凝汽器

凝汽器（共8篇）

凝汽器 篇1

201x年1月13日，经过xxxx扩建工程汽机历时9.5天的顽强拼搏、奋力苦战，田集电厂#4机组凝汽器冷却管穿管圆满结束。

田集电厂#1机组凝汽器冷却管为TP316L不锈钢管，共45096只，整个穿管工作计划工期20天。为确保穿管的顺利进行，公司田集电厂项目部热动工程处超前策划，精心组织，科学安排，根据工程进展情况及早编制出了田集电厂#1机组凝汽器冷却管安装作业指导书。在凝汽器壳体组合完毕后，立即着手在循环水管坑上搭设了牢固的穿管平台，对管板和隔板进行了认真的清理，并于9月7日顺利地通过了田集电厂工程质量监督站对#1机组凝汽器穿管前的质量监督检查验收；9月9日下午，在对作业人员进行安全、技术交底后，本着“从下往上”的穿管原则进行穿管作业。为赶抢工期，他们针对穿管属劳动密集型作业的特点，从现场附近组织了近40名劳力参战，有效地确保了穿管进度，仅用了9.5天时间就完成了原计划20天完成的工作任务，从而为下一步割管、胀管创造了良好的条件。图为员工们穿管时的一个镜头。（张守柱杨全卫）

凝汽器 篇2

一、凝汽器真空下降的主要特征

1.真空表指示真空压力降低;

2.排气温度升高;

3.循环水进出口温度差增大;

4.凝结水过冷度增加;

5.机组轴向位移增大;

6.在负荷一定下, 耗气量增大。

二、凝汽器真空下降原因分析

凝汽器真空下降, 可分为剧烈下降和缓慢下降。剧烈下降的原因有:循环水泵, 凝结水泵或抽气器工作不正常, 汽轮机低压轴封中断, 供气压力减小或者带水, 真空系统漏入空气等。实践发现, 由于这些原因造成的真空剧烈下降比较容易发现, 而真空缓慢下降时, 其原因的查找则要相对复杂。下面就真空下降的原因做出具体分析:

1.循环水水量减少或中断

循环水水量减少主要表现为:真空缓慢下降, 循环水进出口温差增大。如果循环水进出口压差减小, 循环水泵出口和凝汽器出口的循环水压增大可认为是凝汽器循环水出口管发生部分堵塞;如果循环水进出口压差增大, 循环水泵出口和凝汽器进口循环水压增大, 可认为是凝汽器内管板部分堵塞。

循环水中断时表现为:凝汽器循环水进口压力急剧下降, 真空表指示急剧下降。其原因可能是循环水泵发生机械故障 (如泵轴承卡死) 导致驱动电机掉闸, 而备用循环水泵没有投入运行:循环水泵吸水口水位过低或是吸水口滤网完全堵塞;循环水泵填料密封不严使空气漏入泵体;循环水泵吸水管有露点致空气进入泵体等。当循环水中断后, 应立即采取措施恢复循环水, 如果真空降到了停机指标, 应立即打闸停机。

2循环水温升高

当循环水的冷却设备异常时, 循环水的温度会逐渐升高, 影响凝汽器的换热效果, 其吸收的热量就会减少, 最终导致排气压力升高, 降低蒸汽在汽轮机内的焓降值, 使得凝汽器真空下降。尤其是夏季天气炎热时, 循环水的进口温度往往很高, 在不采取特殊措施的情况下, 凝汽器的循环水量就要求增加很多, 而有时只增大循环水量也不能维持凝汽器的真空, 此时只能限制汽轮机的负荷。如果想维持最佳真空, 就必须改进或增大冷却设备和设施的冷却能力, 使循环水进口温度保持最佳。

3凝结水泵填料压兰调整不当

凝结水泵的填料压兰调整不当, 使空气漏入泵体, 最后积聚在凝汽器内部, 可导致真空下降。而空气进入到泵体内, 使得泵打不出水, 导致凝汽器热水井水位急剧上升, 甚至淹没铜管, 导致冷却面积减小, 造成真空下降。此时应压紧填料, 调整到凝结水只呈滴状泄漏。如果填料压兰已经压到最低限度, 凝结水泵仍不上水, 只能启动备用泵。将主泵与真空系统隔绝后, 在填料箱内填装填料。

4凝汽器铜管破裂

凝汽器铜管破裂泄漏, 使得硬度超标的循环水进入凝汽器汽侧, 凝汽器水位升高, 淹没铜管, 冷却面积减少, 造成真空下降。此外, 凝结水水质严重恶化, 还可造成其他设备和管道结垢腐蚀, 甚至导致锅炉爆炸。此时应对凝汽器进行查漏工作。平时也应利用大中小检修机会对凝汽器进行灌水查漏, 如发现问题, 应及时更换铜管, 或者用堵头将破裂铜管两头堵死。

5凝汽器铜管脏污结垢

凝汽器铜管脏污结垢后, 使传热能力降低, 严重时还会使铜管内有效流通面积减少, 增大循环水流动阻力, 冷却水出入口温差增大, 造成真空下降。凝汽器铜管脏污结垢对真空的影响是有特定特点的, 是逐渐积累和增强的, 与铜管洁净时的运行数据相比较, 很容易判断凝汽器是否结垢。

当凝汽器铜管内是污泥和软垢时, 可利用中小修机会用高压清洗机清洗铜管, 排出铜管内污泥和软垢。当凝汽器铜管内是硬垢时, 使用高压清洗机的效果不是很好, 可以用酸洗的方法将硬垢溶解, 从而清除硬垢。之后还可以在铜管内壁镀膜, 增大内壁光洁度, 减少碳酸盐类的附着。

6抽气器喷嘴堵塞

当蒸汽品质不良时, 使喷嘴孔内积有盐垢, 通流截面面积减小, 使抽气器工作效率降低, 造成真空下降。此时可用蒸汽阀门调节蒸汽压力, 冲洗喷嘴以改善效果。如果效果不好, 可以倒备用抽气器。将堵塞的喷嘴拆下清理孔内盐垢。

7汽轮机低压轴封供汽不足或者中断

汽轮机低压轴封供汽不足或者中断, 将导致空气等不凝结气体从外部漏入处于真空状态的后汽缸, 最后不凝结气体积聚在凝汽器中影响传热, 使真空急剧下降。轴封供汽不足或中断, 一般是由于误操作或者轴封汽压自定调节失灵, 此时应开大调节门, 使轴封供汽压力恢复正常。

8真空系统严密性不好

真空系统不严密, 空气从外部漏入处于真空系统的部位, 最后滞留在凝汽器中, 影响凝汽器的传热, 使真空下降。当系统存在较小的露点时, 表现为真空下降到某一定值就保持稳定, 不再继续下降, 此时抽气量与漏气量保持平衡。当系统真空持续下降时, 应立即查找真空系统内各管道法兰接合面, 各仪表接头, 阀门填料等。

凝汽器真空低故障综合诊断 篇3

关键词:蒸汽参数 变化 汽轮机 经济性 影响

中图分类号:TM26文献标识码:A文章编号:1674-098x(2012)04(a)-0086-01

由于设计、安装、检修、运行等各方面的原因,汽轮发电机组在运行过程中时常出现真空偏低的现象。凝汽器真空下降后,使机组的排汽压力、排汽温度升高,降低了机组的经济性;严重时,由于排汽温度过高,导致低压排汽缸变形,引起机组振动,有时甚至需要减负荷或停机。因此,必须运用先进的诊断技术,及时诊断机组真空偏低的原因,及时采取相应措施,提高机组运行的安全性和济经性。本文分别阐述了用模糊诊断方法和故障诊断方法来诊断凝汽器故障的原因、方法并把两种方法结合起来,取长补短,利用模糊数学诊断方法。首先确定几种影响凝汽器故障的主要因素,然后利用故障树方法进一步确定影响凝汽器真空下降的最主要因素然后针对这一主要影响因素采取相就措施,保证机组的安全经济运行。汽轮机凝汽器真空状况不但影响机组运行的经济性,往往还限制机组出力。在火力发电厂中应把汽轮机凝汽器真空问题作为重要的节能方式加以研究。根据各厂的具体情况,制定出提高真空的切实可行措施,以保证机组的安全经济运行。

1 凝汽器真空下降的原因及其排除方法

能引起凝汽器真空下降的原因可分以下四项:循环水中断或减少;凝汽器空气抽出设备及其系统故障;系统漏空气;凝气器汽侧满水等。引发这些原因的因素很多,如:(1)循环水中断或水量减少;(2)凝汽器空气抽出设备及其系统故障;(3)凝汽器水位升高;(4)真空系统漏空气。

2 提高汽轮机真空的主要措施

汽轮机真空下降的故障不但为电厂所常见,而且情况多种多样。这种故障有时比较温和,在不知不觉中不断发展,有时又发生得十分突然而且凶猛。对汽轮机真空下降的处理应分外谨慎:(1)在针对现象查找并消除原因的过程,严密监视真空变化情况,并及时向上级汇报,随时准备真空降到规定值后按规定减负荷或停机,在真空快速下降时这一点尤为重要。(2)确认汽轮机真空下降后,应参考上述原因现象及排除方法的内容对汽轮机真空下降的可能原因进行检查分析并没法消除这些原因,对给水泵排汽入主凝汽器的机组,同时要检查汽动给水泵真空系统运行情况。(3)真空继续下降至规定停机根限时,低真空停机保护未动作时,应进行不破坏真空事故停机。(4)真空下降时,应注意低压缸的排汽温度,排汽缸温度升高至大于允许值时排汽缸喷水冷却装置应自动投放,否则应手动投用。

3 凝汽器真空下降的预防

(1)加强对循环水供水设备的维护工作。确保循环水供水设备的正常运行。(2)轴封汽压力自动凝汽器水位自动要可靠设用,调整门动作要可靠。并要加强对凝汽器水位和轴封压力的监视。(3)加强对凝结水泵及真空泵或射水泵,射水抽汽器等空气抽出设备的维护工作。确保其正常运行。尤其是真空泵、射水泵系统的水温及补水要特别注意。抽气器切换要严防误操作。(4)凝结水泵、循环水泵、真空泵、射水泵的自启动装置应定期试验,确保可靠备用,射水泵和射水抽气器的程控设备也保证可靠投用至少对其可靠性要做到心中有数。(5)凝汽器的汽水水封设备(水封筒或U型管)的运行,要加强监视分析,防止水封设备损坏或水封头失水漏空气。(6)应对不完善或不合理的设备系统进行改造如在高、中压缸前后轴封供汽门加装旁路管,来保证轴封供汽的可靠性;将2点进汽改为6点进汽,使进汽点均匀等。实现系统合理设备完善,从而达到预防真空下降的目的。

4 利用故障树方法诊断凝汽器真空下降的优缺点

4.1 优点

(1)具有很大的灵活性。除分析元件对系统的响外,还能考虑环境的影响和人为因素等一系列的软件因素。(2)具有很大的直观性。故障树一旦建立起来,系统故障模式部件直观地显现出来,是复杂系统故障诊断的有效工具。(3)具有很强的实用性。这种方法不仅为诊断系统故障的工具而且可以作为设计的工具,将潜在的故障排除在设计之外。(4)具有很高的准确性。由于这种方法是用检测的数据与真实数据相比较,而且利用故障树中的每一种故障模式与故障现象相比较,因此最终找到的故障模式较为准确。

4.2 缺点

(1)初次使用故障树方法费时费力,而且需要有对系统特别熟悉,而且具有一定运行经验的专业人员,才能建立完整的故障树。(2)建立系统故障树过程中,容易疏忽或遗漏一项目。(3)应用过程比较繁琐,主要依据于频繁的比较、分析、假设等。(4)影响同一中间事件的底事件越多越不容易处理。

5 利用模糊诊断方法诊断凝汽器真空下降的优、缺点

(1)优点:这种方法是建立在模糊诊断数学模型的基础上的,因此具有一定的科学性。这种方法可以运用计算机程序来处理,因此具有一定的先进性和准确性。(2)缺点:建立故障树域和特征时,要考虑周到,不能疏忽漏项。诊断结果是只能得出故障域中各项故障出现的频率的大小,而不能确定为某种故障。

6 利用模糊诊断方法和故障树诊断方法综合诊断凝汽器故障

由于模糊诊断方法和故障树诊断方法在应用过程中都有其难以避免的各自缺点。其中模糊诊断方法最大的缺点是最终结果不能确定是哪种故障,而故障树方法最大的缺点是比较繁琐,要用实际故障与故障树中每一种故障模式相比较才能得出结论。

为了克服两种诊断方法的缺点在实际诊断系统故障过程中,可以把两种方法结合使用,即:首先使用模糊诊断方法,确定几个模糊式频率的故障,然后用这几个故障与故障树中的每个种故障模式相比,从而最终快捷简单、准确的确定哪一种故障才是真正影响凝汽器真空下降的主要因素。

汽轮机凝汽器的真空降低问题是一个涉及面较广的问题同,是火力发电厂十分重要的节能,安全工作,应采用先进有效的诊断方法,尽早诊断出凝汽器故障所在,以保证机组的安全经济运行。

本文通过对凝汽器真空低的原因,现象分析,给出具体解决措施。根据凝汽器低真空运行的模糊诊断方法和故障树诊断方法诊断凝汽器故障,能够有效的确定凝汽器系统的故障所在,以及指出所有系统故障的出现的频率和所有故障途径,因而对复杂系统的故障诊断应用这两种方法。可使诊断结果更科学、更直观、更规范、更准确。为解决凝汽器低真空运行问题提供了有效的运用工具,为实现微机程控提供了途径。

参考文献

[1]李建霞,王雁欣,梁华伟.结垢导致凝汽器真空低的原因分析及防范措施[J].煤,2009,18(10):38～39.

[2]张海英.热力发电厂循环冷却水的水质稳定处理及应用[J].天津冶金,2000,22(6):33～35.

[3]王華.汽轮机低真空原因分析[J].中国西部科技,2005,4(11A):4～5.

[4]卢青海,赵建斌.凝汽器真空低的原因分析与探讨[J].山西电力.2003,23(4):30～31,46.

凝汽器工作原理和运行 篇4

关键词：凝汽器,真空,系统运行

1 凝汽器的功能和设计要求

1.1 凝汽器功能

凝汽器是动力循环的冷源, 在汽轮机低压缸内膨胀作过功的蒸汽排至凝汽器中冷凝成水, 乏汽凝结过程中放出汽化潜热并被循环冷却水带走。其具体功能有以下方面:

1) 与抽汽系统一起为汽轮机建立和维持真空;2) 把在低压缸内做完功的蒸汽冷凝成水;3) 接收各疏水箱来的疏水和不凝结气体, 回收和贮存洁净的凝结水, 对凝结水进行初步除氧, 以减少对设备的氧化腐蚀, 为动力循环提供给水。

1.2 凝汽器设计要求

1) 在额定条件下确保汽轮机低压缸出口的蒸汽压力;2) 保持低压缸排汽的压力, 确保汽轮机的有效运行;3) 在汽机启机、正常运行、停机过程中确保蒸汽正常进入凝汽器;4) 确保低压缸排气与冷凝水的平衡, 在凝汽器饱和温度下不能产生过冷现象, 并且凝结水的品质必须符合要求;5) 凝汽器冷却水的设计温度为15℃~35℃;6) 凝汽器的真空度取决于流入凝汽器的蒸汽流量、流经传热钛管冷却水的流量和温度和凝汽器自身的气密性;7) 确保不凝结气体的持续排除;8) 确保地震时系统的稳定性;9) 管表面为钛合金材料, 确保其服役期间严密性的同时而不需更换。

2 凝汽器真空和影响其工作的因素

2.1 真空的形成与保持

从低压缸排入凝汽器的乏汽, 通过海水循环泵向凝汽器蛇形管唧送的冷却水来不断得以冷却。乏汽在凝汽器底部冷凝成水, 由于水的比容比蒸汽的比容小许多倍, 随着蒸汽冷凝, 凝汽器中形成高度真空。如果这时用凝泵将生成的凝结水抽走, 则能不断地将进入凝汽器的蒸汽冷凝下来, 并维持某一真空。随着不凝结气体的积累, 其不凝结气体的分压力会不断升高, 经过一段时间之后, 容器的压力会上升到被冷凝蒸汽压力, 蒸汽将不再流动, 冷凝过程就停止了。因此, 因此要保持凝汽器的真空度使冷凝器正常工作, 除了要不断地冷却进入的蒸汽, 并抽出凝结的水外, 还必须不断地从冷凝器中除去不凝结气体。

建立和维持凝汽器真空是一个动态平衡的过程, 即蒸汽源源不断地进入凝汽器、冷却水连续地通过凝汽器钛管, 将蒸汽凝结时放出的汽化潜热带走, 凝结水不断从热井中抽出、漏入的少量空气不断地被抽走, 这样才能维持凝汽器的稳定真空。如果上述任一环节发生故障, 都会影响凝汽器的真空。

2.2 影响凝汽器真空的因素

凝汽器的实际工作过程中, 人们并不直接注意凝汽器的传热系数, 而是以凝汽器的真空, 冷却水出口端差的变化来判断凝汽器运行情况的好坏。当然, 真空的变化都是与凝汽器传热过程的好坏密切相关的。当机组带负荷运行时, 凝汽器中的真空度取决于运行参数和设备的运行状态, 如出现下面情形, 凝汽器真空度将要下降:

1) 海水循环水水温升高;2) 汽机负荷增加 (流入凝汽器中的蒸汽流量增加) ;3) 空气的流入增加;4) 海水冷却水流量减少;5) 传热管传热效率下降 (传热管表面有污染) 。

2.2.1 循环冷却水流量增加时, 真空改善

当冷却水的进口温度不变时, 若冷却水流量增加时, 冷却水出口温度下降, 同时由于水量的增加, 传热管内侧的冷却水放热系数上升, 平均换热系数增加。当冷却水量刚增加时, 凝汽器中的压力逐渐降低, 即真空上升。在夏天为了保持一定的真空, 需切换循环水泵转速就是这个道理。

2.2.2 进口水温下降时, 真空好转

当冷却水进口温度下降时, 在一定的冷却水流量下, 出口温度跟着下降, 即冷却水进出口平均温度下降, 因而平均温差增加, 此时平均传热系数虽因水温的下降而有所减少, 但平均温差增加的比例超过了传热系数减少的程度, 最后同样导致凝结压力的下降, 真空好转。

2.2.3 管壁沾污时真空恶化

由于管壁被沾污, 使传热过程恶化, 传热系数下降, 要传递与清洁传热管同样的热量, 就必须有较高的对数平均温差, 这样就提高了凝汽器中的中绝对压力, 因而真空恶化。为保证凝汽器的正常运行, 田湾核电站采用传热管胶球清洗系统。

除上所述之外, 如果凝汽器漏气严重或是抽气工作失常, 蒸汽凝结时就会混有较多的空气, 凝结放热系数将大幅度降低, 这些都将导致传热过程恶化, 这样凝汽器的真空恶化。

2.3 凝汽器真空降低对机组的安全经济运行影响凝汽器真空降低对机组运行会有以下影响:

1) 汽轮机排气压力、温度升高, 蒸汽在机内的可用焓降减少, 蒸汽在凝汽器中的冷源损失增大, 机组效率下降, 机组出力减少。

2) 真空降低, 要维持负荷不变, 蒸汽流量增加, 引起末级叶片过负荷, 轴向推力增加, 推力瓦温度升高, 有可能烧毁推力瓦。

3) 若真空下降, 排气温度上升, 使汽缸膨胀机组中心偏移, 有可能发生振动。

4) 排气温度升高, 使凝汽器的循环冷却水管胀口松弛。

5) 排气的体积流量减速少, 不利于末级叶片工作。

3 凝汽器的系统运行

从机组启动到满功率运行凝汽器系统必须保证机组的正常运行。

当机组开始建立真空和有湿蒸汽进入凝汽器, 水环式真空泵就投入运行, 抽走凝汽器中的不凝结气体。为了缩短凝汽器建立真空的时间, 可以同时投入三台水环式真空泵。

在额定功率水平下, 凝汽器中的绝对平均压力为4.6kPa, 当凝汽器中的压力下降到11.8kPa时, 会出现的真空低报警信号, 这时操纵员必须检查设备的运行并且采取措施提高凝汽器的真空度, 例如, 启动备用水环式真空泵。如果机组长时间运行在低真空状态, 将加重低压缸末级叶片的负担, 加大转子的相对胀差以及缸体的不规则膨胀。当凝汽器中的压力大于20kPa, 自动保护系统将触发汽轮机保护跳机。

如果凝汽器中的压力下降不是因为海水冷却水的原因 (流量或温度) , 就得考虑凝汽器的自身原因, 把水环式真空泵停运, 计算凝汽器真空下降的速率。正常运行时水环式真空泵的抽汽流量为120kg/h, 在这种情况下, 凝汽器真空下降的速率为2.0mm Hg/min, 参照这个速率, 当凝汽器真空下降速率大于2.0mm Hg/min, 就可以考虑有空气进入凝汽器。

凝汽器系统设置了超压保护装置, 防止凝汽器中的压力超过大气压。当出现停运循环冷却水泵后还有部分蒸汽流入凝汽器, 当压力超过0.12MPa, 低压缸出口处的爆破膜将打开, 防止凝汽器超压。

机组正常运行过程中在传热管中长生的海水沉淀物将由胶球清洗系统来完成。期间还可进行对存在泄漏的传热管的堵管工作。这是因为每一个凝汽器都由两列相互独立的海水冷却水, 当然机组的功率也必须按照规程要求降到一定的平台, 以保证受损凝汽器中的真空不会显著恶化。

正常运行时, 凝汽器中的水位保持在一个稳定的水平, 其水位的维持由除盐水系统来保证。凝汽器中的凝结水为凝结水泵提供工作介质并且其水位不能漫过凝汽器的传热管道。

当机组冷却时, 凝汽器系统正常运行, 系统通过接收旁排阀的蒸汽来冷却机组。凝汽器必须维持其真空状态 (可以容许真空有稍稍下降) , 汽机轴封系统 (盘车系统、顶轴油系统、润滑油系统、汽机调节供油系统运行) 和凝结水系统维持正常运行。

如果凝汽器中的压力超过20kPa, 由凝汽器真空度底信号自动触发汽轮机保护, 如果凝汽器中的液位偏离其运行限值, 凝汽器液位调节系统将自动调节凝汽器的液位, 当液位调节器无法自动维持其液位, 操纵员将手动干预调节阀的旁路阀门, 维持凝汽器的液位。

参考文献

凝汽器 篇5

关键词：超超临界；水位；差压变送器；导波雷达液位计

广东惠州平海发电厂一期1、2号2€?000MW超超临界燃煤机组工程，三大主机采用上海电气集团公司的产品，机组的额定主蒸汽参数为27.56MPa/605℃。配备的热控仪表种类繁多，较600MW机组超超临界燃煤机组相比，自动化程度更高，对仪表的安装更加规范。福建国电南埔发电厂扩建二期3、4号2€?70MW超超临界燃煤机组工程，三大主机采用哈锅、哈汽、哈电集团公司的产品。虽然两工程中三大主机的厂家不同，但凝汽器、低加等容器的液位测量都不可缺少的。

1.平海发电厂一期工程机组中凝汽器、低压加热器水位通用测量

凝汽器、除氧器、低压加热器的水位测量的通用原理是利用水位—差压转换原理，通过差压变送器来测量高、低侧水位差压，经过DCS来进行差压—水位转换来实现凝汽器、除氧器水位的测量。本工程中凝汽器、除氧器、低压加热器等水位按照通用的测量方法进行设计和安装，在机组点火吹管及整套启动过程中，主要存在以下问题：

正常运行时，由于凝汽器处于高真空状态，单室平衡容器内的液面高度会随着时间的推移而降低，在DCS中显示液位高度比实际液位高度要高，从而对机组的稳定运行造成安全隐患；凝汽器凝结水箱共有6台液位变送器，其中一台变送器在正常投入后，短时间就变为坏点，经检查，为平衡门存在微小泄漏;除氧器液变送器设计有两台，两台液位变送器正常投入后，在DCS系统中显示趋势一致，但数值相差太大（相差300mm）。

针对以上问题，凝汽器凝结水箱液位测量原理（改进）如图二所示，取消单室平衡容器，并把原液位变送器的正、负压侧互换，并且上取样一次门后仪表管先向上弯制约1.5m左右再向下弯制与变送器相连接，这样可解决当凝结水箱液位高度超过上取样点（在HHH报警值之上）时，保证凝结水不会倒灌进负压侧仪表管。除氧器水箱液位变送器两台液位变送器显示相对误差较大，经现场检查为：单室平衡容器后的取样仪表管有一段约3m长的水平直管段，该管段的坡度不明显，未达到规范中要求的1:12，造成该管段内的空气无法全部排出（有气泡），单室平衡容器的基准液面降低，故该两台液位变送器在DCS系统中显示相对误差较大，且液位显示数值高于实际液位值。所以，将单室平衡容器后的水平仪表管进行改进，使其坡度大于1:12就可以达到测量要求。

在液位测量方案改进时，应注意以下问题：

根据凝汽器凝结水箱水位测量原理（改进后），由于变送器的仪表管只有正压侧仪表管（与下取样点相连的仪表管）内充满介质，负压侧仪表管内无介质，需要在仪表投运前对变送器迁移量程，迁移量程的大小取决于变送器安装的高度；在仪表投运前，需检查仪表管的严密性，特别是仪表接头、取样平衡门及排污阀门；所有液位等差压类变送器的取样仪表管在水平方向要有一定的坡度，坡度须大于1:12；若凝汽器液位变送器设计为双法兰隔膜式液位测量变送器，可按照图一凝汽器凝结水箱水位测量原理进行安装，法兰安装于取样一次门后水平管段即可。

若液位测量变送器周围环境温度低于5℃时，须对仪表管加装伴热带，使得仪表管内的介质不会固化，从而保证仪表的正常测量。

经过改进，凝汽器凝结水箱6台液位变送器显示误差在10mm以内，除氧器水箱液位变送器显示误差在20mm以内，与就地磁翻板液位计示值比较，误差分别也在10mm和15mm以内，完全达到机组正常运行的要求。凝汽器凝结水箱液位变送器测量方案的改进，解决了凝汽器凝结水箱液位随着时间的推移，其显示数值较实际液位数值越来越大的问题。

2.南埔发电厂扩建二期工程机组中凝汽器、除氧器、低压加热器水位的测量方法

本工程中，凝汽器、低压加热器等的液位测量采用进口Eclipse导波雷达（单探杆）测量设备，输出4~20mA电流信号，对应所测容器的0水位和满水位。该装置安装方式较为简单，在Eclipse导波雷达仪表安装时，应注意以下几点：

7XD、7XR或7XT型探头仅用于安全切断/溢出工况，所有其他型号的导波雷达的安装，都应该保证被测介质的最高液面应低于雷达天线过程连接150mm，此情况包括使用立管等人为探头高度的工况；安装单杆探头（7X1、7X2或7XF）时，立管管径不应小于50mm，且不得有缩径；保护探头顶部连接的塑料帽在最后安装传感器之前，不要取走；在传感器的过程连接上下不要使用任何的密封黏合剂或TFE胶带，用Viton环密封；注意保护探头顶部的高频连接干燥清洁，必要时可用酒精擦拭，用棉签擦干；传感器和探头部分的连接，随手上紧后，再用扳手上紧1/4到1/2圈；接线：注意连接电源的正负极性，并且在电源和仪表两端分别接地。南埔电厂#3机组在进入酸洗、点火吹管阶段时，凝汽器水箱及低压加热器液位在调试过程中，只有7A、8A、低压加热器的液位在无介质状态时显示有液位，经检查，为导波雷达的探杆探头底部与立管侧面相接处，导致数据误报。将导波雷达液位计拆出后，对液位计底座进行校正（立管与立管上用于固定导波雷达液位计的底座保持同轴），重新安装后显示准确。

所以，导波雷达液位计安装过程中，一定要注意立管尺寸偏大，直径为80mm以上为宜，且材质一般为不锈钢材质。另外，由于探杆尺寸较长，一定要保证液位计的固定底座与立管同轴，防止探杆与立管壁相接触。

3.结束语

凝汽器、低压加热器等液位的测量方式较多，本文针对平海电厂一期工程和南埔电厂扩建二期工程中相应容器液位的测量作简单介绍并做比较，虽然两种测量方式都很成熟，都能保证机组正常运行，但利用导波雷达液位计测量方式较差压变送器测量方式而言，有着安装简单、漏点少、测量负压及微正压工况下的液位，其可靠性和稳定性高等优点，但成本相对较高。为以后同类工况液位的测量的设计及安装作参考。

参考文献：

[1]叶江祺编著.热工测量和控制仪表的安装（第二版）.中国电力出版社

火电厂凝汽器水位测量 篇6

1 凝汽器水位测试原理

目前大多数火电厂凝汽器水位测量都是采用的变压变送器来开展液位的准确测量, 这是一种使用次数最多、应用效果较好、经济实惠的一种水位测量方法。变压测量法安装方法很多, 例如河北邯峰发电有限责任公司使用了单室平衡容器装置, 其测量原理是正压测压力根据单室平衡容器有有恒定水柱而维持不变, 负压侧压力随容器内水位变化而变化, 变送器两侧的差压值也就随着容器水位的变化而变化。但是在使用以来常常出现水位测量不正确的情况, 尤其是在机组启停期间, 凝汽器水位出现错误的测试的情况尤为明显。这严重干扰了工作人员对凝水器水位的分析, 也加大了检修人员的工作量, 更给机组的安全、经济运行造成了严重的影响。

2 干扰凝汽器水位测量的因素

2.1 系统泄漏点过多影响水位测量精度

凝汽器本身装备上有正负两个取压口, 并在取样管和排污管上安装了八个阀门, 若按照每个阀门有三个泄漏点计算, 还有那么多的焊点, 整个水位测量系统的泄漏点可能超过25处。然而, 凝汽器水位测量是在真空环境下开展的, 所以如此多的泄漏点肯定会大大降低水位测量的正确度。

2.2 变送器安装位置偏低, 易引水受损

许多火电厂的凝汽器水位测量系统中变送器都安装在低于凝汽器底部1m左右的坑渠, 此坑渠又与附近的凝结水泵相通, 凝结水泵坑内的积水时常回流到变送器所在的坑道内, 加大了坑道内的湿度。水分含量大的空气经过测量电缆引线孔到达变器内, 侵蚀线路端口, 影响了测量精度, 更导致了变送器的损坏。

2.3 凝汽器自身缺陷

当凝汽器在测量水位时, 因凝汽器自身系统为负压, 并且温度很高, 导致平衡容器中的水不能冷凝, 又接收不到补充, 极易因为高温度和负压而蒸发, 最终破坏了测量装置的正压头, 导致了水位测量的不正确, 有时甚至完全测试不到水位。

3 克服干扰因素的改进措辞

3.1 水位测量元件的正确选用

根据以上的分析, 测量元件的选用应注意避免多管阀接口的系统和改变元件安装的位置。管阀系统可选用远传膜片密封系统, 该系统含有1个压力变送器、1个远传膜片密封, 1种填充液, 另外还有毛细管远程连接。在系统运行过程中华, 具有弹性的膜片和填充液将压力变送器中的压敏元件与过程介质分开。膜片经过毛细管或法兰将变送器连接起来, 因此大大降低了系统的泄露情况。另外必须注意远传膜片密封系统的安装, 依据本系统只能在真空中运行, 为了确保变送器的正向压力, 需将变送器放置于平齐或低于凝汽器底部位置。这个原理是因为当变送器置于取压口的上方时, 变送器填充液将受到负压力头的压力而气化, 从而将有助于变送器读数的正确性。

3.2 改进水位测量系统

积极引进德国KROHN公司推出的MICROFLEXBM102智能化二线制非接触式物位测量仪, 这系统主要采用TDE原理 (采用光速发射电磁脉冲, 然后被介质表面反射后回到信号转换器) , 使用这一系统可以不受介质的改变影响测量精度, 并可手动操作。该系统安装方式灵活多变, 可以用法兰、螺纹连接都能很好地克服系统泄漏情形, 为此可彻底解决以前凝汽器测量水位系统中漏处多, 导致测量正确度的问题。改进后的水位测量系统运行中被测介质与外界没有任何接触, 被测介质物理特性也不会发生什么变化, 更不会破坏转换器本身及电缆。因此在改进水位测量系统中采用MICROFLEXBM102测量仪。

3.3 克服凝汽器自身缺陷

为了确保正压测一直处于有水的状态, 需要不断通过补水装置为平衡容器补水。所以, 对凝汽器自身装置的改造刻不容缓, 下面是对凝水器水位测量系统改造的示意图 (增加了辅助给水系统) :

综上所述, 现在使用的凝汽器水位测量系统存在许多的问题, 从根本上解决的方法是采用先进的元件、改进测量系统、增加辅助的给水系统, 凝汽器水位测量系统不精确的问题将得到彻底的解决, 进一步减轻了维护工作, 大大提高了工作效率并切实保证了机组的安全、经济运行。

参考文献

[1]王全育.凝汽器水位测量系统的改进[J].电力与安全, 2008.

空冷凝汽器的防冻措施 篇7

直接空冷系统的散热器绝大多数采用鼓风式机械通风, 而且以高架式布置呈“A字型”暴露在大气环境中。散热器的冷却能力在一定热负荷与风量的条件下, 取决于空气干球温度。如果空冷系统设计不合理, 在冬季低温时, 散热器诸翅片管内的饱和蒸汽等温冷凝段缩短, 凝结水冷凝段增加, 过冷度增大, 若气温继续下降到零度或以下某一限度, 翅片管内的凝结水可能过冷却甚至发生冻结现象。轻者会使传热性能大大降低, 更严重者管束被冰块堵塞、真空下降, 就会被迫停机, 重者甚至会冻裂翅片管或使翅片管变形, 造成永久性损害。发生冰冻的原因是蒸汽已在前段凝结完毕, 在后段很快地被冷却到管壁及外界空气的温度而结冰。这些管段称为“死区”。这在国外或国内已投运的空冷系统上已经发生过, 所以对在寒冷地区的直接空冷系统的防冻问题应引起足够的重视。

2 空冷系统冬季防冻措施

2.1 翅片管

翅片管的设计经历了多排管、两排管、单排管的发展过程, 其主要目的就是为了防冻, 因为空气冷凝器翅片管内饱和蒸汽冻结现象的其中一个主要原因是翅片管束冷却能力与饱和蒸汽热负荷的不平衡。比如早期的多排管布置, 二排管布置, 其前几排管容易产生死区。且第二、三排蒸汽会倒流至第一排管, 导致第一排的下部存在死区, 发生冰冻现象。一般认为单排管的防冻性能要优于多排管。

为避免这种冰冻现象, 目前生产多排管、两排管的公司都采用各排管不同翅化比的方法。在与冷空气接触的第一排管采用翅化比较小的翅片管, 后排管采用翅化比较大的翅片管。翅片管的间距变化, 前排管蒸汽与空气温差大, 采用较大的片距, 后排管采用较小的片距。从防冻的角度看, 也可减少排数, 增大基管的横截面及基管的高度, 使蒸汽有较大的流动空间, 减少产生死区的可能。

2.2 空气冷凝器

根据汽流和凝结水的流动方向分类, 空气冷凝器内部可分为顺流段和逆流段两部分。顺流段 (德文Kondensor, 简称K) :蒸汽由配汽管自上而下进入翅片管束, 与凝结水流向相同而进入下联箱。逆流段 (德文Dephlegmator, 简称D) :将在顺流段中未被凝结的蒸汽和通过下集管由下而上的进入翅片管束, 与凝结水流向相反。

上述可简称为K/D结构。空气冷凝器的这种组成方式有效地提高了冷凝器的防冻性能。设置逆流管束主要是为了能够比较顺畅地将系统内的空气和不凝结气体排出, 避免运行中在空气冷凝器内的某些部位形成死区、冬季形成冻结的情况。

理论上说不凝结气体的含量百分比很小, D的冷却面积可较小, 但工程中为了有效地防冻, 将D的冷却面积增大, 气候严寒地区可采用5:1或3:1。

不凝结的空气及其他气体通过逆流段的顶部由抽真空系统抽出, 凝结水仍返回到下集管, 由于蒸汽中含有不凝气体, 如不及时将不凝气体抽出, 容易造成气阻, 而不凝气体的焓值较低, 当气温下降到一定极限时, 极易造成空气冷凝器管束内冻结现象的发生, 因此, 及时有效的抽出空气冷凝器管束内的不凝气体是防冻和提高管束传热性能的有效措施之一。

2.3 风机

对风量进行的合理控制是一种有效的防冻措施。对风量的控制有以下几种方法:

(1) 采用单速风机, 在冬季根据气温停止部分空冷风机运行, 用运行风机数目控制风量, 一般是风机台数较多采用这种方法较好。

(2) 配备双速运行风机, 即可以全速供应大风量, 又可以半速供应小风量。

(3) 采用变频调速控制风机, 一方面可以根据气温的变化合理地调节风量, 另一方面可以节能。另外, 采用变频调速后, 在冬季可控制逆流段的风机反转运行, 以形成内部热风循环, 提高或保持凝结水温, 防止冻结。

(4) 部分采用变频调速电机部分采用全速电机, 可减少工程投资, 但控制系统较复杂。

2.4 采用防冻的自动控制

随着控制水平的提高, 对空冷系统的防冻保护控制是一种非常有效的手段。如对凝结水温的控制, 由于冷却程度不同可能有很大差异, 当空气冷凝器各个管束的凝结水的温度降到某一设定值时, 则自动对这个管束的风机减速或停止运行, 直至凝结水温度回升。空冷器逆流段上可能会结一层薄冰, 可周期性的对有关风机调速或反转。但必须保持逆流风机的转速大于等于顺流风机的转速。严禁在冬季运行时, 当顺流风机还在运行时, 调低逆流风机转速或停运逆流风机, 这将在控制程序设计中予以关注。

2.5 设置挡风墙

设置挡风墙, 防止冬季外界自然风直接吹向散热器, 引起两侧凝结水温相差较大。

2.6 设置隔离阀

当冬季环境温度较低时机组启动, 以及冬季抽气工况下, 由于热负荷较小而空冷换热面积较大, 即使风机全停, 也会由于自然通风的原因, 而造成翅片管的冻结。关断部分列隔离阀可以进一步降低空冷系统冬季的冷却能力, 冬季机组启动时应考虑隔离部分冷却单元列。

防冻措施

3.1 设计上空冷凝汽器采用220×20的

椭圆基管;采用单排管, 由于口径大, 便于管内的疏水, 使凝结水不产生过冷;采用顺逆流结构, 大部分 (本案约81%) 蒸汽通过顺利管束冷凝, 少部分通过逆流管束冷凝。该设计特点确保凝结水在逆流段不断地重新被加热, 这样减少了凝结水的过冷以及可能的结冻。同时, 这样也避免了溶氧而带来的腐蚀。

3.2 设置逆流空冷器, 防止凝结水在空

冷器下部出现过冷而冻结, 另外可使空气和不凝结气体比较顺畅的排出, 不致形成死区而冻裂翅片管。

3.3 系统设有冬季运行保护模式程序,

即根据凝结水温度、抽真空温度、环境温度来自动进入保护模式, 避免空冷系统发生冻结, 因此系统运行必须为自动控制。在冬季运行中如出现异常, 控制系统及时发出指令, 同时发出警报, 提请运行人员注意。

3.4 风机转速采用变频调速, 逆流空气

冷凝器配置的风机还可反转运行, 可根据机组负荷和气温变化任意调整风机转速, 温度较低时, 可定时使逆流风机反转倒送热风, 防止凝结水结冰。

3.5 设置挡风墙, 防止冬季外界自然风直接吹向散热器, 引起两侧凝结水温相差较大。

3.6 设置隔离阀, 可以根据冬季负荷情况, 有效减小空冷岛的换热面积, 避免翅片管冻结。

参考文献

[1]尚立新.直接空冷系统冬季防冻措施研究[J].应用能源技术.2010 (05) .

凝汽器 篇8

该厂凝汽器为单壳体、双流程、表面式凝汽器, 参数见表1。

根据#3机组的运行数据分析, 凝汽器端差经常在4～7℃, 与改造后的#2机比较, 直接影响真空1kPa。

凝汽器性能的好坏直接影响到电厂的经济效益。提高机组真空度, 减小端差, 降低煤耗, 达到降低发电成本, 凝汽器将起到至关重要的作用。

随着环境水质的恶化和凝汽器铜管运行年限的增加, 铜管的腐蚀泄漏会加快, 泄漏会严重影响锅炉的安全运行, 往往是锅炉腐蚀的起因, 所以必须及时采取措施。

该厂#3机组运行时间在5年以上, 为了保证机组安全、经济运行, 防止凝汽器突然出现大面积铜管泄漏、危及主机系统安全计划#3机在停运检修中, 对凝汽器进行全面技术改造。

2 器改造方案的确定

2.1 整体改造的内容及步骤

在保留原凝汽器外壳侧板及其支撑方式不变, 低压缸排汽口的连接形式不变条件下, 采用以下方案。

(1) 更换凝汽器内部全部管束、中间支撑板、内部连接件等。 (2) 冷却管由铜管 (HSn70-1材质的Ф25×1) 更换为TP304材质的Ф22×0.5 (0.7) 不锈钢管, 适当缩小了冷却管的直径及壁厚。 (3) 采用不锈钢复合管板 (TP304+Q235B 5+40mm) 。 (4) 冷却水管和端板间采用胀接+氩弧焊连接的方式。 (5) 加长凝汽器壳体, 前后水室端各加长1000mm, 最终凝汽器换热管有效长度为11400mm。 (6) 换热面积由17000m2增加到18000m2, 并预留汽轮机通流改造后增加的热负荷。 (7) 重新设计制造前后弧形水室, 保证水室的断面流速并无水流死区。

2.2 凝汽器改造后设计参数

经过方案对比计算分析, 最终采用设计参数见表2。

3 改造后的凝汽器热力试验

3.1 试验内容和工况

3.1.1 真空严密性试验

在机组80%额定负荷以上, 进行真空严密性试验, 凝汽器性能试验工况见表3。

3.2 具体试验情况

3.2.1 真空严密性试验

在凝汽器性能试验前, 由该厂运行人员按规定进行了真空严密性试验, 凝汽器真空下降率均低于100Pa/min, 机组真空严密性达到优秀水平。

3.2.2 凝结水溶解氧浓度试验

在额定工况试验时, 由该厂化学分析人员按规定进行凝结水溶氧浓度测定, 试验期间凝结水溶氧浓度为20μg/L。

3.2.3 凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和计算结果

#3机组凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和计算结果见表4。

由上表可以看出, 在两台循环水泵并联运行、凝汽器两侧冷却水进/出口门全开, #3机组凝汽器冷却水总流量为32010.1m3/h, 即31914.4t/h, 接近于设计流量 (32600t/h) 。凝汽器A侧水阻为69.47kPa, 凝汽器B侧水阻为68.67kPa, 平均水阻为69.07kPa, 低于改造目标值 (70kPa) 。

在单台循环水泵运行、凝汽器两侧冷却水进/出口门全开, #3机组凝汽器冷却水总流量为20188m3/h, 凝汽器A侧水阻为18.02kPa, 凝汽器B侧水阻为17.86kPa, 平均水阻为17.94kPa。

3.2.4 凝汽器性能试验数据和计算结果

该机组凝汽器性能试验数据和计算结果见表5。

在机组两台循环水泵运行时, 凝汽器冷却水流量为32010m3/h;在机组单台循环水泵运行时, 凝汽器冷却水流量为20188m3/h。

在额定工况下, 机组负荷为304.13MW, 凝汽器冷却水进口温度为20.87℃、冷却水流量为32010m3/h、凝汽器热负荷为378.3MW、凝汽器传热端差为4.778℃、凝汽器总体传热系数为2.353kW/ (m2·K) 、凝汽器运行清洁系数为0.633, 凝汽器过冷度为0.02℃。

220MW工况下, 机组负荷为220.2MW, 凝汽器冷却水进口温度为27.82℃、冷却水流量为20188m3/h、凝汽器热负荷为299.8MW、凝汽器传热端差为2.064℃、凝汽器总体传热系数为2.561kW/ (m2·K) 、凝汽器运行清洁系数为0.824, 凝汽器过冷度为0.49℃。

在额定工况下的试验结果修正到设计冷却水流量32600t/h、进水温度20℃和清洁系数0.90条件下, 凝汽器传热端差为2.5 5 4℃, 凝汽器压力为4.911kPa。

4 试验结论

#3机组经技术改造后的N-18000型凝汽器在额定工况下的试验结果修正到设计条件 (冷却水流量32600t/h、冷却水进口温度20℃和清洁系数0.90) 下, 凝汽器平均压力为4.911kPa, 凝汽器设计压力 (5.00kPa) 与其差值为0.089kPa, 大于0;修正后的凝汽器传热端差为2.554℃, 低于设计值 (3.71℃) , 凝汽器性能达到设计规范要求。

#3机组配套的凝汽器在额定工况下的试验结果修正到设计条件下, 凝汽器平均压力为4.911kPa, 达到设计规范保证值 (5.00kPa) 。

凝汽器真空下降率小于100Pa/min, 机组真空严密性达到优秀水平。

在#3机组两台循环水泵运行时, 凝汽器冷却水流量为31914.4t/h, 接近于设计流量的98%。

参考文献

[1]沈士一.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社.

[2]邵和春.汽轮机运行[M].北京:中国电力出版社.