凝汽器范文10篇

【摘要】本文主要对不锈钢和铜从材料性能、传热效果和经济性三个方面进行比较,从而确定适合用作凝汽器冷却管的材料。

【关键词】：凝汽器；铜管；不锈钢；冷却管

凝汽器是凝汽式或抽汽凝汽式汽轮发电机组的重要辅机设备,凝汽器的运行情况的优劣直接影响到整个机组的正常运行。而冷却管腐蚀是影响凝汽器安全稳定运行的一个主要隐患。

我厂两台6MW机组均配用的是N-560型凝汽器,冷却管采用的是Φ20×1的黄铜管,材质为HSn70-1A。两台机组运行至今已有近九年的时间,凝汽器的冷却管出现了大面积的泄漏现象,已经严重影响机组的安全运行,虽经过部分换管,但问题始终不能从根本上解决。所以我们决定对凝汽器进行换管,并考虑对冷却管进行重新选材。

目前,国内凝汽器冷却管采用的管材主要有黄铜、白铜、钛合金和不锈钢等。钛合金作为冷却管的新型工程材料,对各种水质都具有极强的耐蚀性。作为最耐腐蚀的结构金属,其密度小、强度高,并且在沸水环境的研究中,钛的腐蚀阻力显著地高于铜镍合金。在其他材料不能耐受侵蚀的情况下,钛可以说是最佳选择。由于钛管价格昂贵及安装费高,西方国家和我国都只限于滨海电站和核电站中应用,连接造成的电偶腐蚀和管内结垢仍有待解决,这些都限制了它的全面推广。因此下面只对白铜、黄铜和不锈钢进行比较。

1.材料性能

【摘要】本文主要对不锈钢和铜从材料性能、传热效果和经济性三个方面进行比较，从而确定适合用作凝汽器冷却管的材料。

【关键词】凝汽器铜管不锈钢冷却管

凝汽器是凝汽式或抽汽凝汽式汽轮发电机组的重要辅机设备，凝汽器的运行情况的优劣直接影响到整个机组的正常运行。而冷却管腐蚀是影响凝汽器安全稳定运行的一个主要隐患。

我厂两台6MW机组均配用的是N-560型凝汽器，冷却管采用的是Φ20×1的黄铜管，材质为HSn70-1A。两台机组运行至今已有近九年的时间，凝汽器的冷却管出现了大面积的泄漏现象，已经严重影响机组的安全运行，虽经过部分换管，但问题始终不能从根本上解决。所以我们决定对凝汽器进行换管，并考虑对冷却管进行重新选材。

目前，国内凝汽器冷却管采用的管材主要有黄铜、白铜、钛合金和不锈钢等。钛合金作为冷却管的新型工程材料，对各种水质都具有极强的耐蚀性。作为最耐腐蚀的结构金属，其密度小、强度高，并且在沸水环境的研究中，钛的腐蚀阻力显著地高于铜镍合金。在其他材料不能耐受侵蚀的情况下，钛可以说是最佳选择。由于钛管价格昂贵及安装费高，西方国家和我国都只限于滨海电站和核电站中应用，连接造成的电偶腐蚀和管内结垢仍有待解决，这些都限制了它的全面推广。因此下面只对白铜、黄铜和不锈钢进行比较。

一、材料性能

摘要：本文根据杨庄煤矸石热电厂1机组，针对凝汽器运行中，端差偏大的情况，从真空严密性及凝汽器铜管清洁程度等方面进行分析比较，并根据实际运行情况提出了处理此类问题的对策。

关键词：凝汽器；端差高；分析及对策

引言

1机组运行一段时间以来，凝汽器端差一直偏大，在12~30℃内变动，严重影响了我厂汽机运行的安全，降低了汽机的经济性，对此我们通过调查分析。着重判断分析端差偏高的原因。并在此基础上提出一些对策。

一、凝汽器端差值的意义

值是指凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却出口温度之差。它是反映凝汽器铜管的污垢或凝汽器内是否积存空气的主要监视数值之一，是凝汽器运行的主要监视指标，值一般不应超过10℃。值的变化标志着凝汽器运行状况的好坏，可作为判别凝汽器运行状态的依据。

摘要:本文从各个方面分析了凝结水过冷度产生的原因及其对机组运行经济性、安全性的影响，从凝汽器的设计、改造、检修以及运行维护几个方面，提出了减小凝结水过冷度的对策，从而提高机组运行的经济性和安全性。

关键词:凝汽器；过冷度；经济性；安全性

一、引言

凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅助设备，是汽轮机组系统的重要组成部分，它工作性能的好坏直接影响着整个机组的热经济性和安全性。而凝汽器运行状态的优劣集中表现在以下三个方面:是否保持在最佳真空、凝结水的过冷度是否最小以及凝结水的品质是否合格。其中凝结水的过冷度越大，说明被冷却水带走损失的热量越多，而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补，从而导致整个热力系统热经济性降低。而且过冷度越大，凝结水中的含氧量也越多，从而加速了相关管道、设备的腐蚀速度。因此需从各个方面对凝汽水过冷度加以重视并采取措施使其减到最小，以此来提高机组运行的经济性和安全性。

二、凝结水过冷度的定义和表示方法

2.1定义

摘要针对云浮发电厂两台125MW机组胶球清洗装置在投运过程中出现的问题展开了分析和探讨，并实施一系列改造方案，实践表明，施行的方案是可行而有效的，成功地将4套胶球清洗装置投入运行，取得明显效果。

云浮发电厂两台上海汽轮机厂产125MW机组的凝汽器胶球清洗装置是邯郸电力修造厂的早期产品(1989年5月生产)。全套胶球清洗装置由二次滤网、装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成，如图1。收球网为带有上下收球网的活动栅格方箱型，型号S-1400-1，规格1420mm×2500mm，配套的胶球输送泵为输送胶球专用的125SS-9型离心泵，装球室型号Z-300-1属我国胶球清洗装置典型的第二代产品(设计和制造部门不再向用户推荐)。其安装困难，结构复杂，材料消耗多，操作和维护不便，故障率较高，加上制造质量的问题，收球率始终达不到设计要求的95%以上。

众所周知，保持凝汽器较高的真空和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125MW机组为例，汽轮机背压增高0.004MPa，将导致热耗增加244.5kJ/kWh，煤耗增加9.70g/kWh；凝汽器端差升高5℃，将导致热耗增加95.12kJ/kWh，煤耗增加3.66kJ/kWh。凝汽器管束的污脏，使换热系数变小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清走凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定的清洁度，对防止结垢起到非常重要的作用。云浮发电厂投产初期对此认识不足，认为循环水为闭路循环，水源较为干净，1991年至1992年底曾间断投用胶球清洗，但胶球回收率很不理想，最好的不足80%，最差的根本收不到胶球。据了解，其他电厂亦有类似情况出现，同型胶球清洗装置在全国的使用情况亦不尽理想，故一直中断运行。1994年发现铜管结垢严重，直接危及机组运行安全和影响机组经济性。为此，我们进行了多方面的研究，着手进行有关试验、运行分析和结构检查，找出了影响收球率不高的关键因素，并进行了改造。经再次投运结果表明，改造和措施是成功和有效的。

1存在的问题

云浮发电厂两台125MW机组分别于1991年4月、12月份投产，机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1992年初至1993年4月，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，4套清洗系统，投用2h后收球，最好的两套(2号机甲侧，1号机甲侧)收球率均不足80%，另两套收球率几乎为零。1993年5月份起，再度中断了胶球清洗装置的投用工作。

机组投产3a左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，机组因此而被迫多次停运查漏、堵漏。据统计，仅1994年、1995年发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀。有资料表明，H68铜管易发生垢下点蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解决。

1火力发电厂汽轮机节能降耗的可行性

1.1技术方面

早在20世纪末，我国就对老式汽轮机开展了一系列的技术改革。历经多年的实践，我国在汽轮机节能方面的革新已取得了很大的成就。经过技术改造之后的汽轮机不但可以有效降低能耗，同时还能够有效地提升热效率，提高能源的转换率，而且还可以有效提升汽轮机运行的安全性与稳定性。因此，目前我国已充分具备对汽轮机实行技术改造与技术节能的基本条件。

1.2经济方面

在对火电厂的汽轮机实施技术革新以前，必须要首先了解技术革新后的成本收益，从而尽量避免为实现节能目的而投入太多成本现象的发生。通过大量的革新成功案例分析可知，与对现有汽轮机实施改造花费的成本相比，购买新式汽轮机所花费的成本要高出很多，并且经过一系列的改造后，可以大大降低汽轮机的能耗量，同时不会影响到火力发电厂的经济效益，因此，从经济方面分析，改造汽轮机具有可行性。

2火力发电厂汽轮机能耗高的部位及原因

云浮发电厂两台上海汽轮机厂产125MW机组的凝汽器胶球清洗装置是邯郸电力修造厂的早期产品(1989年5月生产)。全套胶球清洗装置由二次滤网、装球室、胶球输送泵和收球网几大部件组成，如图1。收球网为带有上下收球网的活动栅格方箱型，型号S-1400-1，规格1420mm×2500mm，配套的胶球输送泵为输送胶球专用的125SS-9型离心泵，装球室型号Z-300-1属我国胶球清洗装置典型的第二代产品(设计和制造部门不再向用户推荐)。其安装困难，结构复杂，材料消耗多，操作和维护不便，故障率较高，加上制造质量的问题，收球率始终达不到设计要求的95%以上。

众所周知，保持凝汽器较高的真空和较小的端差，是提高机组循环热效率的主要方法之一。以125MW机组为例，汽轮机背压增高0.004MPa，将导致热耗增加244.5kJ/kWh，煤耗增加9.70g/kWh；凝汽器端差升高5℃，将导致热耗增加95.12kJ/kWh，煤耗增加3.66kJ/kWh。凝汽器管束的污脏，使换热系数变小，使传热端差加大和恶化了凝汽器真空。实践表明，胶球清洗装置的定期正常投用，能及时清走凝汽器铜管内壁污物，使凝汽器管束保持一定的清洁度，对防止结垢起到非常重要的作用。云浮发电厂投产初期对此认识不足，认为循环水为闭路循环，水源较为干净，1991年至1992年底曾间断投用胶球清洗，但胶球回收率很不理想，最好的不足80%，最差的根本收不到胶球。据了解，其他电厂亦有类似情况出现，同型胶球清洗装置在全国的使用情况亦不尽理想，故一直中断运行。1994年发现铜管结垢严重，直接危及机组运行安全和影响机组经济性。为此，我们进行了多方面的研究，着手进行有关试验、运行分析和结构检查，找出了影响收球率不高的关键因素，并进行了改造。经再次投运结果表明，改造和措施是成功和有效的。

1存在的问题

云浮发电厂两台125MW机组分别于1991年4月、12月份投产，机组刚投产时曾试投胶球清洗，均未能成功，故没正式投用。1992年初至1993年4月，间断投用胶球清洗，情况亦不理想，4套清洗系统，投用2h后收球，最好的两套(2号机甲侧，1号机甲侧)收球率均不足80%，另两套收球率几乎为零。1993年5月份起，再度中断了胶球清洗装置的投用工作。

机组投产3a左右，凝汽器铜管经常发生泄漏，造成凝结水硬度超标，机组因此而被迫多次停运查漏、堵漏。据统计，仅1994年、1995年发生泄漏就超过10次。检查铜管，发现内壁结垢较严重，厚度1～2mm。究其泄漏原因，发现绝大部分为垢下腐蚀。有资料表明，H68铜管易发生垢下点蚀现象。现场只能利用停机机会组织人力突击清除水垢，但水垢被清除后，原腐蚀点外露又增加了铜管泄漏的可能性，问题没有得到根本解决。

要彻底清洗铜管内壁，避免结垢，只有对胶球清洗装置进行改造，务求胶球系统能正常投用，发挥其在线运行，清洗效果明显的特点。

摘要：发电厂在进行电力生产期间要应用燃料来发电，由于燃烧的燃料量多，所以作为电能生产过程中重要设备的汽轮机，在运行时易发生的能源消耗量大问题不可忽视，该问题长时间存在导致发电厂的电能生产成本较高，这就需要发电厂对于目前汽轮机运行期间的高耗能原因进行探究，并采取针对性的策略进行改进，便可以有效提升汽轮机运行时的节能降耗效果，显著降低发电厂电能生产的燃料消耗量与成本。基于此文章对发电厂汽轮机运行期间的耗能现状进行了概述，提出了几方面有助于设备运行节能降耗效果实现的对策。

关键词：发电厂；汽轮机；节能；降耗；策略

现阶段随着不可再生能源数量的大量减少与环境污染的恶化发展，使得我国面临着严峻的能源紧缺、环境破坏形势，制约着国民经济的稳步增长，针对此种情况，国家提出了环境保护、节能降耗的理念，希望不同领域内的诸多企业能够积极响应这一理念，做好环境保护、降低能源消耗量等工作，为后续我国社会经济的长远稳健发展提供助益，因此作为高耗能、污染重的发电厂在电能生产期间，也需要结合该理念开展生产工作，重点要对能耗巨大的汽轮机进行节能降耗处理，使得汽轮机在低耗能的运行之下，有效完成发电厂的电能生产作业任务，达到设备运行节能降耗的目的。

1发电厂汽轮机运行耗能现状

发电厂汽轮机运行期间，存在着较为严重的耗能问题，导致大量燃烧燃料利用率较低，浪费严重，增加了发电厂在燃料方面的资金投入，最终待电能资源营销后获取的收益并不能让发电厂盈利，不利于发电厂的可持续发展，所以发电厂要对当前汽轮机运行时的耗能情况作以深入研究，找出问题进行针对性的解决，提升设备工作时的节能降耗成效。总结发电厂汽轮机耗能问题类型，主要为：汽轮机本身，汽轮机与其他发电机组共同运行期间，如果出现设备结构本身的外缸变形、汽封漏气（轴端）、气压阀损坏所致的蒸汽泄漏、喷嘴室变形、冷却水温度高、运行参数异常等情况，便会导致汽轮机工作时所需的能源较多；冷却塔，如果冷却塔在应用过程中出现了喷孔、喷头无法匹配及喷头塞住等异常时，便会导致塔内回水温度远高于标准温度，进而使得汽轮机工作时的排气温度出现异常改变，增加了汽轮机运行所需的能源消耗量；汽轮机凝汽器，当汽轮机该装置运行工作时作业环境中存在着较多的沙尘，那么凝汽器经过长时间的运转，便会出现沙子、灰尘在装置翘片处的大量堆积情况，进而随着凝汽器运行时间的延长，使得翘片处会生成较大的热阻，无法正常传热，便增加了能源消耗量，并且若冷凝管道内凝集有较多含有溶氧的凝结水时，会对管道传热效率造成干扰，使得汽轮机在能耗较高的情况下，出现工作效率低的问题[1]。

2发电厂汽轮机运行节能降耗策略

一、概述

华润电力曹妃甸电厂2×300MW燃煤供热机组工程，三大主机均为上海电气集团生产，汽机凝汽器由上海动力设备有限公司生产，按汽轮机VWO工况设计，当循环水进口温度18℃，循环倍率为55时，凝汽器压力设计值为4．9kPa，采用海水直流冷却，具有在夏季工况和海水温度33℃连续运行能力，凝汽器冷却面积18，150m2，循环水泵采用上海KSB公司生产的立式混流泵，水泵设计流量22，248m3/h，设计扬程14．3mH2O。自2009年投产以来，机组在夏季时真空较好，凝汽器真空比其他同类型电厂高2kPa，凝汽器端差也在正常范围内，但是到了冬季海水温度较低时每台机只运行一台循泵却出现凝汽器端差异常增大的情况。有什么办法能保证机组在最佳真空的基础上降低凝汽器端差呢?公司相关领导和专业人员多次开会分析研究，利用精益管理的工具全面分析排查，小组成员全面分析并罗列出影响端差的各个因素，即:凝汽器脏污程度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器内的漏入空气量、凝汽器入口水温、冷却水流速等，最终确定导致冬季凝汽器端差大的主要原因为海水温度低循环水流量大，同时提出了一个全新的解决思路———“双机单泵”运行。

二、“双机单泵”运行风险评估与控制

“双机单泵”运行是一种非正常运行方式，具有一定的风险性，主要包括运行循泵跳闸循环水压力突降、启停循泵时出口蝶阀开关不当造成循环水压力过低、单泵运行压力低造成虹吸破坏、开式水泵入口压力过低发生气蚀等，其中最重大的风险就是运行单泵出现故障将对两台机组产生影响。但是通过专业团队对风险性的评估，采取了一系列措施后将其运行风险逐一规避，确保了机组安全稳定运行。主要手段包括以下几种:

(一)修改循环水系统逻辑由单元制为扩大单元制。“双机单泵”运行时，单台机组之间的两台泵联锁逻辑已不再适合这种工况，从安全的角度考虑必须修改系统逻辑，使双机四台泵互为备用，这样不仅使循泵的运行方式更加灵活，而且当出现极端的运行单台循泵跳闸时会快速顺序联启其它循泵，保障在跳闸循泵出口蝶阀关闭过程中的水压正常，从本质上规避风险，保障机组安全稳定运行。由于备用循泵多，理论上讲扩大单元制后的“双机单泵”运行比常规的单元制单泵运行风险更小。

(二)合理设置泵阀联锁。在循泵启动之初，若开门启动循环水泵，势必会造成循环水倒流，在泵还没有达到供水出力前，可能已经破坏循环水供水，所以设置启动循泵泵阀联动逻辑，即在起泵的同时出口门联开，这样既可避免启泵过程中的断水现象，又可以减小在循泵启动过程中循泵跳闸事故处理的难度。同样，在停泵时为防止水压下降过多应先关出口蝶阀，出口蝶阀关至15度允许停循泵脉冲信号由以前的3秒改至120秒，出口蝶阀关到位后手动停运循泵。从循环水泵出口液控蝶阀参数表中可以看出，关至15度以后是慢关阶段，由6至60秒可调节，也就是说从15度关至全关位最多用60秒，如果超过60秒，说明门已经卡涩，此时需要视情况决定是将门开启继续运行循泵还是直接将循泵停止运行。所以新逻辑里120秒的停泵允许已足够，若还为3秒，在3秒内必须停止循环水泵运行，此时循泵出口蝶阀开度还比较大，直接停泵会造成循环水倒流威胁机组安全。

摘要：电厂作为能耗大户，汽轮机作为电厂的重要设备，其运行过程中对能源消耗量较大，为了提高电厂汽轮机运行过程中的节能降耗效果，需要加强对汽轮机进行运营管理和技术改良，针对当前汽轮机能源高的问题采取具有针对性的调整措施，提升汽轮机经济运行的水平，为电厂经济效益和社会效益的全面提升奠定良好的基础。文中从电厂汽轮机运行过程中存在的问题入手，分析了电厂汽轮机节能降耗的操作基础条件，并进一步对电厂汽轮机运行中的节能降耗的实际操作进行了具体阐述。

关键词：电厂汽轮机；运行；节能降耗；凝结器；改良

电厂在当前快速发展过程中，需要不断进行变革改良，全面提升节能降耗能力，以此来提升电厂的经济效益。汽轮机作为电厂重要的生产设备，在其运行过程中对能源消耗量较大，因此需要从运营管理和技术方面对汽轮机进行不断改良，有效的降低机组汽耗损量，提升燃烧器的水平，从而实现汽轮机运行中节能降耗的目的，全面提升电厂的经济效益和社会效益。

1电厂汽轮机运行过程中存在的问题

1.1汽轮机组运行中存在高能耗问题

汽轮机在电厂运行过程中能够有效的促进电能、动能和热能的转化处理，在其运行过程中，需要发电机、锅炉、凝汽器、加热器和泵等设备有效配合。汽轮机运行过程中对高能耗问题需要引起高度重视。汽轮机运行过程中，一旦出现漏气情况时，会导致能耗增加。运行中的汽轮机，外缸和喷嘴室容易发生变形，这种情况下轴端气封和隔板汽封之间会发生漏气现象，低压缸也会有严重的汽边水蚀情况发生，气阀出现压损，从而导致热力系统发生泄漏。另外，运行中的汽轮机，冷却水处于较高温度，凝汽器真实度较高，相关参数与运行负荷达不到有效的匹配度，这就会导致运行能耗增加，造成电厂运行成本升高。