电厂凝汽器管侧泄漏危害及检测方法
燃机电厂凝汽器泄漏原因分析及处理
５ 凝 汽器 检漏 的 两种 常用 方法
较为复杂 ，对处理工艺 的要求较高 ，尤其是化学清洗工艺 ，如果
薄膜法可以在机组维持真空的情况下使用 ，先将单侧凝汽 处理不 当，甚至会造成钛管的腐蚀 ，并加剧钛管的磨损。一般我
器 切 断 ，打 开水 侧 人 孔 门进 入 ，用 塑料 薄 膜 贴 在 凝 汽 器 钛 管 的 们可以利用设备检修时间段 ，对钛管进行硫酸亚铁清洗成膜处
质有极大的影响 ，因此确保凝汽器无泄漏 ，是确保凝水安全指 漏的安全性 ，我们在查漏前 ，一定要在凝汽器底座上加装可靠的
标 机组 真空 等重 要 指标 的前 提 。
支撑 ，然后使用凝结水输送泵往汽侧灌水 ，灌水的高度要以具体
２ 凝汽 器布 置
情况而定 ，一般没过钛管 即可 ，如果需要查找疏水系统阀门处是
结垢和腐蚀 ，严重时甚至会造成锅炉的爆管事故。
切不可使用铁质堵头 ，这是因为铁制 的堵头会钛管造成损伤 ，且
４ 凝汽 器泄 漏现 象 的判 断
随着水中浸泡时间的延长 ，其还会出现生锈腐蚀的现象 ，这些生
判断是否发生泄漏最有效的方法是对凝水指标进行化验 ， 锈的部位 ，又会发展成新 的泄漏点 ，就算没有出现泄漏 ，且长时
统 。
过 了一 定 的程 度 ，就 必须 对 钛 管 进 行 整体 更 换 ，如 果 采 用封 堵
３ 凝汽 器 泄漏 的危 害
的办法对泄漏点进行处理 ，及会对循环水的水量造成一定的影
为了有效保证凝汽器的换热效果，确保凝汽器端差合格 ，就 响。对于那些难以更换的钛管 ，我们可以封堵的方法 ，使用堵头 ，
必须保证凝汽器的清洁程度。如果凝汽器发生泄漏 ，就会带来 封堵钛管的两侧 ，这就等于让钛管从系统中脱离了出去。为了
凝汽器查漏方案
凝汽器查漏方案 Revised by Chen Zhen in 2021凝汽器半边解列方案及措施凝汽器自9月份以来发现凝汽器铜管有泄漏，经往凝汽器两侧加锯末后基本能维持运行，但长时间运行对机组的安全、经济运行造成一定影响。
故决定在正常运行中进行半边隔离查漏，特制定以下措施：一、半边查漏目的：检查凝汽器铜管泄露，查出后进行堵漏。
二、本次查漏范围：凝汽器A、B两侧所有铜管三、组织机构：指挥：现场执行指挥：总协调：现场监督：现场操作：当值值班员四、隔离、堵漏措施：1、接到凝汽器半边解列命令后开始操作。
根据中调负荷曲线倒#1、2机负荷，#2机降负荷至90MW。
降负荷前纪录凝汽器真空、排汽温度。
2、启动凝汽器坑排污泵，将水位排至最低。
联系维护部在凝汽器坑加装1-2台大功率潜水泵以备凝汽器水侧放水时用。
2、停止胶球清洗装置运行。
3、缓慢关闭凝汽器A侧抽空气门，注意真空变化情况。
4、关闭凝汽器A侧循环水进口电动蝶阀、出口电动蝶阀，注意真空变化情况。
进出口电动蝶阀关闭后再用手动靠严，在操作过程中要精调、细调，做到关闭严密并不出现过关。
5、开启凝汽器A侧循环水水室放空气门、放水门、凝汽器进口蝶阀后、出口蝶阀前放水。
启动排污泵和潜水泵，注意凝汽器坑水位。
6、凝汽器A侧循环水水室存水放尽后，联系检修打开水室人孔门，用保鲜膜将凝汽器一侧铜管密封住（密封面要严密不能留有气泡）。
7、在另一侧采用蜡烛火焰法进行查漏。
8、所有铜管监查完毕将泄漏的铜管做好标记后，关闭凝汽器A侧抽空气门，进行堵漏。
堵漏完毕后恢复凝汽器A侧循环水系统运行，然后用同样的方法对凝汽器B侧铜管进行查漏。
9、如凝汽器A侧水室放空气门有水连续流出，经调整凝汽器A侧循环水进口、出口电动蝶阀仍不能排尽存水，说明循环水进口、出口电动蝶阀某一门不严，无法进行找漏工作，恢复A侧循环水系统正常运行。
10、A侧循环水运行正常后，用1-8步骤对凝汽器B侧进行隔离、铜管找漏。
核电厂凝汽器泄漏原因及管理措施
核电厂凝汽器泄漏原因及管理措施发布时间：2021-06-02T03:31:52.092Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第4期作者：陈灵[导读] 凝汽器作为核电厂二回路的重要设备，机组运行过程中，凝汽器泄漏会对机组正常稳定运行造成重大影响，严重情况下甚至会导致停机停堆。
三门核电有限公司浙江台州 317112摘要：凝汽器作为核电厂二回路的重要设备，机组运行过程中，凝汽器泄漏会对机组正常稳定运行造成重大影响，严重情况下甚至会导致停机停堆。
本文主要是结合行业经验阐述凝汽器泄漏的主要原因，包括异物撞击、海水腐蚀、液滴冲击、泥沙冲刷等，并概括几点凝汽器的管理措施。
关键字：核电厂；凝汽器；泄漏0.0.前言凝汽器是一种大型管壳式换热器。
循环冷却水通过水室、管板进入换热管，凝结水侧接收来自低压缸的排汽，这些排汽通过内部流动冷却水的换热管表面被冷凝成液体，热能从蒸汽转移到循环冷却水被带走。
核电厂运行期间凝汽器中钛管、膨胀节、二次滤网等设备长期面临着海水冲击、异物撞击等风险，时有发生换热管破损泄漏、膨胀节老化失效等问题，造成凝汽器泄漏或失效，严重影响凝汽器及机组的安全运行。
1.核电厂典型凝汽器泄漏事件1）异物撞击某电厂机组2018年凝汽器2B钛管被海水中异物磨损造成泄漏。
从原因分析来看，是二次滤网结构存在不足，其网板侧边存在较大间隙，海水中异物通过侧板间隙进入凝汽器钛管，堵塞钛管流道，造成局部流速过高，海水携带泥沙冲刷钛管，形成穿孔。
2）堵头损坏某电厂机组2007年凝汽器钛管堵头脱落，造成海水向凝结水侧泄漏事件。
从原因分析来看，是堵头安装和质量问题，影响压紧力，导致其运行期间在水流冲击下造成脱落。
3）泥沙冲刷2015年5月8日，某电厂凝结水系统突发“凝结水电导率高”报警, 造成凝汽器2B侧发生海水泄漏。
原因分析：海水中泥沙含量大，最终导致2B侧钛管泥沙冲刷减薄最终破管泄漏。
4）气流冲击2006年5月21日，某电厂1 号机组正在进行并网试验，二回路水质突然恶化，经停机用薄膜法检查，发现11根钛管均已断裂。
凝汽器铜管查漏方案
凝汽器铜管查漏方案随着经济的不断发展，空调已经成为我们生活中必不可少的一部分。
凝汽器铜管是空调中极为重要的部件，它们连接着压缩机和蒸发器，起到空气循环和导热的作用。
在使用过程中，凝汽器铜管极易出现漏气现象，导致空调系统运行不佳，造成能源浪费和环境污染。
因此，正确而及时地查漏是保障空调系统正常运行的关键。
接下来，我将详细介绍凝汽器铜管查漏的方案。
一、常见的漏气源在进行凝汽器铜管查漏之前，我们需要了解哪些部位容易出现漏气。
下面是常见的漏气源：1.铜管接头处凝汽器铜管通常由多根铜管穿过钢管或背板相连而成。
由于这些铜管之间通过焊接或扣压的方式连接在一起，因此接头处可能会出现漏气。
2.管子磨损处凝汽器铜管中如果出现酸性、碱性或高氯离子的压缩介质，铜管表面将容易腐蚀和磨损。
磨损处可能出现细小的孔洞，从而产生漏气。
3.蒸发器与凝汽器连接处在凝汽器铜管与蒸发器接口处可能会出现金属疲劳或接触不良导致气体泄漏。
二、工具与材料在开始查漏之前，首先需要准备相应的工具与材料。
1.氢气检漏仪氢气检漏仪是唯一的用于检测凝汽器铜管漏气的专业工具，它可以通过测量氢气浓度来检测是否有气体泄漏。
氢气检漏仪通常由仪器表头、检测棒、电池、充电器和电缆等组成。
2.氢气氢气是检漏的介质，通常使用工业用氢气，使用时需要注意安全问题。
3.手套、护目镜、口罩手套、护目镜、口罩等防护装备可以保护工作人员的安全。
4.工具工具包括扳手、梅花管、半自动焊接机、钢丝刷等。
三、查漏过程1.准备工作进入维修现场，首先需要对凝汽器铜管进行清理。
使用钢丝刷将凝汽器铜管表面的油污、杂物和腐蚀物刷去，以便更好地进行检查。
同时，需要关闭空调系统的电源，进行安全隔离。
2.排放冷媒在开始查漏前，需要先排放掉已有的冷媒和压缩介质。
使用梅花管将蒸发器、凝汽器等部位的压缩介质逐一排放掉，并将空气通过凝汽器铜管中循环，并在铜管中泵入氢气。
3.开启氢气检漏仪将氢气检漏仪设置为检测模式，并将检测棒放入凝汽器铜管不同位置，如果氢气检漏仪探测到空气中的氢气浓度变高，则说明存在漏气现象。
刍议凝汽器泄漏及处理对策
刍议凝汽器泄漏及处理对策摘要：凝汽器作为电厂换热的关键部位，对于电厂的安全运行有着非常重要的作用。
对于热力发电厂而言，因为防腐措施的处理，针对凝汽器的材质以及水处理技术有着非常高的要求。
若是凝汽器发生泄漏，则会造成循环水漏出，从而导致水质产生污染，最终形成给水水质较差，使热力设备直接被腐蚀掉。
因此，研究凝汽器泄露的处理措施，可以有效的保障电厂的安全运行。
关键词：凝汽器；泄露；处理1 凝汽器的应用状况凝汽器通常是运用钛管进行设计，并且一般拥有气测以及水侧两个组间，汽侧属于电厂机组的各类型输水系统与低压缸排气处于凝汽器钛管之外实现空间流动，临界点通常为钛管壁，利用钛管内部的循环水流动作用，从而吸收疏水以及蒸汽所产生的热量，从而让汽侧蒸汽慢慢冷却产生稳定的饱和水，最后则是利用凝泵打入炉来实施循环加热处理；水侧则为冷却塔循环水，一般在钛管以及水室当中进行流动。
2 凝汽器泄露的检查方法2.1 薄膜法薄膜法属于机组在真空条件中实现在线应用的一种方法，在这个过程中，需要切单侧凝汽器，并且将水侧人孔打开，通过塑料薄膜贴的应用，将其套在凝汽器钛管的另一侧，若是存在泄露，则会因为正空负压所产生的抽吸效果，塑料薄膜直接会抽吸，与钛管口紧密相连，这种现象完全能够诊断此个钛管发生泄露。
若是泄漏量非常多，电厂机组真空水平较大的状态下会产生非常明确的抽吸声，利用对声音来源的分析，能够直接找到具体的泄露钛管。
针对找不到明确泄露钛管的问题，还能够利用蜡烛进行查找，该方法是将钛管的一侧进行密封处理，另一侧则需要利用蜡烛展开处理，若是存在火苗向钛管内部吸收的现象，则能够得出此钛管产生泄露，但是这种方法一般不提倡使用，因为在查找起来相对困难和麻烦。
2.2 灌水查漏法该方法主要是让机组在停止运行的过程中实施，这个时候能够将水汽系统隔离开来，将水侧人孔门以及汽侧人孔门打开，然后安装相应的水位计即可。
在凝汽器底部运用支撑装置，然后通过凝结水输送泵向着汽侧部分进行灌水处理，所灌水的高度需要按照实际状态来实施，通常情况下高于钛管就行。
凝汽器铜管泄漏分析及处理
凝汽器铜管泄漏分析及处理【摘要】凝汽设备是凝汽式汽轮机的重要辅机，早期的凝汽器都是使用铜管为换热元件，而铜管抗腐蚀差，容易腐蚀泄漏，直接影响整个汽轮机的热经济性和安全性，最后全面更换为不锈铜管。
【关键词】凝汽器；铜管；腐蚀；不锈铜管随着我国对节能环保的重视，对电厂节能环境要求越来越严格，工业废水必须实现零排放，而凝汽器是通过大量循环水冷却高温蒸汽，是用水大户，所以加强对凝汽设备维护和运行监控，对机组的效率、节能降耗至关重要，云浮电厂营运六台机组都是闭环循环水冷却汽轮机排汽。
1.凝汽器1.1凝汽器工作原理汽轮机的排汽进入凝汽器，并凝结成水。
当比容很大的排汽在凝汽器中冷却成水时，其体积会急剧缩小（如在0.004MPa下蒸汽被凝结成水时，体积约缩小3500多倍），原来充满排汽的凝汽器便形成了高度真空。
排汽凝结时放出的热量，由凝汽器的循环水带走，加热的循环水被送到冷却塔冷却循环再用。
1.2凝汽器设备状况我厂凝汽器原安装为黄铜管，但由于铜管金属性能不稳，容易产生化学及生物腐蚀、机械或热力损伤，经常出现泄漏，影响机组正常，以我厂#2机组运行情况作说明。
我厂#2机组是1991年12月投产，由于凝汽器铜管结垢腐蚀严重，经常出现泄漏，影响炉水品质，投产不到6年后的1996年10月第一次更换铜管，材质为HSn70-1A，新铜管投运前进行了硫酸亚铁镀膜，1999年再对水室及铜管头进行防腐防冲刷处理。
虽然对凝汽器铜管作了镀膜处理，但是铜管的抗腐蚀性能并没得到根本解决，再次频繁泄漏。
2006年6月#2机凝汽器第二次换管，全部更换为TP304不锈钢管。
2.#2机凝汽器换铜管泄漏情况2003年12月换管第一次监督发现铜管有泄漏现象，并利用调峰机会进行了堵漏处理。
此后经常发生泄漏现象，具体统计如下：3.#2机凝汽器铜管泄漏原因分析3.1冲刷腐蚀和铜管均匀减薄2004年3月抽取2根腐蚀严重的铜管，剖开后发现均存在1条或2条沟槽，剩余壁厚在0.3～0.5mm，这是材质性能不良被冲刷性腐蚀的结果，其腐蚀形式不同于典型的点状腐蚀。
燃机电厂凝汽器泄漏原因分析及处理
燃机电厂凝汽器泄漏原因分析及处理摘要：凝汽器作为燃机电厂生产过程中最为核心的冷端凝结设备，不仅直接影响到了机组运行的实际效率和生产效益，而且在另一方面会对电厂员工的人身安全产生一定程度的危险。
因此维修技术人员应当在日常工作开展过程中能够针对凝汽器泄漏的相关影响因素进行综合分析，不仅能够针对频繁泄露的核心环节进行优化处理，而且也能够对设备运行维护保养不到位的相关操作进行调整，从而有效通过更加完善的设备维修体系来提升燃气电厂的机组设备稳定性，并最终为加强电厂的核心竞争能力奠定重要基础。
关键词：燃机电厂；凝汽器；泄漏原因引言：随着近些年来我国工业化进程的不断推进，国家对于核心能源的基础设施建设发展提出了更多要求，在这样的时代发展趋势引导下，燃气电厂的技术改造和设备更新优化问题越来越引起了各个行业领域的关注和讨论。
本文针对燃气电厂凝集器泄漏的故障分析和处理问题进行了研究和讨论，希望能够帮助相关维修技术人员在处理设备泄漏的过程中引发更多的思考。
由于燃气电厂的凝汽器设备存在着较为普遍的查漏困难，维修时间较长等问题，因此更加需要检修人员能够在日常的工作开展过程中能够针对泄露原因进行综合分析，从而构建更加合理高效的泄露预防措施来降低凝汽器设备的故障发生概率。
一、燃机电厂凝汽器设备泄漏原因分析燃气电厂使用的凝汽器设备内部往往布置有数量众多的钛管结构，并且主要分为水侧和汽车（错别字汽测）两个循环体系，通过钛管壁结构作为水汽的临界位置，从而让水循环过程中带走蒸汽的余热，同时也能够收集蒸汽的冷凝水转入到集水系统当中。
检测技术人员在了解凝汽器设备的运行原理和结构之后，一般需要通过对凝水指标进行化验的方式来判断是否存在泄露问题，这主要体现在泄漏后的冷凝水会在品质方面出现较大的波动性影响，并且主要有以下几个方面的泄露原因造成。
第一，凝汽器设备在使用前后的清洗和保养操作过程中可能应用不正常的清理方式，这样的实际情况造成了设备内部的钛管表面出现了损坏和刮伤问题，并在后续的正常使用过程中出现较大规模的泄露情况[1]。
核电厂凝汽器钛管泄漏处理方法和漏点查找
核电厂凝汽器钛管泄漏处理方法和漏点查找发布时间：2021-11-15T08:28:05.845Z 来源：《建筑学研究前沿》2021年17期作者：涂卫宁[导读] 在压水堆核电厂正常运行中，“凝结水系统检漏装置氢电导率报警”、“凝结水泵出口母管水质”、“蒸汽发生器排污水质”用于判断凝汽器海水泄露。
出现凝结水系统检漏装置氢电导率高、凝结水泵出口母管纳离子浓度高/氢电导率高、蒸汽发生器二次侧阳电导率/纳比率高等现象表征可能出现凝汽器海水泄露，应马上检查相应参数，并且结合现场仪表读数确认报警无误，根据缺陷发展趋势及时采取补救措施，以最大限度地减少对下游设备的影响，如果对漏点置之不理或者排查不及时，导致间歇式泄漏发展为连续式泄漏，当泄漏达到一定成度后根据运行技术规范要求，需要对机组进行后撤，以避免造成运行事件的发生。
中核国电漳州能源有限公司福建漳州 363300摘要：在压水堆核电厂中，凝汽器是常规岛非常重要的设备之一。
如果在核电厂运行过程中凝汽器发生泄漏而不能及时采取有效措施处理，导致二回路水质恶化，根据运行技术规范要求严重状态下需要降功率、停机停堆，保证机组在安全状态。
这直接影响到核电厂机组运行的经济型、可靠性以及安全性。
关键字：核电厂；凝汽器；泄漏；漏点查找；处理方法前言：在压水堆核电厂正常运行中，“凝结水系统检漏装置氢电导率报警”、“凝结水泵出口母管水质”、“蒸汽发生器排污水质”用于判断凝汽器海水泄露。
出现凝结水系统检漏装置氢电导率高、凝结水泵出口母管纳离子浓度高/氢电导率高、蒸汽发生器二次侧阳电导率/纳比率高等现象表征可能出现凝汽器海水泄露，应马上检查相应参数，并且结合现场仪表读数确认报警无误，根据缺陷发展趋势及时采取补救措施，以最大限度地减少对下游设备的影响，如果对漏点置之不理或者排查不及时，导致间歇式泄漏发展为连续式泄漏，当泄漏达到一定成度后根据运行技术规范要求，需要对机组进行后撤，以避免造成运行事件的发生。
电厂凝汽器管侧泄漏危害及检测方法
电厂凝汽器管侧泄漏危害及检测方法作者：姜大勇来源：《科学与财富》2013年第06期摘要：重点讨论凝汽器管侧泄漏的主要原因及其危害，并阐述了利用涡流检测方法对在役前及在役中凝汽器管的有效检测。
关键词：凝汽器；泄漏；涡流检测；渗透检测凝汽设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分。
它工作性能的好坏，直接影响到整个机组的热经济性和可靠性。
它能够在汽轮机排汽口建立并保持高度的真空，使进入汽轮机的蒸汽在汽轮机内膨胀到尽可能低的压力，增加蒸汽在汽轮机中的理想焓降，提高循环热效率，并将汽轮机排汽凝结成水，重新送到锅炉里去蒸发。
它存在汽侧真空系统和水侧两部分区域，这两部分区域严密性的好坏直接影响着凝汽系统及单元机组整个汽水系统的运行。
凝汽器水侧密封性不好，会引起循环水渗漏，使凝结水质变坏，从而影响到锅炉给水的品质，使锅炉受热面结垢，容易发生爆管的恶性事故；同样，凝汽器的真空系统及其附件都要保持在高度的严密状态，以防止空气漏入，影响凝汽器内的换热条件，降低真空度。
凝汽器管在工作过程中同时受到冷却水的腐蚀和热应力的作用。
如果在管中存在裂纹，夹杂，起皮、分层等贯通或非贯通性危害缺陷，在电厂运行过程中，就会造成管子泄漏。
通过涡流和渗透等检测手段在役前和大修中对凝汽器管进行检测，可有效地减少因凝汽器管的泄漏而引起的停机等事故。
1凝汽器管侧泄漏的危害1.1造成锅炉给水水质恶化凝汽器管的泄漏，直接会导致循环冷却水（生水）和空气进入凝结水，凝结水的硬度、二氧化硅含量、钠离子、氯离子、溶解氧和电导率等指标都会随着泄漏量的增加而上升。
进而炉水的含盐量、电导率、铜、铁、氯离子和二氧化硅等指标都可能因之恶化。
1.2 造成蒸汽品质恶化因带入炉本体的含盐量、铜、二氧化硅的量增加，无疑将造成蒸汽中含盐量、二氧化硅、铜超标，从而致使汽机结盐、结硅垢，在汽机定子和转子叶片形成垢下腐蚀。
汽机结垢，使汽机的流通截面减小，汽机转子重量增加，所以造成汽机推力加大，效率降低。
凝汽器检漏方法及应用
凝汽器泄漏及查漏措施
1)完善凝汽器分区取样装置,进行在线检测、一旦凝汽器发生泄 漏,能够及时判断出泄漏点。
2)对凝汽器胶球清洗装置及其系统进行改造:利用胶球清洗系统 作为在查漏时进行水室快速放水的工具, 从而避免了以前水室 放水,需由底部放水阀放水至循门坑,再由排水泵排至地沟的繁 杂过程,缩短了放水时间。 3)利用UL200氦检漏仪作为凝汽器查漏的辅助工具。 通过执行以上3条措施,在凝汽器查漏工作上取得了较明显的效 果,尤其是采用了UL200氦检漏仪后,在检测凝汽器微漏方面,更 显示出它的优良性能。
UL200氦检漏仪的检漏方法
(1) 检漏仪简介: UL 200 氦检漏仪由德国L EYBOLD 有限公 司制造, 由检漏仪本体及分流泵组、内置式校准漏孔、吸入器 探头等附件组成,小型便携, 并具有快速、多用途、易使用、灵 敏度和可靠性较高的特点。 UL 200 氦检漏仪的最小可检漏率为5 ×10- 11nPa×L ös , 在标准模式时有9 个测试量程,可以检测非常小的泄漏点; 该检 漏仪已被广泛地应用于发电厂的真空系统查漏工作中。 (2) 操作方法: 在运行的机械真空泵旁安置好UL 200 氦检漏 仪, 将吸入器探头对准运行中的机械真空泵排气口, 给仪器通电 预热并按“启动”键, 检漏仪自动测试并显示测试结果。测试 完毕,将事先充满氦气的氧气袋带入凝汽器水室中, 对疑点进行 施气查漏, 当氦气通过漏点进入凝汽器时, 立刻会被机械真空泵 抽出, 被检漏仪捕捉到并将泄漏情况显示于控制屏上。
凝汽器检漏方法及应用
35.36号
系统漏空气的危害
1、影响经济性：对于大型发电机组，凝汽器真空 降低l Kpa，机组热耗率约上升0.6％－1％，供电 煤耗率增加约2.5－3g/(kWh)
凝汽器泄漏检查标准
凝汽器泄漏检查标准
凝汽器泄漏检查标准包括以下几种方法：
1. 目视检查法：操作人员仔细观察凝汽器的外观，寻找可能存在的泄漏点。
常见的泄漏点包括凝汽器管道连接处、焊缝、密封垫片等。
如果发现有渗漏、渗油等现象，就说明凝汽器存在泄漏问题。
2. 涂抹法：通过在凝汽器表面涂抹某种介质来观察泄漏情况，例如使用肥皂液、粉笔灰等。
如果有泄漏，这些介质会形成气泡或颜色变化，从而确定泄漏点。
3. 真空法：将凝汽器内部抽成真空状态，然后观察外部是否有气泡产生。
如果有气泡产生，说明有泄漏。
4. 超声波检测法：利用超声波探测设备对凝汽器进行检测，通过分析超声波的反射信号来判断是否有泄漏。
5. 压力测试法：将凝汽器内部充入一定压力的气体，然后观察外部是否有气体泄漏。
如果有泄漏，压力会下降，从而确定泄漏点。
凝汽器铜管查漏方案
凝汽器铜管查漏方案凝汽器铜管是汽车引擎冷却系统中的核心部件，其作用是将引擎中产生的热量散发到外部环境中。
铜管的通道内部充满着冷却水，由于汽车使用环境的复杂性，凝汽器铜管存在着管道泄漏的风险。
本文就凝汽器铜管泄漏的情况进行了分析，并提出了解决方案。
1.泄漏的原因凝汽器铜管的泄漏有以下几个原因：（1）管道老化：凝汽器铜管是一种金属管材，经过长时间的使用以及因为环境原因引起的湿度等条件，管道表面会产生腐蚀。
长期使用下对凝汽器铜管造成的影响较大，会影响到管道的寿命。
（2）制造原因：凝汽器铜管在制造过程中，如果产生了管体不平等、焊接条件不理想、气孔等问题均会导致铜管泄漏。
（3）使用原因：不按照正常使用方法和注意细节，如使用不规范的防冻液、使用加气站等原因均会使凝汽器铜管产生泄漏。
2.排除方案针对凝汽器铜管泄漏的情况，我们可以考虑以下的排除方案：（1）使用漏液测试：我们可以使用特定的漏液测试剂来测试凝汽器铜管是否有泄漏，对出现漏液的部位进行标记，记录漏液的程度以及位置，给维修提供参考。
（2）焊接修复：针对凝汽器铜管发生裂开、孔洞等问题，可以使用铜管修复的方法进行操作。
首先，要选择合适的焊接设备，将出现问题的部位进行处理并打磨，然后进行焊接修复，待焊接完成后，并通过特定的测试仪器进行检测，确保处理后的管子能够正常使用。
（3）更换凝汽器铜管：如果凝汽器铜管的泄漏位置较多或者过于反复，我们可以采取更换凝汽器铜管的方案，将旧的铜管更换成新的，以使制造缺陷、老化等现象不再存在，有效避免泄漏情况的再次发生。
总之，对于凝汽器铜管泄漏的情况，我们可以采取不同的排除方法，根据具体情况综合选用。
同时，我们也要注意日常使用过程中的保养和维护，减少金属管材老化产生的影响以及其他因素可能造成的故障，保证汽车冷却系统的长久稳定。
凝汽器铜管查漏方案
凝汽器铜管查漏方案凝汽器是一种常见的热交换设备，广泛应用于空调、冷冻设备、热泵等领域。
由于凝汽器铜管处于高温高压环境下工作，长期使用后很容易出现漏水现象。
而凝汽器铜管的漏水问题一旦发生，不仅会影响设备的正常运行，还可能导致设备故障，甚至发生意外。
因此，及时发现凝汽器铜管的漏水情况并采取相应措施非常重要。
一、凝化器铜管的漏水原因凝汽器铜管的漏水主要有以下几个原因：1. 承压不良：凝汽器工作过程中，铜管会承受高温高压的冷凝气体，如果铜管本身承压能力差或者连接不牢固，容易出现漏水现象。
2. 机械损伤：凝汽器铜管在使用过程中容易受到外力的撞击或挤压，导致铜管受损甚至破裂。
3. 腐蚀：由于凝汽器使用环境的恶劣，铜管易受到化学腐蚀，长时间使用后铜管表面会形成腐蚀物，导致铜管发生漏水。
4. 焊接不良：凝汽器铜管焊接不牢固或者焊接质量差，容易出现漏水情况。
以上是凝汽器铜管漏水的一些常见原因，接下来我们将探讨凝汽器铜管查漏的一些方案。
凝汽器铜管查漏方案（二）1. 目视检查法目视检查是最直观和简便的一种方法，通过观察凝汽器铜管表面是否有明显的破损、裂纹或者腐蚀迹象来判断是否漏水。
这种方法对于铜管较为明显的漏水情况可以快速发现问题，但是对于隐蔽的漏水情况就比较困难。
2. 气体检漏法气体检漏法是一种常用的凝汽器铜管查漏方法。
具体操作步骤如下：（1）将凝汽器内的冷凝气体排出。
（2）在凝汽器的入口和出口封口处安装气密性能较好的气密封头。
（3）通过气密封头向凝汽器的铜管中注入一定压力的气体（常用氮气）。
（4）利用压力表或检漏仪器观察气密封头上是否有气体泄漏的迹象。
通过气体检漏法可以较为准确地定位凝汽器铜管的漏点位置，但是需要专业的检测仪器和相应的操作经验。
3. 水加压检漏法水加压检漏法是一种简单、经济且有效的凝汽器铜管查漏方法。
具体操作步骤如下：（1）将凝汽器内的冷凝水排出。
（2）利用水泵或其他加压装置将一定压力的水注入凝汽器铜管中。
凝汽器漏泄的判断和处理
2
211
机组凝汽器漏泄的判断
正常运行时漏泄的判断
东北电力技术
表1
钠离子
Λ # ∗ ∗ ∗
年 第 期
不同漏泄程度时凝汽器 Α/ Β 侧 ! 凝结水 ! 给水水样的水质
氯离子 硬度
Λ # ∗ ∗
≈ 中图分类号 × 1 ≈ 文献标识码 ≈ 文章编号
高参数机组要求的水质比较高 而影响水汽质 量的主要因素之一就是凝汽器的严密性 ∀ 这里指的 严密性不是真空严密性 而是漏泄的严密性 ∀ 凝汽 器的漏泄 使得凝结水含盐量增加 最终会导致炉 水水质恶化 锅炉水冷壁结垢以及汽机积盐 ∀ 一般 情况下 凝汽器的微漏可以利用锅炉多加磷酸盐和 排污来控制 但是一旦漏泄较重时 会造成锅炉的 大量结垢 而 且炉 水 值 下降较 快 炉 水显 酸 性 单纯的靠这种炉内处理是远远不够的 ∀ 在高参 数下运行时 会产生酸性腐蚀 水冷壁产生氢脆 锅炉发生爆管 后果是相当严重的 ∀
在正常运行时 水汽质量及在线监测仪表都应 该是在正常值的范围以内 ∀ 如果各种表计及手工化 验的数据均偏离了正常值 就有可能是凝汽器产生 了漏泄 ∀ 首先 我们可以通过在线仪表的显示值来分 析 ∀ 一旦发生漏泄 其凝结水 ! 给水 ! 炉水的电导 度值均呈上升趋势 凝汽器检漏仪电导度 ! 凝结 水 ! 给水这些经过阳离子交换柱的电导度表值均会 大幅度升高 经过 一段时 间 炉 水 值 将会 降 低 蒸汽的电导度值也会相应升高 这时表计值变 化的幅度也能说明漏泄量的大小 ∀ 另外 不能仅仅 因为阳离子交换柱后的电导度表值升高就确定是凝 汽器漏泄 这里有可能存在一个阳离子交换柱失效 的问题 ∀ 其次 通过手工分析来确认 ∀ 在发现表计值有 明显的变化之后 应立即取水样进行化验 ∀ 主要应 取凝汽器 ! 侧 ! 凝结水 ! 给水和炉水水样 ∀ 化 验的主要项目应为钠离子 ! 氯离子 ! 硬度以及炉水 的 值 ∀ 由于海水当中氯离子 ! 钠离子和镁离子 的含量较高 因此 这几项指标就足以代表水质情 况 ∀ 在水汽系统没有其它影响水质的操作前提下 如果手工化验的结果与表计显示值代表的趋势一 致 那么就可以判断是凝汽器漏泄 ∀
2023年凝汽器铜管查漏方案
2023年凝汽器铜管查漏方案____年凝汽器铜管查漏方案引言：凝汽器作为蒸汽发生器中的重要组成部分，主要用于将蒸汽冷凝成水并排出蒸汽发生器系统。
铜管是其中一个常见的传热元件，其内部负责传递和散发热量，外部与冷却介质接触实现换热。
然而，由于铜管的使用寿命和外界环境等因素，容易出现泄漏问题。
本文将介绍____年凝汽器铜管查漏方案。
一、凝汽器铜管泄漏的原因1. 内部压力过高：由于蒸汽发生器系统运行过程中的蒸汽压力变化，可能导致铜管内部承受的压力过大，从而引发泄漏。
2. 外部环境影响：凝汽器常常安装在室外或容易受到腐蚀介质的环境中，长时间的暴露于潮湿、氧化等环境中，导致铜管表面腐蚀，也容易引发泄漏。
3. 铜管材质缺陷：铜管在加工过程中可能存在缺陷或质量问题，导致铜管在使用过程中易于出现破损和泄漏。
二、凝汽器铜管泄漏的检测方法1. 目视检测：通过目视观察凝汽器铜管表面是否有明显的裂痕、破损或接口位置松动等异常，以及是否有水迹等泄漏迹象。
2. 涂抹检测剂：使用专门的铜管检漏剂涂抹在铜管表面，观察是否有气泡产生，以及气泡产生的位置和规模来确定泄漏点。
3. 声波检测：利用声波检测仪器对凝汽器铜管进行扫描，通过声波反射的变化来判断是否存在泄漏问题。
这种方法适用于大型凝汽器的泄漏检测。
4. 压力测试：通过增加凝汽器内部的压力，观察压力的变化情况，来判断是否存在泄漏。
这种方法一般用于较大型的凝汽器。
三、凝汽器铜管泄漏的处理方法1. 紧固松动部位：如果泄漏是由于铜管接口或固定件松动导致的，可以通过紧固松动部位来解决泄漏问题。
2. 更换损坏管道：对于严重破损的铜管，需要更换新的管道进行修复。
3. 焊接修复：对于局部泄漏的铜管，可以采用焊接修复的方式。
需要注意的是，焊接前需将泄漏部位进行清洁、除油、除氧等处理，以确保焊接效果。
4. 增加保护措施：在凝汽器铜管的表面涂覆防腐涂料，减少铜管直接接触外界环境的可能性。
定期对凝汽器进行保养和检查，防止铜管腐蚀导致泄漏。
电厂凝汽器管侧泄漏危害及检测方法
电厂凝汽器管侧泄漏危害及检测方法随着电力行业的快速发展，电厂已经成为一个不可或缺的能源生产基础设施。
然而，在电厂的运行中，存在诸多风险和安全隐患，其中凝汽器管侧泄漏是电厂运行安全的一个重要问题。
电厂凝汽器管侧泄漏是指凝汽器在运行中，由于一些原因，如管道老化、损坏、使用时间过长等，导致冷凝水或其他液体从凝汽器管侧泄漏出来。
如果这些泄漏情况得不到及时的发现和有效的防范，就会对电厂运行和周围环境造成各种危害。
首先，凝汽器管侧泄漏对电厂设备的损坏和安全风险产生重要影响。
例如，在凝汽器管侧泄漏的情况下，凝汽器内的水循环骤停，容易造成高温高压，最终对汽轮机、凝汽器等设备的运行产生严重影响。
此外，凝汽器管侧泄漏还可能导致冷凝器内的水位升高，影响电站的安全运行。
其次，凝汽器管侧泄漏也会对周边环境造成影响。
由于电厂通常建立在城市、城镇或者人口密集地区，凝汽器管侧泄漏后的冷凝水或其他液体可能会流到附近的河流或湖泊中，影响水质，对周边环境造成影响，甚至可能危及城市公共安全和居民的健康。
为了解决凝汽器管侧泄漏问题，电厂需要采取有效的检测措施。
当前，主要的检测方法包括常规检查、声发射检测、红外热像检测、超声波检测等。
每种检测方法都有其优缺点和适用范围，具体应根据电厂实际情况选择合适的检测手段。
常规检查通常是通过人工巡视、设备清理、销售人员的设备随机抽检等方式进行。
这种方法虽然简单易行，但效果有限，容易忽略微小漏点。
声发射检测是通过检测漏水声波的方法来判断是否存在凝汽器管侧泄漏问题。
这种方法对泄漏点的定位准确性高，但对于较小的漏点检测效果差。
红外热像检测是通过红外线照射凝汽器表面，检测其表面温度变化来发现潜在漏点的方法。
这种方法适合侧漏或绝热材料缺损的检测，但对管道内部漏点检测效果不佳。
超声波检测是通过检测泄漏口所发出的超声波振动信号，判断漏点的大小和位置。
该方法检测准确性高，但是需要专业人员进行操作，而且不适用于管道内壁处的缺陷检测。
如何进行凝汽器半边查漏
如何进行凝汽器半边查漏？1、如何进行凝汽器半边查漏？(1)与值长联系将机组负荷减至额定负荷70%左右（凝结水硬度过大时，负荷还需适当降低，并投入二组抽汽系统）。
(2)适当提高轴封供汽压力。
(3)将不查漏的一侧凝汽器循环水进水门适当开大。
(4)关闭查漏一侧的凝汽器至抽气器空气门。
(5)关闭查漏一侧的凝汽器循环水进水门及连通门，调整循环水空气门，循门关闭后必须将切换手柄放至手动位置。
(6)检查机组运行正常后，开启停用一侧凝汽器放水门。
(7)凝汽器真空不得低于85kPa，排汽温度不应超过70℃。
(8)开启停用一侧凝汽器人孔门，进入查漏。
(9)查漏完毕后，由班长检查确无人，无工具遗留时，关闭凝汽器人孔门及放水门。
(10)开启停用一侧凝汽器循环水进水门，调整循环水空气门、循环水连通门，将另侧循环水进水门调正。
(11)将停用一侧凝汽器至抽汽器空气门开启。
(12)用同样方法对另侧凝汽器查漏。
(13)在查漏过程中，凝汽器真空值应不小于87KPa，且趋势稳定，否则应停止凝汽器半边清洗工作，尽快恢复清洗侧凝汽器运行。
2、凝汽器灌水查漏时应注意什么事项？(1)凝汽器查漏应有专人监视，确认凝汽器循环水进、出口门关闭并停电加锁。
(2)凝汽器灌水前应检查确定凝汽器下部千斤顶已放置并支撑牢固，凝汽器循环水水侧水已放尽。
(3)对于凝汽器冷却水管查漏时高、中压汽缸金属温度均应在300℃以下。
凝汽器冷却水管查漏应加水至管道全部淹没，汽侧及水侧人孔门打开。
(4)查漏如需加压时，压力不超过50Kpa，检修人员应将汽轮机端部轴封封住，低压缸大气安全门应固定好。
对于凝汽器汽侧漏空气查漏应注意高中压汽缸金属温度低于200℃方可进行。
(5) 进水后，应加强对汽缸上下缸温差监视，汽侧人孔门逸水后开启汽侧监视孔门及顶部放空气门，关闭汽侧人孔门。
灌水后运行配合检修人员，进行查漏。
查漏结束后放去存水，确认无人及无工具遗留时关闭水侧人孔门及放水门。
全面检查后将设备放至备用状态。
大型火电厂凝汽器泄漏检测分析
●Ｉ
大 型 火 电厂 凝 汽 器 泄 漏 检 测分 析
苏 方为 １ 于 洋 （ 女） 。 李康林
（ ｊ ． 中国 电力工 程有 限公 司 １ ０ ０ ０ ４ ４ Ｉ ２ ． 中机 中 电设计研 究院 １ ｏ ｏ ｏ ￣） ［ 摘 要］ 根 据 国 内外火 电 厂凝 汽器 泄漏 进 入冷 却水 后 ， 未 及 时 发现导 致 锅炉 结垢 爆 管 的原 因 ， 分析 凝 汽器 泄漏 的检 测方 法 ， 对 泄漏 发 生后 电厂 运行 人员 及 时从 不 同角度 发现和 判断 问题提 供 了有力 的参 考依据 ， 通 过对 重要 监视 数据 的分析 能够提 早发 现问题 。 避 免 因泄漏导 致事故 扩大 ， 有 效地保 护 了设备 ， 降低 了 电厂 的经 济 损失 。 ［ 关键词］ 凝汽器 ， 泄漏 ， 真空 ； 电导率 中图 分类 号 ： Ｔ Ｋ２ ６ ４ ． １ ＋１ 文献标 识 码 ： Ａ 文章 编 号： １ ０ ０ ９ — ９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） ２ ６ － ０ ２ ０ ７ － ０ ２
树脂 捕捉 器 高速混 床 长时 间运行会 使个 另 树脂 磨损破 碎或 者混床 出现泄 漏树脂 进入 锅炉。 一旦 树脂进 入锅 炉 ， 在高 温高压 作用 下 ， 树脂 就会 发生化学 反 应 ， 生 成有 毒 物质 ， 污 染给 水水 质 ， 严重 的会造 成设备 损坏 ， 影响机 组安全 运行 。 树 脂捕 捉 器 的作 用是 能够 有效 拦截 泄漏 的树 脂 ， 防止 其进 入热 力 系统 。 树脂 分离 器 高速 混 床使 用一 段时 间后 ， 其 内部的 阴 阳树脂 通过化 学置 换 反应便 会 失 效， 所以需要进行再生使其恢复效果， 树脂分离器的作用就是将混床内的失效 阴阳树脂进 行分 离 ， 将 阴树脂 分流进入 阴再 生罐 ， 将阳树脂 分流进 入 阳再生 罐 。 阴 阳再生 罐 再生 是让 失效 的阴 阳树 脂通 过空气 吹洗 、 反 洗和置 换等 工序后 ， 恢复 阴阳 树 脂 的置换 能力 。
大型火电厂凝汽器泄漏检测分析
大型火电厂凝汽器泄漏检测分析作者：苏方为于洋（女）李康林来源：《中国科技博览》2014年第26期[摘要]根据国内外火电厂凝汽器泄漏进入冷却水后，未及时发现导致锅炉结垢爆管的原因，分析凝汽器泄漏的检测方法，对泄漏发生后电厂运行人员及时从不同角度发现和判断问题提供了有力的参考依据，通过对重要监视数据的分析能够提早发现问题，避免因泄漏导致事故扩大，有效地保护了设备，降低了电厂的经济损失。
[关键词]凝汽器；泄漏；真空；电导率中图分类号：TK264.1+1 文献标识码：A 文章编号：概述凝汽器是汽机重要的组成部分，凝汽器真空度的好坏对机组经济安全运行有很大的影响。
尤其是冷却水为海水的情况下，其泄漏进入冷却水如不及时发现，将造成锅炉结垢，汽机叶片结盐，甚至锅炉爆管等严重后果。
所以，对凝汽器泄漏检测的及时性和准确性提出了更高的要求。
本文针对国内外大型火力发电厂汽机凝汽器泄漏的现象，从4个方面分析预测凝汽器泄漏出现的异常指标，来及时发现泄漏，果断停机处理，将事故防范于未然，减少电厂经济损失。
检测手段之一：凝汽器真空度凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占大气压的百分数。
根据DL/T 5428-2009《火力发电厂热工保护系统设计规定》描述：“凝汽器真空度低值作为停机保护信号”。
300MW机组凝汽器真空低于-79KPa作为停汽机的连锁保护信号。
从运行经验角度分析，机组在80%以上负荷运行时，一般认为真空度高于-90KPa是比较正常的。
如果低于-85KPa就要查找原因。
因为导致凝汽器真空下降的原因很多，所以此信号的监视仅作为凝汽器泄漏的辅助监测手段之一。
我们这里只分析由于凝汽器管道或者抽汽管道泄漏的情况。
泄漏的情况也有很多种，这里不做详细论述。
机组运行在80%以上负荷，在真空泵开启的情况下，真空度低于85%，而高于停机保护值-79KPa时，机组虽然不发出停机型号，但是一定要分析原因，进行彻底排查，凝汽器泄漏进入冷却水的情况就会出现真空值低于正常值。
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电厂凝汽器管侧泄漏危害及检测方法
摘要：重点讨论凝汽器管侧泄漏的主要原因及其危害，并阐述了利用涡流检测方法对在役前及在役中凝汽器管的有效检测。
关键词：凝汽器；泄漏；涡流检测；渗透检测
凝汽设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分。
它工作性能的好坏，直接影响到整个机组的热经济性和可靠性。
它能够在汽轮机排汽口建立并保持高度的真空，使进入汽轮机的蒸汽在汽轮机内膨胀到尽可能低的压力，增加蒸汽在汽轮机中的理想焓降，提高循环热效率，并将汽轮机排汽凝结成水，重新送到锅炉里去蒸发。
它存在汽侧真空系统和水侧两部分区域，这两部分区域严密性的好坏直接影响着凝汽系统及单元机组整个汽水系统的运行。
凝汽器水侧密封性不好，会引起循环水渗漏，使凝结水质变坏，从而影响到锅炉给水的品质，使锅炉受热面结垢，容易发生爆管的恶性事故；同样，凝汽器的真空系统及其附件都要保持在高度的严密状态，以防止空气漏入，影响凝汽器内的换热条件，降低真空度。
凝汽器管在工作过程中同时受到冷却水的腐蚀和热应力的作用。
如果在管中存在裂纹，夹杂，起皮、分层等贯通或非贯通性危害缺陷，在电厂运行过程中，就会造成管子泄漏。
通过涡流和渗透等检测手段在役前和大修中对凝汽器管进行检测，可有效地减少因凝汽器管的泄漏而引起的停机等事故。
1凝汽器管侧泄漏的危害
1.1造成锅炉给水水质恶化
凝汽器管的泄漏，直接会导致循环冷却水（生水）和空气进入凝结水，凝结水的硬度、二氧化硅含量、钠离子、氯离子、溶解氧和电导率等指标都会随着泄漏量的增加而上升。
进而炉水的含盐量、电导率、铜、铁、氯离子和二氧化硅等指标都可能因之恶化。
1.2 造成蒸汽品质恶化
因带入炉本体的含盐量、铜、二氧化硅的量增加，无疑将造成蒸汽中含盐量、二氧化硅、铜超标，从而致使汽机结盐、结硅垢，在汽机定子和转子叶片形成垢下腐蚀。
汽机结垢，使汽机的流通截面减小，汽机转子重量增加，所以造成汽机推力加大，效率降低。
1.3降低凝汽器的真空度
因循环冷却水进入汽侧，必定要降低凝汽器侧的真空度，这是影响汽机带负荷能力的一个重要指标，无疑它将影响到汽机带负荷的能力。
如果真空度下降超过标准将导致保护系统启动导致停机。
凝汽器泄漏，所造成对凝汽式火电机组的危害是相当大的，它不仅影响凝结水、给水、炉水、蒸汽、减温水的质量，还会造成热力设备的腐蚀和结垢，增加机组的水耗、汽耗，降低热效率。
严重时直接影响机组的带负荷能力，使机组限负荷，而这种影响，随机组容量和参数的上升而上升。
因此，分析系统的泄漏原因并采取针对的预防，是相当重要的。
2凝汽器管侧泄漏的原因
影响凝汽器管泄漏的原因有很多种，本文从原始缺陷和运行中产生缺陷两部分叙述。
2.1原始缺陷
2.1.1夹杂
夹杂缺陷是制造缺陷。
夹杂物往往是氧化物或低熔点化合物。
在运行的过程中，夹杂缺陷极容易受腐蚀、冲刷，并在复杂应力的作用下有的发展成裂纹。
2.1.2压痕
压痕缺陷往往是管在制造、运输及安装过程中，凝汽器管承受外来局部压力产生的缺陷。
带有压痕缺陷，而又不影响安装的管子是最具有潜在危害性。
因为管内凸出部位极容易受流体介质的冲刷、磨损，而快速减薄，最终造成泄漏。
2.1.3对接接头内部缺陷
管子在胀接、焊接过程中容易产生内部超标缺陷，如果形成穿透性缺陷则在运行中发生。
2.2运行中产生的缺陷
（1）裂纹。
在役凝汽器管裂纹主要是在腐蚀和应力作用下产生的。
有裂纹的地方往往伴随有夹杂缺陷或压痕缺陷。
带有夹杂缺陷的部位，往往首先受到腐蚀，同时在应力的作用下逐渐发展成裂纹。
带有压痕缺陷的部位常在内壁有一些微小裂纹。
这些裂纹在应力、腐蚀作用下极容易发展。
（2）振动疲劳。
因高温度或高速蒸汽汽流冲击而对排列于四周边缘部分的管子的刷蚀，这与机组的运行状态有很大的关系。
当机组的主汽压力偏高或当蒸汽温度偏低时，就有可能造成汽轮机末级
的蒸汽湿度增大，这不仅对于汽轮机末级叶片有很大的危害，而且对于凝汽器喉部的冲刷作用也是很强的。
（3）疏水流入处对管子的刷蚀。
通常疏水流入对于管子的冲刷作用是很强的，因为所接入的疏水通常都是高温高压的蒸汽，当疏水系统的某些阀门不严时，高温高压蒸汽就会进入凝汽器管束产生冲刷作用。
（4）汽轮机末级叶片碎块击伤管子。
当汽轮机通流部分部件损坏时，叶片的碎块会落入凝汽器中，从而打断凝汽器管。
（5）“冲击”腐蚀。
“冲击”腐蚀通常出现在管子进口部分，管子表面形成粗糙状，管壁快速的减薄并形成了穿孔。
这种腐蚀形态的原因，是杂质和在水流进入管子时分离出的大量空气气泡，在水流作用下，破坏了管子表面的保护膜。
（6）化学腐蚀。
凝汽器管子腐蚀较常见的原因是由于冷却水中含有强腐蚀性杂质的作用引起的化学损伤，造成了管子在水侧的严重腐蚀。
3凝汽器管检测方法
基于上面对缺陷产生的分析，对凝汽器管在投运前应该100%检测，保证凝汽器管零缺陷投入运行，满足相关规程及标准的质量要求，为机组安全运行做好保证。
对于在役中每个大修期间根据运行记录来按比例对管进行抽查，若运行中有泄漏因素存在，必须进行相关的检测，目前管母材部分普遍采用涡流检测手段，管对接焊口部分也可采用渗透检测手段进行表面开口缺陷监测。
涡流检测是运用电磁感应原理，当探头在金属表面移动，遇到缺陷或其他性质（如电导率、磁导率、几何形状等）变化时，涡流磁场对线圈的反作用不同，引起线圈阻抗变化，通过涡流检测仪器测出其变化量，就能鉴别金属表面有无缺陷或其他性质变化，这就是涡流探伤的基本原理。
涡流检测和其他检测法相比，有它独特之处，其主要特点有：适用于导电材料。
特别适用于导电试件表面和近表面检测；无需耦合剂和表面处理；检测速度快，可实现自动化检测，可有效地检验出凝汽器管存在的表面或内部的缺陷，保证机组的安全稳定运行。
jb/t 4730.6-2005中涡流检测部分详细规定了对各种凝汽器管的检测步骤及质量分级评定。
渗透检测是基于液体毛细管作用，零件表面被施涂渗透液后，在毛细管作用下，渗透液渗进工件表面的开口缺陷中，经除去多余渗透液后再向工件表面施涂显像剂。
在毛细管的作用下，显像剂将吸引缺陷中的渗透液，从而显示出缺陷的形貌及分布。
渗透检测能检查出裂纹、疏松、针孔、夹渣、折叠等开口缺陷，能有效地检测出凝汽器管焊接产生的缺陷，文献[&]中表明渗透检漏的可信度与真空检漏一致，并且渗透检测更方便，成本更低。
4 结束语
实践中结合对凝汽器管对接焊口的渗透检测和对管母材的涡流检测，有效消除了各种开口缺陷和形状缺陷，不仅消除了凝汽器的即时泄漏，也为机组的长久运行打下了基础。
参考文献
作者简介：哈尔滨热电有限责任公司汽机水泵班施工负责人：姜大勇（检修高级工）。