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汽轮机组凝结水过冷的原因及其消除措施王三全

发表时间：2020/9/3 来源：《基层建设》2020年第11期作者：王三全

[导读]

        山西瑞源电力工程有限公司
        凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅助设备，是汽轮机组的重要组成部分，它的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3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。凝结水的过冷度越大，说明被冷却水额外带走的热量越多，而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补，从而导致系统热经济性的降低。而且过冷度越大，凝结水中，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结水过冷度给以重视，并采取措施使其最小，以此来提高机组运行的经济性和安全性。
        第一、凝汽器过冷度表征凝汽器热水井中凝结水的过冷却程度。凝结水过冷度是凝汽器热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差，它表示了凝汽器热水井中凝结水的过度冷却程度，即称为过冷度。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。其中凝结水过冷度表征了凝汽器热井中凝结水的过冷却程度，凝汽器热井出口的凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差即称为过冷度。凝结水的过冷度越大，说明被冷却水额外带走的热量越多，而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补，从而导致系统热经济性的降低。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最小，以此来提高机组运行的性能。
        第二、由于凝结水的过冷却，使传给冷却水的热量增加，冷源损失增大，导致系统热经济性下降。凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量增加，这将导致凝汽器内换热管、低加及相关管道阀门腐蚀加剧，以致降低设备的使用寿命，不利于机组的安全运行。与此同时也加重了除氧器的工作负担，使除氧器的除氧效果变差，严重时会腐蚀处于高温工作环境下的给水管道和锅炉省煤器管，引起泄漏和爆管。
        第三、凝汽器管束布置是从减小汽阻、减小过冷度、均匀各部分传热面积上的热负荷的要求出发的。冷却水管在凝汽器管板上的基本排列方法有3种:三角形排列法、正方形排列法和辐向排列法。旧式的凝汽器通常为非回热式的，里面的管束布置密度很大，而且排列位置也有问题，这样造成蒸汽空气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时，产生很大的汽阻，导致内部绝对压力从入口到抽汽口逐渐降低，凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度，形成过冷度，造成蒸汽负荷大部分集中在上部排管处。凝结水通过密集的管束，又在冷却水管外侧形成一层水膜，起到冷却凝结水的作用，这时排汽口的蒸汽不能继续去回热热井中的凝结水，进一步加剧了凝结水的过冷。其中，凝汽器的汽阻过大是影响凝结水过冷度的一个很重要的因素。
        对于不同结构类型的凝汽器，在蒸汽负荷变化时，其过冷度的变化也是不同的。对于汽流向心式凝汽器，随着蒸汽负荷的提高，过冷度增大;而对于汽流向侧式凝汽器，蒸汽负荷升高时，过冷度减小。对于旧式非回热式凝汽器，蒸汽负荷减小时，不可避免地会引起过冷度的增加。张家口发电厂的300　MW机组采用汽流向心式凝汽器，其负荷与凝结水过冷度关系随着机组负荷的提高，过冷度有逐渐增大的趋势。凝汽器管束布置是从减小汽阻、减小过冷度、均匀各部分传热面积上的热负荷的要求出发的。冷却水管在凝汽器管板上的基本排列方法有3种:三角形排列法、正方形排列法和辐向排列法。旧式的凝汽器通常为非回热式的，里面的管束布置密度很大，而且排列位置也有问题，这样造成蒸汽空气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时，产生很大的汽阻，导致内部绝对压力从入口到抽汽口逐渐降低，凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度，形成过冷度，造成蒸汽负荷大部分集中在上部排管处。

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凝结水通过密集的管束，又在冷却水管外侧形成一层水膜，起到冷却凝结水的作用，这时排汽口的蒸汽不能继续去回热热井中的凝结水，进一步加剧了凝结水的过冷。其中，凝汽器的汽阻过大是影响凝结水过冷度的一个很重要的因素。
        对于不同结构类型的凝汽器，在蒸汽负荷变化时，其过冷度的变化也是不同的。对于汽流向心式凝汽器，随着蒸汽负荷的提高，过冷度增大;而对于汽流向侧式凝汽器，蒸汽负荷升高时，过冷度减小。对于旧式非回热式凝汽器，蒸汽负荷减小时，不可避免地会引起过冷度的增加。张家口发电厂的300　MW机组采用汽流向心式凝汽器，其负荷与凝结水过冷度关系曲线见图(2)。由图(2)可知，随着机组负荷的提高，过冷度有逐渐增大的趋势。
        通过上述分析可以看到，凝结水过冷度的存在威胁着机组的安全性和可靠性，凝结水存在过冷度，凝结水温度低于对应排气压力下的饱和温度，循环水带走的热量多，而凝结水带回的热量少，机组的经济性下降，通常过冷度增加1，机组热耗率上升0.02%~0.04%；过冷度存在使凝结水溶解氧，影响低压给水系统腐蚀。因此从设计、检修、运行维护等各方面引起足够的重视，降低凝结水过冷度，提高机组的经济性和安全性。
        第四、通过上述分析可以看到，凝结水过冷度的存在威胁着机组的安全性和可靠性，凝结水存在过冷度，凝结水温度低于对应排气压力下的饱和温度，循环水带走的热量多，而凝结水带回的热量少，机组的经济性下降，通常过冷度增加1，机组热耗率上升0.02%~0.04%；过冷度存在使凝结水溶解氧，影响低压给水系统腐蚀。因此从设计、检修、运行维护等各方面引起足够的重视，降低凝结水过冷度，提高机组的经济性和安全性。
        第五、通常凝汽器设置淋水装置和汽轮机排汽直接加热年级时的设计，来减少凝结水过冷度现象，以及凝汽器内鼓泡装置，近几年来研制了凝汽器加热凝结水的除氧装置和扫气式除氧装置。前苏联和美国电站凝汽器广泛采用鼓泡装置，在热水井中的凝结水被蒸汽鼓泡搅动而混合和加热，凝结水被加热到饱和温度时，释放出非凝结气体，减少凝结水过冷度，这种装置在低负荷启动和非正常工况下投运。加热凝结水的除氧装置是1984年2月Katsumoto ohtake等人提出快速去除凝汽器内凝结水中氧气和降低过冷度的设备，凝汽器内设有用隔板分割成明渠和暗渠，明渠中设有加热装置，凝结水先进入明渠被蒸汽加热，对凝结水除氧后流向暗渠，这种设施对全部凝结水加热，提高凝结水温度，降低过冷度，使除氧效果更好。扫气式除氧设备是日本keizo ishida等人于1983年2月提出热水井除氧效果和阻止氧气重新溶于凝结水及降低过冷度的装置，此结构是热水井和冷却水管之间安装两块倾斜上下错开的隔板，隔板固定凝汽器前后壁，凝结水沿次隔板曲折流动，热水井底部引入辅助蒸汽与凝结水流向相反，这样改善凝汽器除氧性能，且除氧时间减少，以及提高凝结水温度。通过凝结水过冷原因及影响因素分析得出从设计、检修、运行维护等各方面应认真重视，可有效控制凝结水过冷度，从而保证机组安全、经济运行，但目前机组运行中有的机组凝结水过冷度还很大，因此必须提高高度重视，做细致工作，认真分析，技术改进，找出原因及变化规律，凝结水过冷度达到设计要求完全可以实现的。
        第六、系统设计包括主冷凝器真空与凝结水过冷度建模、模糊控制系统设计以及模糊控制系统的实现与验证三个方面内容。
        总而言之，在凝汽器运行中，凝结水过冷度是一个不容忽视的性能指标，因此应在设计、改造、检修以及运行维护等各个环节采取措施，控制和消除凝结水过冷度，来提高机组运行的经济性和安全性。凝结水过冷度的大小主要与凝汽器内管束布置、铜管泄露、凝结水水位、补水方式、循环水温度及流量、真空严密性等因素有关。电厂为降低300MW机组凝结水的过冷度，采取了一系列的对策，如对凝汽设备查漏修复提高其严密性，加强凝结水水质、水位的监控，对循环泵运行方式进行了离散优化等，上述对策实施后有效降低了机组凝结水的过冷度，从而保证了机组经济、安全运行。