁上的水垢。

操作机构的检查发现，4只小收球网传动杆上8mm销子为普通碳钢，刚度不足，常疲劳断裂，致使行程开关显示为收球位置而实际上并未关严。采用的处理方法是用1Cr18Ni9Ti不锈钢材料加工销子取代之。

收球网处于收球位置时，网的上下沿应分别与循环水管壁和下方箱的上沿贴合，有文献表明如果它们的间隙大于6mm，则容易出现跑球或卡球的现象。我们分别将大、小收球网处于收球位置，进内检查收球网与筒环配合情况，发现1号机乙侧、2号机乙侧大收球网与筒环配合不好，局部有较大间隙，最宽达18mm。另外网面的制造粗糙，条栅分布不均匀。个别小收球网也因水垢卡涩，有关不到位情况。为此我们采用了在大收球网局部加小圆钢焊接于边缘，使之配合良好，同时对下部小收球网彻底清除其上的水垢和污物，作了相应调整直至能灵活开关到位。

2.4管道及附属部件检修

检修其余如胶球泵，泵进、出口阀门，收球室及收球网关断阀传动杆等。

2.5胶球的选用

胶球进入凝汽器管内后，靠与管壁的接触环带所提供的擦拭作用进行清洗，它的质量不但影响到清洗效果，而且关系到胶球的回收率、改造与修复后的试运，根据铜管内径23mm，采用了24mm优质海绵球取代原25mm的海绵球，它具有耐磨性强、质地柔软富于弹性、硬度适中、气孔均匀贯通、沾污垢后易于脱落等特点。

2.6操作细则和管理体制

运行方面首先完善了每日一次的清洗制度，由专人负责，落实到班组，并且明确一些操作上的措施，如正确的投球数量保持在凝汽器单侧、单流程冷却管根数的10%；根据凝汽器的端差、真空等特性参数和胶球的直径、外观等对清洗效果及时评价，以便更换胶球，最多不超过90次累计次数；投运时注意适当调整循环水的压力，保持合理的循环水压差，必要时增开一台循环水泵，清洗结束再停。

3改造后的效果评价

a)处理后再次投运胶球清洗装置，每天运行2h，收球率均达95%以上。

b)2号机于1996年11月、1号机于1998年6月份大修后至今，凝汽器端差一直保持7℃以下。真空大为好转，保持91kPa以上。

c)2号机于1998年10月份小修，检查凝汽器铜管，内壁洁净，基本无水垢，取得明显效果。

4结束语

a)云浮发电厂两台机组的4套胶球清洗装置之所以一段时间以来投入效果不明显，收球率低，关键原因在于收球网的制造和安装工艺差，存在显著的间隙；投运初期没有及时进行调试，致使闲置后结垢严重，另外二次滤网的堵塞亦阻碍了胶球清洗装置的投运。

凝汽器范文篇7

众所周知，保持凝汽器较高的真空和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125MW机组为例，汽轮机背压增高0.004MPa，将导致热耗增加244.5kJ/kWh，煤耗增加9.70g/kWh；凝汽器端差升高5℃，将导致热耗增加95.12kJ/kWh，煤耗增加3.66kJ/kWh。凝汽器管束的污脏，使换热系数变小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清走凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定的清洁度，对防止结垢起到非常重要的作用。云浮发电厂投产初期对此认识不足，认为循环水为闭路循环，水源较为干净，1991年至1992年底曾间断投用胶球清洗，但胶球回收率很不理想，最好的不足80%，最差的根本收不到胶球。据了解，其他电厂亦有类似情况出现，同型胶球清洗装置在全国的使用情况亦不尽理想，故一直中断运行。1994年发现铜管结垢严重，直接危及机组运行安全和影响机组经济性。为此，我们进行了多方面的研究，着手进行有关试验、运行分析和结构检查，找出了影响收球率不高的关键因素，并进行了改造。经再次投运结果表明，改造和措施是成功和有效的。

1存在的问题

云浮发电厂两台125MW机组分别于1991年4月、12月份投产，机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1992年初至1993年4月，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，4套清洗系统，投用2h后收球，最好的两套(2号机甲侧，1号机甲侧)收球率均不足80%，另两套收球率几乎为零。1993年5月份起，再度中断了胶球清洗装置的投用工作。

机组投产3a左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，机组因此而被迫多次停运查漏、堵漏。据统计，仅1994年、1995年发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀。有资料表明，H68铜管易发生垢下点蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解决。

要彻底清洗铜管内壁，避免结垢，只有对胶球清洗装置进行改造，务求胶球系统能正常投用，发挥其在线运行，清洗效果明显的特点。

2原因分析及处理

在投入胶球清洗装置时，在冷却水塔发现大量的胶球，说明漏球的现象严重。对可能存在影响收球率不高的原因我们进行了分析。

2.1二次滤网

胶球在管中只能依靠循环水作动力，清除冷却管内壁上的薄层淤泥或水垢。若循环水中含有较多的杂物，如水生动物、垃圾、碎石及各种有机物，不仅会堵塞二次滤网，使循环水压差减小，流量减小，不利于胶球的循环，而且会堵塞凝汽器的管孔，妨碍胶球的通过。流量的减小会导致循环水的温升较明显，运行中我们亦发现了这一现象。在大修期间进行了彻底的检查，发现二次滤网的堵塞现象比较严重，尤其是含有较多的纤维状物质，用人工机械的方法进行了彻底清洗。

2.2凝汽器的检查处理

我国大多数凝汽器的设计均未考虑胶球清洗装置的运行，我们对凝汽器结构与胶球清洗装置的适应性作了全面的检查。

a)进出口水室的流程隔板与水室盖及管板的衔接处的狭缝可能引起水流的倒串，导致胶球卡于此，此次检修对该类狭缝进行了全面的封堵。

b)凡是新更换凝汽器的铜管严格按国家标准进行检查、验收，排除扁、瘪管；冷却管伸出管板的长度亦严格执行国家的有关标准，防止在此形成死区；彻底清除水室及管内的一切杂物，确保洁净之后再封闭。

2.3收球网的检查和处理

几次投运过程中发现当收球网处于收球位置时，凝汽器循环水的压力均有微量的提高，说明其压损较大，堵塞现象严重。

解体发现，由于长时间未投用该装置，致使大、小收球网网格结垢很严重，在网栅和管筒内环上发现大量的污垢片和锈片。它们的存在使栅格流通面积减小，水流速加大，胶球可能卡在收球网的栅板上，又加剧了胶球的堵塞，形成恶性循环。采用人工机械的方法认真清除了网格及收球网相应筒环内壁上的水垢。

操作机构的检查发现，4只小收球网传动杆上8mm销子为普通碳钢，刚度不足，常疲劳断裂，致使行程开关显示为收球位置而实际上并未关严。采用的处理方法是用1Cr18Ni9Ti不锈钢材料加工销子取代之。

收球网处于收球位置时，网的上下沿应分别与循环水管壁和下方箱的上沿贴合，有文献表明如果它们的间隙大于6mm，则容易出现跑球或卡球的现象。我们分别将大、小收球网处于收球位置，进内检查收球网与筒环配合情况，发现1号机乙侧、2号机乙侧大收球网与筒环配合不好，局部有较大间隙，最宽达18mm。另外网面的制造粗糙，条栅分布不均匀。个别小收球网也因水垢卡涩，有关不到位情况。为此我们采用了在大收球网局部加小圆钢焊接于边缘，使之配合良好，同时对下部小收球网彻底清除其上的水垢和污物，作了相应调整直至能灵活开关到位。

2.4管道及附属部件检修

检修其余如胶球泵，泵进、出口阀门，收球室及收球网关断阀传动杆等。

2.5胶球的选用

胶球进入凝汽器管内后，靠与管壁的接触环带所提供的擦拭作用进行清洗，它的质量不但影响到清洗效果，而且关系到胶球的回收率、改造与修复后的试运，根据铜管内径23mm，采用了24mm优质海绵球取代原25mm的海绵球，它具有耐磨性强、质地柔软富于弹性、硬度适中、气孔均匀贯通、沾污垢后易于脱落等特点。

2.6操作细则和管理体制

运行方面首先完善了每日一次的清洗制度，由专人负责，落实到班组，并且明确一些操作上的措施，如正确的投球数量保持在凝汽器单侧、单流程冷却管根数的10%；根据凝汽器的端差、真空等特性参数和胶球的直径、外观等对清洗效果及时评价，以便更换胶球，最多不超过90次累计次数；投运时注意适当调整循环水的压力，保持合理的循环水压差，必要时增开一台循环水泵，清洗结束再停。

3改造后的效果评价

a)处理后再次投运胶球清洗装置，每天运行2h，收球率均达95%以上。

b)2号机于1996年11月、1号机于1998年6月份大修后至今，凝汽器端差一直保持7℃以下。真空大为好转，保持91kPa以上。

c)2号机于1998年10月份小修，检查凝汽器铜管，内壁洁净，基本无水垢，取得明显效果。

4结束语

a)云浮发电厂两台机组的4套胶球清洗装置之所以一段时间以来投入效果不明显，收球率低，关键原因在于收球网的制造和安装工艺差，存在显著的间隙；投运初期没有及时进行调试，致使闲置后结垢严重，另外二次滤网的堵塞亦阻碍了胶球清洗装置的投运。

凝汽器范文篇8

华润电力曹妃甸电厂2×300MW燃煤供热机组工程，三大主机均为上海电气集团生产，汽机凝汽器由上海动力设备有限公司生产，按汽轮机VWO工况设计，当循环水进口温度18℃，循环倍率为55时，凝汽器压力设计值为4．9kPa，采用海水直流冷却，具有在夏季工况和海水温度33℃连续运行能力，凝汽器冷却面积18，150m2，循环水泵采用上海KSB公司生产的立式混流泵，水泵设计流量22，248m3/h，设计扬程14．3mH2O。自2009年投产以来，机组在夏季时真空较好，凝汽器真空比其他同类型电厂高2kPa，凝汽器端差也在正常范围内，但是到了冬季海水温度较低时每台机只运行一台循泵却出现凝汽器端差异常增大的情况。有什么办法能保证机组在最佳真空的基础上降低凝汽器端差呢?公司相关领导和专业人员多次开会分析研究，利用精益管理的工具全面分析排查，小组成员全面分析并罗列出影响端差的各个因素，即:凝汽器脏污程度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器内的漏入空气量、凝汽器入口水温、冷却水流速等，最终确定导致冬季凝汽器端差大的主要原因为海水温度低循环水流量大，同时提出了一个全新的解决思路———“双机单泵”运行。

二、“双机单泵”运行风险评估与控制

“双机单泵”运行是一种非正常运行方式，具有一定的风险性，主要包括运行循泵跳闸循环水压力突降、启停循泵时出口蝶阀开关不当造成循环水压力过低、单泵运行压力低造成虹吸破坏、开式水泵入口压力过低发生气蚀等，其中最重大的风险就是运行单泵出现故障将对两台机组产生影响。但是通过专业团队对风险性的评估，采取了一系列措施后将其运行风险逐一规避，确保了机组安全稳定运行。主要手段包括以下几种:

(一)修改循环水系统逻辑由单元制为扩大单元制。“双机单泵”运行时，单台机组之间的两台泵联锁逻辑已不再适合这种工况，从安全的角度考虑必须修改系统逻辑，使双机四台泵互为备用，这样不仅使循泵的运行方式更加灵活，而且当出现极端的运行单台循泵跳闸时会快速顺序联启其它循泵，保障在跳闸循泵出口蝶阀关闭过程中的水压正常，从本质上规避风险，保障机组安全稳定运行。由于备用循泵多，理论上讲扩大单元制后的“双机单泵”运行比常规的单元制单泵运行风险更小。

(二)合理设置泵阀联锁。在循泵启动之初，若开门启动循环水泵，势必会造成循环水倒流，在泵还没有达到供水出力前，可能已经破坏循环水供水，所以设置启动循泵泵阀联动逻辑，即在起泵的同时出口门联开，这样既可避免启泵过程中的断水现象，又可以减小在循泵启动过程中循泵跳闸事故处理的难度。同样，在停泵时为防止水压下降过多应先关出口蝶阀，出口蝶阀关至15度允许停循泵脉冲信号由以前的3秒改至120秒，出口蝶阀关到位后手动停运循泵。从循环水泵出口液控蝶阀参数表中可以看出，关至15度以后是慢关阶段，由6至60秒可调节，也就是说从15度关至全关位最多用60秒，如果超过60秒，说明门已经卡涩，此时需要视情况决定是将门开启继续运行循泵还是直接将循泵停止运行。所以新逻辑里120秒的停泵允许已足够，若还为3秒，在3秒内必须停止循环水泵运行，此时循泵出口蝶阀开度还比较大，直接停泵会造成循环水倒流威胁机组安全。

(三)防止虹吸破坏。凝汽器采用定期反冲洗、半侧隔离人工清理杂物等手段提高循环水流量，通过对凝汽器水室憋压排空气的方法增大凝汽器的换热面积并提高虹吸效应。在夏季海生物增多的情况下加强前池耙式清污机与旋转滤网的运行，采用定期加药方式减少贝类等海生物进入凝汽器。同时考虑增设循环水二次滤网，降低凝汽器水室杂物含量防止虹吸破坏。

(四)定期切换。一方面，出口蝶阀长时间在开(关)位置停留，管道内滋生海洋生物易造成卡涩;另一方面，电机长时间停运，由于循泵所处环境较为潮湿，会影响其绝缘，故采用定期切换试转保证每台循泵可靠备用。各值长根据调度曲线及计算后的启停循泵点综合判断，尽量避免循泵频繁启停。在停循泵时两台机组加强联系，合理关小循环水回水门保证虹吸及开式水入口压力正常。利用循泵启停时机切换循泵，保证每台循泵可靠备用。

(五)复查循环水泵热控及电气保护。配合电气专业对每台循泵保护定值进行核对，保证设置正确;联系热控专业复查相关逻辑保护定值，紧固各接线端子;对就地事故按钮移位并增设防雨罩等;通过以上手段避免循泵保护误动。

(六)细化循环水系统规定等措施。主要包括:作为单泵运行的循泵应无缺陷，循泵出口蝶阀油站保压正常，蝶阀能够正常严密关闭;加强就地巡检，发现异常及时切换循泵;循泵房门应关闭严密，巡检后及时上锁，无关人员禁止进入;就地控制箱柜门关闭严密，事故按钮防误罩应遮盖严密，防止发生人为误动;凝汽器A、B侧反洗定为每周一前夜负荷200MW以下进行，反洗时必须保证两台循泵运行;“双机单泵”运行时启停循泵及投连锁时应查看好逻辑，避免误操作，单泵运行时至少保证其它两台循泵投备等。

(七)做好事故预想。为了保证运行的可靠性，做好事故预想是很有效的一种方式，通过技术问答与现场考问讲解的方式使每个运行人员都能对其有很好的掌握。在人员培训方面，运行人员树立了良好的就地意识，在任何时候启停循泵必须安排有经验人员到就地，做好各种工况的事故预想，在第一时间发现问题及时解决。就地液控蝶阀油站上都贴着紧急操作方法及阀门标示，与此同时部门安排组织专题讨论，加深理解，这些举措都对此运行方式的可靠性提供了保障。通过采取上述措施后已将“双机单泵”的运行风险降到最低，经过专业团队的多次风险评估后一致认为可以将“双机单泵”作为冬季经济运行有效运行方式。

三、“双机单泵”运行经济性分析

循环水量过大不但造成循泵耗电率上升，影响全厂用电率和机组供电煤耗，而且会增大凝汽器端差，使冷端损失加大，进一步影响煤耗。根据300MW机组能耗差经验数据，端差增加1℃煤耗上升0．85g/kWh，真空度每下降1%，煤耗增加2．1g/kWh。根据目前掌握的数据，在海水温度在7℃时，机组负荷各在220MW情况下，“双机单泵”运行方式下，真空完全满足设计要求，当两台机组负荷不平衡时，值长应及时协调两台机组的循环水量来平衡各自的真空情况。“双机单泵”时，当循环水温度每上升1℃，预计会影响真空最大0．5kPa(300MW时);双机双泵时，水温每上升1℃，预计会影响真空最大0．2kPa。“双机单泵”运行时，海水温度低于8℃，总负荷低于440MW时，适用于“双机单泵”。当水温高于8℃或机组负荷较大且真空已下降至96kPa，此时值长根据情况应调度启动第二台循泵。当海水温度在10℃左右时，双机双泵工况下，机组带额定负荷时，真空基本满足设计要求，当海水温度上升至14℃左右，机组满负荷情况下，值长根据情况应调度启动第三台循泵。当海水温度在18℃左右时，双机三泵工况下，机组带额定负荷时，真空基本满足设计要求，当海水温度上升至21℃左右，机组满负荷情况下，值长根据情况应调度启动第四台循泵。根据海水温度及负荷情况调整循泵运行台数是运行经验，它的准确性受凝汽器脏污程度及真空严密性影响，若想做到精益求精，必须引入最佳真空计算。最佳真空是指提高真空效率增加节约煤耗和为了提高真空而增加的循环水泵电耗综合考虑效益最高时的真空。所以计算合适的循泵启停点是保证机组在最佳真空下运行的前提，同样这也为“双机单泵”运行提供了有力的数据支持。

四、社会推广价值

凝汽器范文篇9

关键词：发电厂；汽轮机；节能；降耗；策略

现阶段随着不可再生能源数量的大量减少与环境污染的恶化发展，使得我国面临着严峻的能源紧缺、环境破坏形势，制约着国民经济的稳步增长，针对此种情况，国家提出了环境保护、节能降耗的理念，希望不同领域内的诸多企业能够积极响应这一理念，做好环境保护、降低能源消耗量等工作，为后续我国社会经济的长远稳健发展提供助益，因此作为高耗能、污染重的发电厂在电能生产期间，也需要结合该理念开展生产工作，重点要对能耗巨大的汽轮机进行节能降耗处理，使得汽轮机在低耗能的运行之下，有效完成发电厂的电能生产作业任务，达到设备运行节能降耗的目的。

1发电厂汽轮机运行耗能现状

发电厂汽轮机运行期间，存在着较为严重的耗能问题，导致大量燃烧燃料利用率较低，浪费严重，增加了发电厂在燃料方面的资金投入，最终待电能资源营销后获取的收益并不能让发电厂盈利，不利于发电厂的可持续发展，所以发电厂要对当前汽轮机运行时的耗能情况作以深入研究，找出问题进行针对性的解决，提升设备工作时的节能降耗成效。总结发电厂汽轮机耗能问题类型，主要为：汽轮机本身，汽轮机与其他发电机组共同运行期间，如果出现设备结构本身的外缸变形、汽封漏气（轴端）、气压阀损坏所致的蒸汽泄漏、喷嘴室变形、冷却水温度高、运行参数异常等情况，便会导致汽轮机工作时所需的能源较多；冷却塔，如果冷却塔在应用过程中出现了喷孔、喷头无法匹配及喷头塞住等异常时，便会导致塔内回水温度远高于标准温度，进而使得汽轮机工作时的排气温度出现异常改变，增加了汽轮机运行所需的能源消耗量；汽轮机凝汽器，当汽轮机该装置运行工作时作业环境中存在着较多的沙尘，那么凝汽器经过长时间的运转，便会出现沙子、灰尘在装置翘片处的大量堆积情况，进而随着凝汽器运行时间的延长，使得翘片处会生成较大的热阻，无法正常传热，便增加了能源消耗量，并且若冷凝管道内凝集有较多含有溶氧的凝结水时，会对管道传热效率造成干扰，使得汽轮机在能耗较高的情况下，出现工作效率低的问题[1]。

2发电厂汽轮机运行节能降耗策略

2.1优化汽轮机热力系统。发电厂汽轮机运行时要想达到设备节能降耗效果，那么其中一项最关键的工作为汽轮机热力系统优化完善工作，使得热力系统能够高速运行，能源耗费量可大大减少，而且可促使汽轮机本身结构性能更加完善，再次发生运行过程中各个组成部分出现异常情况下的能量损耗问题风险较低，因此工作人员具体开展此项工作时，要做好下列工作：对于发电厂当前使用的汽轮机结构组成、特性、运行效果及常见问题等进行详细的调查了解，据此进行汽轮机整体结构性能的合理配置与提升，使得各个组成部分的质量性能良好，工作过程中轻易不会发生变形、漏气等异常情况，规避能源损耗风险，其中下缸疏水系统为重点优化改造对象，工作人员要结合发电厂汽轮机运行工作需要提出改造建议，从根本层面对该系统的工作效率、节能降耗性能进行有效提升，防止汽轮机在后续的电能生产过程中继续发生能耗大的问题[2]。2.2合理控制汽轮机给水温度。给水温度不达标的情况下，使得汽轮机运行期间使用的燃料总量较多，特别是在该温度非常低时，要求使用大量的燃料进行给水温度升温处理，这样会使得发电厂汽轮机工作期间的能耗较高，节能效果较差，能源浪费情况非常严重，并且在燃料大量且长时间的燃烧过程中会有部分热量从锅炉排烟系统中排出，严重影响锅炉的工作效率与质量。针对此种情况，需要发电厂设备检修人员采用加热器定期运行维护的办法，对于汽轮机给水温度进行良好的控制干预，使得该温度、水位处于标准的范围内，不会出现温度过低的情况，提升水温上升速度，减少燃料消耗量。具体进行加热器检查维修期间，要求检修人员重点对水箱隔板密封性能、加热器钢管、高加筒体密封性等进行检查，如果检出异常情况，立刻进行维修处理或零部件更换处理，使得水温可以处于达标且稳定的状态下，水蒸气可以在水箱内正常进行热交换，其中高加筒体密封若出现问题，会影响高加投入率，为了解决这一问题，则需要检修人员对于筒体划启、划停等动作进行控制，使得水位能维持在稳定的情况下，若检查出筒体内沉积有非常多的水垢，那么需要检修人员制定定期清理计划，来对筒体中的水垢进行完全清洁处理，进一步增强高加筒体的运行有效性，减少能源浪费[3]。2.3有效控制凝汽器真空状态。汽轮机凝汽器的真空状态处于最佳的情况下，可以确保汽轮机设备出力度、燃料燃烧程度的合理提升，从而在提升汽轮机设备运行效率与可靠性的情况下，使得应用的燃料量较少，所以为了达到上述汽轮机运行时的节能降耗效果，则需要发电厂工作人员对于汽轮机凝汽器真空状态进行良好的控制，确保其长时间处于最佳真空状态之下。实际进行最佳真空状态控制时，要求工作人员对于凝汽器上的各个构件进行密封性的严格检查，以此准确把握凝汽器的密封效果，常用的检查方法主要为灌水检漏法，可了解设备真空系统是否存在不严密的情况；同时可以采用凝汽器运行状态实时监测法，即工作人员要利用现代化的先进技术与监控系统，对凝汽器运行情况作以运行时不间断的真空状态监控，如果在检查期间发现凝汽器的个别部件存在运行异常情况，或者运行期间的水位未达到合格线时，提示此时凝汽器真空状态不佳，有明显的下降表现，要对其进行控制处理，避免发生凝汽器运行真空状态不良之下的能源消耗量增大情况。2.4优化汽轮机组。对于汽轮机组整体进行优化处理过程中，要求发电厂工作人员可做好以下工作：对于汽轮机流通部分存在的间隙进行合理调整；对使用的动静叶片进行新型叶片的替换，其中扭曲型叶片在汽轮机工作中应用效果好，可以对二次流损失进行有效控制，最大化地降低损失，有效提高热效率，确保燃烧燃料的能量不会出现过大的流失，可以有效地作用于电能生产中，避免燃料浪费；对于汽封结构进行优化，如果存在密封效果不良问题，则要重新进行密封，使得蒸汽可以在汽封结构内有效完成反应循环，避免汽封结构漏气所致的热量损失问题再次发生。

3结语

发电厂汽轮机运行过程中所需的能耗较高，严重影响发电厂的经济效益，所以发电厂要对汽轮机运行节能降耗加强关注，准确分析出导致汽轮机运行能耗增加的原因，进而制定可行性高的节能降耗策略对问题进行有效处理，促使发电厂汽轮机在后续运行发电时可以高质量、高效率地进行工作，而且具备非常理想的节能降耗运行效果，避免再次发生能耗大的情况，有效提升发电厂电能生产的经济效益。

参考文献

[1]王丹.发电厂汽轮机及其辅机设备节能技术要点[J].科技创新与应用，2018（11）：138-139.

[2]邓先洪.电厂汽轮机节能降耗的主要措施分析[J].居舍，2018（9）：145.

凝汽器范文篇10

关键词：汽轮机；节能降耗；措施

在节约型社会不断发展的背景下，可持续发展已经成为了企业发展的最基本目标，电厂作为我国基础性资源生产企业，如何实现节能降耗目标，一直是电厂发展的重要任务。从电厂的生产行为来看，汽轮机作为最基础的生产设备，其对能源的应用率是影响电厂节能降耗事业的最主要环节。因此，为了尽快实现节能降耗目标，做好对汽轮机运行过程中的节能降耗研究变得至关重要。

1汽轮机运行能耗影响因素

1.1真空度

在汽轮机工作环境当中，其真空度是最基本的工作条件，其对于汽轮机的工作效率有着最直接的影响关系，进而对汽轮机的经济效益也产生影响。在汽轮机运行过程中，其真空严密性会直接影响内部真空系统内所漏入空气量的多少。那么一旦漏入空气量超出汽轮机的所设定的基本标准时，其就必然会影响凝汽器的热交换率，并加大了汽轮机真空泵的负荷。在汽轮机整体系统当中，易出现漏气的部位包括低压缸防爆门、低压气缸油封、凝结泵、各抽气管道阀门等多个设备。

1.2主蒸汽温度与压力

如果汽轮机工作工程中主蒸汽温度与压力较低，这会大大提升机组工作时的额外热能消耗，降低了汽轮机的工作效率。当在保证汽轮机安全运行的过程中提高汽轮机进汽初参数，蒸汽流量会明显下降，对汽轮机机组工作状态和效率产生直接影响。

1.3气缸效率

气缸作为汽轮机系统中最基础的组成部分，其工作效率会直接影响汽轮机的工作状态和能源消耗水平。在实际施工过程中，如果施工人员在汽轮机安装时出现操作失误，对汽缸的质量产生影响。或者在日常维护过程中，没有对汽缸予以科学养护，以至于汽缸出现质量问题或病害，这会让汽缸的工作效率远低于标准值，这在降低其效率的同时，还会造成能源的过量消耗，带来资源浪费。

1.4出力系数

出力系数是影响汽轮机工作能耗的重要因素。在国内电网运行过程中，由于不同地区对电力资源的需求有所差异，因此较大的电力负荷变化，时常会调峰运行，为了电力系统能够完成对用户需求的满足，保证在峰谷起伏阶段的良好状态，汽轮机必须要反复的调整自身工作功率，以解决电力负荷问题，这会较大程度的增加汽轮机的工作频率，并为其带来较大的能源消耗。

1.5流通性

在汽轮机运行过程中，气体流通性也会对其耗能效果产生直接影响。在实际工作当中，如果气体流通正常，那么汽轮机可以在标准环境下予以工作，这不会造成过大的热耗损失。但如果气体流通不正常，那么就有可能因为气体不够而导致汽轮机正行工作环境被破坏，这会大大降低汽轮机的工作效率，造成能源浪费。在实际工作当中，如果能够保证蒸汽流通性，并能够适当改善蒸汽流通面积，那么会对汽轮机缸内效率的提升带来帮助，进而避免能源浪费问题的出现。

2汽轮机运行节能降耗措施

2.1做好给水温度控制

在汽轮机组运行过程中，保证其给水水温控制，对于实现节能降耗目标具有重要意义。在汽轮机运行过程中，影响给水温度的因素有两方面，其一是机组负荷率。其二是加热器的运行状态。所以在实际工作中，我们需要在日常工作中做好以下几方面工作：（1）做好汽轮机的日常维护，定期检查、清理加热系统，保证管道内没有沉积物，以避免不必要的热损失；（2）加大对加热器工作效率的研究，做好对管道质量检查，避免其出现泄漏水问题；（3）做好对高温加热器水位的控制，保证其能够始终维持在正常水平下，以确保加热器换热效率；（4）注重汽轮机启停时的给水水温控制，保证其给水温度始终在规定温度范围下，为加热器的正常运行带来保障；（5）尽可能保持机组高负荷率，提高抽气压力和温度来增加给水温度。

2.2保证凝汽器的状态

凝汽器作为汽轮机当中的重要组成部分，其工作效率也会对汽轮机的正常运行及其能耗带来影响。为此，我们必须要做好以下几方面工作：（1）真空严密性试验。在汽轮机投入运行状态之前，必须要对汽轮机进行注水查漏。在这一环节中要对凝汽器的状态予以多次检查，看其是否存在泄漏问题，如果存在应及时处理，运行中每月进行真空严密性试验。升降负荷时注意监视轴封压力避免抽冷空气。（2）真空泵检查。值班员要定期对真空泵状态进行检查，尤其是对其分离器水位的检查。避免满水和缺水，以确保其工作状态。（3）循环水水质控制。做好对水质的检查，避免凝汽器水室出现水垢，也是保证凝汽器状态的重要措施。在实际工作中，化学工作人员要定期对水质进行检查，若水质不合格及时调整。如果发现凝汽器水室铜管出现水垢，停机后进行清洗，以避免水垢带来的额外能量消耗。（4）加强循环水胶球清洗装置投运状态监视避免凝汽器铜管结垢。

2.3加大汽轮机工作状态控制

加大对汽轮机工作中状态的控制，以确保其能够始终处于一个合理的工作状态下，是确保汽轮机工作效率的重要措施，其同时也会对汽轮机能节能降耗带来支持。以汽轮机的启动工作为例，值班人员必须要保证对其启动过程的曲线控制，冷态开机保证汽轮机主汽压力工作区间在4Mpa~6Mpa，主再热汽温在320℃~370℃之间，以确保其启动状态的稳定性。在启动过程中，一定要避免主再热汽温度过高，因为主再蒸汽和缸温相匹配，不匹配就会对汽轮机带来安全隐患，还容易引起汽轮机的损坏。另外，在汽轮机运行过程中协调投入后可以通过“定-滑-定”的模式来进行运行状态的控制，因为这种运行模式能够实现对热量的利用率，为实现节能降耗目标的实现提供支持。

2.4落实技术改造效果

汽轮机作为电力生产环节中的重要设备，其仍有许多方面值得改造，因此我们要加大对汽轮机的改造研究，使其能够在有效运行状态下，为节能降耗目标的实现带来支持。其一，凝汽器作为汽轮机当中最主要的组成部分，其可以作为主要改造部件来予以研究，具体技术改造可从凝汽器端差、凝结水过冷和凝汽器真空度三个方面入手，通过对其的改造来实现对汽轮机运行效率的提升，同时实现节能降耗的目标。其二，汽轮机通流部分的性能直接影响汽轮发电机组经济性、安全运行，因而汽轮机通流部分应具有良好的汽动、热力、振动强度和变工况性。

3结束语

综上所述，汽轮机作为电厂生产过程中的最基本设备，做好对其的节能降耗研究，对于提升电厂的可持续发展水平具有重要作用。在实际工作中，为了确保对汽轮机节能降耗目标的有效实现，我们必须要充分了解和掌握汽轮机运行过程中能源消耗的主要环节，然后通过多方面措施来实现对汽轮机运行的能源消耗的控制，在保证其能够有效完成生产任务的基础上，为电力生产的节能降耗目标实现提供最有力的支持。

作者:何云龙 单位:华能滇东能源有限责任公司滇东电厂

参考文献:

[1]伍全利.发电厂汽轮机运行的节能降耗措施研究[J].低碳世界，2015，34：38-39.

[2]张斌.发电厂汽轮机运行节能降耗的措施探讨[J].科技风，2014，22：90.