东汽N-3400型凝汽器说明书

版本号:A
东 方 汽 轮 机 厂
第
全 册
N-34000型凝汽器说明书
M700-053000ASM
编号 2003年02月
编号M700-053000ASM
编制
校对
审核
会签
审定
批准
目录
序号章-节名称页数备注1 0-1 N-34000型凝汽器说明书16
0-1 N-34000型凝汽器说明书
1概述
凝汽器是汽轮机辅助设备中最主要的一个部套，它的作用是用循环冷却水使汽轮机排出的蒸汽凝结，在汽轮机排汽空间建立并维持所需要的真空，并回收纯净的凝结水以供锅炉给水。

1.1 特征
1.1.1凝汽器是模块式双背压凝汽器，冷却水为海水。

1.1.2回热管系消除凝结水过冷和减小含氧量，提高机组循环热效率。

1.1.3水室为弧型结构，水力特性、受力特性好，为防腐，与海水接触的水室内表面采用了衬胶处理。

1.1.4冷却水管为钛管，端管板为钛复合板。

1.2 凝汽器的主要特性参数
冷却面积：17000/17000m2
冷却水设计进口温度：20℃
冷却水设计压力：0.25MPa(g)
冷却水设计流量：73652t/h
设计背压： 4.9 kPa（a）（平均）[LP/HP 4.35/5.51 kPa（a）]
冷却水介质：海水
此外，装配好后无水时凝汽器重量约750t（含低加）。

凝汽器正常运行时的水重约450t，汽室中全部充满水时的水重约1550t。

2结构简介
本凝汽器是系双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器。

由两个斜喉部、两个壳体（包
括热井、水室，回热管系），循环水连通管及底部的滑动、固定支座等组成的全焊结构（见
图 0-1-3
图0-1-1
及图0-1-2）。

本凝汽器采用了模块设计，在制造厂内组装成几个大块（见图0-1-3）及喉部内抽汽管组等零、部件，这样可以大大地减少电厂装焊量。

图
0-1-1 图
0-1-2
2.1 喉部
凝汽器喉部的四周由30mm厚的钢板焊成，内部采用一定数量的钢管及工字钢组成井架支撑，因此整个喉部的刚性较好。

2.1.1喉部上布置有组合式低压加热器、给水泵汽轮机的排汽接管、汽轮机旁路系统的减温减压器等。

2.1.2喉部内，在减温减压器的上方布置有水幕保护装置，以便在三级减温减压器喷水减温不正常，其排汽温度升高时，投入凝汽器水幕保护喷水，防止喉部温度过高，HP、LP凝汽器喉部内分别布置了20只喷嘴，其喷射压力1MPa，每一喉部内喷水量28.56 t/h。

当喉部温度高于80℃时，水幕保护装置动作并喷水。

2.1.3汽轮机的第五、六、七、八段抽汽管道以及轴封回汽、送汽管道从喉部顶部引入，第五、六段抽汽管分别通过喉部壳壁引出，第七、八段抽汽管接入布置在喉部内的组合式低压加热器。

2.1.4抽汽管的保温设计，应用气体隔热原理，采用不锈钢保温罩，从而避免了采用一般保温材料作保温层时，由于保温材料的剥落而影响凝结水水质的缺陷。

2.1.5抽空气系统为并联，LP、HP侧喉部各有两根管子引出，这样有利于凝汽器的半侧清洗和运行。

2.2 壳体和水室
壳体分为低压侧壳体（LP壳体）和高压侧壳体（HP壳体），每个壳体四周都由20~25mm厚的钢板拼焊而成，内有支撑杆等加强件，具有良好的刚性。

每个壳体内有四组管束（管束为三角形排列），冷却水管为耐海水腐蚀的钛管。

在每组管束下部均设有空冷区，其空气抽出管由汽侧空间引出，空冷区管束的管子和主凝结区外部的两排管子采用φ25×0.7的钛管，主凝结区管束采用φ25×0.5的钛管，端管板为复合钛板。

冷却管的两端采用胀接+焊接的方式固定在端管板上，端管板与壳体采用焊接形式构成一整体，中间管板通过支撑杆与壳体侧板及底板相焊。

在壳体内还设置了一些集水板和挡汽板，靠近两端管板处，还设置有取样水槽，以便检测冷却管与管板之间的密封性。

壳体下部为热井，凝结水出口设置在低压侧壳体热井底部，凝结水管出口处设置了滤网和消涡装置。

前后水室均为由钢板卷制成的弧形结构。

水室内表面整体衬天然橡胶，衬胶厚度为5mm，并整体硫化。

本凝汽器采用循环冷却水双进双出形式，其中前水室分为四个独立腔室，LP侧两个前水室为进水室，HP侧两个前水室为出水室，后水室为四个独立腔室，与循环水连通管相连，为转向水室，前后水室与端管板均采用法兰连接。

在喉部、壳体下部、水室上均设有人孔，以便对凝汽器进行检修、维护。

水室上还开有通风孔、放气孔等。

本凝汽器配置有一套水位计，运行时，可对凝汽器热井水位进行就地及远传显示监测。

现场安装时，在凝汽器HP侧壳体上由用户确定实际位置，其标高指示必须满足图样上的要求。

2.3 凝结水回热系统
大功率机组双背压凝汽器大都采用凝结水回热装置，以消除凝结水过冷和减小含氧量，提高机组循环热效率。

在该凝汽器的LP侧壳体内，设有集水板，从集水板向下引出两根凝结水回热主管，通过LP侧热井引向HP侧热井并与HP侧热井中的回热管系相接。

HP、LP侧热井之间接有凝结水连通管，回热主管从其中穿过，高压侧设有双层淋水盘（见图0-1-4）。

图
四
图 0-1-5
图0-1-6 多球支座
2.4 连接和支承方式
凝汽器与汽轮机排汽口采用不锈钢膨胀节挠性连接，凝汽器下部为刚性支承，运
行时凝汽器垂直方向的热膨胀由喉部上面的波形膨胀节补偿。

在每个壳体的底部设有一个固定支座、四个滑动支座，滑动支座采用从德国进口的多球支座（图 0-1-6），在凝汽器壳体底部中间处采用固定支承，其位置与汽轮机低压缸死点一致（图 0-1-5）。

图 0-1-7
2.5 循环水连通管
整台凝汽器有两根循环水连通管，用以连通LP 、HP 侧的后水室。

布置在壳体的
下面（见图0-1-1、0-1-2及0-1-7）。

嘉兴工程的冷却水是海水，所以对循环水连通管表面防腐有严格的要求。

循环水管内部尖角处均应打磨光滑，其过渡半径不小于 5mm 。

循环水管卷制的纵向拼焊焊缝应错开，内部焊缝应圆滑过渡，其最小半径不小于 5mm 。

连通管内表面（含人孔盖板及法兰盖板内表面）应采取喷铝+重防腐涂层+电化学保护的防腐措施，并且在现场装焊完成后应补涂防腐层。

3 工作过程
正常工作时，冷却水由LP 侧的两个前水室进入，经过凝汽器LP 侧壳体，流到后水室，经循环水连通管水平转向后，通过凝汽器HP 侧壳体流至HP 侧的前水室并排出凝汽器。

蒸汽由汽轮机排汽口进入凝汽器，然后均匀地分布到管子全长上，经过管束中央通道及两侧通道使蒸汽能够全面地进入主管束区，通过冷却水管的管壁与冷却水进行热交换后被凝结；部分蒸汽由中间通道和两侧通道进入热井对凝结水进行回热。

剩余的汽气混合物经空冷区再次进行热交换后，少量未凝结的蒸汽和空气混合物经抽气口由抽真空设备抽出。

凝结水汇集在热井内，由凝结水泵抽出，升压后输入主凝结
水系统（冷却水流向见 图 0-1-7）。

4安装
由于凝汽器尺寸较大，受到运输条件的限制，不能整体运输，因此，在制造厂内制成模块，运到现场进行组装。

凝汽器组装时，按制造厂提供的图样和安装指导书进行。

为了保证机组有良好的密封性，组装时必须保证所有焊缝的焊接质量，内外相通的焊缝须作煤油渗透检查，并在真空系统中采用真空阀。

安装各种不同用途的管道时，应装设必要的缓冲板，开孔时若与凝汽器内部加强肋板或支撑杆相碰，应尽量保留原有的加强肋板或支撑杆。

凝汽器的开孔应按制造厂《凝汽器开孔及附件图》进行。

在装配冷却管时，应确认冷却管为合格产品。

冷却管的装配应符合凝汽器总图（M700-053000A）的要求。

如发现冷却管严重划伤、变形，应更换新管。

如果钛管尺寸不够长时，应更换足够尺寸的钛管，禁止用加热或其它强力方法伸长钛管。

胀接时不得使用任何润滑剂，以保证辘管质量及其密封性。

凝汽器的滑动支座在运输中用角钢固定，安装结束后需去掉角钢。

凝汽器的滑动支座采用德国进口的多球支座，该多球支座上带有对中螺钉，在厂内装焊、运输及现场安装中必须拧紧所有的对中螺钉，现场安装完毕及作完灌水试验后，必须将多球支座上自带的对中螺钉拧松，以保证滑动支座正常工作。

凝汽器的循环水连通管在制造厂内已经作了防腐处理，分为几段，到现场拼焊后，须对拼焊焊缝打磨处理，然后进行防腐处理。

在大修时，仅需更换阳极块及修补破损的防腐层。

水位计、平衡容器的连接和安装要求见水位计说明书（M786-027000ASM）。

5凝汽器的试验
为了确保机组的运行性能，凝汽器在正式投入运行前，其水侧必须进行水压试验、汽侧进行灌水试验及真空系统进行严密性试验。

5.1 水侧的水压试验
本凝汽器水压试验压力为0.375MPa（g），用于水压试验的水温应不低于15℃，试验步骤如下：
5.1.1关闭所有与水室连接的阀门。

5.1.2灌清洁水并加压至0.375MPa（g）（水室底部）。

5.1.3维护此压力30分钟
在试验过程中必须注意水室法兰、人孔及各连接焊缝等处有无漏水、渗水及整个水室有无变形等情况发生。

发现问题应立即停止试验，并采取补救措施。

若在规定时间内不能做完全部检查工作，则应延长持压时间。

5.2 汽侧的灌水试验
为了检验壳体及冷却管的安装情况，灌水试验在凝汽器运行前是不可少的，但不能与水侧水压试验同时进行。

灌水试验水温应不低于15℃。

汽轮机检修后再次启动前也要做灌水试验。

试验前：凝汽器底部不需另设临时支撑，但为了保护凝汽器的多球支座，每个滑动支座用了2个垫板（见详图M700-053151A），该垫板在现场凝汽器安装就位后按实际间隙配做，保证实际间隙在0.2～0.3 mm之间，并与支座同时打印标记，然后将其装配就位。

试验时，步骤如下：
5.2.1关闭所有与壳体连接的阀门。

5.2.2灌入清洁水，灌水高度应高于凝汽器与低压缸连接处约300mm。

5.2.3维持此高度24小时。

在试验过程中如发现冷却管及与端管板连接处、壳体各连接焊缝等处有漏水、渗水及整个壳体外壁变形等情况应立即停止试验，放尽清洁水进行检查，发现问题的原因并采取处理措施。

试验后：首先放掉壳体内的水，并吹干，然后抽去每个滑动支座上的两块垫板，并与支座一起进行防锈和防腐处理，垫板应妥善保存，以备下次大修后做灌水试验用，
待全部检查正常后，松开每个多球支座上的自带对中螺钉，以保证滑动支座正常工作。

5.3 真空系统的气密性试验
为了检测机组的安装水平，保证整个真空系统的严密性，应进行真空系统严密性试验。

检测方法是停主抽气器或关闭抽气设备入口电动门（要求该电动门不得有泄漏）。

测量真空度下降的速度，试验时必须遵照本机组《汽轮机启动、运行说明》有关气密性试验的规定、要求。

试验步骤如下：
5.3.1停主抽气器或关闭抽气设备入口电动门，注意凝汽器真空应缓慢下降（试验时负荷为80%~100%额定负荷）。

5.3.2每分钟记录真空读数一次。

5.3.3第五分钟后开启抽气设备入口电动门。

5.3.4真空下降速度取第三分钟至第五分钟的平均值。

5.3.5记录当时的负荷及真空下降的平均值。

根据检测结果可以得到机组的整个真空系统的安装水平，真空下降率小于0.13kPa/min(1mmHg/min)则机组真空严密性为优，小于0.27kPa/min(2mmHg/min)则为良，小于0.4kPa/min(3mmHg/min)则为合格，若机组真空严密性不合格，则应检漏并消缺。

6凝汽器的运行
6.1 凝汽器运行压力的定义
制造厂定义凝汽器压力是绝对压力。

由于电站装机现场的当地大气压力与标准大气压力的差异，现场测定的凝汽器压力应按下式换算成绝对压力进行压力评定：PK=PO-PP
式中：PO————当地大气压力，kPa；
PP————实测凝汽器真空度，kPa；
PK————凝汽器绝对压力，kPa。

或PK=0.13332(h0-hp)
h0————当地大气压力，mmHg；
hp————实测凝汽器真空度，mmHg；
PK————凝汽器绝对压力，kPa。

6.2 凝汽器的启动
凝汽器必须在汽轮机启动前投入运行。

首先投抽气设备，使凝汽器内形成一定的真空。

启动凝汽器前，应检查与凝汽器相联的各阀门，使之处于正确状态。

同时打开前后水室上部的放气阀。

为了启动凝结水泵，热井内应预先灌入由储水箱来的凝结水，灌入的水位高度根据凝结水泵的吸入扬程而定，然后进行凝结水再循环。

当出现下列情况时，应停止启动：
6.2.1主要表计失灵，如温度表、真空表、凝汽器水位计。

6.2.2低真空自动保护装置失灵。

6.2.3凝结水调整阀、凝汽器循环水阀失灵。

6.3 凝汽器的半侧运行
当冷却管脏污，需要进行半侧清洗或冷却管损坏，需要进行堵管操作时，本凝汽器允许半侧运行。

即关断需检修的半壳体对应的循环水，半侧运行时，机组减负荷至75%额定负荷，此时，冷却水停运的半壳体上部的抽空气管道至抽气设备间的截止阀应关闭。

6.4 凝汽器运行时的维护
同汽轮机一样，凝汽器在带负荷下运行时的维护在于监视设备的工作情况，以及监视此设备的安全和经济工况的各参数。

运行监视测量项目如下表：
凝汽器的压力是采用在每个喉部内四个角上各布置一个测压头，并通过不锈钢管引出喉部进行监测。

此外，还应监测凝汽器热井水位及凝结水水质。

凝汽器热井水位由水位指示器显示，正常运行时，热井内的水位标高应在-0.034m左右。

为了保证安全运行，水位过高或过低都不是允许的。

检查凝结水的水质，应监测凝结水中的含氧量、含盐量、硬度、碱度等数值。

在正常运行条件下，凝结水的含氧量应不大于30μg/L。

为保证凝汽器钛管的清洁度，应定期采取胶球清洗、半边清洗、循环水加药等多种组合措施。

电厂可根据循环水水质情况和运行经验决定采取哪几种清洗办法的组合。

6.5 减负荷运行及凝汽器的停用
汽轮机在解列前，负荷逐渐减小，汽机排出的蒸汽量也减小，在减负荷运行时，必须注意凝汽器水位及真空是否正常，若不正常，必须采取措施，使之处于正常水位，同时应注意并维持排汽温度正常。

凝汽器停运时间超过一周，必须把凝汽器内的水排净，并吹干，以防锈蚀。

6.6 运行故障及事故处理
凝汽器的运行故障，主要是凝汽器压力的升高（真空度下降）。

凝汽器压力升高不但影响到整台机组的经济性而且还影响到机组的寿命和安全性。

发现凝汽器压力升高应查明原因，设法消除。

6.6.1核对排汽温度、凝结水温度，检查负荷有否变动。

6.6.2当时如有操作，应暂时停止进行，立即恢复原状。

6.6.3检查循环水进、出口压力及温度有无变化。

6.6.4检查抽气设备工作是否正常。

6.6.5检查热井水位及凝升泵工作是否正常。

6.6.6检查其它对真空有影响的因素的情况。

6.6.7在检查原因的同时，若凝汽器压力升至本机组《汽轮机启动运行说明书》所规定的报警值或停机值，应相应的报警或停机。

6.6.8紧急停机时，应打开真空破坏阀。

7水位计
凝汽器的LP侧壳体和HP侧壳体的热井是连通的，所以只需在高压侧壳体安装水位计。

水位计由磁翻板式水位计和平衡容器组成，具有就地显示，远传监测的功能。

其详细结构、说明等详见随机提供的水位计说明书。

8凝汽器特性曲线（见附图）
8.1 凝汽器全负荷运行特性曲线见附图1~3。

8.2 凝汽器半侧运行特性曲线见附图4。

计算条件
净热负荷： 723384 kJ/s 冷却面积： 34000m 2 循环水量： 73652 t/h 冷却水进口温度： 20℃
冷却管： 钛管 Φ25×0.5×0.7
附图 1 凝汽器循热负荷—背压特性曲线
（---- HP 侧 ———LP 侧）
背压 k P a
冷却水进口温度 ℃
热负荷 %
计算条件
净热负荷：723384 kJ/s
冷却面积：34000m2
循环水量：73652 t/h
冷却水进口温度：20℃
冷却管：钛管Φ25×0.5×0.7
℃
度
温
口
进
水
却
冷
循环水量%
附图2 凝汽器循环水量—背压特性曲线（---- HP侧———LP侧）
a
P
k
阻
水
循环水量%
附图3 凝汽器水阻曲线
附图 4 凝汽器半侧运行热负荷—背压特性曲线
热负荷 %
冷却水进口温度 ℃
背压 k P a
N-34000型凝汽器说明书
M700-053000ASM。