射水抽气系统影响凝结水品质的分析及处理
机组凝结水氢电导率超标原因分析与排查
机组凝结水氢电导率超标原因分析与排查结合机组凝结水氢电导率超标原因分析，介绍河南某电厂机组凝结水氢电导率超标后的处理案例，总结经验，制定对策，以供参考。
标签：凝结水氢电导率超标原因不锈钢管泄漏射水抽气器一、概述河南省南阳市某电厂两台125MW机组，投产于上世纪九十年代末期。
生产用水取自龙王沟、冢岗庙水库、水质类似。
来水预处理后经一级除盐加混床进入除盐水箱，由除盐水泵补入凝结器内。
GB12145-2008标准规定：125MW机组汽水质量：凝结水DDH≤0.3μS/cm，YD≤1.0μmo l/L。
实际运行中，凝结水YD控制在0，一旦有YD，由运行人员加锯末堵漏，当≥1.5μmol/L，停凝结器半边查漏堵管，确保汽水合格率。
该电厂#1，2机组凝结器型号：N-7100-6，型式：单壳体对分双流程表面式，冷却水管12076根。
原设计管材为HSn70-1-As，2008年，因铜管耐腐蚀性差，泄漏频繁，#1，2机组先后在当年6、10月份更换为有缝TP304螺纹管。
2008年11月-2014年1月，#1，2机组凝结水DDH、YD大部分时间能够保持在合格范围内，自2014年1月以来时有超标，部分时段达水质异常三级处理值，对机组的安全运行构成隐患。
该电厂技术人员根据现场设备性能，系统设置，科学分析，排查处理，控制了凝结水氢电导率的合格率。
二、机组凝结水氢电导率超标原因分析1.除盐水电导超标：除盐水箱密封球层高度不足，隔离空气效果不佳；运行监督操作不当等导致除盐水超标。
2.原水有机物含量升高：水库水位下降，水质浓缩，有机物含量升高。
现有的水处理系统对有机物的去除能力有限，带有大量有机物的除盐水被补入凝汽器、进入锅炉后发生高温分解产生低分子有机酸，导致水汽氢导异常升高。
3.循环水漏入凝结器汽侧，导致凝结水电导超标。
3.1凝结器冷却水管泄漏，导致循环水进入凝结器汽侧；冷却水管疲劳断裂；冷却水管受热冲击产生裂纹或断裂；低加振动或汽轮机低压缸末级叶片断裂，损伤冷却水管；冷却水管腐蚀产生泄漏；冷却水压超限，冷却水管损坏产生泄漏；冷却水管管板胀口泄漏都会导致电导超标。
凝结水精处理存在问题及对策分析
凝结水精处理存在问题及对策分析摘要：凝结水精处理在电厂以及锅炉中使用极为普遍，其主要功能在于去掉凝结水中存在的各种可能的金属腐蚀物以及各类微量溶解性物质。
近年来，随着我国各种大型火力发电厂的建设及投入使用，各类先进的凝结水精处理装置得到了普遍使用，因此，如何保证该装置在使用过程中的安全、高效，稳定，事关电厂安全生产的全局。
关键词：凝结水精；处理；问题；对策；分析1导言凝结水精处理系统是百万压水堆核电站二回路重要的系统之一。
其位于凝结水泵与低压加热器之间，对二回路水中杂质离子进行树脂交换处理，保证蒸汽发生器供水水质。
主要功能是：一是连续去除热力系统在机组正常运行或机组启停期间形成的腐蚀产物和离子杂质，为蒸汽发生器提供悬浮物质含量极低的给水；二是机组启动时可以大大减少系统冲洗时间,使机组尽快投入运行并节约除盐水用量。
2热电厂凝结水精处理系统概述从理论上来看，凝结水是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。
但从生产实际来看，凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器、低压加热器等疏水———即进入加热器将给水加热后冷凝下来的水。
因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。
凝结水作为锅炉给水主要组成部分，其水质将直接影响给水质量，尤其是随着机组参数的增大，为了机组的安全运行，对凝结水质量提出了更高的要求。
3凝结水精处理的目标凝结水在一些状况下会受到污染，如凝汽器渗漏或泄漏、金属腐蚀产物的污染、锅炉补给水带入少量杂质等，部分超临界参数的机组，对给水水质的要求很高，需要进行凝结水的高纯度净化，也就是凝结水精处理。
这就要求建立凝结水精处理系统。
凝结水精处理系统高速混床是在机组空负荷试运结束后，进入带负荷整套调试阶段时初次投运的，投入运行均采用点动控制。
控制混床入口含铁量≤1 000μg/L，结合机组负荷情况，为避免树脂污染严重，尽量等凝结水水质达到最佳而除盐设备补水已满足不了机组负荷要求时才投入精处理高速混床，对凝结水进行回收，从而实现凝结水的精处理。
汽轮机射水抽气器运行问题分析与节能改造
对比分析后，最终选用第三种方案。该方案虽然增加 了改造投资，但可以从根本上改变工作水温对抽气器工作 能力的影响。另外，补水水源由电站系统循环冷却水改为 工业新水，射水箱自然溢流改为水泵抽取，强制实现抽气 器工作水快速热交换。抽水泵抽取的温水送入电站系统循 环冷却水回水管网，最后经冷却塔冷却重复利用，水抽气器运行问题分析与节能改造
寇向阳
（上海宝山钢铁股份有限公司，上海 201900）
摘 要：汽轮机在夏季受自然温度影响，使得射水箱工作水温远远超过抽气器设计温度，造成抽气器工作效 率下降，最终导致冷凝器真空度降低，发电机经济效益低下。在实际生产中，上述问题无法得到有效解决，严重 威胁到汽轮机安全运行。经过实验，详细分析造成射水箱水温偏高的原因，并提出多种改造方案，以最优的实际 案例有效解决了问题。改进后的射水抽气器综合能耗明显降低，取得了可观的经济收益。
如果降低发电负荷，不但会造成蒸汽放散，而且还会 影响厂用电平衡。为了能够快速降低抽气器工作水温，提 高汽轮机冷凝器真空度，生产运行中一般会加大射水箱补 水量，让大量溢流水带走多余热量。此种方法虽然可以短 时间内提高凝汽器真空度，但是真空度无法长时间保持； 相反，机组运行工况会不断恶化，并会造成水资源浪费。 另外，两台射水泵同时开启，抽气器功率增加微弱，而射 水泵电耗翻倍增长，机组经济性能明显下降，运行成本攀升。 因此，有效利用水资源降低抽气器工作水温才是提高凝汽 器真空度的关键。 2.2 水温对抽气器工作能力影响分析
600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标原因分析及处理_钟阁顺
600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标原因分析及处理_钟阁
顺
首先，造成600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标的一个主要原因是给水系统进水管道或设备存在漏氧情况。
进水管道或设备出现漏氧时，会导致氧气进入系统，从而增加了凝结水中的溶氧含量。
解决这个问题的方法是对进水管道和设备进行检修和修补，确保其完整性，避免氧气的进入。
其次，如果600MW抽汽式机组的给水质量不合格，也容易导致凝结水中溶氧超标。
给水质量不合格主要体现在水中存在大量的溶解气体和空气溶解氧。
解决这个问题的方法是加强给水处理工作，通过去除水中的溶解气体和空气溶解氧，使得给水的溶氧含量降到合理的范围内。
第三，如果600MW抽汽式机组的凝汽器存在泄漏现象，也会导致溶氧超标。
凝汽器泄漏会导致外界空气进入凝结水系统，从而增加了凝结水中的溶氧量。
解决这个问题的方法是对凝汽器进行检修和维护，修复泄漏的地方，确保其中没有外界空气的进入。
第四，600MW抽汽式机组的凝结水系统存在低温区域，也容易导致溶氧超标。
低温区域会减少水中的氧气溶解速率，从而造成了溶氧超标的情况。
解决这个问题的方法是通过改变凝结水系统的设计或者增加系统中的氧吸收装置来提高低温区域中的氧气溶解速率，使得溶氧含量降到合理范围内。
最后，在处理600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标问题时，可以采取的措施包括：加强给水处理工作，确保给水质量合格；定期检修和维护进水管道、设备和凝汽器，修复泄漏的地方；改变凝结水系统的设计，增加氧吸收装置，提高低温区域中的氧气溶解速率。
通过以上措施的综合应用，可以有效地解决600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标的问题。
凝结水硬度超标的原因及处理措施
汽轮机凝结水硬度不合格的原因及处理：导致凝结水硬度不合格的原因是循环水的混入，混入的渠道一是换热管泄漏，二是射水抽气器工作异常，使循环水沿抽空气管倒灌进蒸汽侧。
换热管泄漏：这种情况的泄漏出现的几率较大，在机组每次开机时，特别是对凝汽器进行清洗后开机时容易出现，机组正常运行过程中也有可能发生。
从理论上讲，凝汽器没有绝对不漏的，一般允许泄漏率为0.02%以下，当泄漏量超过一定值时，必须进行处理。
监视泄漏一般通过化验水质的方法，如凝结水的电导、钠离子含量突然比正常值增加且持续，有排除其他可能是，测可判断发生了泄漏。
换热管泄漏分两种情况，一是管子本身出现裂缝或漏电；二是管板胀口处松动。
无论是哪种情况，其处理措施都分为运行中临时处理和停机处理。
运行中临时处理措施：当确定泄漏发生后，如果机组不停机，泄漏量也不是很大，可以采取临时处理措施，最常见的措施是往循环水中加锯末。
锯末在投加前要进行筛选，防止尺寸过大的木屑堵塞过滤网和换热管。
投加的位置应选在循环水泵进水一次过滤网前，一次投加量50公斤左右，一般几个小时内就可以起到作用，但有时出现反复，如条件不允许，应当停机处理。
停机处理措施：停机处理的第一步是查漏，确定是哪根泄漏，哪种形式的泄漏；第二部是根据检查结果采取采取不同的处理措施，比如胀管器，堵头等。
查漏一般采取汽侧注水法。
步骤是、停止循环水泵——打开凝汽器两端检查孔——汽侧注水——观察端面出水情况确定泄漏换热管操作注意事项：1、为了便于观察，管板最好干燥后再注水，特别是当泄漏量很小时，为此，停循环泵后尽早把所有检查孔打开由于通风干燥，同时用布吸水，加快干燥；2、注水高度要超过最顶部换热管，但在喉部以下；3、找到漏管后，堵住管口，观察是管内出水还是胀口出水，从而判断是管子损坏还是胀口松动。
泄漏的处理：如果是胀口泄漏，处理方法是重新用胀管器胀口，或直接用堵头堵死；如果是管子本身泄漏，处理方法是换新管或直接用堵头堵死一般来讲，当因各种原因导致的不通水的管子超过总量的10%时就不能再堵，应当考虑换新管，否则将对换热效果产生较大影响。
射水抽气器系统串水事故分析及改进研究
射水抽气器系统串水事故分析及改进研究作者：杜文鹏来源：《河南科技》2018年第19期摘要：抽凝12MW汽轮发电机自开车以来，运行中发生了数次循环水串入凝水系统的事故，凝汽器真空降低，热井液位升高，凝水水质恶化。
通过现场查看系统装置和对其进行分析，河南心连心化肥有限公司对射水泵进口管道进行了改造，目前运行稳定，未出现串水事故。
关键词：射水抽气器；运行串水；事故；管道中图分类号：TK264.14 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2018）19-0028-02Analysis and Improvement Research on Water CascadeAccident of Water Jet Air Ejector SystemDU Wenpeng（Henan Xinlianxin Chemical Fertilizer Co.， Ltd.，Xinxiang Henan 453700）Abstract： Since the condensing 12MW turbogenerator has been driving since the driving，there had been several accidents of circulating water into the condensate system， the vacuum of the condenser was reduced， the liquid level of the hot well was raised， and the water quality of the condensate was deteriorated. Through the on-site inspection system and the analysis of the system，Henan Xinlianxin Chemical Fertilizer Co.， Ltd. had reformed the inlet pipe of the ejection pump，and the operation was stable at present， and there was no water series accident.Keywords： water jet air ejector；running string water；accident；pipeline射水抽气器是凝汽式汽轮机组的辅机，主要作用是：第一，在汽轮机组启动前将凝汽器中的空气连续不断地抽出，建立真空；第二，在汽轮发电机组正常运行时维持凝汽器的正常真空。
射汽抽汽器故障处理
射汽抽汽器故障处理taihang【摘要】射汽抽汽器在火力发电厂中广泛使用，是重要的附属设备，抽汽器运行的稳定与否直接关系到汽轮机组的经济性和安全性运行。
本文就射汽抽汽器在运行中发生的两例故障的现象及原因分析和处理的经过，以借鉴。
【关键词】射汽抽汽器故障汽轮机的凝汽器设备是在汽轮机的排汽口造成足够的真空，使进入汽轮机的蒸汽膨胀到尽可能低的压力排出，从而使蒸汽在汽轮机中获得较大的焓降，以提高循环热效率，并将汽轮机的排汽凝结成水重新送到锅炉中去循环使用。
为使凝汽器设备正常地运行，凝汽器初始真空的建立，凝汽器内积有空气的排除，维持凝汽器内高度真空，都必须由抽气设备的工作来完成。
目前，发电厂中常用的喷射式抽汽器有两种形式，即射水式抽汽器和射汽式抽汽器。
汽轮机运行中工作抽汽器我们习惯称为主抽汽器，设置有两台，为三级抽汽器。
抽汽器工作介质采用汽包来厂用蒸汽，冷却器采用凝结水抽汽器由喷嘴、混合室、扩压器、冷却器等组成。
工作蒸汽由厂用蒸汽供给，工作压力为4~6kg/cm2，蒸汽流经喷嘴后压力能变为动能，出口流速增大，在喷嘴出口截面上形成了高度真空，由凝汽器来的蒸汽空气混合物进入第一级级抽气混合室，被高速的汽流携带一同进入扩压管，在扩压管中汽流速度逐渐降低，压力逐渐增高，然后进入冷却器，一部分蒸汽凝结下来，剩下的蒸汽空气混合物进入第二级抽汽器，最后经过第三级，少量未凝结的蒸汽空气混合物压力高于大气压力排向大气。
第三级抽汽器的疏水排到第二级，与第二级疏水一起排到第一级，最后抽汽器疏水经水封排到凝汽器。
在第三级接一疏水排地沟疏水检查门。
通过冷却器中的主凝结水，一方面是为了回收工作蒸汽的热量，另一方面是使蒸汽空气混合物得到冷却，从而保证抽汽器的正常工作。
在汽轮机启动、停止或低负荷运行时，由于流过冷却器的冷却水量不能有效的冷却蒸汽空气混合物，因此在凝结水系统中采用再循环管来保证抽汽器能正常工作。
故障:现象：#1抽汽器一级抽汽器有水击声，抽汽器排汽口不排汽。
凝结水精处理系统存在问题原因分析与对策
凝结水精处理系统存在问题原因分析与对策摘要：随着大容量、高参数机组的相继建立，对水质提出了更加严格的要求，凝结水精处理装置作为系统水质处理的重要手段，已在亚临界、超临界、超超临界机组中广泛应用。
其作用主要是对凝结水进行除浊和除盐处理，以降低水中微量杂质，提高给水质量，改善水汽品质。
同时可以作为凝汽器泄漏时的缓冲装置，给凝汽器查漏、堵漏提供时间，保证机组安全稳定运行。
关键词：凝结水精处理系统；问题；原因；措施为保证锅炉用水质量, 降低凝结水中铁、盐、硅的含量,某600MW燃煤机组采用100%凝结水精处理, 以满足锅炉给水水质要求。
自2016年2月以来, 凝结水精处理系统不能100%运行, 出现旁路电动阀动作, 前置过滤器和高速混床进出水差压高现象, 导致精处理出水水质恶化, 影响后序系统的使用。
某2×600MW燃煤机组凝结水精处理采用中压处理系统。
全部凝结水精处理系统设备由1套2×50%凝结水前置过滤器、1套3×50%凝结水高速混床系统、1套100%容量的旁路系统组成。
再生单元由1台树脂分离罐、1台阳树脂再生罐兼储存罐、1台阴树脂再生罐和1台废水树脂捕捉器、热水罐组成。
树脂采用凝胶型氢型与氢氧型阳、阴树脂, 树脂高度1000mm, 阳阴比列1:1。
1凝结水精处理的作用凝结水主要包括汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、疏水和锅炉补给水。
在机组运行中有些状况会导致凝结水受到污染, 例如凝汽器渗漏、锅炉补给水带入的少量杂质、管道内部的金属腐蚀产物等。
凝结水精处理系统能连续除去热力系统内的腐蚀产物、悬浮杂质和溶解的胶体, 防止汽轮机通流部分积盐;在机组启动过程中投入凝结水精处理装置, 可缩短机组启动时间, 节省能耗和经济成本;凝汽器微量泄漏时, 保障机组安全连续运行。
可除去漏入的盐分及悬浮杂质, 有时间采取堵漏、查漏措施, 严重泄漏时, 可保证机组按预定程序停机。
随着超临界、超超临界等高参数大容量机组的出现, 锅炉汽水品质要求越来越高, GB/T12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》更是将水汽品质标准大幅度提高, 例如:锅炉给水氢电导率由原来的≤0.15µs/cm, 提高到≤0.10µs/cm。
射水抽气器倒吸原因分析及处理
的１ ２ Ｍ Ｗ 抽凝 式机组 ， 采用射水抽气器来维持凝汽器真空。 由
于使用矿井水作为冷却介质 ， 水质为高碱高硬水 。夏季运行时 ， 射水抽气器系统补水温度 高， 加之系统设计不合理 ， 导致射水抽
气器抽 吸能力下降 ，在机组负荷波动过大及停机时易造成凝汽
器倒 吸， 导致凝结水水质超标 ， 影响机组运行 。
二、 倒 吸原 因及 分 析
室压力升高 ，抽 吸能力下降 ，在机组负荷突变时会造成水质为高碱高硬水 （ 碱度 ６ ． ５ ｍｍ ｏ ｌ ／ Ｌ ， 硬度 １ ５ ｍ ｍｏ ｌ ／ Ｌ ） ， 射水箱容积小 ， 且射水系统与循环冷 却水运行条件 的差异 ， 水温高 ， 水的滞 留时 间长 ， 阻垢剂 阻垢 效
入 的不凝结 气体 ， 同时维持凝 汽器的真空 ， 对机 组的安全 、 经济
运行起着重要作用。 山东光明热 电股份有限公 司 ３ 汽轮发 电机组为南 汽生产
工作水温高 ， 其能建立 的真空度就低 ， 抽吸能力 就减 小 ， 反之亦
然 。当工作水温＞ ３ ０℃时 ，每升高 ５ ｃ Ｅ，吸人室的压力约提高 １ ． ９ ７ ｋ Ｐ ａ 。 由于射水温度高于射水抽气器喉部压力所对应的饱和 温度 ， 使得部分水汽化 ， 体积膨胀 ， 工作水流量下降 ， 抽气器吸入
以上原因的综合作用使射水抽气器的抽吸能力大幅下降当机组负荷突降如机组甩负荷锅炉负荷突降各种状态停机等进汽量大幅降低凝汽量降低循环水量不变蒸汽过冷却会出现凝汽器内压力低于射水抽气器内压力由于射水抽气器逆止阀不严导致倒吸污染凝结水给水造成锅炉水质异常
射水抽气器倒 吸原 因分析及处理
臧殿 荣
（ 山东光明热电股份有限公 司 山东泰安 ） 摘要 射水抽 气器是 维持 汽轮 机凝汽 器真 空的主要设备 ， 但 由于其抽 气逆止 阀所处环境 腐蚀性 强， 普遍存 在 关闭不严 现 象，
凝结水电导率严重超标分析
停机后凝结水电导率严重超标分析一、事件概述：我公司机组为4.5MW凝汽式汽轮机，机组运行停放10年。
2020年3月25日停机后，凝结水电导率230us/cm、硬度为50umol/L。
凝结水水质不合格结果比较惊人，迅速通知化验人员再次取样，并加强水质管控，避免水质污染。
再次取样结果为，电导率238us/cm、硬度47umol/L。
出现此问题，对机组的安全长久稳定是一个隐患。
本人对此进行了分析。
二、凝结水水质超标分析：1、除盐水不合格漏入热水井中？经检测除盐水合格，加氨量未见异常。
2、锅炉炉水加药量超标？锅炉加药量超标也不应硬度超标，查看加药记录核对磷酸三钠药箱，排除加药超标可能。
3、凝汽器不锈钢管泄露或胀口松动？停机12小时后，将热水井排空，循环水系统保持运行，并对监测热水井水位，热水井液位没有变化。
可以确定不是凝汽器不锈钢管泄露。
4、轴封系统及抽真空连接管道密封不严？密封不严对凝结水的影响甚微，并且未停机前，凝结水水质正常，电导率为0.2us/cm，硬度为0.2umol/L。
5、经射水箱倒灌入凝汽器？经询问，当班人员在停机时未及时关闭射水抽气器汽测阀门，拆卸射水抽气器发现止回阀有卡涩现象。
射水抽气器没有备件，严格要求岗位停机时，先关闭汽侧阀门。
三、处理措施综上所述，凝结水超标主要原因是射水抽气器止回阀不灵，和仓库核对，射水抽气器没有备件。
经车间研究决定：首先，申报备件；其次，严格要求岗位工停机时，先关闭汽侧阀门；定期对真空密封系统进行严密性试验，确保不出现重大事故。
四、处理结果再次启机和停机后，凝结水水质一直合格，未出现严重超标现象。
此次凝汽器电导率严重超标并未对机组产生严重危害，并且提高了运行维护人员的处理经验。
运行部对此次事件按照三不放过原则，对该事件做了处理。
射水抽气系统在运行中存在的问题及改进措施
运用 到抽风 设备 ， 将 不慎进入凝汽器 中的空气抽离 ｝ ｊ ｊ 米， 保证 ２学机组在相 刷的抽吸压力下射水箱 散热效果不好 。需要靠 凝汽 器中的真空度； 另外， 降低凝汽器真空度 的颇 还有一个， 力 ｌ ｌ 大补水量米 降低工作水温 。 为Ｔ作水是循 环水 ，所 以工
影 响整 个 射 水 泉 的 抽气 能 力 。 抽 气 器 混 合 室 及 扩 散 管 均 有 同 程 度 的 腐 蚀 ；机 组 真 空 系 统 提 升 ，
漏 气量为 ｌ ５ ． ３ ３ Ｋ ｇ ／ ｈ ， 而配套 的射水抽气器抽气量为 ３ ２ Ｋ ｇ ／ ｈ ，
（ ５ ） 进 行凝 汽 器 真 空 度 的严 密 度 进 行 检 测 实 验 时 ， 如 果
响。 针 对我厂 ２号汽轮发电机 组的 Ｔ Ｄ ． ３ ２型射水抽气器进行的一个实际情况的研 究与探讨 ， 总结影 响真 空发 生
变化 的因素 以及提高凝汽器真空度的具体措施。
关键词： 射水抽气器
中图分类号： Ｔ Ｋ ２ ６
真空 机 组效 率
文献标识码： Ａ 文章编号 ： １ ０ ０ ７ － ３ ９ ７ ３ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ０ ９ － ０ ６ ５ － ０ ２
１ 运行 中存 在的问题
Ｃ Ｃ ２ ５ ． ８ ． ８ ３ ， ３ ． ９ ２ ／ １ ． ２ ７型单 缸冲 动 抽 凝 式 汽 轮 机 ，于 ２ ０ ０ ６年 ４
一
（ ４ ） 抽气 管由于 长期使用 ， 会ｆ 『 Ｊ 现ｆ ¨ｕ处生锈或 者存在 污 为抽气器的… 口有污垢 会影 响蒸汽 的流动 ， 减缓蒸汽 的
射水抽气系统 在运行 中存在 的问题及 改进措施
射水抽气器倒吸原因的事故分析及改进研究
射水抽气器倒吸原因的事故分析及改进研究摘要：射水抽气器是一款针对凝汽器真空及其他设备真空的节能产品，但由于工作水温、水质、逆止阀关闭不严等综合原因的影响，普遍存在夏季水温过高、系统结垢、逆止阀在潮湿和含氧环境下容易发生腐蚀和卡涩等事故，导致凝汽器倒吸，污染凝结水、给水、造成锅炉水质异常。
分析凝汽器倒吸的原因，可采用U型管，降低射水系统水温的方法，解决凝汽器倒吸问题。
关键词：射水抽气器真空倒吸1、射水抽气器概况1.1射水抽气器结构原理。
从射水泵来的具有一定压力的工作水经水室进入喷嘴。
喷嘴将压力水的压力能转变为速度能，水流高速从喷嘴射出，使空气吸入室内产生高度真空，抽出凝汽器内的汽、气混合物，一起进入扩散管，水流速度减慢，压力逐渐升高，最后以略高于大气压的压力排出扩散管。
在空气吸入室进口装有逆止门，可防止抽气器发生故障时，工作水被吸入凝汽室中。
新型射水抽气器结构原理打破了传统的水、气垂直交错流动的设计模式，气相运动所需能量全来自水束，让水质点裹胁更多的气体来提高凝汽器真空，保证安全运行就必须：（1）在吸入室中选取水的最佳流速及单股水束的最佳截面，以期水束能实现最佳分散度，同时分散后的水质点又具最佳动量，以最小的水量裹胁最多的气体，这是达到低耗高效的基本条件。
（2）吸入室内水质点与空气的接触达到最均匀。
且使水束所裹胁的气体能全部压入喉管。
（3）制止初始段的气相返流偏流，以免造成冲击四壁而发生震动磨损。
这一点单靠加长喉管是难以实现的。
这是吸入室几何结构，喉口形状，喉径喷咀面积比，喉长喉咀径比，进水参数（水量水压）等实现的。
1.2射水抽气器工作原理。
射水抽气器以高压水作为动力，高速水流经水室进入喷嘴，喷嘴将压力水的压力能转化为速度能，水流高速从喷嘴射出，使空气吸入室内产生高度真空，抽出凝汽器内的汽、气混合物，一起进入扩散管，水流速度减慢，压力逐渐升高，最后以略高于大气压力排除扩散管。
但射水抽气器所能产生的极限真空受进水温度制约，当腔室的真空达到某水温的饱和温度时，水会汽化，抽气器将不能正常工作，射水抽气器扩压管很长，在扩压管前增设单向阀，以防止水倒流入凝汽器，使主凝汽器的水质恶化，高压水由专设的射水泵提供，由于水射流抽气器不能多级串联，为减小扩压管的压力比，常采用立式高位布置，并在扩压管出口加接一定长度的直管段，当扩压管出口压力达0.03~0.06mpa时，气水混合物可以靠自身的重力排至大气。
射水抽气系统故障处理_周合江_赵景顺
1)加强巡检 ，发现异常气味和声响不放过 。 2） 设备的定期切换由之前的半个月一次改为一
周一次 ， 以检验备用设备的状态 。
3）新修的设备一定要进行试机 ， 带负荷运行时间 不能少于 1h，以检验修复的好坏 。 4）损坏的设备要及时维修 ，不能过夜 。 5）加强对余热发电设备的管理 。 如利用停机对汽
度。
料磨台时产量 ， 通过改造设备 、 强化设备维护 、 提高检 修质量和加强巡检等措施提高设备运转率 ， 不但使生 料 磨 台 时 产 量 稳 定 在 200t/h 以 上 ， 生 料 电 耗 由
26kWh/t （ 含石灰石破碎机 ） 降低至 23.4kWh/t， 而且设
备从被动检修变为计划检修 ， 有效地维护好设备 ， 取 得了良好的经济效益 。 参考文献 ：
0.5MPa）， 岗位人员在开大 2 号射水泵出口阀门时感
觉用力很轻 。 根据上述现象综合判断为手动阀阀芯和 阀碟脱落所致 。 由于公司仓库有射水泵出口阀的备件 ， 更换 2 号 射水泵阀比更换 1 号射水泵电动机轴承要快得多 。 为 了尽可能地多发电 ， 避免甩炉停机影响窑系统 ， 值班 领导决定汽轮发电机组维持运行 ， 对 2 号射水泵出口 阀进行更换和抢修 。 缩短处理时间是余热发电不解列 停机的前提 。 值班领导对抢修作出如下安排 ：① 两名 维修工去仓库领取出口阀的备件 ；② 汽轮机岗位人员 关闭凝汽器入射水抽气器管道阀门 ， 并用 F 扳手关 紧 ， 以防止在更换 2 号射水泵出口阀时 ， 空气通过射
射水抽气器在运行中存在的问题及改进
射水抽气器在运行中存在的问题及改进摘要：分析煤化工自备发电厂12MW汽轮机射水抽气器在运行中存在的问题，并提出下一步改进方案。
关键词：射水抽气器节能减排自备发电厂山西兰花煤化工厂自备电厂汽轮机由南京汽轮机制造出品，型号：C12-4.9/0.98。
新蒸汽压力为：4.9MPa，温度为：435℃。
该机为次高压、单缸、冲动、抽汽凝汽式汽轮机。
射水抽气器型号为：CS-25-2。
在响应国家节能减排的大环境下，提高自备发电厂的经济运行及灵活调配汽电分配来适应集团负荷变化，这就要求我们提高汽轮机组运行经济性，提高汽轮机组经济性的途径有很多，其中之一就是提高凝汽器的真空度。
影响汽轮机真空变化的原因是多方面的，其中射水抽汽器工作水温偏高就是造成真空降低的主要原因之一。
由于射水抽气器工作条件的恶化导致凝汽器工作条件恶化，最终影响机组电汽负荷分配降低机组效率。
以我厂汽轮发电机组的CS-25-2型射水抽气器实际运行情况，分析运行方式对真空变化的影响，并提出自己建议性的改进措施。
一、运行中存在的问题山西兰花煤化工厂汽轮机机组采用CS-25-2型射水抽气器，该设备特点：效率较高，消耗功率少，噪音低。
由于我厂射水抽汽器的工作供水采用闭式循环供水方式，由于这种供水方式，射水箱内的工作水温度在冬季运行完全能够达标，甚至还要低一些，这对提高机组真空是非常有利的。
但夏季由于环境温度较高工作水温达不到设计要求，射水池散热较差，随着运行时间增加，抽出的高温汽气混合物使工作水温不断升高。
汽轮机夏季运行射水箱内工作水温一直远远偏离设计值，最高达到35度以上。
因此在汽电负荷不匹配时，机组真空低无法带电负荷时，首先加大补水溢流来降低工作水温，而实际运行往往是用两台同时并联运行提高凝汽器真空。
这样虽短时提高凝汽器真空，但射水箱内工作水温进一步升高，系统重新建立新的平衡，这样能耗增加经济性下降，因此以最小的功耗来提高凝汽器真空才是解决问题的关键。
二、工作水温对射水抽汽器的抽吸能力的影响山西兰花煤化工厂汽轮机机组采用的是一台长喉射水抽气器CS-25-2型设计工作水压0.29兆帕，工作水温20度，工作水量143t/h，正常抽气量8千克/小时, 吸入室抽吸压力0.004兆帕。
凝结水精处理存在问题及对策分析
凝结水精处理存在问题及对策分析摘要：随着当前社会的不断发展，各行业对水质提出了更加严格的要求：相关发电企业在进行各类高参数机组建设研究的过程中，要做好凝结水精处理研究工作，安装现代化的处理装置，全面提高系统水质处理效果。
提高水质量，改善水质的品质，同时安装相关的线路缓冲装置，保证机组的稳定运行。
关键词：凝结水；精处理；问题及对策1凝结水精处理的相关概述1.1作用。
凝结水主要包括汽轮机内蒸气做功产生的凝结水和锅炉的补给水：相关机械企业在进行生产建设的过程中，也要综合考虑凝结水的精处理工作。
了解凝结水在电厂运行过程中的实际作用，同时分析如何进行操作管理，才能够避免凝结水在后续应用过程中受到污染。
制定详细的管理计划，做好凝结水精处理工作，构建完善的处理系统去除热力系统中的一些腐蚀产物以及悬浮的杂质。
在进行处理的过程中，要考虑各种设备的具体使用情况，加大技术方面的引入力度缩短机组的启动运行时间，减少系统运行过程中的能源消耗和成本支出，全面提高企业的经济效益。
仔细观察当前机组的运行情况，要保证整个机组的安全连续性运行，同时要去除录入的一些年份和悬浮的杂质。
进行系统设计时要保证机组能够按照预定的程序停机处理，对各类参数进行合理的设计，全面提高锅炉汽水的品质。
对凝结水精处理系统的运行模式进行分析，对传统的运行内容进行系统化的设计，保证系统运行的安全性和稳定性。
关电力企业在进行凝结水精处理研究和系统设计时，要加大技术和设备方面的投入力度，可以安装相关的前置过滤器。
结合系统的运行情况，对设备的运行模式进行技术化的调整，充分发挥设备的技术使用效果。
1.2常见问题管理人员要了解精处理常见的问题并对问题进行分析，了解程控系统的基本运行模式，对涉及工艺和现场传感器的运行模式进行综合性的分析。
如果工作人员在这一过程中没有按照相关要求进行逐个操作，没有对设计控制模式进行设计和研究就会增加具体的工作量，而且会对后续日常运行管理工作造成不便影响。
水汽异常现象原因分析及处理作业指导书
取样冷却器漏冷却水
检查取样冷却器并进行检修
取样管长时间不冲洗或冲洗不彻底，分析误差
冲洗取样管，重新取样化验，保证化验准确
饱和蒸汽品质不良影响
找出饱和蒸汽品质不良原因并消除
八、给水硬度不合格
异常原因
处理方法
凝汽器泄漏
凝汽器查漏，堵漏
给水取样冷却器漏
检查冷却器并进行检修
软化水不合格
化验软化水质，查明不合格原因
水汽异常现象原因分析及处理作业指导书
一、凝结水硬度超过标准：
异常原因
处理方法
汽器铜管漏水
通知汽机人员将不合格的凝结水放掉，
并尽力进行查漏堵漏
软化水不合格
检查软水制水系统
射水抽汽器水返入凝汽器
通知汽机进行调整
二、炉水碱度、硅酸根超过标准
异常原因
处理方法
给水碱度、硅酸根高
提高给水质量
锅炉连续排污故障或连排门关得过小
检查制水系统是否正常
凝汽器泄漏造成炉水电导率高
增大锅炉排污量，对凝汽器进行检修
炉排污量不足
加大排污量及排污次数
连排系统不畅通
对排污系统进行检查
开大连续排污，增加定排次数至炉水澄清
四、炉水PO43-低于标准
异常原因
处理方法
药泵故障
联系进行检修
炉负荷增加或连续排污量过大
关小连续排污门，调整排污流量
水硬度高
及时调整药液浓度和加药量
磷酸三钠浓度低
调整药液浓度，加大加药量
五、炉水PO43-超过标准
异ห้องสมุดไป่ตู้原因
处理方法
荷降低，排污量小
停加药泵，调整排污量
磷酸三钠浓度太大
射水抽气系统在运行中存在的问题及改进措施
射水抽气系统在运行中存在的问题及改进措施作者：蔡延龙胡静来源：《科协论坛·下半月》2013年第09期摘要：在热电厂经济运行过程中通过多种方法提高汽轮机的经济性，需要对凝汽器的真空度进行把控，而凝汽器的真空度的高低是由射水抽气器的工作水温高低来决定的，它的水温反应对汽轮机机组效率有着直接性的影响。
针对我厂2号汽轮发电机组的TD-32型射水抽气器进行的一个实际情况的研究与探讨，总结影响真空发生变化的因素以及提高凝汽器真空度的具体措施。
关键词：射水抽气器真空机组效率中图分类号：TK26 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）009-065-021 运行中存在的问题我厂2号汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的CC25-8.83/3.92/1.27型单缸冲动抽凝式汽轮机，于2006年4月投产。
自投运以来，通过近几年的运行发现射水系统存在抽气器混合室及扩散管均有不同程度的腐蚀；机组真空系统漏气量为15.33Kg/h，而配套的射水抽气器抽气量为32Kg/h，射水泵电机功率75KW。
现机组配套的射水抽气器抽气量明显偏大，不仅造成大量排汽被抽走，而且使射水箱水温升高，补水量增加，造成工业水和化学药品浪费。
配套的射水泵电机功率偏大，使射水泵能耗增加，厂用电率升高。
以我厂实际海拔计算，该型机组在额定工况下运行时，排汽真空应为-0.072MPa。
实际机组在额定工况下运行时，排气真空只有-0.063MPa。
由此可见，我厂#2机射水抽气器存在着能耗高、而抽气效率却相对较低的问题。
2 出现能耗高，臭气效率相对较低的原因抽气设备对提高凝汽器的真空度具有关键性的影响，在凝汽器的真空运行中，存在着真空工作不到位而导致真空中注入空气的成分，影响凝汽器的真空度，出现这一情况就需要运用到抽风设备，将不慎进入凝汽器中的空气抽离出来，保证凝汽器中的真空度；另外，降低凝汽器真空度的原因还有一个，就是还没有凝结的蒸汽，它在一定程度上也影响了整个凝汽器的真空质量。
凝结水精处理存在问题及对策分析 韩耀
凝结水精处理存在问题及对策分析韩耀摘要：随着我国电力事业的快速发展和大容量、高参数机组的不断投产，热力设备对系统的水汽品质要求也越来越高，凝结水作为锅炉补给水主要组成部分，凝结水精处理可以降低锅炉补给水中的含盐量和机组在安装、运停过程中所产生的金属腐蚀物，并且可以除去凝汽器泄露所产生的杂质。
关键词：凝结水精处理；存在问题；对策引言凝结水精处理的目的是去除凝结水中的金属腐蚀产物、微量溶解盐类以及随冷却水漏入的悬浮物、盐类物质等。
冷却水泄漏时，该系统能够除去因泄漏而进入凝结水管路的溶解盐类和悬浮物，为机组按正常程序停机争得时间；机组启动时，除去凝结水中的铜、铁腐蚀产物，缩短启动时间，通过以上方法来保证优良的给水品质和蒸汽质量。
一、凝结水精处理的概述树脂是凝结水精处理的重要材料，实现阳离子交换树脂的耐温性是满足凝结水精处理的必然要求。
基于空冷机组凝结水精处理的要求，我们选择的强碱性阴离子交换树脂要求进水温度要低于45℃，不得高于65℃，一旦进水温度超过了极限就会加速交换树脂的理化性能，影响凝结水的质量。
根据工作实践经验，能够满足凝结水精处理的商业化强碱性阴离子交换树脂为Ⅰ型凝胶型或大孔型苯乙烯系强碱性阴离子交换树脂。
因此根据《火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准》、《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》的相关要求，阴树脂耐温性要在95℃的恒温中保持交换树脂100h，并且交换树脂的强碱基团下降率不能超过13%。
因此在空冷机组凝结水精处理的过程中，我们选择树脂时应该满足以下特点：一是要保持交换树脂理化性能的良好性，能够在恒温中保持基本性能不发生降低；二是交换树脂的耐温性要达到一定的要求，并且其耐温性越高越好。
凝结水精处理的主要目的就是降低或者杜绝因为凝汽器渗漏或者泄漏、金属腐蚀产物的污染以及锅炉补给水带来的杂质，导致空冷机组的运行效果受到影响。
随着空冷机组设备的精密度不断提高，对水质的要求也在不断的提高，以直流锅炉为例，直流锅炉在运行的过程中，由于没有水循环，这样水在受热面受热之后就会直接变成蒸汽，而一旦水质存在杂质，那么部分杂质就会沉淀在受热面上，而另一部分则会被带入汽轮机中，影响空冷机组的运行。
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射水抽气系统影响凝结水品质的分析及处理
发电厂的凝结水由汽轮机凝结水和热力系统中的各种疏水等组成，凝结水水质的好坏，直接影响着锅炉的安全运行和经济运行。
凝结水除受因凝汽器泄漏，冷却水进入而污染以外，还经常受到其他水源的污染，甚至受射水抽气系统循环水的污染，而这些因素往往很难分析和查清。
下面就是我厂对1、2号机凝结水受射水抽气系统影响的分析和处理。
1 问题的提出
1、2号汽轮机是上汽生产的125 MW机组，凝汽器抽气器是射水抽气器。
二台机组相继于1990年12月和1991年8月投产。
1993年机组在运行中，凝结水经常出现硬度，时有时无，但当分别隔离甲、乙侧凝汽器后，对凝结水硬度都影响不大，因此一直查不出原因。
在一次偶然的机会发现下面情况：即当单台射水泵运行，凝结水中出现硬度时，再启动另一台射水泵即双泵运行，凝结水硬度会自行消失。
后来经过反复试验，发现单泵运行凝结水会出现硬度，而双泵运行则不会影响凝结水水质。
这说明凝结水水质与射水抽气系统的运行方式有关，从射水抽气系统分析（见图1），发生这种现象一般有两种可能，一是射水箱的循环水通过凝汽器主空气管漏进凝汽器；二是凝汽器的冷却水通过凝汽器冷却水出水管的虹吸空气管至凝汽器主空气管漏进凝汽器。
但凝汽器主空气管和虹吸空气管在设计时都设有倒“U”型管，其标高都能满足大气压力的需要，另外在射水抽气器混合室内空气管口装有逆止门。
由于虹吸空气管管径比较小，为了可靠起见，我厂还是将倒“U”型管升高了1．5 m，但仍不能解决问题。
因此，查出真正漏水的位置，才能解决凝结水水质问题。
2 检漏方案的设计与试验结果
如果能找出漏入凝汽器的水是什么水，就能找到防止该水漏入凝汽器的办法。
由于凝结水本来是十分干净的，几乎是纯水，因此如能找到一种唯一灵敏、检测方便、无害、廉价的示踪剂，加在被怀疑的水源中，在试验过程中，一旦漏入凝汽器，很快就会被发现。
经初步分析，射水抽气系统的循环水漏入的可能性最大，因此把射水箱中的循环水做为试验对象。
（1）示踪剂的确定。
锅炉给水中经常要测定的“Cu2＋”，由于我厂凝汽器为全钛系统，因此在凝结水系统中Cu2＋含量几乎为零，且其测量灵敏度为1 ug／L，短时微量加入对锅炉是安全的。
因此我们选用“Cu2＋”为示踪离子，选用96％工业硫铜（CuSO4·5H2O）做为示踪剂。
（2）示踪剂加入量的确定。
射水箱的容积约为70 m3，运行中循环水的硬度为7000μmol／L左右，凝结水量约300t／h，当凝结水有硬度时，硬度可达50μmol／L左右，试验时凝结水中的“Cu2＋”浓度控制在50μmol／L以内，经计算约需加入2 kg
硫酸铜，配制成水溶液后待用。
(3）试验程序。
开始时2台射水泵运行，凝结水水质正常；然后停一台泵单泵运行，当凝结水出现硬度时，经确认后，加入硫酸铜水溶液；在测量到凝结水中出现“Cu2＋”并经确认后，启动另一台水泵双泵运行，直到凝结水水质恢复正常为止。
在试验过程中，不间断地测试凝结水的硬度、导电率、和“Cu2＋”浓度。
试验结束后要更换射水箱循环水。
试验结果见表1。
从表中数据分析，凝结水的污染水源来自射水箱的循环水。
3 原因分析和处理
前面已谈到，凝汽器主空气管已设有倒“U”型管，其标高与射水箱溢水管标高差已超过10m，另外射水器混合室内空气管上已装有逆止门。
在理论上，当一台射水泵停运后，如不关闭空气门（备用时空气门不关闭），即使逆止门关不严，循环水上升高度不会超过10 m，因此循环水就进不了凝汽器，那是什么原因使射水箱的循环水进入凝汽器的呢？当备用射水抽气器空气管上
逆止门关闭不严时，备用抽气器处在负压状态，空气从不严密处漏入，此时的水实际上是气水混合物，其密度小于水，因此循环水上升高度超过10 m以上，水流至空气管倒“U”型管水平管段，再经水平管段底部流入凝汽器主空气管直至凝汽器内。
（见图2）
漏入空气的原因很多，一时难以查清。
由于空气管较大，漏进来的水量有限，从图2可以看出，水是沿倒“U”型管底部漏入的，因此可以将凝汽器主空气管与倒“U”型管水平管段的接口从底部移至上面，这样漏进来的水会沿水平管段的底部流入正在工作的射水抽气器空气管中，不会进入凝汽器。
（见图3）
在1、2机组小修中，我们将凝汽器主空气管按图3进行了移位改造，从此射水箱循环水再也没有进入凝汽器污染凝结水，保证了锅炉的安全运行。
4 小结
（1）利用示踪剂查漏是一种行之有效的方法，但要选用唯一、灵敏、检测方便、无害、廉价的示踪剂。
（2）装有射水抽气器的汽轮发电机组，射水箱的循环水有可能会漏入凝汽器，运行中应加以注意，以确保锅炉的安全运行。
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