N-6815-1型凝汽器工作异常原因分析及解决办法

(神华准能公司 发电厂 运行部，内蒙古 薛家湾 010300)
摘 要：文章分析了 针对N－6815－1型凝汽器甲乙两侧运行中所存在的循环水出口温度、排汽温度、两侧 抽气管管壁温度等偏差大的问题，对产生这些问题的原因进行了分析。通过检查发现了凝汽 器侧壁汽室积水的重大隐患，并进行了改进，保证了机组的安全生产和经济运行。
关键词：凝汽器；侧壁汽室；积水；改进
中图分类号：TM621  文献标识码：A  文章编号：1007—6921(2009)15—0068—02 

凝汽设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，它的工作性能好坏将直接影响整个汽 轮机组的经济性和安全性。在运行中因凝汽设备故障（如：铜管结垢；真空系统严密性差； 抽汽器故障；铜管漏泄等）原因所引起的机组降出力和停机事件屡见不鲜。因此如何很 好地消除凝汽设备故障，保证凝汽设备的最佳工作状态，对机组的安全生产和经济运行都是 至观重要的。准能公司发电厂2台100MW汽轮机的N-6815-1型凝汽器甲乙两侧，在运行中存在 着循环水出口温度偏差大，排汽温度有一定的偏差，两侧抽空气管管壁温度偏差大，偶尔有 凝汽器真空短时间缓慢下降，后又自动恢复的现象。上述问题影响了凝汽器的正常工作，同 时危及到机组的安全运行。据了解，包头二电厂100MW机组N-6815-1型凝汽器在运行中也有 类似问题发生。下面在检查分析凝汽器工作异常原因基础上，介绍所提出的改进措施。
1 凝汽器设计参数及存在的问题

N-6815-1型凝汽器分甲乙两侧，其顶部中间有带伸缩节的面积为4.44m2的蒸汽联通管 相连接。每侧冷凝管束由5 168根，Ф25×1×8 470mm的锡黄铜管组成。凝汽器的空气管布 置在 管板中心，由前水室引出。甲乙两侧各设抽气口，经抽空气管路引出汇至一抽气母管，由 射水抽汽器抽出。

准能公司发电厂1、2号机组自1992、1993年相继投运以来，凝汽器循环水甲乙两侧出口水温 一直偏差较大，相差2℃～6℃。机组负荷增加，甲乙两侧出口水温差值增大；机组负荷减少 ， 甲乙两侧出口水温差值减小。经过长期观察发现2台凝汽器运行中甲乙两侧参数变化有下 列共同点：循环水出口温度高的一侧，排汽温度低，传热端差小，真空高，抽气管热（甲乙 两侧对比）；循环水出口温度低的一侧，排汽温度高，传热端差大，真空低，抽空气管凉（ 指抽汽口至甲乙两侧抽空气管混合前的这段），两侧排汽温度差值1～2℃，抽气管凉的一侧 管壁温度有时基本接近周围环境温度。
2 凝汽器工作异常的原因
2.1 循环水量分配

循环水量分配不均匀可造成凝汽器循环水出口水温出现偏差，通过对水侧系统的阀门管路进 行了认真检查，均正常，对凝汽器甲乙侧水量多次进行调整，均未收到满意的效果。
2.2 凝汽器铜管结垢

凝汽器铜管结垢将影响铜管的换热效果，如甲乙两侧结垢程度不一样，将使甲乙两侧铜管的 换热系数不同，造成循环水出口温度的偏差。但多次对凝汽器铜管进行检查清扫，仍未消除 循环水甲乙两侧出口温度偏差大的问题。
2.3 真空系统的严密性

真空系统严密性差，空气在真空系统的不严密处漏入到凝汽器中，将使空气的分压力增大， 另外空气积聚在铜管外壁周围，将使凝汽器传热阻力增加，传热端差增大，最终使排汽压力 和温度升高。因此如甲乙两侧凝汽器中的某一侧严密性较差，也将造成甲乙两侧循环水出口 温度的偏差。经多次对2台机器做真空严密性试验，严密性均在良好范围内，未见异常。
2.4 凝汽器汽阻偏差大

由于甲乙两侧凝汽器共用1条抽气母管，如甲乙两侧汽阻不同 ，汽阻小的一侧凝汽器内积存的空气抽出速度必然要大于另一侧，汽阻大的一侧凝汽器就有 可能造成空气不能正常抽出，积聚在凝汽器内，使凝汽器内分压力提高，排汽温度升高，真 空下降。如果凝汽器正常运行，甲乙两侧凝汽器的抽气管管壁温度应基本相同，结合抽气管 管壁温度不同（多次测试温度相差在5℃左右），基本可以判断凝汽器甲乙两侧的汽侧阻力 有较大的偏差。抽气管管壁温度低的一侧凝汽器气阻大，抽出的空气量小，致使凝汽器工作 异常。造成凝汽器汽阻大的原因有以下几点：
2.4.1 抽空气门柄脱落，在停机中对甲乙侧抽空气门都进行了认真的解体检查，发现门 柄无脱落现象。
2.4.2 空气流通渠道受阻，于1998年2号机组大修期间，在甲侧凝汽器空气抽出口左上方 外壁开 了一个方孔，对其内部抽气系统进行检查，发现在凝汽器侧壁汽室底部积存较多的水，已淹 没了部分抽气口，上方的空气流通方孔均正常，无堵塞现象。凝汽器抽气系统见图1。

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1-凝汽器乙；2-蒸汽联通管 3-抽空气母管 4-汽室积水部位 5-凝汽器甲  6-抽气口 7-侧壁汽室 8-丝堵 9-新增疏水管路 10-热井
3 凝汽器侧壁汽室积水的原因和危害
3.1 积水原因

汽轮机排汽进入凝汽器后不断放热凝结，流经空气冷却区后蒸汽的大量凝结工作已基本结束 ，但仍有少量未凝结的水蒸汽和漏入的空气一起汇集于凝汽器中间的抽气管，共同流向侧壁 汽室至抽气母管，被抽汽器抽出。由于靠近这段气室内壁是凝汽器循环水入口水室外壁的一 部分。实测侧壁汽室与水室的接触面积为1.5m²，凝汽器水室入口水温度较低，而侧壁汽 室 内的空气混合物略低于排汽温度，与循环水入口温度差值较大。因此空气混合物流过这段气 室会有很大一部分未凝结的蒸汽放出热量凝结成水。沿侧壁下落于汽室底部。由于汽室内没 有疏水装置，水在汽室底部会越积越多，水位逐渐上升。

汽轮机大修后，为检查真空系统漏泄点，一般在启机前先进行凝汽器灌水试验，灌水时水也 将沿空气通道进入侧壁汽室和抽空气管路并积存在这里。当启机抽真空时这部分水在抽汽器 和凝汽器内压差的作用下被排入射水箱直至漏出一侧空气抽出口为止，因此甲乙两侧凝汽器 侧壁汽室内的水位会有一定的差异。      
3.2 积水危害

由于汽室内的水位逐渐上升，遮住了部分空气抽出口，空气流通阻力将有所提高，特别是 侧壁 汽室水位高的一侧凝汽器，因为大部分空气抽气出口被水淹没，空气流通阻力将显著提高， 这 一侧凝汽器内空气的分压力将提高，真空下降。由于甲乙两侧凝汽器内压力不同，凝汽器真 空低的一侧凝汽器将有一部分排汽和空气通过顶部的联通管流入邻侧凝汽器，加重了邻侧凝 汽器的热负荷。

另外空气分压力的增大，将增加空气在水中的溶解度，使凝结水的含氧量增加，加剧了低压 管道和低压加热器的腐蚀，增加了除氧器的负担，对机组安全运行有不利的影响。此外空气 分压力增大还使凝结水过冷度加大和增加抽汽器的负担等不利影响。

原凝汽器侧壁汽室无疏水装置，只在侧壁汽室外壁下部有一丝堵，是为在停机后放疏水用。 机组是连续运行的，疏水将不断产生和积累，增加了空气的流通阻力。使机组运行的经济性 下降，安全性同时也受到影响。
4 解决办法及效果

增设疏水排放装置是解决积水问题的关键所在，由于在凝汽器内加装疏水管，工艺要求高 ，施工困难，不宜进行。经研究在甲乙两侧空气抽出口下部丝堵处各加装了Φ25×3的疏水 管，引至相对应的热水井，让运行中生成的积水经疏水管自流入热井。这样既解决了积水问 题，又回收了工质。经过上述改造的机组投入运行后，实测凝汽器循环水出口温度甲乙两侧 差值下降至1℃以内，两侧排汽温度基本一致。两侧抽空气管温度相同。1号机凝汽器也利用 大修机会进行了相同的改进，收到了同样的效果。改进后的凝汽器投入运行几年来，运行状 况一直比较稳定，未再出现类似问题。2号机凝汽器侧壁汽室加装疏水管前后的运行测试数 据见表1。

从上表的测试数据看出，改进后凝汽器甲乙两侧的循环水出口温度偏差下降至1℃以内，凝 汽器真空比改前提高了约1kPa，相应机组发电煤耗率降低3g/kW.h，可节约标准煤2 400t/a( 按2009年神华准能公司发电厂发电量8亿℃计算），按现行标煤单价270元/t计算，可节约 资金64.8万元/a。取得了显著的经济效益。