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

凝汽器铜管更换施工技术标准

凝汽器铜管更换施工技术标准 1、在穿冷却管前应检查下列各项: ( 1 )壳体内的拉筋、导汽板，管件和隔板应按图纸要求进行检查，其位置尺寸、焊接情况和锈蚀情况应符合使用标准，对管板、隔板应复查找正; ( 2 )对壳体内某些拉筋和隔板需要在穿一部分冷却管后才能进行固定的，应正确安排工序; ( 3 )壳体上及与汽缸连接的短节上的孔洞应尽可能开好，并加上堵板; ( 4 )检查隔板的管孔，进行冷却管试穿，应使冷却管能顺利地穿过，管孔应无毛刺、锈皮，两边有1×4 5°的倒角，隔板的管孔数量应与图纸相符，无遗漏，否则必须补充开孔; ( 5 )胀接冷却管的管板孔一般应比冷却管外径大0 、2 0 -0 、5 0 mm,管孔内壁应光洁，无锈蚀、油垢和顺管子的纵向沟槽; ( 6 )壳体内部应彻底清扫，清除一切杂物和灰尘.并应将顶部妥善封闭。 2、冷却管穿胀前应进行管子质量检验，具体要求如下。（1）每根冷却管必须进行外观检查，管子表面应无裂纹、砂眼、腐蚀、凹陷、毛刺和油垢等缺陷，管内应无杂物和堵塞现象，管子不直应校正。（2）冷却管应具备出厂合格证和物理性能及热处理证件，并应抽查不锈钢管总数的5 %进行水压试验或涡流探伤。抽样方法按批量定，要有代表性，水压试验为0.3~0 . 5 MP a ，用小木棒轻轻敲打管子外壁应无渗漏。如发现管子质量低劣时( 不合格管达安装总数的1 %) ，则每根冷却管都应进行试验（3）抽查冷却管安装总数的1/1000法进行残余应力试验，对不合格批号的冷却管，应全部作整根消除内应力处理。（4）抽取管子总数的0 . 5 一1/1000进行工艺性能试验： a、压扁试验，切取2 0mm长的试样，压成椭圆，至短径相当于原冷却管直径的一半，试样应无裂纹或其他损坏现象; b、扩张试验，切取5 0 mm长的试样，用45°的车光锥体打入冷却管内径，其内径扩大到比原内径大3 0 %时，试样应不出现裂纹 c、如上述试验不合格时，可在冷却管的胀口部位进行4 0 0 一4 5 0 ℃的退火处理。 (5)采用退火方法消除冷却管内应力，退火温度应根据TP304不锈钢管的退火温度及退火时间进行。 3、凝汽器穿冷却管应符合下列要求: ( 1 )穿管工作应在无风沙、雨雪侵袭的条件下进行; ( 2 )穿管时应在两端管板和各道隔板处都设专人，使穿管对准各道管孔，避免冲撞; ( 3 )穿管时检查管端应符合第2、（1）条的要求，管口应清理毛边，无须全部打磨; ( 4 )穿管时应轻推轻拉，不冲撞管孔，穿管受阻时，不得强力猛击，应使用导向器导人。 4、凝汽器冷却管在正式胀接前，应进行试胀工作，并应符合下列要求。 ( 1 )胀口应无欠胀或过胀现象，胀口处管壁胀薄约4 %-6 %,胀管后内径的合适数值D . ,

燃机电厂凝汽器真空系统泄漏原因分析、处理

燃机电厂凝汽器真空系统泄漏原因分析、处理发表时间：2019-09-17T11:05:14.663Z 来源：《电力设备》2019年第7期作者：沈思宇杨云龙 [导读] 摘要：凝汽器真空系统真空好坏与汽轮机的的安全和经济运行紧密相关，但影响机组真空的因素多、真空系统范围广，真空漏点排查困难。 (华能重庆两江燃机发电有限责任公司重庆 400700) 摘要：凝汽器真空系统真空好坏与汽轮机的的安全和经济运行紧密相关，但影响机组真空的因素多、真空系统范围广，真空漏点排查困难。本文结合华能重庆两江燃机电厂凝汽器真空系统泄漏排查、分析、处理案例，将燃机电厂真空泄漏现象、真空泄露原因分析、处理方案和轴封加热器疏水多级水封问题进行深入剖析，拟为其他公司机组凝汽器真空系统泄漏的处理解决提供参考。关键词：真空泄露、原因分析、处理方案、多级水封 1 前言：凝汽器真空下降，对机组振动，胀差，轴向位移，推力瓦温度和回油温度，低压缸的排汽温度等都会造成影响，关乎机组安全运行；同时，凝汽器在漏入空气后，排汽压力升高，蒸汽焓降减小，同时不凝结气体分压升高，对蒸汽换热、凝结的影响，加大了排汽损失。对机组经济运行也至关重要。 2 机组概况华能重庆两江燃机发电有限责任公司两套2*470MW燃气-蒸汽联合循环蒸汽轮机为东方电气集团生产的联合循环冲动式、三压、再热、双缸、向下排汽、抽凝供热汽轮机，额定功率133.7MW。每台机组配备两台100%容量的水环式真空泵，型号：2BE1 253。启动时，两台真空泵并列运行，满足启动时间要求，正常运行时一台运行，一台备用。真空泵的排汽管连接方式为顶排式。 3 两江燃机电厂凝气器真空系统漏真空案例分析按照DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》【1】要求，机组正常运行时，每月进行一次真空严密性试验，机组容量>100 MW,真空严密合格标准为：凝汽器背压上升速率≤270pa/min(华能重庆两江燃机要求凝汽器背压上升率≤200pa/min合格)。华能重庆两江燃机电厂最近出现两次凝汽器真空系统漏真空问题，通过一系列的查漏消缺工作进行了消除。案例一 2018年7月份，两江燃机电厂两台机组真空严密性试验均超过合格值，试验结果不合格。以一次实验结果为例，试验数据为：#1机背压上升率为600pa/min。针对#1机组真空严密性试验数值超标问题，进行相应的运行调整操作：增启循环水泵真空无明显变化；增启真空泵真空下降0.4kPa左右；调整轴封压力及轴加风机负压真空无明显变化。确认#1机组真空系统存在泄漏。针对这一问题，电厂进行了一系列查漏工作，如灌水查漏、法兰接头等喷肥皂水检漏、低压轴封系统割管检查等，最终通过氦质仪检漏查明漏点：氦质谱仪器查漏：在真空泵排气管出口采用型氦质谱检漏仪监测氦气浓度，对#1机凝汽器抽真空系统管道法兰、阀门，与凝汽器疏水扩容器连接的疏水管道法兰、阀门，轴封系统管道阀门及轴封加热器、疏水管道阀门，凝汽器膨胀节，连通管及低压缸中分面结合面通过喷氦气进行检漏。检漏发现：低压缸进汽膨胀节处法兰处喷氦检测排气氦气含量高达3.2×10-4远高于检漏仪本底值2.0×10-7Pa/L.s。 1）针对漏点的解决方案：针对喷氦查漏发现漏点，结合机组运行情况，机组连续启停时，采取了涂专用密封胶堵漏消缺方案；并于年底，利用机组停运检修机会，起吊汽轮机中低压缸连通管后更换了法兰垫片消缺（消缺方案见图1、图2）。结合消缺后真空严密性试验数据比较，可以确认导致本次#1机真空严密性试验不合格的原因为低压缸进汽膨胀节处法兰垫片损坏漏真空所致。图1：低压缸进汽膨胀节结构图（为1根螺栓带三密封垫形式，如果13两个密封垫损坏将出现内缸蒸汽外漏，14处密封垫损坏将导致外缸处漏真空）图2：低压缸进汽法兰面实物图（检修时对此处下部法兰进行了改良：在精确控制两片垫片厚度一致的情况下，由齿形垫改型为压缩性、回弹性更好的缠绕垫，以保证内外均可严密密封） 2）缺陷处理效果：在明确低压缸进汽膨胀节处法兰垫片损坏漏真空为主要漏点后，电厂采取了对泄露法兰缝隙涂胶堵漏临时消缺方案。临时堵漏后真空严密性试验，#1机真空严密性试验：凝汽器背压上升速率87pa/min ，合格。后续#1机利用检修机会更换低压缸进汽膨胀节处法兰垫片后做真空严密性试验，凝汽器背压上升率64.2pa/min，远优于合格值。至此两江燃机电厂#1机组漏真空问题圆满解决。案例二 2019年1月28日，华能重庆两江燃机电厂#2机组做真空严密性试验，凝汽器背压上升率618 pa/min，不合格。针对#2机组真空严密性试验数值超标问题，两江电厂再次开展相关真空查漏工作：氦质谱仪器查漏：结合之前真空系统查漏经验，首先对之前易出问题的漏点查起，运用氦质谱检漏仪对#2低压缸前、后轴封、低压缸

凝汽器结垢该如何清洗

凝汽式汽轮机是现代火电站和核电站广泛采用的典型汽轮机。凝汽设备是汽轮机装置的重要组成部分，它的设计制造和运行质量的优劣，直接影响汽轮机装置的经济性和安全性。长期以来传统的清洗方式如机械方法（刮、刷）、高压水、化学清洗（酸洗）等在对设备清洗时出现很多问题：不能彻底清除水垢等沉积物，酸液对设备造成腐蚀形成漏洞，残留的酸对材质产生二次腐蚀或垢下腐蚀，最终导致更换设备，此外，清洗废液有毒，需要大量资金进行废水处理，接下来介绍一下凝汽器的清洗工艺。 1.隔离设备系统，并将凝汽器里面的水排放干净； 2.采用高压水清洗管道内存留的淤泥、藻类等杂质后，封闭系统； 3.在隔离阀和交换器间装上球阀（不小于1英寸=2.54厘米），进水和回水口都应安装； 4.接上输送泵和连接导管，使清洗剂从凝汽器的底部泵入，从顶部流出； 5.开始向凝汽器里泵入所需要的清洗剂（比例可根据具体情况调整）； 6.反复循环清洗到推荐的清洗时间。随着循环的进展和沉积物的溶解，反应时产生的气体也会增多，应随时通过放气阀将多余的空气排出。随着空气的排出，凝汽器内的空间会增大，可加入适当的水，不要一开始就注入大量的水，可能会造成水的溢出；

7.循环中要定时检查清洗剂的有效性，可以使用PH试纸测定。如果溶液保持在PH值2‐3时，那么清洗剂仍然有效。如果清洗剂的PH值达到5‐6时，需要再添加适量清洗剂。最终溶液的PH值在2‐3时保持30分钟没有明显变化，证明达到了清洗效果，注意清洗剂可以回收后重复使用，排放会造成浪费； 8.达到清洗时间后，回收清洗溶液。并用清水反复冲洗交换器，直到冲洗干净至中性，用PH试纸测定PH值6~7； 9.完成清洗后既可开机运行。也可以打压试验，看是否有泄漏现象； 10.设备稳定后，记下当前的介质过流量、工作压力、换热效率等数据； 11.比较清洗前和清洗后数值的变化，就可以计算出该企业每个小时所节省的电费、煤费等生产费用及提高的工作效率； 12.同样的操作方法也可用于板式、框架式的热交换器清洗； 13.如企业需要设备进行钝化预膜处理，可按以下流程进行操作：将钝化预膜剂按推荐稀释比泵入设备中（同时在循环槽内悬挂试片）；按推荐时间循环、浸泡；检测预膜效果（红点法或蓝点法）；排放；水冲洗干净至中性（用PH试纸测定PH值6~7）； 14.钝化预膜结束后，最好采用风机等通风设备将系统吹干，可确保并提升钝化预膜效果。利用清洗剂清洗凝汽器，高效、环保、安全、无腐蚀，不但清洗效果良好而且对设备没有腐蚀，能够保证凝汽器的长期使用。清洗剂，特有的添加湿润剂和穿透剂，可以有效清除用水设备中所产生的最顽固的水垢（碳酸钙）、锈垢、油垢、粘泥等沉淀物，同时不会对人体造成伤害，不会对钢铁、紫铜、镍、钛、橡胶、塑料、纤维、玻璃、陶瓷等材质产生侵蚀、点蚀、氧化等其他有害的反应，可大大延长设备的使用寿命。南京高和环境工程有限公司由一批北京科技大学、南京工业大学长期从事冶金、石化、化工、电力行业节能环保的专业技术人员组建而成，公司主要依托北京科技大学、南京工业大学等科研

凝汽器端差和凝汽器过冷度详解

今天学习与凝汽器相关的专业术语。）学习内容摘要： 1、冷却倍率 2、凝汽器的极限真空 3、凝汽器的最有利真空 4、凝汽器端差 4.1、凝汽器端差的定义 4.2、影响凝汽器端差的因素 4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系 5、凝汽器的过冷度 5.1、过冷度的定义 5.2、产生过冷度的原因 5.3、过冷度增加的分析 5.4、为什么有时过冷度会出现负值 1、冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。 2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极

限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。极限真空一般由生产厂家提供。 3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。 4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系188 038 18668 （1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等，所以，在凝汽设备运行监测中, 传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。（2）哪些因素影响凝汽器端差：对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。凝汽器端差增加的原因有： A、凝器铜管水侧或汽侧结垢； B、凝汽器汽侧漏入空气； C、冷却水管堵塞；

凝汽器管束漏泄原因分析及处理

凝汽器管束漏泄原因分析及处理 [ 摘要 ] 某电厂凝汽器管束频繁泄漏，且日趋严重；表现为机组运行时，凝结水导电度严重超标。根据这一难题，结合现场实际，从管束本身质量存在问题、管束安装时出现问题；管束镀膜质量问题；凝汽器安装时出现问题等导致凝汽器管束发生泄漏的几种原因进行阐述、分析，解析其判断方法；并针对其泄漏的原因做出相应的检修处理方案和运行中所应采取的适当的措施。通过一系列整改措施从根本上解决了凝汽器管束的频繁漏泄问题。 [ 关键词 ] 凝汽器、管束、漏泄 abstract the condenser piping of power plant frequently leaks, and the situation is more and more serious. therefore, when the set is operating, the electric conductivity of condensed water exceeds standard badly. according to this problem, and combining with the actual, we discuss, analysis and judge the causes leading to the leakage from following aspects: problems with the pipelines and its installation; piping bundle coating quality problem; problems with the installation of condenser. and making corresponding maintenance scheme and appropriate measures should be taken during operation according to its various leakage reasons. as a result, through a series of reforming measures, we

_汽轮机凝汽器真空度下降原因分析

汽轮机凝汽器真空度下降原因分析在现代大型电站凝汽式汽轮机组的热力循环中，凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。汽轮机的真空下降会使汽轮机的可用热焓降减少器综合性.凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空；是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行,直接提高整个汽轮机组的热经济性。引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器或真空泵故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。就这些问题我将分别做出分析、阐述：一、循环水量中断或不足 ⑴循环水中断循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零；凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降；冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障；循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时进行故障停机。 ⑵循环水量不足循环水量不足的主要特征是：真空逐步下降；循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决： ①若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用反冲洗、凝汽器半面清洗或停机清理的办法进行处理。

凝汽器怎么解决结垢问题

据有关资料介绍，水冷设备换热器中水垢厚度为2.16mm时，传热系数平均下降51%，设备运行效率下降50%，而形成水垢的时间仅25天。如此短的积垢时间和低传热效率，导致凝汽器长期处在低效率中运行。在工业上，利用磁水器磁场处理锅炉用水，以减少水垢；用于各种高温炉的冷却系统，对于提高冷却效率、延长炉子和管道的使用寿命起了很重要的作用；换热器、冷凝器、凝汽器等设备的使用能够有效地清除积垢及防止水垢的生成。活性炭生产，用磁水生产活性炭质地更均匀、吸附力更强、节约原材料。化工厂上应用磁水可加快化学反应速度，提高产量。建筑行业用磁水搅拌混凝土，大大提高了混凝土强度。纺织厂用磁水褪浆，印染厂用磁化水调色，制药厂等效果都非常显著。由于水垢的热导率很低，因而急剧降低了凝汽器的传热系数，导致凝汽器真空降低，按照不同汽轮机的试验资料，真空度每降低1%，汽耗增加1～1.5%,当蒸汽流量不变，将降低汽轮机组的出力。据有关资料介绍，水冷设备换热器中水垢厚度为2.16mm时，传热系数平均下降51%，

设备运行效率下降50%，而形成水垢的时间仅25天；水垢的附着，特别是粘泥的附着，会在附着物下部发生局部腐蚀甚至破裂和穿孔。水垢的附着凝汽器铜管会导致铜管堵塞，严重影响设备运行；凝汽器铜管的损坏会造成凝汽器的严重泄露，情况严重或处理不当会造成锅炉锅炉水冷壁管的爆破，严重危及锅炉的安全运行。高科技、高效率、安全、清除及防止水垢和腐蚀生成。不使用化学药剂环保、无污染、不耗能，使用寿命长不需专人管理维护保养，无任何后期费用，结构小巧，安装简便、快捷，工艺达到零排放，节省大量水资源提高系统换热效率，可节能（15%-30%）除垢过程有效降低水中含菌量。节能节水寿命长、投资小、回收快等特点。南京高和环境工程有限公司由一批北京科技大学、南京工业大学长期从事冶金、石化、化工、电力行业节能环保的专业技术人员组建而成，公司主要依托北京科技大学、南京工业大学等科研院所，主要从事冶金、石化、化工、电力等领域节能环保产品研制、开发、生产、合同能源管理及工程设计总承包，公司通过ISO9001质量体系认证，拥有多项专利技术。

泄漏事故现场处置措施

编号：SM-ZD-73111 泄漏事故现场处置措施Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________ 本文档下载后可任意修改

泄漏事故现场处置措施简介：该方案资料适用于公司或组织通过合理化地制定计划，达成上下级或不同的人员之间形成统一的行动方针，明确执行目标，工作内容，执行方式，执行进度，从而使整体计划目标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 1、员工发现危化品泄漏时，疏散无关人员，隔离泄露污染区。如果泄漏物是易燃品，则必须立即消除泄漏污染区域内的各种火源，并立即向值班领导报告。 2、如果是易燃易爆化学品大量泄漏，值班领导立即上报应急指挥部，应急救援小组立即赶赴现场，同时拨打“119”报警，请求消防专业人员救援，要保护、控制好现场。 3、泄漏的控制如果在生产使用过程中发生泄漏，要在统一指挥下，通过关闭有关阀门，切断与之相连的设备、管线，停止作业，或改变工艺流程等方法来控制化学品的泄漏。如果是容器发生泄漏，应根据实际情况，采取措施堵塞和修补裂口，制止进一步泄漏。另外，要防止泄漏物扩散，殃及周围的建筑物、车辆及人群，万一控制不住泄漏，要及时处置泄漏物，严密监视，

凝汽器

凝汽器汽轮机凝汽器铜管更换需要注意的几个问题凝汽器长年连续运行，铜管将受到腐蚀，表面结垢，降低传热效果，导致端差增大、真空降低，严重影响机组的经济性。频繁的酸洗或高压水清洗，会使铜管壁因腐蚀或冲刷而减薄。铜管泄漏会破坏凝汽器水侧密封性，循环水的漏入使得凝结水质变坏，随着泄漏加剧，致使给水、炉水及蒸汽的水汽质量恶化，当采取措施后，水质仍不能恢复正常而被迫停机。凝汽器铜管经常发生泄漏，会加速锅炉管道腐蚀、结垢，甚至发生爆管事故。所以铜管泄漏严重时，除堵漏处理外，还应有计划地更换。华北电网近两年对有关电厂泄漏较为严重或失效的凝汽器铜管进行了更换，我厂1号机凝汽器铜管也进行了更换。1号机是北京重型电机厂生产的单缸100 MW机组，凝汽器更换HSn70-1B铜管后运行一年多，情况较好。安装后灌水试验时检验出4根铜管泄漏，都属于穿透性砂眼缺陷。该4根铜管更换后，消除了泄漏。凝汽器端差由8℃降低到2.5℃，效果显著。投入胶球清洗及二次滤网系统装置后，效果得到了保持。针对我厂更换铜管的经验和教训，作者认为凝汽器更换铜管应注意以下几个问题。 1 铜管选材是基础凝汽器的铜管要求较高的平均传热系数，较强的抗腐蚀和抗冲刷能力。现各电厂普遍采用HSn70-1B黄铜管和B30白铜管(其中B30白铜管安装在空气收缩区，数量较少)。HSn70-1B黄铜管是在原HSn70-1A黄铜管的基础上添加硼元素，以细化晶粒，提高抗腐蚀性及抗冲刷性。HSn70-1B黄铜冶金时加入硼元素，工艺要求复杂，工艺不当，加入的硼元素会分布不均匀，造成铜

管内部局部晶粒过于细化，脆性增加，残余应力加大，易使铜管产生裂纹。由于这种缺陷很难检出，而成为铜管泄漏的隐患。作者认为，只有提高产品的质量，才能保证铜管涡流探伤、机械性能试验、氨熏试验、外形尺寸公差的合格率。目前，发电厂使用的凝汽器HSn70-1B铜管主要由沈阳、洛阳、上海、西北(甘肃省白银市)、长沙等几个厂家生产。下花园发电厂全部选用甘肃铜管厂生产的西北铜。各厂家生产质量、检验手段差别不大，但泄漏程度不一样，关键在于质量检验管理。为方便管理，建议同一机组铜管品种不宜过多、材质不宜过杂。 2 严格完成安装前质量检验对铜管进行如下检验和试验工作，以保证铜管的合格率，从源头上控制铜管泄漏事故的发生。 2.1 外形检查检查每根铜管的外形，管子表面应无裂纹、砂眼、腐蚀、凹陷、毛刺和油垢等缺陷，管内无杂物和堵塞等现象，管子不直应校正。 2.2 检查方法铜管应具备出厂合格证和物理性能检验及热处理检验证明，应抽查5%的铜管进行水压试验及涡流探伤检验，抽查方法按批量或存放环境确定。我厂采用对铜管整箱对角线抽样法，代表性很强。水压试验压力为0.3～0.5 MPa，水压试验时用小木棒轻轻敲打管子外壁应无泄漏。如果抽查的铜管不合格数达到安装总数的1%，则每根铜管都要进行水压试验。此外，应对铜管抽样进行涡流探伤检验，必要时逐根检验。

凝汽器钛管泄漏的分析处理

凝汽器钛管泄漏的分析处理发表时间：2018-08-13T15:54:37.373Z 来源：《电力设备》2018年第8期作者：汤代荣 [导读] 摘要：介绍了某新建电厂调试过程中，凝汽器钛管泄漏事件分析及处理过程。（中电投珠海横琴热电有限公司 519000）摘要：介绍了某新建电厂调试过程中，凝汽器钛管泄漏事件分析及处理过程。为同类机组的运行维护提供参考和探讨。关键词：凝汽器；钛管泄漏；分析处理 0 引言某厂建有两套9FA燃气轮机联合循环发电机组，安装了2台LC85/N125-13.00/3.30/0.420/1.20 型抽凝式汽轮机。与其配套的N-9500-3 型凝汽器采用单壳体、双分流、表面式结构，主要部件有凝汽器加长段、凝汽器上部、凝汽器下部、前水室、后水室及凝结水聚集器等。主凝结区安装 8474 根D28.575mm×0.5mm，L=11238mm 的钛管，1012 根D28.575mm×0.7mm，L=11238mm 的钛管安装在空冷区及顶部圆周段，管子两端胀接在管板上，借助中间管板支撑。1号机组在调试期间并发生了两起凝汽器钛管泄漏事件，直接影响了机组调试进度。 1 凝汽器钛管泄漏的危害凝结水是锅炉给水的主要组成部分，凝结水的水质直接影响锅炉的水质。锅炉补充水采用化学除盐工艺基本能保证水汽的质量，但当凝汽器钛管泄漏，冷却水进入凝结水中，将导致凝结水水质恶化，进而影响给水水质，通过减温水带入盐分，影响蒸汽品质，使炉水含盐量升高，造成锅炉腐蚀。如果冷却水为海水，则将引起酸腐蚀，甚至导致锅炉脆爆。用海水冷却的凝汽器由于泄漏使海水漏入凝结水中，并随之进入锅炉，造成给水硬度高，炉水磷酸根降低甚至消失，导致水冷壁管结垢、腐蚀。海水中氯化镁进入锅炉，分解产生盐酸，造成炉水氯离子含量高，pH值降低，因此在氯离子存在下可发生闭塞电池腐蚀及pH值降低造成的全面酸腐蚀。 2 事件经过及检查情况（1）8月3日，1号机组调试过程中凝结水硬度及钠离子超标（标准为硬度0，钠离子＜10μg.L-1），具体数值见表1，判断凝汽器钛管发生泄漏。表1 凝结水硬度及钠离子化验表 8月5日，利用1号机组停机消缺机会，对凝汽器进行灌水查漏。检查发现凝汽器北侧有3根钛管泄漏，安装单位对泄漏钛管的两端采用了铜头封堵。8月8日启动#1机组后化验凝结水硬度及钠离子指标正常。（2）8月13日，1号机组168h试运第2天，凝结水硬度及钠离子指标再次超标，具体数值见表2。表2 凝结水硬度及钠离子化验表由于1号机组正处在168h试运阶段，在发现凝结水硬度及钠离子指标超标后，8月14日 09:00开大凝结水泵出口放水门，采取加大补排水方式来降低硬度及钠离子指标。23:15凝结水硬度及钠离子指标突然猛增，判断为凝汽器钛管大量泄漏，只能采取停机处理。停机后，同样对凝汽器进行灌水查漏。检查发现还是靠凝汽器北侧新增9根钛管发生泄漏（见图1），图中铜头封堵处为泄漏的钛管。图1 1号机组凝汽器钛管泄漏分布图 3 凝汽器钛管泄漏原因分析及处理为什么泄漏的钛管都是靠近凝汽器北侧本体处？大家对此提出了疑问。在放干凝汽器汽侧凝结水后，检修人员进入凝汽器内部检查发现，有三根钛管破损严重（见图2），且附近的钛管颜色都有不同程度的变色现象。仔细检查发现，正对着破损的钛管处有一排汽管口（见

凝汽器工作原理

凝汽器工作原理凝汽器：使驱动汽轮机做功后排出的蒸汽变成凝结水的热交换设备。蒸汽在汽轮机内完成一个膨胀过程后，在凝结过程中，排汽体积急剧缩小，原来被蒸汽充满的空间形成了高度真空。凝结水则通过凝结水泵经给水加热器、给水泵等输送进锅炉，从而保证整个热力循环的连续进行。为防止凝结水中含氧量增加而引起管道腐蚀，现代大容量汽轮机的凝汽器内还设有真空除氧器。凝汽器的主要作用： 1）在汽轮机排汽口造成较高真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀到最低压力，增大蒸汽在汽轮机中的可用焓降，提高循环热效率； 2）将汽轮机的低压缸排出的蒸汽凝结成水，重新送回锅炉进行循环； 3）汇集各种疏水，减少汽水损失。 4）凝汽器也用于增加除盐水（正常补水）表面式凝汽器的工作原理：凝汽器中装有大量的铜管，并通以循环冷却水。当汽轮机的排汽与凝汽器铜管外表面接触时，因受到铜管内水流的冷却，放出汽化潜热变成凝结水，所放潜热通过铜管管壁不断的传给循环冷却水并被带走。这样排汽就通过凝汽器不断的被凝结下来。排汽被冷却时，其比容急剧缩小，因此，在汽轮机排汽口下凝汽器内部造成较高的真空。凝汽器是火力发电厂的大型换热设备。图1为表面式凝汽器的结构示意图。

凝汽器运行时，冷却水从前水室的下半部分进来，通过冷却水管（换热管）进入后水室，向上折转，再经上半部分冷却水管流向前水室，最后排出。低温蒸汽则由进汽口进来，经过冷却水管之间的缝隙往下流动，向管壁放热后凝结为水。真空度定义：从真空表所读得的数值称真空度。真空度数值是表示出系统压强实际数值低于大气压强的数值，即：真空度=大气压强—绝对压强凝汽器中真空的形成主要原因在启动过程中凝汽器真空是由主、辅抽汽器将汽轮机和凝汽器内大量空气抽出而形成的。在正常运行中，凝汽器真空的形成是由于汽轮机排汽在凝汽器内骤然凝结成水时其比容急剧缩小而形成的。如蒸汽在绝对压力4kpa时蒸汽的体积比水的体积大3万倍，当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器内形成高度真空。凝结器的真空形成和维持必须具备三个条件： 1）凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量； 2）凝结水泵必须不断地把凝结水抽走，避免水位升高，影响蒸汽的凝结； 3）抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走。真空降低的原因：（1）循环水量减少或中断： ①循环水泵跳闸、循进阀门误关、循环水泵出口蝶阀阀芯落、循进滤网堵：水量中断，进水压力下降，出水真空至零，循泵电流至零或升高，须不破坏真空停机；若未关死，立即减负荷恢复； ②循出阀门误关、凝汽器水侧板管堵塞、收球大网板不在运行位置：循环水压上升，温升增大； ③进水不畅：循泵电流晃动，进水压力下降，出水真空降低，循环水温升增大，水量不足；. |4 Q1 j- {3 u ④虹吸破坏（进水压力低、板管堵塞、出水侧漏空气）：虹吸作用减小时，会使水量减少，却又提高了循环水母管压力，而压力高对维持水量是有利的，所以虹吸破坏必然是个过程。出水真空晃动且缓慢下降，温升增大。操作：提高循环水压力（关小出水门），对循出放空气，重新建立出水真空。（2）轴封汽压力低：提高压力，关小轴加排汽风机进气门；冷空气会使转子收缩，负差胀增大。（3）凝汽器水位高：排汽温度升高同时，凝水温度下降，过冷度增加。端差增大；水位﹥抽汽口高度、运行凝泵跳闸、管路堵、备用泵逆止门坏、系统主要

300MW发电机组凝汽器真空严密性不合格原因分析及处理

300MW发电机组凝汽器真空严密性不合格原因分析及处理真空严密性不合格是威胁汽轮机安全经济运行的因素，文章对河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组发生过的真空严密性不合格现象进行分析，制定了合理的解决方案，实施后取得了良好的效果，彻底解决了真空严密性不合格的缺陷，对同类设备的问题处理具有有价值的借鉴意义。标签：汽轮机；真空严密性；不合格；原因；疏水；砂眼引言河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组为C300/200-16.7/0.43/537/537亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机，配套给水泵为2×50%B-MCR汽动给水泵及备用1×30%B-MCR电动调整给水泵。根据《凝汽器与真空系统运行维护导则DL/T932-2005》规定，机组容量≥100MW，真空严密性指标应≤0.27kPa/min。裕华热电1号汽轮机组，于2014年6月份大修后启动，真空严密性试验在0.46kPa/min，不能达到合格水平。经过分析原因并进行了治理，最终解决了该问题，保证了汽轮机的安全经济运行。 1 真空严密性差对发电机组运行的影响汽轮机凝汽器真空严密性是凝汽器工作性能的重要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。严密性下降会造成汽轮机低压缸排汽温度上升，热力系统循环效率降低，凝汽器真空度每下降1kPa，发电功率降低1%。空气进入凝汽器也会导致凝结水含氧量升高，腐蚀锅炉、汽轮机设备。因此，在机组运行过程中应密切监视汽轮机凝汽器的真空值，当真空降低时，分析引起真空降低的原因，并选择合理的处理方案，保证机组的安全、经济运行。 2 存在问题及现象 2009年1月裕华热电1号机正式投产，真空严密性均为优，2014年06月份1号机大修后启动，真空严密性试验在0.46kPa/min，再启动一台真空泵，真空值无变化，调整汽轮机汽封压力及小机、轴加水封筒补水等手段，真空均无明显改善。 3 原因分析空气泄漏入凝汽器是引起凝汽器真空下降的根本原因，影响凝汽器真空值变化有两个方面的原因，凝汽器中蒸汽压力p1和泄漏至凝汽器中不凝结气体的份量p2，根据道尔顿定律，凝汽器中混合物的总压力为构成混合物的所有气体的

凝汽器端差大原因

凝汽器端差大原因分析一、凝结器端差增大的主要原因有： 1.凝器铜管水侧或汽侧结垢； 2.凝汽器汽侧漏入空气； 3.冷却水管堵塞； 4.冷却水量增加等。二、根据本机组实际情况分析 1、凝器铜管水侧或汽侧结垢，由于本机组凝汽器是新安装，而且胶球冲洗根据定期工作冲洗及时，因此凝汽器结垢的可能性较小。 2、本机组运行中真空较高且真空严密性试验为良好，可能是由于循环水入口水温过低造成端差过大，即凝结器产生过冷却； 1.循环水温度过低和循环水量过大，使凝结水被过度的冷却，过冷度增加。 2.凝结器漏入空气多或抽气器工作不正常，空气不能及时被抽出，空气分压力增大，使过冷度增加。 3、凝结器单位面积负荷过大造成：（1）.低压加热器的疏水通过危机疏水门直接进入凝汽器，增加了凝汽器的热负荷；（2）主蒸汽管道旁路系统是否有漏气进入凝汽器。 4、循环水量多或少都可能引起端差的增大：（1）.如果机组的负荷高，势必会导致排气量的增大，如果此时水量少了，肯定会引起排汽温度的升高，而一定量的循环水它的吸热能力是一定的是有限的，如果严重的话甚至会有溶于水的气体析出，这样无疑会使水侧换热效果变差，致使出水温度较此时真空对应下的排气温度相差很多，端差

变大，因为此时真空应该是下降的；（2）循环水量多也会引起凝汽器端差的变大，如果机组的排气量远远小于循环水量，这时循环水的温升很小，循环水出口温度很低【现在是冬季循环水的进水温度也低】这时就应该注意机组的真空严密性了，如果真空很高，这时肯定会有空气进入致使排汽温度也很高，端差变大；（2）假如凝汽器是完全严密的，如果是负荷低循环水量过剩的话，这时的排汽温度较循环水出水温度相差也是很大的，端差也会增大。

氨泄漏现场处置方案

氨泄漏事故现场处置方案一、车间级应急处置程序车间主任或班长接到事故报告后，立即通知相关人员并向公司安全办公室报告，车间主任按照应急处置程序指挥先期处置工作。事故现场指挥一般应按以下程序开展工作： 1、现场指挥立即对严重程度、可能的发展趋势进行判断，并及时向公司安全办公室通报, 随时汇报事故抢险救援情况。 2、在现场指挥的领导下，现场抢险人员按照各自职责开展事故救援工作，如原应急程序不能满足事故处置需要，现场指挥应立即组织现场抢险人员重新制定处置方案，并组织实施。 3、如果泄漏程度属于本部门不可能处置的，应优先做好人员的疏散工作，对事故现场进行监控，待上级事故应急救援人到达现场后配合开展好救援工作。二、企业级应急处置程序公司安全办公室接到事故情况报告后,如判断发生了4级以上氨泄漏事故的，立即依次报告公司安全领导小组组长、副组长，并向公司安全领导小组成员通报。启动氨泄漏应急预案后，公司安全领导小组组长（总指挥）立即赶赴现场指挥，或指定现场总指挥，领导现场抢险救援工作。现场总指挥和其他人员到达现场后，按照以下程序开

展工作： 1、立即接管现场抢险救援的指挥权，对事故进行处置，事故单位应急人员自动成为企业各事故应急小组的组成部分 2、现场指挥部应对现场指挥所进行检查，确保通讯畅通和抢险救援人员所在地的安全，防止伴生/次生事故即二次事故的发生。 3、现场总指挥立即对事故性质、严重程度、可能的发展趋势进行判断，如判断发生Ⅱ级以上事故，依靠公司应急队伍无法控制和消除其严重危害时，向安全领导小组组长（总指挥）请示实施扩大应急行动，扩大应急行动由应安全导小组决定，并由安全办公室向集团公司安全办公室请求支援。实施扩大应急时，单位要及时增加应急处置力量，加大技术、设备、物资、资金等保障力度，加强指挥协调，努力控制事态发展。 4、在现场总指挥的领导下，现场抢险组等应急小组按照已制定的各自职责开展事故救援工作。 5、企业现场总指挥待集团公司安全办公室应急工作组到达现场后移交指挥权，服从集团公司应急指挥部的领导和指挥。三、资源调度程序当公司应急办公室接到报警后，根据氨泄漏事故情况启动相应的应急预案，并由应急办公室按照事故等级通知各抢险救援小组，同时

凝汽器铜管更换技术协议

2#汽轮机凝结器铜管更换技术协议甲方：重庆同兴垃圾发电有限公司乙方：河南省鄢陵县东升冷却设备有限公司甲方（重庆同兴垃圾发电有限公司）委托乙方对2#汽轮机凝结器铜管进行更换，为了保证改造工程的质量、工期，经过双方协商，达成如下协议：一、项目名称：2#汽轮机凝结器铜管更换二、项目范围、数量： 2#汽轮机凝结器铜管更换（TP304不锈钢螺纹管，Φ20×0.7×5565,3640根）整台机组。三、凝结器厂家技术规范如下： 1、型号：N-1250型 2、两流道两流程表面式 3、总冷却面积：1250m2 4、管子规格：Φ20×1×5565mm 5、管子总数：3640根 6、材质：HSn70-1A 7、水阻：0.047MPa 8、循环水进水温度：25℃ 9、水室设计水压：0.3MPA 10、循环水量：2500~4000T/H 11、排汽压力：0.005MPa 12、循环水的循环方式：闭式循环 13、循环冷却水质：淡水四、工程承包性质：包工包料五、施工工期： 2011年2#机大修期间，总工期10天，即：从乙方进入施工现场直至工程完工。六、更换的不锈钢管材料技术要求： 1、所有不锈钢管的外径为：Φ20±0.05mm

2、单根不锈钢管的长度为5565mm 3、不锈钢管的材质为：TP304 不锈钢 4、不锈钢管采用“有缝”不锈钢管（焊口最大厚度不超过非焊口壁厚的 120%）。 5、所有不锈钢管管壁厚为0.7mm的高效换热管（由乙方设计、选型），管子厚度均匀，任何管段壁厚度相差不超过0.1mm,任何管段外径相差不超过 0.5mm 6、不锈钢管的制造，检验符合ASTM A249/A249M-92标准，并有书面报告；管子质量达到该标准要求。 7、随货提供不锈钢管的相关材质检验报告。七、凝结器铜管更换后质量标准：乙方应根据甲方提供的凝结器技术规范及《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机机组篇进行设计和施工，确保凝结器铜管更换为TP304管后，胀口无泄漏、凝结器各项技术参数优于更换前。八、凝结器铜管更换施工工艺要求： 1、TP304管的鉴定及要求： 2、外观检查：铜管外表面应无凹凸不平，压扁砂眼、裂纹、拆纹、毛刺和化痕油垢等缺陷。管子弯曲应校正，管内应无杂物和堵塞现象。 3、内部检查：抽取每箱钢管一定数量进行抽样切开检查：内部应光洁，无拖延痕迹，凸起，拉毛等现象。 4、单根钢管水压试验：按钢管数量的10%左右，进行水压试验，条件允许或钢管质量差原因需全部做单要水压试验，水压为0.5~1.0MPa，在试验水压停留3~5分钟，钢管应无渗漏。 5、压扁试验：从抽样管中截取20mm管段试样，压成椭圆，短径相当于钢管直径的一半时，应无裂纹或其它损坏现象。 6、扩张试验：从钢管中截取50mm长的管段3~5个进行试验，向管内打入45度的车光锥体，使钢管内径增加到比原内径大30﹪时不产生裂纹。 7、当制造厂家无检验钢管内部剩余应力的出厂证件时，应抽出不同管箱内的钢管20~35根，用5~10倍放大镜检查，应无裂纹，或进行相应的金相检查试验。

余热发电凝汽器铜管泄漏原因分析说明

凝汽器冷却水铜管泄漏故障原因分析及防范措施一、概述我厂余热发电用凝汽器型式为横型表面接触单通道双回流再热型，设计真空度为-95.6kPa，冷却面积为670m2，冷却管规格为φ19.0×t1.0mm，管全长5313mm，数量2204根，材质C4430T（日本规格）。该设备自1998年3月起正式运行至今。为防止冷却水铜管内部泥沙淤积，影响热交换进而影响到凝汽器真空度及发电负荷，历次计划检修都将冷却水进出水室人孔门打开进行检查清洗。二、故障经过 4月21日，发电系统因窑临停检修而停机进行检修，发电机于4月22日13：22并网运行。此时纯水箱液位在8.9m左右，至中班18：30左右，中控操作员发现纯水箱液位下降缓慢（8.7m），（正常情况因系统排污消耗，纯水箱液位下降速率在0.07m/h左右），即通知现场检查两锅炉连续排污情况及0537电收尘用省煤器喷水阀开度情况（该阀在AQC炉运行后即投入），现场检查确认锅炉排污正常，省煤器喷水阀开度正常。在观察多个小时后，发现纯水箱水位几乎未下降，锅炉运行报表显示，炉水电导率都在250us/cm以上，且均呈上升趋势。情况汇报工

段后，初步判断为凝汽器冷却水铜管发生了泄漏。为进一步确认，现场对凝结水及纯水电导率进行了检测，电导率均在35uS/cm左右，比正常状况下电导率略高。为进一步确认，工段要求对纯水箱液位、凝结水电导率、纯水电导率、炉水电导率、凝汽器真空以及发电负荷等参数进行每小时一次的表格记录。从后三日的记录数据及炉水电导率趋势在多次排污后仍缓慢上生的现象分析，认定凝汽器冷却铜管存在泄漏，但泄漏不严重。因此在各运行参数未明显恶化的情况下，加强了锅炉的定期排污,并继续监控，准备利用窑临停时机进行检查处理。29日一线窑临停检修，用凝汽器汽室充水检查法对泄漏情况进行了检查，检查结果发现进水管左右两侧的152组列中共6根铜管泄漏（如附图所示，左2右4），处理措施是对泄漏铜管用专用堵头进行了封堵处理。另外检查还发现大部分铜管内壁均有较严重的磨损腐蚀现象。三、原因分析 1、该凝汽器至今已运行7年多时间，之前未发生过冷却铜管泄漏，因而可以排除是铜管材质不良所造成的泄漏。 2、从泄漏的部位看，6根泄漏铜管泄漏部位均在中部（具体位置点因未将铜管取出而无法确定），而并非由于管胀口松动所造成的泄漏。因此，也可以排除是排气温度高，内外温差大，使

凝汽器结垢原因分析

凝汽器结垢原因分析 1.凝汽器铜管脏污主要有以下几种情况： 1)因水中机械混合物的沉淀而使铜管变脏。是悬浮颗粒在管子中沉积的结果。这种悬浮颗粒是冷却水带入凝汽器中的沙石、木屑、小贝壳以及其他碎末。多数发生在使用江河、湖泊作为冷却水供水系统中。为了清除管内及管板上因机械混合物所造成的积垢凝汽器应定期进行机械清洗 2)由于盐类沉积而变脏。是水中溶有的无机盐在一定的条件下沉积下来附着于管壁污脏受热面。这种沉淀物主要是钙盐、镁盐所组成的水垢在管子上积聚的结果。由于冷却水水质不良，水中含有有机物质和无机物质覆盖在凝汽器管子的内表面上就形成一层不良的沉淀物，如果在水中含有大量的盐类时，这种沉淀物就在管子表面形成坚硬的水垢。为了清除冷却水的暂时硬度和永久硬度，可采用不同的化学水处理方法。 3)由于微生物沉积生长而变脏。由于水中各种微生物沉积在管面上而使铜管变脏。这些微生物在凝汽器中水温稳定的条件下会迅速繁殖，并形成粘膜水中其它混合物就很容易粘附在这种粘膜上，凝汽器的冷却面就在这种过程中迅速变脏。在这种情况下，有效的措施是在冷却水中定期加入氯气或漂白粉，使冷却水氯化。氯化的水能够在管子金属表面上杀菌，这就取消了微生物在管面上生长的可能性从而防止了凝汽器铜管脏污的发展。 4)流速的影响：我厂凝汽器铜管5460根，直径2.5cm，

循环泵流量5040吨/小时，流速为：0.52m/s,此流速不会造成沉积变脏。 5)表面状态：粗糙表面比光滑表面更容易造成污垢沉积。这是因为粗糙表面比原来光滑表面的面积要大很多倍，表面积的增大，增加了金属表面和污垢接触的机会和粘着力。此外，一个粗糙的表面好比有许多空腔，表面越粗糙，空腔的密度也越大。在这些空腔内的溶液是处在滞流区，如果这个表面是传热面，则还是高温滞流区。浓缩、结晶、沉降、聚合等各种作用都在这里发生，促进了污垢的沉积。 2. 目前从汽机专业看我厂主要清洗方法为：胶球清洗和高压水清洗。去年全年#3机胶球清洗正常，在开机的几个月正常投入，收球率基本在正常范围。经查去年全年甚至更长的时间#3机凝汽器未进行高压水冲洗。只在4月27日、7月13日、8月25日进行了水室及收球网清理。 3. #3机回收#4、#5机工业水回水及空压机冷却水，补充新鲜水较少。根据以上分析#3机凝汽器结垢的原因为：1）冷却水较脏，水质不良。2）长时间未进行高压水冲洗。3）经过长时间的运行铜管表面光洁度变低。王明君2011.3.2