过冷度产生的原因分析及消除

汽轮发电机组凝结水过冷度产生的原因分析及消除对策摘要：在详细分析了凝结水过冷度产生原因的基础上，介绍了其对凝汽式汽轮机组运行经济性、安全性的影响。

从凝汽设备的检修以及运行维护的角度，提出了降低凝结水过冷度的几种对策，以提高机组运行的经济性和安全性。

关键词：凝汽器；过冷度；经济性；安全性凝汽器的工作性能直接影响整个凝汽式汽轮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3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，说明被冷却水额外带走的热量越多，而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补，从而导致系统热经济性的降低。

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最小，以提高机组运行的经济性和安全性。

1. 凝结水过冷度的定义和表示方法1．1 定义凝结水过冷度表征了凝汽器热井中凝结水的过度冷却程度，可定义为在凝汽器壳体中的绝对静压力下，离开热井时的凝结水温度与凝汽器中蒸汽的饱和温度之差。

凝汽器对凝结水应具有良好的回热作用，以使凝结水出口温度尽可能不低于凝汽器压力P 所对应的饱和温度t ，以减小汽轮机回热抽汽，降低热耗。

1．2 表示方法l J(1)温度形式△t n =t s - t c(1)式中：△t n为凝结水过冷度；t s为凝汽器绝对压力下的饱和温度；t c为凝汽器热井中凝结水温度。

(2)热单位形式△τn = t c – t c1(2)式中：△τn为凝结水过冷度的焓值； t c为凝汽器无过冷度时凝结水焓值；t c1为凝结水有过冷度时凝结水焓值。

2. 过冷度产生的原因分析凝汽器运行过程中，由于冷却水管外表面蒸汽分压力低于管束之间的蒸汽平均分压力，使蒸汽的凝结温度低于管束之问混合汽流的温度，从而产生过冷；若凝汽器内冷却水管束布置过密和排列不当，使凝结器内存在较大的汽阻，蒸汽从排汽口向下部流动时遇到阻力，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，从而产生过冷；蒸汽被冷却成液滴时，在凝结器冷却水管间流动，受管内循环水冷却，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷；蒸汽凝结在管外表面形成水膜(包括上排管束淋下来的凝结水)，受管内冷却水冷却，使得水膜平均温度低于水膜外表面的蒸汽凝结温度而产生过冷却。

双辽发电厂300 MW 机组采用回热加热式凝结器，设计时从减小汽阻和过冷度、均匀各部分传热面积上的热负荷出发，在构造上具有合理的冷却水管束布置和最小的蒸汽阻力，热井内装有凝结水真空除氧装置，可较好地消除凝结水过冷现象，使凝结水溶解氧达到较低水平。

但在实际运行过程中，由于凝汽设备运行工况的变化，使凝汽器运行中产生凝结水过冷现象，其主要原因如下。

(1)空气漏入凝汽器或抽气器工作不正常。

机组在运行过程中，处于真空条件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，不能及时将凝汽器内漏入的空气抽走。

这2方面使得凝汽器内积存的空气等不凝结气体增加，不仅会在冷却水管的表面形成传热不良的空气膜，使传热系数降低，降低传热效果，增加传热端差；还使得凝汽器内汽气混合物中空气成分增高，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。

(2)凝汽器冷却水入口温度和流量的影响。

凝汽器冷却水的入口温度和流量是影响过冷度十分重要的因素。

在冷却水温度较低或部分负荷运行时，电厂往往未相应减小冷却水流量，使冷却水流量相对增加，对于一给定的凝汽器，在不同运行工况下均存在一个极限真空。

达到此极限真空后，再增加冷却水流量不但增大循环水泵耗功，引起凝结水过冷。

而且，极限真空只是可以达到的真空，并非经济真空。

试验与运行经验表明，在一定的蒸汽负荷及真空严密性条件下，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。

双辽发电厂凝汽器热井进口处凝结水过冷度与冷却水入口温度及凝汽器真空之间的关系如图l所示。

(3)冷却水漏入凝结水内。

运行中，由于管板胀口不严有轻微的漏泄，造成冷却水漏人凝结水内，也有可能是凝汽器内铜管腐蚀或由于铜管振动而损坏，甚至有铜管被叶片击伤，导致冷却水管破裂冷却水便会大量漏入凝结水中，从而使凝结水温度降低，过冷度增加，此时还伴有凝结水硬度增大的现象发生。

双辽电厂300 MW 机组投运以来曾多次发生凝汽器铜管泄露事件。

(4)凝结水水位过高。

运行过程中，由于：凝结水补水自动调节装器置内漏或其它故障，使凝汽器热井中凝结水水位过高，淹没了下部的3 过冷度对机组运行经济性和安全性的影响3. 对机组运行的影响3.1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。

借助等效热降方法{3 4j，可对过冷度所引起的作功能力损失进行定量分析，如图2所示。

显然，由于过冷度Ar的出现，使1号加热器的耗图2 凝结水过冷度热单热量增加d △，抽汽量也位表示示意图相应增加。

依据等效热降原理，新蒸汽的等效热降将减少。

阿AH a △ '71 (3)如果1号加热器是汇集式的，则过冷度△f 还将影响l号段抽汽在加热器中的放热量q1，这时q1将变为q +△，其过冷度使新蒸汽等效热降下降：仃1 AH ：a Ar 叩1 (4)1 。

一‘n装置的效率相对降低：A LJ 6 = ~r ×100 (5) -O 一 At4 IUU "／o ．)，式中：a 为凝结水份额；叩1为1号加热器的抽汽效率；q。

为1号段抽汽在加热器中的放热量，kJ／kg；H为新蒸汽等效热降，kJ／。

利用式(3～5)，可计算求得对于双辽发电厂N300 16．72／537／537型机组，若凝结水过冷度△￡=2℃(亦即Ar ：8．374)Et~，新蒸汽的等效热降减少2xH=0．460 kJ／kg，效率相对降低6 =0．038％，电厂标准煤耗增加0．309 g／(kW·h)。

3．2 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和气体分压力的增高，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，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。

双辽电厂300 MW 机组投产以来，曾多次发生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。

4. 降低凝结水过冷度的对策通过上述分析可知，应从检修与运行维护的各个环节对凝结设备采取有效措施，以降低凝结水过冷度，提高机组运行的经济性和安全性。

双辽发电厂在降低凝结水过冷度方面采取了积极的对策，在生产工作中积累了一些经验，取得了一定效果。

具体对策如下所述。

4．1 检修中采取的对策(1)加强运行设备检查、寻找泄漏点，利用大小修机会对凝结器负压系统进行灌水查漏，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，对发现的泄漏点进行了补焊、封堵处理。

(2)检查凝汽器内的淋水装置。

(3)对凝汽器水位和轴封压力调节器进行检修。

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

(5)检查排人凝汽器的各种疏水、补充水、再循环水及其它附加流体接入凝结器的管道位置，对于部分设计不合理的管道进行改造，使其接人点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．6j。

通过以上措施，使机组启动后凝汽设备的真空严密性试验结果达到合格范围。

4．2 运行中采取的对策(1)保证真空部分的严密性保证真空部分的严密性，防止空气漏人，同时正确配置抽气器，是防止凝结水过冷的有效措施之一。

机组运行期间利用氦质谱仪对所有负压系统进行了泄漏检查试验，发现多处区域存在漏真空现象，多为管阀法兰及阀门盘根，对这些区域进行了涂抹黄油临时处理。

对凝泵的密封水由闭冷水改为凝结水供应，并将密封水管加粗，确保了备用凝泵不内抽空气。

此外，7号机主机低压缸前后汽封泄漏相当严重，对低压前后轴封回汽手动门进行调整，调整后低压缸前轴封不再泄漏。

联系汽机检修对轴封压力调节器检查，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。

通过对负压系统泄漏的治理，真空系统严密性得到明显改善，真空泄漏率已由原来的600 Pa／min 下降到200 Pa／min左右，2台机组凝结水过冷度均有了一定降低。

(2)强对凝结水水位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，一方面运行人员加强对凝结水水位严格监视，另一方面热控检修重新修订凝结水水位自动调节器的动作整定值，消除了补水门的内漏，使凝结水补水正常。

再者，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。

通过以上措施，凝汽器水位一直稳定在规程规定的范围内。

同时加强对凝结水补水量的监视，防止短时间内凝结器大量补水造成凝结水温度降低。

(3))加强对凝结水水质的监视与控制运行中加强对凝结水水质的监视。

为了防止热力设备结垢和腐蚀，化学监督部加强对凝结水硬度、溶解氧、PH值、钠离子等指标的化学分析测定。

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，硬度不很高，此时如进行查漏，不易找到。

依据运行经验，应急处理办法是在循环水中加锯木屑，木屑进入凝汽器水室，在泄漏处受到真空的吸引将微漏孔堵塞，通常情况下可保证硬度在合格范围内。

若水质超标严重，说明铜管泄露严重，冷却水大量漏入凝结水中，则采取运行中降负荷半侧凝汽器查漏方法堵漏或停机时堵漏。

(4)对冷却水的流量调节和控制循环冷却水温与机组负荷较低时，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。

双辽发电厂300 MW 机组为适应在不同机组负荷、不同季节对于循环水流量变化的要求，对循环水泵进行性能改造，同时将电机改为16，18极的双速电机。