凝汽器系统培训

凝汽器系统培训

一、 系统主要参数或特性

➢ 型式 表面式蒸汽冷凝器

➢ 管材 钛管

➢ 凝汽器承受热负荷 458.3MW

➢ 排汽压力 5.39Kpa（绝对压力）

➢ 热井容量 63M3

➢ 循环水入口温度 20℃（设计）

➢ 循环水出口温度 28.6℃（设计）

➢ 循环水流量 48204M3/H（13.39M3/S）

➢ 洁净度因素 0.85

➢ 冷凝水流量 253.7KG/S

➢ 正常水质指标： 电导率＜0.6µS/cm、阳电导率＜0.2µS/c、溶解氧＜20 pH：8.8~9.4、二氧化硅＜15 µg/L、钠＜10 µg/L

g/L、 µ

二、 凝汽器系统有关疏水

A侧（扩建端，与其他设备顺序相反）：

 轴封蒸汽环路密封溢流疏水

 #4低加事故疏水

 #4低加抽汽疏水（三根）

 #5低加事故疏水

 #6高加事故疏水

 #7高加事故疏水

 #7高加汽侧抽空气

 低压旁路疏水疏水

另外，除疏水外A则还有扩容器喷水、凝汽器补水等进入A侧闪蒸箱。

B侧（化水端）：

 #3加热器：事故疏水、汽侧排空气、安全阀各一管道，抽汽疏水两根

 #4加热器：汽侧排空气

 #5加热器：汽侧排空气一管道，抽汽疏水两管道

 #6加热器：汽侧排空气、抽汽疏水各一管道

 #7加热器：抽汽疏水

 加热器疏水泵暖泵疏水

 高压旁路疏水

 主汽门进汽管疏水（两主汽管各一）

 主汽门后疏水（两个）

 高压缸排汽管疏水（两个，高加抽汽管后）

 汽机本体第一级疏水

 汽机高中压缸疏水

 热再疏水（两根）

 低压旁路疏水

 中压主汽门后导汽疏水

 汽机抽真空管及其疏水

 疏水母管（包括辅汽联箱、#3低加PEGGING蒸汽、冷再供辅汽管、磨煤机

惰化蒸汽母管、辅锅供汽母管、辅汽至汽机轴封母管共用一疏水母管）

另外，除疏水外A则还有给水泵再循环（两根）、扩容器喷水等进入B侧闪蒸箱。

三、 凝汽器用途和功能

 对汽轮机低压缸排汽进行冷凝

 将冷凝水汇入凝汽器的热井内

 对本机组提供正常和事故补水

 对汽机疏水进行回收，特别是在机组启动期间

 对低压旁路来的蒸汽进行减压、减温和冷凝

 安装在冷凝器热井上方的除氧装置对补水进行除氧

四、 控制及保护

1、 凝汽器喉部有关控制逻辑：

 凝汽器喉部温度高至110℃时，关闭凝汽器低旁控制阀，复位温度为100℃；

 凝汽器喉部温度高至70℃时，打开凝结水喉部喷水阀，复位温度为65℃。

2、 凝汽器闪蒸箱减温水阀控制逻辑

开逻辑: CRT上按下开指令或凝汽器闪蒸箱任一温度高至90℃

关逻辑: CRT按下关指令或凝汽器闪蒸箱任一温度降至85℃

3、 凝结水喉部喷水阀打开指令内容：

 低旁A未关闭（1ABZSL0026A），此信号持续10秒；

 低旁B未关闭（1ABZSL0026B），此信号持续10秒；

 凝结水喉部温度高至70℃（复位温度为65℃）。

以上任一信号存在时打开，信号都不存在时关闭。

4、 凝汽器压力高跳机保护

凝汽器排汽压力两个测点中任一点压力高至23.5Kpa（绝对压力）时，汽机跳闸保护将动作，汽机跳闸。

5、 凝汽器PEGGING蒸汽控制

凝汽器PEGGING 蒸汽压力变送器的输入信号（H= 69Kpag，CRT 报警）若锅炉负荷小于50%，则作为凝汽器PEGGING压力控制阀的控制命令；锅炉负荷高于50%，则阀门关闭。机组启动过程中，要求在负荷低于50%额定负荷下，将凝汽器PEGGING蒸汽投入（目前很多人不重视此项）。

6、 低压缸减温水控制逻辑

汽机第一级蒸汽压力不高（3.2Mpa），即对应负荷为切缸后20%左右（估计），则低压缸减温水门开启。高于此负荷后喷水减温自动关闭。注意低压缸减温水的开关与汽机低压缸排汽温度无关。喷水减温作用是机组启动过程中，防止因鼓风摩擦损失，使汽机末级叶片温度上升过高，产生很大的热应力。

五、 异常现象分析

1、 凝结水电导率增大

如果发现冷凝水电导率增大，原因之一可能是某根管子或者管子与隔板的连接处发生了泄漏。由于凝汽器的多次热胀冷缩，钛管与隔板之间可能发生裂缝，而凝结水侧处于高度真空状态，循环水便经过泄漏处进入到凝结水中。泄漏严重时，凝结水水质严重恶化、凝结水温度下降、凝结水过冷度上升、凝结水补水率会比平时下降。原因之二可能是补水的电导率长期不合格。

2、 凝汽器压力升高

正常升高：

 机组负荷升高，蒸汽流量明显增大；

 循环水温度上升；

 机组启动过程中，疏水量增大；

 启动中打开旁路，减温减压蒸汽排到凝汽器中；

异常升高：

 抽真空系统运行异常，包括抽真空系统入口阀门被误关；真空泵故障停运，备用

泵没有自启；抽真空入口管道破裂或法兰结合面裂开；真空泵密封水补水中断，导致真空泵运行失常；

 真空破坏阀水封不正常，长期不补水，甚至被打开（会迅速上升，可能性小，因

为运行中被闭锁开）；

 轴封压力不正常，严重低于设定值（5KPa）或轴封压力大幅度波动；

 运行中旁路突然打开，大量减温减压蒸汽排到凝汽器中；

 循环水运行异常，循环水流量较大幅度下降：如循环水泵被停一台；循环水压力

下降；循环水管路破裂；高负荷下循环水联络门打开，大量循环水至相邻机组；

 凝汽器本体发生泄漏，包括：凝汽器本体产生裂逢；凝汽器人孔门不严；低压缸

轴端泄漏；机组检修时焊接错误，导致泄漏等。

3、 凝结水溶氧异常，高于正常值

 包括凝汽器压力异常升高所列的全部原因，严重时均有可能导致凝结水溶氧异常

升高，根据程度不同，影响溶氧值大小有所不同；

 凝结水泵入口管道不严密，存在泄漏点。判断方法是，启动某一台凝结水泵，若

凝结水溶氧值突增，将其停运后又立即降下来，则此台泵入口处存在泄漏，因为溶氧检测装置装在轴加出口处，与凝结水泵接近，有泄漏最快反映出来。泄漏点主要包括：入口管道法兰结合面泄漏；入口管道疏水水门不严；伸缩节结合面不严；手动阀门密封不严等；

 凝汽器放水门没有关闭严密；

 凝汽器水侧人孔门不严，或密封圈损坏；

 汽机各疏水至凝汽器的疏水管道调节阀后手动门或管道存在漏点；

 凝结水精处理装置再生时大量空气进入到凝结水中或精处理泵入口管道不严密，

存在泄漏点；

 凝汽器就地水位计或现场其他装置不严密，存在漏点。

4、 循环水中断凝汽器处理

根据《电力工业标准》：循环水断水，应迅速减负荷，并根据真空下降程度，随时准备不破坏真空故障停机。所以若循环水泵无法重新启动，机组低真空保护不久将会动作，或尽早锅炉手动MFT，确认锅炉燃料已切断，汽机，发电机联跳正常。机组跳闸后，暂不破

坏机组真空。若凝汽器压力升至80kpa以上，此时才打开凝汽器真空破坏阀，防止凝汽器内部超压，待真空至零时，应及时停止轴封系统运行（具体情况参见《两台循环水泵跳闸操作指导书》）。

六、 调试过程中出现的异常

1、

2000年：

 5月31日――对凝汽器热井放水，凝泵坑排水管堵，坑内水位高，停止放水，后

用临时管排至真空泵旁排水沟。

 7月28日---凝汽器水位不断上升至水位极高，从喉部人孔门漏出，测得热井水PH

为4.4，电导为15.24US/CM，钛管应没有漏，但扩容器喷水阀未关，估计这是水位不断上升的原因。

 8月10日――＃2凝补水箱水位一直上升，估计是凝补水至闪蒸箱喷水的逆止阀

V044不严，凝结水压力高倒流至凝补水箱。

 10月14日----做厂用电切换试验，1ESES301由厂变带，1ESES302由启备变带，

之后，1ESES302备用进线开关跳闸，#1炉水位高跳闸，1ESES301失电，柴油发电机自启，但出口开关未合上，手动合上。低压缸防爆膜因厂用电失去无法打开真空破坏阀而动作。手盘汽机和空预器。#1机盘车很重。

 12月10日---＃1机因闪蒸箱B侧减温水控制阀换灵，时开时关，造成凝泵因低

流量跳闸。

 12月20日---#2机凝汽器真空低的原因为：凝泵2B入口疏水门未关；循环水一

侧未投入。

2、

2001年：

 1月31日---#1机溶氧严重超标，给水60PPB，凝泵出口200PPB，原因不清。

 #2机多次发生凝结水溶氧严重偏大的现象，一方面是真空严密性不合格，一方面

凝结水泵入口处多次发生泄漏。

 4月29日---低压缸防爆膜破裂。当时#2机组负荷156MW， 正在停机过程中，

锅炉因一次风压低而MFT。#2机跳闸后，BSE令停运真空系统和轴封系统是造成低压缸防爆膜破裂的主要原因。因停机后，高低压旁路都是打开的，大量蒸汽从锅炉（汽包仍有3.0Mpa的压力）经过旁路系统排到凝汽器中，此时因真空系统和轴封系统都已停运，凝汽器内温度和压力急剧上升，使低压缸防爆膜破裂。凝结水泵B/C跳闸是次要原因，因为凝结水泵都跳闸后，凝汽器喉部喷水已失去，所以无法减温。

七、 凝结水系统异动

1、 异动前凝汽器真空报警值为24，既没有单位，数值也不对。由于凝汽器真空跳闸值为23.5Kpa，备用真空泵在14Kpa时启动，异动后将低真空报警值设为11Kpa。

2、 其他内容

1、 本机组的冷凝器为除氧冷凝器，即在凝汽器中加装了一个长筒形的除氧头，其原理是将除氧同冷凝相结合。除氧头的上方开了许多蒸汽孔，除氧筒布置在热井水位稍上

一些（约高出30-50cm）。除氧头的汽源来自于辅助蒸汽，在负荷低于50%额定负荷时，因凝汽器内的蒸汽较少，热力除氧效果较差，此时约有6.6T/H的辅助蒸汽通入到凝汽器，蒸汽往上喷，补给水向下淋，从而加热补给水使其达到饱和状态从而除氧。补水经喷嘴后呈雾状，最大限度地增加了水珠与蒸汽的接触面积，在低压缸排汽的加热下，补水被加热至饱和状态，从而使大部分不凝结气体从水珠中逸出，溶解氧也被释放到凝汽器的周围。当负荷高于50%额定负荷时，低压缸排汽量已经足够多，辅助蒸汽除氧电动阀便自动关闭。

2、 当凝汽器两侧都在运行时，对汽轮发电机的负荷并没有限制。当凝汽器一侧退出运行时，为了避免高负荷蒸汽引起另一侧钛管管束的振动，汽轮机的负荷要求降到70%额定负荷。

3、 现凝汽器正常水位为900 mm，高报为1100mm，低报为700mm。（而手册上稍微有一点偏差，分别为：正常水位为850 mm，高报为1050mm，高高为1150mm，低报为650mm）。

4、 机组启动过程中，在机组负荷低于50%额定时，需要将凝汽器除氧装置投入运行，在高于50%额定负荷时，自动投出。凝汽器本身也是一个除氧系统，按设计，它能在0-50%额定负荷下，凝结水溶氧能够小于14ppb，在机组启动到50-100%额定负荷运行时，溶氧能够小于7ppb。

5、 凝汽器内管材为钛管，管内走循环水，管外走低压缸排汽。凝汽器循环水进出口处都有一个由隔板隔离出来的较大的腔室，为各钛管均匀分配或收集循环水，使各钛管内循环水流速基本一致，也对循环水起缓冲作用。

6、 凝汽器循环水进出口处共有四个集水槽，每个集水槽各装有一个电导率监测装

置，该装置测点装在凝结水侧的钛管隔板正下方，此处最容易发生钛管泄漏，发生钛管泄漏时此处导电率也最大。所以若该处的集水槽泄漏检测装置的凝结水喷射阀打开时，可能该处有可能有泄漏。报警值为6.2us/cm，复位值为5.8us/cm。

7、 凝汽器水位低至100mm时，不但会跳凝结水泵，而且会将精处理泵跳闸。

8、 凝汽器真空破坏阀的补水水源为凝结水输送泵来水源。

9、 凝汽器端差的含义：凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差。如果端差值较大，一般表明凝汽器冷却表面较脏或钛管部分堵塞，导致传热较差，或者凝汽器汽侧漏入空气。

10、 凝结水的过冷却度含义：凝汽器压力下的饱和温度减去凝结水温度称为过冷却度。凝汽器钛管泄漏、凝汽器水位过高、凝汽器汽侧积有空气、凝汽器冷却水管排列不佳均可能使过冷度上升。

11、 在正常水位下，凝汽器热井容量为63M3，相当于系统满负荷运行时，凝结水5分钟的流量。