循环水及凝汽器监督技术
一．冷却水水源的选择
1．冷却水的供水方式
（1）开放直流式
（2）开放循环式
（3）密封循环式
2．选择冷却水水源的主要影响因素
（1）供水水量
（2）供水水质
（3）供水条件
二．冷却水系统的基本特点与监督要求
1．开式循环冷却水的特点
（1）首先还在于它的水量特别大，因而冷却水源可能不止一个，不同水源水质存在差异。即使同一水源，在丰水期、枯水期水质也有明显的不同，因而这给冷却水的处理带来很大困难。一般对水源地来水不作处理或仅作简单的澄清、过滤处理，以去除悬浮物、泥砂等，它不可能像锅炉补给水那样，实施除盐处理。否则，水处理设备太多、太大，成本也就太高。为了保证冷却水量，就必须设法提高浓缩倍率，以节约用水，然而浓缩倍率越高，冷却水排污量越少，冷却水质越差。故对循环冷却水，既要想法提高浓缩倍率，又要防止凝汽器管的结垢与腐蚀，具有很大的技术难度。
（2）循环冷却水是电厂中的一个独立水系统，而电厂锅炉用水则是一个闭式水系统。二者对水质要求具有很大差异。对循环冷却水系统来说，水质要求相对不高，主要采用加药方式处理，目的就在于减少或消除冷却水系统产生黏泥及防止凝汽器的结垢与腐蚀。如果凝汽器管发生腐蚀泄漏，含盐量较高、水质相对较差的冷却水则进入凝结水中，不仅导致凝结水水质恶化，直接影响对凝结水的处理；若冷却水直接进入给水将给锅炉水汽系统的水质产生不良影响，故必须保证冷却水水质，避免凝汽器管的结垢与腐蚀。
（3）循环冷却水水质与凝汽器管的黏泥、结垢、腐蚀密切相关。要减少水中的悬浮生物、有机物等，以防黏泥的产生；要控制水中的碱度、硬度等，防止凝汽器管的结垢；控制冷却水中的硫离子、氨、化学耗氧量等，以防止凝汽器管的腐蚀。通过加药处理，可以控制冷却水水质。此外，选择适当的凝汽器管或采取多种技术措施，均可达到防泥、防垢、防腐的目的。
2．对循环冷却水的监督要求
（1）由于循环冷却水的水源复杂，水质差异大、变化大，为了保持冷却水水质，就必须对冷却水水质加以监督。其监督目的主要是针对形成黏泥、凝汽器管结垢与腐蚀的各项目进行检测。
（2）根据冷却水主要采用加药方式处理这一特点，就必须在各个加药环节前后，都要进行监督，以观测其处理效果及存在的问题，不断加以调整、改进，以确定冷却水的最佳加药量及运行条件。
（3）要把循环冷却水的监督与对凝汽器的运行监督紧密结合起来，随时分析冷却水质变化，对照汽轮机真空、端差及注意凝结水的水质变化，从而对凝汽器的运行状况作出正确判断，以便及时采取措施。
（4）要深入研究应用各种污水经处理后的净水作为冷却水的补充问题。
三．凝汽器及凝汽器管材的选择
1．凝汽器运行的主要技术指标，一是真空度，二是传热温度端差。
2．凝汽器管的材质选择
钛管仅为0.5mm，而其长度可达10m以上。因而凝汽器管必须有足够的机械强度，抗冲刷磨损，抗折断。
（2）凝汽器管内部应有很高的光洁度，并且有内蚀性。管内光洁度越高，结垢的可能性越小，垢下往往也会形成腐蚀坑点。故防垢与防蚀并不矛盾，这就要求对凝汽器管的成分配方及加工工艺上有特殊要求，以保证其质量。
（3）凝汽器管要根据冷却水的不同水质及安装于不同的位置加以选择，对淡水来说，可选用加砷黄铜管及加砷锡黄铜管；对海水来说，可选用加砷铝黄铜管及白铜管或钛管等。
但锌的含量必须加以适当控制。
黄铜中加入锡，俗称海军黄铜，加锡的作用主要是防止铜管脱锌。黄铜中加入微量砷，其防止脱锌效果更佳。
黄铜中加入适量铝，是因为铝能形成氧化膜，从而提高铜管的腐蚀性，但不耐脱锌腐蚀，而在铝黄铜管中加入微量砷，既保持铜管的耐蚀性，又有助于防止脱锌。
白铜为铜镍合金，B30白铜管具有良好的耐含砂水质的冲击腐蚀及耐氨蚀性能。它价格较高，一般安装于凝汽器的空抽区，以防凝汽器外侧的蒸汽冲击与氨蚀。
3．凝汽器管的验收、安装及投运前的准备
（1）凝汽器管长度长、厚度小，其成分是以铜为主体。故要轻搬轻放，置于干燥的固定支架上，以保持平直状态并防止铜管在放置过程中出现腐蚀。
（2）对铜管要进行质量检查。涡流探伤是一种先进的无损检测技术。
（3）凝汽器管安装前，应检查管内的残余应力。抽查管数不得少于总管数的10%。如发现内应力不合格，则应将凝汽器管在高温下退火，一般退火温度在400℃左右，退火时间为60min。
（4）做好凝汽器管的胀管工作，即把凝汽器管安装固定于凝汽器管两侧管板之间，胀管必须符合一定的工艺要求，例如胀口应该没有欠胀或过胀现象；胀口翻边应平滑光亮无裂纹；胀口深度合适等；胀管时维持合理的顺序，由外向中心为序，以减小应力等。
（5）凝汽器投运前，应先将各种冷却水处理设备投入运行，保证符合水质要求的冷却水通过新安装的凝汽器管，并控制好水的流速，各种凝汽器管临界流速在1.8~4.5m/s范围内。
4．凝汽器管的成膜保护
为防止冷却水对凝汽器管的侵蚀，进行凝汽器管成膜处理保护是普遍采用的一种有效方法。凝汽器管在成膜处理前，必须保持管内洁净，无附着物沉积，如管内有残碳膜存在，就无法获得预期的成膜效果。
常用来成膜的药剂为硫酸亚铁FeSO4或MBT（C7H5NS2,化学名称为2-巯基并噻唑）。
（1）FeSO4成膜。将FeSO4水溶液通过凝汽器管，使其内部表面上生成一层均匀的含铁化合物保护膜，以达到防腐目的。
新管一次进行FeSO4成膜，关键在于成膜前管内要彻底冲洗干净。如先用稀NaOH冲洗，再用水洗至中性，然后进行FeSO4成膜处理。为了获得良好的成膜效果，必须掌握好成膜工艺条件。如FeSO4溶液的浓度、成膜时的pH值、温度、成膜溶液通过管子的流速、药液循环成膜的时间等。
一般说来，成膜液中的Fe2+浓度控制在50~100mg/L，pH值为6~6.5，溶液温度为30~40℃、溶液循环流速为0.1~0.3m/s，循环成膜时间为96h左右。
运行中成膜，就是每隔一定时间，从凝汽器冷却水入口加入一定量的FeSO4溶液，使冷却水中的Fe2+浓度维持在0.5~1.0mg/L范围内。
（2）MBT成膜。MBT为淡黄色粉末，溶于丙醇、乙醇、氯仿、氨水及氢氧化钠碱性溶液中。它是一种对铜及铜合金的有效缓蚀剂。在冷却水中只要含极低浓度的MBT，就能充分减少对铜的侵蚀；它对铜的保护作用一般认为是化学吸附作用；在水中，MBT作为一种弱酸，会发生水解作用，在使用前先应将它转为Na型，将1gMBT溶解于2mL的4mol/L的NaOH溶液中，然后用水稀释至1L，即1mL溶液相当于1mgMBT。
5．凝汽器的电化学保护
电化学保护就是要把欲保护的金属器件通以电流使其极化。如果在导电介质中被保护的金属器件连接到直流电源的负极上，通入电极进行阴极极化，就称为阴极保护。现时采用的有牺牲阳极法及外部电源法两种阴极保护工艺，其中牺牲阳极工艺应用更多。
牺牲阳极法就是将一块电位相对于被保护者较低的金属铁、锌等置于凝汽器水室中作为阳极，而凝汽器的水室，管板及管端则成为阴极。由于阳极遭到腐蚀，从而使阴极得到保护。由于凝汽器管长度较长，所以得到保护的只是凝汽器管的
管端部分，其中间部分仍有遭到腐蚀的可能。
外部电源法是将凝汽器水室连接在直流电源的正极上，作为阳极，通入电流后，阳极受到腐蚀，凝汽器中的管板及凝汽器管端作为阴极得到了保护。四．凝汽器管的腐蚀及其主要原因
凝汽器管的腐蚀，按其特征来说，可分为均匀腐蚀和局部腐蚀。
对于凝汽器管的局部腐蚀，通常表现为如下几种类型与特征。
1．脱锌腐蚀
在腐蚀介质的作用下，锌从铜锌合金中被单独溶出，这样的腐蚀，即为脱锌腐蚀。主要腐蚀产物为各种含锌化合物，如Zn(OH)2、ZnCO3·x Zn(OH)2等。
凝汽器管脱锌腐蚀后，其外观呈层状脱锌及栓状脱锌两种类型，前者多发生于海水介质中，在腐蚀脱锌处可见白色或棕黄色鼓起的腐蚀产物，清除腐蚀产物后，则呈现一些紫铜坑点。
2．冲击腐蚀与砂蚀
冲击腐蚀与砂蚀均使凝汽器表面形成溃疡腐蚀，故有时又将其称为溃蚀。（1）冲击腐蚀。冲击腐蚀主要是由水流进入凝汽器入口端，水中泥砂对管子形成剧烈的冲击作用，故对着水流方向的保护膜易造成损坏形成坑点，发生溃蚀状腐蚀。同时保护膜的破损处，电极电位较低，形成阳极区，致使出现腐蚀坑点，而被破损的保护膜，电极电位较高，构成阳极，阳极会遭到侵蚀。
防止冲击腐蚀，就要根据不同材质的管子控制不同的水速，使其低于临界水速，以防凝汽器管被冲击。同时也要控制冷却水水质，水中溶氧越多，则含有氧气的水对管子的冲击腐蚀也越显著。所以只要使管内保护膜保持完好，冲击腐蚀的影响就不会太大。
（2）砂蚀。冷却水中溶氧量较大，含砂量又较高时，当含气泡冷却水冲击凝汽器管时，易形成砂蚀，这在管子表面形成许多小有砂蚀坑点。砂蚀也是冲击腐蚀的一种形式，不仅由于含有气泡冷却水的冲击腐蚀，也因电化学腐蚀共同作用于凝汽器管金属表面所致。
3．沉积物下腐蚀
沉积物下腐蚀通常是指泥垢及碳酸盐垢下金属产生的腐蚀，前者是因为水中生物的滋长、繁殖，悬浮物及污染物等污染物的存在所致；后者则因为水中硬度超过极限碳酸盐硬度而产生。
4．应力腐蚀
应力腐蚀通常又分为因交变应力及拉伸应力所造成的腐蚀，前者由于凝汽器管安装固定不当，运行中凝汽器管发生振动和交变应力，加之在有侵蚀性冷却水的作用下，凝汽器管的表面保护膜受到破坏而发生腐蚀。这种腐蚀多出现在管子中部，因为管子中部振动最为剧烈，因而最易产生疲劳而断裂。裂纹多呈横向，以内部晶粒之间发生相对位移而产生的裂纹为主，有时也出现针孔状腐蚀点；后者是由于凝汽器管在制造、安装过程中产生的拉伸应力没有得到很好的消除，在运行过程中，这种拉伸应力及腐蚀介质的共同作用下，致使凝汽器管表面保护膜遭到破坏而腐蚀。在凝汽器安装时，一定要注意消除残存应力，如采取退火处理；另一方面，凝汽器管要设法防止管子在运行中剧烈振动，以致产生腐蚀疲劳。故对凝汽器必须实施生产全过程的监督。凝汽器管选材及安装不当，终将留下后患，造成腐蚀的产生。
5．蒸汽侧的氨腐蚀
凝汽器管内侧为水侧，令冷却水外侧则为汽侧。可以应用联氨的还原性来消
除水中溶氧，用氨水来调节水中pH值，使其达到8.8~9.3的要求。由于给水中加入联氨、氨水，这样在凝汽器空冷区会产生氨的局部浓缩，加上联氨分解出来的氨，在一定条件下，会使铜转为铜氨络离子而受到腐蚀。这也说明，把联氨及pH值作为给水控制指标的必要性。
五．凝汽器管的运行防腐
1．凝汽器管的胶球自动清洗
胶球自动清洗凝汽器管具有显著的优点，这主要表现为：
（1）由于采取自动清洗，不停机，也不减负荷，故不影响发电量；自动清洗代替人工机械清洗，降低了劳动强度，提高了清洗效率。
（2）通过清洗，去除了管内附着物，降低了凝汽器传热温度端差，提高了真空度，因而也就提高了汽轮机运行的经济性。
（3）凝汽器管内的附着沉积物，不仅影响传热效果，而且可能导致凝汽器管的腐蚀，故这样经常保持凝汽器管内无附着物存在，就可大大降低腐蚀的可能性，从而延长凝汽器管的使用寿命。故胶球清洗也就成为防止凝汽器管沉积腐蚀的一项有效措施。
2．加酸清洗除垢
要消除结垢，根本的方法就是从冷却水中彻底消除可能产生结垢的杂质。一旦结垢，较普遍的是采用加入缓蚀剂的情况下，通过盐酸清洗凝汽器管来除垢。
CaCO3 + 2HCl→CaCl2 + H2O + CO2↑
在酸洗箱中配制酸液，其浓度一般为3%~5%，具体情况视管内结垢情况而定，加入乌洛托平或其他缓蚀剂适量，启动水泵，让酸洗液从凝汽器水室下部进入凝汽器管，由水室的上部排出，又返回酸液箱，进行循环清洗。上述系统气、液流向相同，故在排液口设一排气管，即可将酸洗中产生的CO2排出。
凝汽器管的结垢厚度分布不均，一般是管子上部垢层后（温度高），下部垢层薄（温度低），管子中部垢层厚，端部垢层薄；因而要掌握好酸洗条件，防止有的管段垢未洗下，而另一些管段又酸洗过度而遭到酸腐蚀。
随着酸洗的进行，酸液浓度降低，当酸液浓度保持温度时，则表示垢已完全去除，酸洗完成。过度酸洗则很可能导致铜管的腐蚀穿孔。故必须在酸洗过程中加强监督，经常测定酸洗液的浓度。
六．循环冷却水系统
循环冷却水系统是以水作冷却介质，由凝汽器、冷却塔、循环水泵、管道及其他有关设备所组成。
1．直流式冷却水系统
2．开放循环冷却水系统
在冷却塔中，凝汽器出口的热水与冷空气接触后，部分蒸发至大气中，另外还有风吹、渗漏、排污等造成冷却水的损失，故在循环式冷却水系统运行中，要加入补充水，以维持正常的冷却水量。通常补充水量约相当于循环冷却水量的5%。
冷却塔包括塔身、淋水装置及水池等。空气从塔身下部进入，热水由淋水装置上部淋入。淋水装置是为了增加水和空气的接触面积并延长接触时间，它由许多木板条或石棉水泥板条组成。为了加强通风，通常冷却水塔塔身较高并砌筑成双曲线型，起通风筒的作用，故称为自然通风冷却水塔。一台机组通常配置一个冷却水塔。
如水源中悬浮物、泥沙量很大，则往往从水源取水后先经简单水处理设施，
如澄清、过滤等，以去除上述杂质，然后再送入凝汽器。
七．循环冷却水的处理方法
1．开放直流式冷却水系统
（1）海水作冷却水的处理。
海水中一般悬浮物、泥砂等含量不大，但含盐量特别高，很容易造成凝汽器及各种金属设备的腐蚀；另一方面，特别是在高温季节，海生物滋生速度很快，海水管道、泵房、凝汽器水室甚至凝汽器管中均有可能为各种水生物所充塞，严重影响冷却水系统的正常运行。
对使用海水作冷却水源的机组来说，主要就是防止凝汽器管及其他金属的腐蚀，以及水生物的滋长繁殖来采取相应的措施。
1）凝汽器管的防腐。海水中含盐量很高，而且水中有大量溶氧存在，故海水对金属材料的腐蚀是很严重的。同时冷却水量又特别大，对它实施除盐处理设备太大，成本太高，也是不现实的，故采用海水作冷却水的机组，主要采用下述各种措施，来进行凝汽器管的防腐。
a．选用耐蚀性特别好的凝汽器管，如采用白铜管（铜镍合金管）或钛管；b．对凝汽器管进行预膜处理，以使其表面形成保护膜来防止腐蚀；
c．采用阴极保护，常采用牺牲阳极法来保护管板及凝汽器管端。
2）防止海生物滋生繁殖。以海水作冷却水的机组多采用防蚀材质加工的栏栅，以防止海生物、贝壳加入冷却水系统，但远远不能阻止海生物的滋生繁殖。
在电厂中主要采用化学药剂来控制微生物。一种是用于杀死微生物的药剂。一种是抑制微生物繁殖的药剂。当氯气加入水中，形成盐酸及次氯酸，具有强烈的杀生作用。
Cl2 + H2O→HClO + HCl
次氯酸在水中部分分解
HClO →H+ + ClO—
随着温度的升高，离解常数加大，当温度一定时，水中的HClO含量随pH 值的降低而增大，在pH＜5.0时，水中的HClO含量可达到100%，此时杀生效果最好；当pH＞9.5时，则水中的ClO—几乎达到100%，即HClO为0，则丧失杀生效果。
（2）淡水作冷却水处理。
2．开放循环式冷却水系统
（1）补充水的预处理。
（2）旁流过滤处理。
（3）冷却水的防垢处理。
1）石灰处理。
2）弱酸树脂处理。
3）加酸处理。
4）阻垢剂处理。
5）炉烟处理。
a．炉烟CO2处理。
b．炉烟SO2处理。
6）电磁处理。
八．冷却水处理的技术难点与方向
1．节水技术
2．新技术开发
3．应用城市中水
九．冷却水质量监督
1．海水检测项目
2．淡水检测项目
3．城市中水检测项目
十．凝汽器管的抽管检查
1．抽管要求
根据不同情况，提出不同的抽管要求：
（1）凝汽器管的运行情况，则应在凝汽器各个部位，如上水室、下水室、空抽区各随机抽取一根管子剖开检查。
（2）对新投产机组的凝汽器管，如发现较多数量的管子泄漏时，应立即抽取漏管检查，以分析原因。
（3）如已知某局部位置上铜管腐蚀泄漏，则可从相应部位抽管检查。
（4）若只是为了检查特定部位的凝汽器管运行情况，如是否存在氨腐蚀，则可在空抽区抽管检查。
（5）如发现凝汽器外围管的泄漏情况，则应抽取漏管检查，同时配合对凝汽器管气侧的检查，是否存在水、汽直冲的情况。
2．检查管段的制备
由于凝汽器管很长，往往长达10m以上，因此，切取长约200mm的管段进行剖开作为检查样管，检查管段应取自凝汽器管的进水、中部及出水端。
将切取的管段从中间剖开，其中一半为原始状态，另一半则在有缓蚀剂的情况下加以酸洗，再用清水冲洗干净，剔出腐蚀产物后，测量腐蚀沟槽深度。3．检查内容
检查内容是围绕凝汽器是否存在黏泥、结垢、腐蚀这三个方面进行。
（1）黏泥检查。由于机组中要求采用胶球清洗，管中的黏泥一半能得到及时的清除，故检查管内是否产生黏泥及其严重程度，一方面是根据凝汽器的运行参数及日常胶球清洗出的黏泥量来加以判断；另一方面如果胶球投入运行不正常，在抽管剖开后，内壁会有一层厚厚的黏泥。
（2）结垢检查。凝汽器管内结垢与电厂热力系统中如炉管、汽轮机通流部位结垢性质不同。在热力系统中的不同部位，由于水质及运行条件的差异，可形成性质各异的垢，如钙、镁水垢，按照其成分又可分为碳酸盐、磷酸盐、硅酸盐水垢及混合水垢等；以铁、铝的硅酸盐化合物为主要成分的硅酸盐水垢；以磷酸亚铁、硫酸亚铁钠为主要成分的磷酸盐铁垢；以氧化铁为主要成分的氧化铁垢以及金属铜含量很多的铜垢等。
凝汽器管中的结垢为钙、镁水垢，其性质也有明显差异。
1）碳酸盐水垢因为主要成分为CaCO3，加盐酸很易溶解，产生大量气泡CO2逸出。酸溶液中的不溶物很少。外观呈白色，比较疏松，质地较软。
2）硫酸盐水垢主要成分为CaSO4，具有一定的可溶性，水溶液中含有大量SO42-。磷酸盐水垢加盐酸后可缓慢地溶解，外观呈黄色，质地较硬而致密，较难清除。3）硅酸盐水垢主要成分为CaSiO3，这种水垢质地很坚硬，而且致密，它不溶于盐酸，外观呈灰白色。由于含有SiO2的量较大，一般要用NaCO3在高温下熔融或用HF溶解。
（3）腐蚀检查。由于原因不同，导致凝汽器管的腐蚀，往往发生在不同部位，
其外观呈现一定的特征。
1）脱锌腐蚀。脱锌腐蚀是凝汽器管最常见的一种腐蚀类型，它又可分为层状脱锌及栓状脱锌两种情况。前者多发生于海水，后者多发生于淡水。
层状脱锌时，凝汽器管表面局部出现一层腐蚀层，在其断面处出现一层紫铜；栓状脱锌时，凝汽器管表面出现多点鼓起的腐蚀产物，呈白色或黄色，质地较软，将其剔除，就可在其下方露出腐蚀坑点。
2）冲击腐蚀。冲击腐蚀时，往往对着水流冲击方向形成马蹄形腐蚀点，这种腐蚀多发生在凝汽器管的入口端。因此此处受水流的冲击力最大。由于水的冲击，首先使管内保护膜受到破坏，进而产生腐蚀；另一方面是由于水中含砂量较高，与水中气泡一起冲刷凝汽器管表面而形成许多麻点，即腐蚀坑点。
3）应力腐蚀。应力腐蚀又分交变应力及拉伸应力腐蚀。对交变应力腐蚀来说，显著的特点是产生横向裂纹，这种腐蚀多出现在凝汽器管中部；拉伸应力腐蚀是凝汽器管产生沿晶粒边界的裂缝，冷却水的pH值对这种裂缝的产生与扩展影响很大，故要控制好冷却水的pH值。此外，由于应力腐蚀主要是凝汽器管产生裂纹，故很难见到腐蚀产物。
4）沉积物垢下腐蚀。这多由冷却水中的水生物、泥砂等沉积在凝汽器管金属表面，而使沉积物下方的金属面缺氧造成，而使凝汽器管遭受局部腐蚀或点蚀，其腐蚀部位常出现在不易被水流冲走的沉积物下方的金属面上。
5）氨蚀。主要是空冷区蒸汽中氨对凝汽器管汽侧的作用而产生的腐蚀，腐蚀表面在铜管外壁。
（4）检查方法。
1）结垢的定性检查。
a．观察凝汽器管内垢状，是均匀还是不均匀结垢，结垢物是基本上分布于全铜管中还是发生在局部区段。
b．观察垢的外观形状、色泽、疏松紧密程度，并测量其有代表性结垢层的最大厚度。如垢分布于全管中，也应测量不同部位垢的厚度。
c．取少许垢样置于稀盐酸中，观察其溶解情况，可大体判断成垢的盐类。
2）腐蚀的定性检查。
a．观察凝汽器管内腐蚀孔、点、坑、溃疡面裂纹等分布情况及其外形特征。b．观察腐蚀部位腐蚀产物的色泽、疏松紧密程度，并测量其有代表性的腐蚀坑点的最大深度。
c．摄取腐蚀坑点的照片，以便进行分析研究。
3）对冷却水水质的检查。在检查凝汽器管是否形成结垢与腐蚀的同时，应对前一段时间的冷却水水质及其变化情况加以汇总分析，探求冷却水水质对凝汽器管对运行的影响。
综上所述，通过对凝汽器管抽管剖开检查管内垢与腐蚀的实际情况，结合冷却水水质（它与冷却水处理密切相关）分析，也就可以大体判断凝汽器管结垢、腐蚀的类型与成因。
4）垢与腐蚀产物的成分分析。通过对垢样及腐蚀产物进行分析，将有助于确定垢与腐蚀产生的原因，这有时还需要借助于显微镜结垢检查等技术手段，并结合定性分析检查的初步判断，才能最终确定产物结垢或腐蚀的成因，从而为选择更合适得凝汽器棺材，改进冷却水处理方法与工艺条件，更好地控制冷却水水质及加强冷却水系统的运行监督提供依据。
循环水管理规定
循环水使用指导书 1.目的 为确保公司循环水稳定运行，循环水新系统、新设备及新管线投用前正确的处理，确保设备的换热效率和使用年限，保障公司的循环水安全使用,特制订循环水使用指导书。 2.适用范围 本文件适用于宁波万华工业园各循环水用户的使用及操作参考。 3.换热器投用前的操作注意事项 新的冷却水换热设备及管线使用前需要进行预处理，根据实际情况制做预处理方案，对其进行冲洗、预膜、钝化等处理后，再投入使用，否则会有结垢或者腐蚀的风险，具体步骤见清洗预膜方案。 4.循环水换热器投用后的运行参考 4.1管程换热器，循环冷却水管程流速不宜小于0.9m/s；壳程换热器，循环冷却水壳程流速小于0.3m/s时，当换热器流速过低时，会导致循环水内的污泥沉积，从而加速腐蚀速率，必要时应采取防腐涂层、反向冲洗等措施； 4.2设备传热面冷却水侧壁温不高于70度； 4.3短期停车时不要关闭换热器阀门，以免形成死水，会有积沉腐蚀的风险，若停车时间超过一周以上，需要将换热器进出水阀门关闭，将换热器内的水放空，必要时采用氮气保护，开车时对换热器进行循环水冲刷排放； 4.4不同材质换热器性能比较
当物料泄漏至循环水后，会对循环水水质造成影响，容易滋生微生物等，加速循环水系统的腐蚀速率；所以当发生物料泄漏至循环水后，泄漏装置确认泄漏点，并告知所在循环水系统运行部门泄漏物质及泄漏量，循环水系统关注冷却水水质影响，并联系水处理公司至现场查找原因。 确认泄露后，循环水系统运行部门加强循环水水质监控，联系水处理公司提供技术支持，换热设备循环水侧打开后可联系水处理公司做换热器定检报告。 6. 换热器的检修维护说明 6.1检修期间，必要时需用高压水枪对换热器（石墨换热器不能使用水枪冲洗）进行冲洗，物理剥除存在的锈瘤； 6.2管板、管口是最易发生腐蚀的地方，宁波水质很软，腐蚀压力极大，必要时需要对管板涂防腐漆。 6.3封头、管板处水流较缓，易发生颗粒物粘附沉积，引起垢下腐蚀，必要时可以涂防锈漆。 6.4装置开车后进行清洗预膜后再投入使用； 7.循环水系统清洗预膜方案 预处理目的 所有的冷却水系统应在开工前清洗并预膜，一个良好的预处理方案可以延长设备使用寿命和最大程度的发挥生产能力。 清洗预膜方案与操作详见附件 清洗预膜.doc
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
机组停运阶段节电管理技术措施(120510)
为了降低机组停运后厂用电消耗，现制定机组停运后的节电措施。 一、凝结水系统 1、当凝汽器真空至0后，执行《机组停运隔绝保温保压措施》，防止凝汽器进汽水；汽轮机本体采取“闷缸”，直至缸温降至150℃以下。稍开循环水出口联络门，停止停运机组循环泵运行，循环水倒邻机带。 当排汽缸温度低于50℃，关闭凝结器出入口阀门；当机组无循环水用户时，关闭循环泵出口联络门。 2、凝结水泵转速控制在最低限900r/min。 3、中压缸金属温度降至240℃，低压缸排汽温度降至50℃时，确证至凝汽器汽侧各路汽水阀门关闭，并且无凝结水用户后停止凝结泵运行，严密监视排汽缸温度。开启凝结器汽侧放水门，关闭凝结器补水手动门，严密监视凝结器水位。 二、当锅炉汽包压力降至0.8MPa时，锅炉带压放水。 锅炉熄火汽包上至高水位后，立即停运电动给水泵、开式水泵。锅炉需补水时，间隙启动开式水泵及电动给水泵，每次补水汽包水位均上至高水位。 因汽泵前置泵在再循环全开情况下，出口压力可达 1.8Mpa，当汽包压力低于1.2 Mpa时，如锅炉需要补水，可以考虑使用汽泵的前置泵。 锅炉不再需要补水时，立即停运前置泵。 三、静电除尘器与飞灰输送系统 1、在机组停运后，专业管理人员与值长应督促电除尘值班员加强放灰工作，确保电除尘各灰斗务必在机组停运后12小时内放空。
2、电除尘各灰斗放空后，及时停运电加热、气化风机、振打装置。 四、锅炉开始放水，除氧器水温降至110℃左右，进行除氧器放水。除氧器水放尽后，停运电泵辅助油泵、小机油系统，1小时后停运小机油箱排烟风机。 五、机组停运后，闭式水系统切换为相邻运行机组串带。根据发电机各部温度，及时关闭发电机氢冷器进水调整门，以减少闭式泵电耗。 六、当空预器入口烟温低于120℃，停运空气预热器。送风机、引风机轴承温度降至40℃左右，停运送风机、引风机油站。送风机、引风机油站停运前应就地确认送、引风机转子无转动。 七、当炉膛金属壁温低于60℃时，停运火检冷却风机。 八、当汽机第一级金属温度达150℃时，停运主机盘车、顶轴油泵。8小时后，停运润滑油泵；润滑油泵停运1小时后，停运油箱排烟风机。密封油系统切换自带。 如安排发电机气体置换时，置换完毕后停运主机密封油系统及主机油系统，防爆风机及主油箱排烟风机1小时后停运。 主机油系统停运后，主机油净化装置每天白班定期启动运行1小时，确保主机油质合格。 当发电机气体置换完毕后，停运内冷水系统。 九、冷却塔与循环水系统 接到停机命令后立即停止塔池补水，将机组工业冷却水回水切至运行机组 机组负荷滑降期间，根据真空情况1、2号机组循环水系统串带 十、机组停运后，开式水系统由循环水系统接带，停止开式泵运行。 十一、给水系统
凝汽器查漏方案优选稿
凝汽器查漏方案 集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-
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。 五、安全措施： 1、凝汽器单侧解列查漏过程中须统一指挥，各项工作须得到现场指挥的许可方能进行； 2、运行人员在单侧隔离时监视好机组真空，负荷变化情况。发现真空变化快时及时联系就地操作人员放慢操作速度。 3、单侧隔离关闭进口蝶阀时发现真空下降排汽温度上升至65℃时投入后缸喷水，如真空下降至72KPA时立即停止操作恢复单侧循环水进水。 4、凝汽器水室放水时注意凝汽器坑水位，及时启动排污泵及潜水泵，必要时关小放水防止水淹排污泵电机。 5、凝汽器水侧人孔门打开后开汽侧抽空气门时注意凝汽器真空变化情况，如真空下降过快立即停止操作。
凝汽器高压水洗过程说明
#1机凝汽器高压清洗过程说明 国电范坪热电有限公司 2012年11月30
#1机凝汽器高压清洗过程说明 国电范坪热电有限公司一期工程为两台330MW燃煤汽轮发电机组。本汽轮机为上海汽轮机厂N330-16.67/537/537型亚临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽汽凝汽式热电联产汽轮机，为新型的亚临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽、凝汽式汽轮机。凝汽器流程型式为双流程，总有效传热面积20530M2。其中#1 、2机组分别于2011年1月12日及1月31日通过168小时试运正式投产。#1机组自从投产后，凝汽器真空就比#2机组差1KPa 左右，在正式投运后的机组停运及小修期间中曾多次对机组真空系统进行查漏，均没有发现明显漏点，真空严密性试验结果均为合格。在近期利用机组调峰期间对凝汽器进行单侧隔离进行了高压水冲洗，现对近期参数对比及其它运行情况说明如下： 一近期胶球清洗情况
二近期#1,2号机真空对比
三.#1机组真空严密性试验（负荷250MW）
三、高压水清洗过程及清洗前后真空对比情况 2012.10.28#1机组凝结器A侧隔离 1）降低汽轮机负荷至50％ 2）确认运行侧凝汽器循环水进、出口及抽空气门全开 3）缓慢关闭要隔离侧凝汽器抽空气门，注意真空 4）关闭凝汽器隔离侧循环水进水门真空变化及循环水压力变化 5) 开启要隔离侧凝汽器水室上部放空气门及水侧放水门 6) 对隔离侧凝汽器循环水进、出口电动门停电 7) 确认要隔离侧凝汽器水室无水，方可打开人孔门，注意真空变 8) 联系检修进行凝汽器A侧钢管高压清洗 2012.10.29#1机组凝汽器A侧恢复运行正常后，进行凝汽器B侧隔离联系检修进行凝汽器B侧钢管高压清洗 2012.10.30#1机组凝汽器B侧钢管清洗工作结束，恢复B侧运行，现将#1机组凝汽器高压水清洗前后同一工况真空对比如下 经#1机组凝汽器高压水清洗前后对比，真空无明显变化、
循环水冷却知识汇总
循环水冷却知识汇总 问：给排水循环水冷却塔是什么？ 答：干式冷却塔干式冷却难的热水在散热翅管内流动，靠与管外空气的温差，形成接触传热而冷却。所以干式冷却塔的特点是：①没有水的蒸发损失，也无风吹和排污损失，所以干式冷却塔适合于缺水地区，如我国的北方地区。因为没有蒸发，所以也没有但空气从冷却塔出口排出所造成的污染。②水的冷却靠接触传热，冷却极限为空气的干球温度效率低，冷却水温高。③需要大量的金属管（铝管或钢管），因此造价为同容量湿式塔的4～6倍。因干式冷却塔有后两点不利因素，所以在有条件的地区，应尽量采用湿塔。干塔可以用自然通风，也可以用机械通风。以火电厂常用的干式冷却塔为例，分为间接冷却和直接冷却两类。间接冷却是指用冷却塔中冷却后的水，送往凝汽器中冷却由汽轮机井出的乏汽。直接冷却是指不用凝汽器，将汽轮机排出的乏汽，用管道引人冷却塔直接冷却，变为凝结水，用水泵送回锅炉重复使用。海勒（Heller）系统间接空冷干式自然通风冷却塔。它的特点是使用喷射式凝汽器，汽轮机排出的乏汽与从冷却塔来的冷水，在凝汽器内直接混合，因此端差很小。混合后的水，约2％送回锅炉，其余的水送到冷却塔冷却。因冷却水和锅炉水为同一种水，所以对水质要求高。另外一个特点是，经冷却塔冷却后的水仍有较大的余压，在送人凝汽器以前，先用小型水轮发电机口收能量。它的散热器放在塔简的外边，类似湿式横流塔。散热器也可以像湿式逆流塔一样放在塔筒里面，但为了排走散热器中的水，散热器不是完全水平布置，而有一定的坡度。另外一种间接空冷塔，使用表面式凝汽器，乏汽和冷却水互不相混。散热器用翅片管或螺纹管，材质为钢或铝。管断面为椭圆形或圆形。直接空冷塔从汽轮机排出的乏汽，通过管道直接送入冷却塔内的散热管，用风机通风冷却成凝结水，不要凝汽器，所以称直接空冷。因为是将蒸汽直接送人散热管，而不像间接空冷送人冷却塔的是热水、因蒸汽体积比水大得多，所以送汽管特别粗，直径约为间接空冷的三倍多。另外，输汽管道不能漏汽，不然就会直接影响汽轮机真空，降低出力。干湿式冷却塔这种塔为湿式塔和干式塔的结合，干部在上、湿部在下。也有的塔四面进风，相对两边为湿部；另外两边为干部。采用这种塔的目的，部分是为了省水，但大多数是为了消除从塔出口排出的饱和空气的凝结，因而造成塔周围的污染。从塔下部湿段排出的湿空气，在同塔周围的冷空气接触后，即变成过饱和的空气而凝结，形成雾，造成污染。塔上部用干段，则由塔下部湿段排出的饱和湿空气，流经干段时，会被加热而变成不饱和的空气，因而出塔后不会凝结。喷流式冷却塔。为美国
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
停机后设备停运暂行规定
停机后降低购电量运行措施 为降低机组停运期间的购网电量，在保障机组停机后设备安全的前提下尽快将辅助设备停运，结合运行规程暂出台以下运行规定，请各值参照执行，如无法执行到位请及时汇报部门： 一、汽机： 1、机组解列后将发电机定冷水小温床退出，定冷水泵停运，将存水放尽，通知设管部汽机室做好干燥保养工作。（停机后1小时进行） 2、机组解列后将主/再热蒸汽进汽管道疏水门关闭，门杆漏汽倒换至有压放水母管，禁止锅炉有压蒸汽进入凝汽器，同时将除氧器内存水放尽至锅炉大气扩容器，大机转速至400转/分钟时破坏真空至零，停用大机轴封，将辅汽联箱退出，疏水切至无压放水母管，检查凝结水温度低于50度；启动循环水冷却水泵（两台），停运循环水系统。检查开式泵入口压力正常，凝结水温及凝汽器循环水出口水温无上升。（停机后2-3小时进行） 3、检查汽机低压缸排汽温度、凝结水温度低于50度，停止凝泵运行。（停机后4-5小时进行） 4、检查开式水无用户，空压机冷却水由运行机组或公用水接带后停止开式水泵运行，停运循环水冷却水泵。 5、退出氢气干燥器，检查化学高温取样管已隔离，闭式水无用户，停运闭式水泵。 6、停运EH油系统。
7、小机缸温低于150度，停止小机盘车及小机油泵、排油烟风机运行。 全面检查除大机盘车、顶轴油、润滑油、密封油系统运行外其他系统均停运。 8、主机高压缸调节级温度低于150度，检查缸温上下温差在42度内，停运大机盘车、顶轴油系统。 二、锅炉： 1、机组解列后送引风机运行进行炉膛20分钟后停止风烟系统运行。 2、锅炉风烟系统停运后将脱硝稀释风机停运，停止SCR吹灰器吹灰。 3、机组解列后如果运行机组未投油助燃，则停止供油泵运行。 4、停运磨煤机、送风机及一次风机油站，待空预器出口烟温低于90度停运引风机油站及冷却风机。 5、空预器入口烟温低于150度停止空预器运行，炉膛烟温低于60度停止火检冷却风机运行。 6、双机停运期间无检修工作停止检修气罐供气，另外，通知灰库尽快排灰，无用户用气后停止仪用空压机运行。 三、电气： 1、机组解列后将6KV工作段及公用段电源倒为运行机组接带。（停机后1小时进行） 2、机组解列后主变保留两组冷却风扇运行。 3、机组解列后及时将停运设备电源开关转冷备。（6KV设备、部分大功率380V设备）
凝汽器真空查漏
凝汽器真空查漏 1 凝汽器真空的成因 凝汽器中形成真空的成因是汽轮机的排汽被冷却成凝结水，其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力4KPa时，蒸汽的体积比水容积大3万多倍。 当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器汽侧形成高度真空，它是汽水系统完成循环的必要条件。 正是因为凝汽器内部为极高的真空，所以所有与之相连接的设备都有可能因为不严而往凝汽器内部漏入空气，加上汽轮机排汽中的不凝结气体，如果不及时抽出,将会逐渐升高凝汽器内的压力值，真空下降，导致蒸汽的排汽焓值上升，有效焓降降低，汽轮机蒸汽循环的效率下降。 有资料显示，真空每下降1KPa，机组的热耗将增加70kj/kw，热效率降低%。射水抽气器或水环真空泵的作用就是抽出凝汽器的不凝结气体，以维持凝器的真空。 2 真空严密性差的危害 汽轮机真空严密性差的危害主要表现在以下三个方面： 一是真空严密性差时，漏入真空系统的空气较多，射水抽气器或水环真空泵不能够将漏入的空气及时抽走，机组的排汽压力和排汽温度就会上升，这无疑要降低汽轮机组的效率，增加供电煤耗，并可能威胁汽轮机的安全运行，另一方面，由于空气的存在，蒸汽与冷却水的换热系数降低，导致排汽与冷却水出水温差增大。 二是当漏入真空系统的空气虽然能够被及时地抽出，但需增加射水抽气器的负荷，浪费厂用电及循环水。
三是由于漏入了空气，导致凝汽器过冷度过大，系统热经济性降低，凝结水溶氧增加，可造成低压设备氧腐蚀。 3 真空查漏的方法 1.通常用灌水法查找真空系统不严密的方法的优缺点 真空系统包含大量的设备及系统，连接的动静密封点多，在轻微漏空气的情况下很难发现漏点，因为空气往里吸，不够直观，传统的运行中用火焰检查法较繁琐且效果不好，多数情况下使用的方法是在机组停机后对真空系统进行灌水找漏。这种方法比较直观，漏点极易被发现，缺点是由于设备的原因，灌水高度最高只能到汽缸的最低轴封洼窝处，高于轴封洼窝的地方因为水上不去而不易发现，特别是与汽轮机汽缸相连接的管道系统。 2.使用氦质谱查找真空系统不严密的方法的优缺点 使用氦质谱方法通常是在可疑点喷氦气，然后在真空泵端检测，看是否能检测到氦气，如果检测到氦气则说明此可疑点泄漏。此方法能确定泄漏大体位置，并有一个相对值数据。但设备使用较费力，需要三到四人操作；氦质谱法受环境影响较大，空气流动性适度都对确定漏点造成麻烦；另外，空冷岛上使用氦质谱检漏难度较大。在管道较多的位置基本难以确定漏点。 3.使用超声波查找真空系统不严密的方法的优缺点 超声波检漏法是一种方便快捷的方法，首先操作简单，一人即可操作；而且能准确确定漏点的位置，使堵漏较方便；应用在空冷岛上更是方便、快捷、准确。缺点是使用时需要一定的操作经验。 火烛法，涂抹肥皂泡，卤素检测等方法较为原始，在此不多描述。
闭式循环冷却水系统
第三章闭式循环冷却水系统 第一节闭式冷却水系统投运前的检查与操作 3.1.1 检修工作已结束，所有工作票终结，系统完好、现场整洁。 3.1.2 闭式冷却水泵与电机对轮连接完好，地脚螺栓坚固，联轴器防护罩完整牢固，电机接线良好，接地线连接完好。 3.1.3 热工各种表计齐全完整，并投入运行，确证热工保护投入运行。 3.1.4 闭式冷却水系统电动门送电，气动门控制气源送上，压缩空气压力不低于0.5MPa，各阀门开关正常。 3.1.5 关闭闭式冷却水系统所有放水门，开启闭式冷却水系统所有放空气门，系统各用户阀门根据具体情况投入。 3.1.6 开启膨胀水箱出口门及两台闭式冷却水泵入口门。 3.1.7 检查辅机冷却水系统已投入运行20分钟以上，投入一台闭式冷却水冷却器，另一台闭式冷却水冷却器备用。闭式冷却水冷却器投入时先投开式冷却水侧，再投闭式冷却水侧。 3.1.8 检查除盐水正常，凝结水补水系统已准备好。 3.1.9 开启除盐水向膨胀水箱补水门，闭式冷却水系统开始注水。 3.1.10 闭式冷却水系统各空气门见水后关闭。 3.1.11 膨胀水箱水位补至 1000—1600mm，投入膨胀水箱补水调门自动。 3.1.12 按规定进行闭式冷却水泵联锁试验合格。 3.1.13 闭式冷却水泵电机测绝缘合格后送电。 3.1.14 检查闭式冷却水泵出口电动门关闭。 3.1.15 检查投入部分闭式冷却水用户。 3.1.16 通知化学准备化验闭式冷却水水质。 第二节闭式冷却水系统的报警、联锁与保护 3.2.1 报警条件 1. 闭式膨胀水箱水位≤1000mm, 水位低报警, 联开补水调门； ≥1600mm, 联关补水调门； ≥1800mm，水位高报警。 2. 闭式循环水冷却器出口母管压力≤0.35MPa 报警，延时3s 联启备用泵。 3. 闭式循环水冷却器出口母管温度≥38℃报警。 4. 闭式循环泵电机线圈温度≥110℃报警。 5. 闭式循环泵电机轴承温度≥75℃报警，≥80℃延时3s 跳泵。 6. 闭式循环泵轴承温度≥75℃报警，≥80℃延时3s 跳泵。 7. 闭冷水膨胀水箱液位≤200，延时5s跳泵； 8. 闭式循环冷却水泵运行且出口电动门关，延时5S跳泵； 9. 闭式循环冷却水泵运行且入口电动门关，延时3S跳泵。 3.2.2 闭式冷却水泵允许启的条件： 1. 电机各相线圈温度低于110℃；
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
汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施
汽轮机汽缸进水主要原因及防范措施 一、造成汽轮机进水的主要原因： 1)锅炉满水或蒸汽管道积水，使蒸汽带水进入汽轮机。 2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水，若抽汽逆止门 不严，水将进入汽轮机。 3)Ⅰ级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭，在停 机后启动给水泵时进入汽轮机；主蒸汽系统阀门不严 密，机组高温状态下锅炉打水压时，水进入汽轮机。 4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小，几路同时疏水 时，疏水压力升高，致疏水压力低的管路向机内返水。 5)汽封溢汽管、门杆漏汽管接入高加或除氧器系统，当除 氧器满水，逆止门不严时，返入汽轮机。 6)停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视，凝汽器满水进入汽 轮机。 二、防止汽轮机进水应采取的主要措施 1)汽轮机应装设防进水监测装臵并可靠投入。 2)疏水管道阀门应定期疏通清理检查，确保畅通。 3)加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可 靠。 4)应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数 显示，并定期进行校验。 5)锅炉水压试验期间，除按正常操作措施外，要求下列阀
门处于开启状态：本体疏水门；主、再热蒸汽导管疏水门；高排逆止门前后疏水门；门杆漏汽母管疏水门；主汽至轴封供汽门后疏放水门；高、低压轴封供汽母管放水门。 6)机组启动过程中，炉点火后及时严密监视汽缸金属温度 变化，发现温度下降及时汇报值长，加强机组听音、大轴偏心测量工作。 7)机组启动前必须对蒸汽管道进行充分疏水，启动中蒸汽 必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或30min内下降50℃应立即打闸停机，或者发现汽温突然下降，并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时，也应立即打闸停机，不需向上请示汇报。 8)机组冲动前，汽缸有明显进水迹象，严禁冲动汽轮机， 延长机组盘车时间。 9)机组启动前应将轴向位移保护投入，运行中不得将轴向 位移保护退出，特别是启动中，进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后，不得以怀疑保护误动为理由，退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值，如保护不动作时，应立即打闸停机。 10)机组停运后，定期进行汽缸金属温度记录，发现汽缸 有进冷汽迹象时，及时查明原因。
循环水冷却器
化工原理课程设计 ————循环水冷却器设计 学院：化工学院 专业班级：高分子061班 姓名：李猛 学号： 2006016050 指导教师：徐功娣 时间：2009年6月25-30日 目录 1 设计任务书1 2 设计摘要2 3 主要物性参数表4 4 工艺计算5 4.1 确定设计方案5 4.1.1 选择换热器的类型5 4.1.2 计算热负荷和冷却水流量5 4.1.3 计算两流体的平均温差，确定管程数6 4.1.4 工艺结构尺寸6 4.2 核算总传热系数8 4.2.1 管程对流传热系数Ai8 4.2.2 壳程流体传热系数9
4.2.3 计算总传热系数K010 4.3 核算压强降12 4.3.1 管程压强降12 4.3.2 壳程压强降校核13 5 设备参数的计算16 5.1 确定换热器的代号16 5.1.1 换热器的代号16 5.1.2 确定方法16 5.2 计算壳体内径16 5.3 管根数及排列要求16 5.4 计算换热器壳体壁厚17 5.4.1 选适宜的壳体材料17 5.4.2 该钢板的主要工艺参数性能17 5.4.3 壁厚的计算17 5.5 选择换热器的封头19 5.6 选择容器法兰20 5.6.1 选择法兰的型式20 5.6.2 确定法兰相关尺寸20 5.6.3 选用法兰并确定其标记21 5.7 选择管法兰和接管22 5.7.1 热流体进出口接管22
5.7.2 冷流体进出口接管22 5.7.3 选择管法兰23 5.8 选择管箱23 5.9 折流档板的设计24 5.10 支座的选用24 5.11 拉杆的选用和设置25 5.11.1 拉杆的选用25 5.11.2 拉杆的设置26 5.12 确定管板尺寸26 5.13 垫片的选用27 5.13.1 设备法兰用垫片27 5.13.2 管法兰用垫片28 6 数据汇总29 7 总结评述30 8 参考文献32 9 主要符号说明33 10 附表35
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
凝汽器真空和严密性的分析及对机组运行的影响
凝汽器真空和严密性的分析及对机组运行的影响 （秦山核电公司运行部） 摘要：结合本厂分析了凝汽器内的真空高低对汽轮机的经济性、安全性的主要影响；凝汽器的汽侧真空严密性对于机组运行的影响及对汽轮发电机组真空系统漏空进行了分析。说明了在真空系统发生漏空后应采取的判断方法和措施。 关键词： 经济真空；极限真空；过冷度；真空严密性；分析真空用图；漏空点；分析。 汽轮机凝汽器内真空的产生，主要是依靠汽轮机排汽在凝汽器迅速凝结成水，体积急剧缩小而造成的。其次是依靠射汽(射水)抽汽器连续抽出凝汽器内的不凝结气体和空气。为了使汽轮机的排汽能够迅速冷却而凝结成水，必须向凝汽器不断通人大量的冷却用循环水。 A.真空变化对汽轮机的安全与经济都有较大的影响。真空低即排汽压力高，可以使汽轮机的耗汽量增加，经济性降低。真空高即排汽压力低，可以使汽轮机的耗汽量减少，经济性提高。所以，凝汽式机组运行时，应维持较高的真空。 1. 凝汽器内真空的升高 当主蒸汽压力和温度不变，凝汽器真空升高时，蒸汽在汽轮机内的总焓降增加，排汽温度降低，被循环水带走的热量损失减少，机组运行的经济性提高；但要维持较高的真空，在进入凝汽器的循环水温度相同的情况下，就必须增加循环水量，这时循环水泵就要消耗更多的电量。因此，机组只有维持在凝汽器的经济真空下运行才是最有利的。所谓经济真空，就是通过提高凝汽器真空，使汽轮发电机组多发的电量与循环水泵多消耗的电力之差达到最大值时凝汽器所达到的真空。另外，真空提高到汽轮机末级喷嘴的蒸汽膨胀能力达到极限时(此时的真空值称为极限真空)，汽轮发电机组的电负荷就不再增加。所以凝汽器的真空超过经济真空并不经济，并且还会使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加，使末几级叶片的湿汽损失增加，加剧了蒸汽对动叶片的冲蚀作用，缩短了叶片的使用寿命。因此，凝汽器真空升高过多，对汽轮机运行的经济性和安全性都是不利的。
凝汽器检漏装置说明书
NJL型系列 凝汽器捡漏装置 说明书 南京电力自动化设备总厂
NJL型系列 凝汽器捡漏装置 说明书 编写何鹰 审核顾文献 批准高永生 一九九九年六月
目次 1．概述 2．性能参数 3．工作原理 4．结构形式 5．安装和高度 6．使用和维修 7．产品的成套 8．产品服务
1概述 凝汽器是火力发电厂中降低排汽压力、提高蒸汽动力循环效率、将排汽冷凝为凝结水的重要设备。凝汽器中的冷凝管一般采用铜管或钛管（当冷却水为海水时），冷凝管与凝汽器管板的固接方式一般采用涨接方式。随着机组运行中的振动，热胀冷缩和化学腐蚀等现象的影响，凝汽器会发生冷却水泄漏事故，而其泄漏点一般在管板涨接处。如何快速地判断凝汽器是否泄漏，准确检测泄漏点的位置，对化学和汽机专业都是非常重要的。 NJL型凝汽器捡漏装置是利用真空泵将凝结水从处于真空运行状态下的凝汽器热井中抽出，将抽出的样水通过在线化学分析仪表测量其相关化学指标，综合比较分析其测量值以达到检测出凝汽器泄漏点并计算泄漏率以即时处理的目的。它的推广应用，将保证凝汽器长期安全可靠地运行，并大大降低凝汽器泄漏事故检修时工作人员的劳动强度，耗费时间及效益损失。 2性能参数 （1）管路系统设计压力 1.0MPa； （2）管路系统工作压力 0.25Mpa； （3）工作液体温度≤55℃； （4）样水进口公称通径40mm，连接方式为承插焊接； （5）样水出口，回气出口和回水出口公称通径DN25mm，连接方式为承接焊接；（6）真空泵性能参数： 额定流量：30L/min 额定扬程：25mH?O； 额定电压：三相380V； 额定电流：4.2A； 额定功率：1.5KW； 吸入口通径：DN40mm； 出水口通径：DN25mm； （7）工作环境条件 环境温度和相对湿度： 检漏取样架要求环境温度5?50℃； 相对湿度≤95%； 检漏盘要求环境湿度5?45℃； 相对湿度≤85%； 电源: 装置供电电源为380V/220V，三相四线制，5KW电源。 3工作原理 一.样水抽取 凝汽器捡漏装置的工作原理，是通过同时具有高抽吸能力和小容量特性的真空泵凝结水从处于高真空运行状态下的凝汽器中抽出，经在线化学分析仪表测量其各项化学指标，进而达到目的。 从凝汽器热井取样点抽出有代表性和实时性的凝结水样，样水经取样架上的进水阀门后汇流至Y型过滤器，滤除颗粒杂质后进入监流器，随后进入吸水箱。
闭式循环水冷却器及板式换热器
你知道拼装式板式换热器在辐射供冷暖中的应用吗？ 辐射供冷暖空调系统在欧洲和北美已有多年的使用和发展历史，与传统对流式空调系统不同的是，辐射供冷暖空调系统中，辐射换热量占总热交换量的50%以上，属于低温辐射传热为主的空调系统，其工作原理是夏季向辐射末端内输入18℃左右的冷水，形成冷辐射面;冬季则向辐射末端提供45℃左右的热水，形成热辐射面，依靠辐射面与人体、家具以及围护结构其余表面的辐射热交换进行降温(供暖)。若冷热源提供的冷热水温度过低或过高，不能满足辐射末端温度要求时，通常采用板式换热器或其他方法(如混水等)使冷(热)媒水温度达到系统设计要求。 在辐射供冷中的应用 辐射供冷时，辐射末端内冷水温度不宜过低，否则在辐射表面处易产生凝结水，造成结露现象．通常，采用控制辐射末端冷水进水温度的方法，使辐射板表面温度高于空气露点温度1～2℃，以防止结露．辐射供冷系统使用的冷水温度(16～18℃)通常高于常规空调系统(7℃)，较高的冷水温度为蒸发冷却等天然冷源的使用提供了选择［6-8］，但也使得常规的冷水机组产生的冷冻水(供回水温度为7/12℃)不能直接满足辐射供冷系统对对冷水温度的要求，通常可采用混水的方法得到辐射供冷所需的高温冷水，但为了防止冷水直接通入显热换热末端(特别是毛细管)后在换热器内表面产生水垢而堵塞，也可采用高效板式换热器将冷水机组产生的冷水进行逆流换热后再送入显热末端．辐射供冷时显热末端常用的进口水温为16～18℃，回水温度一般为21～23℃。 在辐射供暖中的应用 板式换热器在低温辐射供热中的应用分为水-水换热工况和汽-水换热工况2种．当采用蒸汽
为热源时，蒸汽须采用低压饱和蒸汽，工程中常用的压力为:表压0.3MPa或者表压0.4MPa，此时的蒸汽温度分别为144℃和152℃．当采用热水为热源时，所采用的热水供回水温度一般为95/70℃．辐射供暖时，供给辐射末端的热水温度也不宜过高，一般不超过60℃，其主要原因是: 1、由于辐射面积较大，水温无需太高即可达到室温设计要求; 2、人体舒适要求地面温度不能过高; 3、较高水温下，辐射供暖常用的塑料管材寿命大大降低．根据建筑保温及居住者的不同要求，地面温度通常控制在24～30℃范围内，温度过高影响舒适性，造成不必要的浪费;温度过低则达不到采暖要求． 近年来，国家对建筑节能的要求不断提高，围护结构的保温程度越来越好，这使得实际使用水温不断降低。在常用的管径、管间距前提下，实际所需的进水温度往往低于50℃，室外温度不太低时，30～40℃的进水温度已可起到明显的供暖效果．低温辐射采暖系统常用的进出口水温通常为45/35℃。 ARD艾瑞德板式换热器（江阴）有限公司艾瑞德换热器产品以完美的性能和服务征服了用户的心，被广泛的应用在区域供暖、生活热水、泳池水加热、区域制冷、中央制冷、热泵、地热采集、冰蓄冷、压力阻隔等各类HVAC工况条件下。经过数十年专业领域中的探索和研发，以及超过120，000例换热设备安装和运行调试经验积累的基础上，我们不断研发先进的技术，以满足用户日新月异的需求变化。针对各个国家的设计习惯，ARD艾瑞德板式换热器（江阴）有限公司艾瑞德的专家对来自全球许多国家的大量技术数据进行记录和分析，提供整体的HVAC系统解决方案。从私家住宅到整个城市的供热和供冷都是我们的服务范围。