关于 #5机凝汽器过冷度的分析

关于 #5机凝汽器过冷度的分析

陈天顺

大唐淮南洛河发电厂  安徽淮南 232000

某厂#5机的凝汽器过冷度在高负荷时偏大，最大时有2-3度，08月18日，机组负荷540MW，高低压凝汽器真空分别为9.96、9.41 Kpa，此时DCS上凝汽器热井出口温度45.9度，就地用点温仪实测热井处温度基本上都在45度左右，SIS内凝汽器过冷度实时值1.7左右。我们知道绝对压力10Kpa对应的饱和温度为45.83，也就是说此时热井内水温不应该超过此数值的，但，此时DCS上凝汽器热井出口温度却高于凝汽器压力对应下的饱和温度，分析原因可能为凝汽器热井出口，也就是凝泵入口与13立方米疏水扩容器去凝汽器的接口较近，此时该疏水扩容器的温度为47.65度，当然也可能有测量偏差的原因，下面主要就过冷度过大的危害、影响因素及可采取的对策做一简要探讨。

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。

首先是对机组经济性的影响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。当凝结水过冷度增加2 ℃时 ,机组效率相对降低 0.038 %,标准煤耗增加约0.309 g/(kW·h) 。可见凝结水过冷度对机组的经济运行有明显的影响 ,是不可忽视的 ,因此必须采取各种措施降低凝结水过冷度，其次对机组安全性的影响，凝结水温度过低 ,即凝结水水面上的蒸汽分压力降低 ,气体分压力的增高 ,使得溶解于水中的气体增加。凝结水中含氧量增加 ,将导致凝汽器内换热管、低压加热器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。同时也加重了除氧器的工作负担 ,使除氧效果变差 ,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。

过冷度产生的原因

1 空气漏入凝汽器或真空泵工作不正常

在机组运行过程中 ,处于真空条件下的凝汽器、汽轮机的排汽缸以及低压给水加热器等如有不严密处 ,则造成空气的漏入;另外 ,真空泵工作不正常 ,也就不能及时地把凝汽器内的空气抽走。这使得凝汽器中积存的空气等不凝结气体增加。这样不仅在冷却水管的表面会构成传热不良的空气膜 ,降低传热效果 ,增加传热端差;同时由于凝汽器内的蒸汽混合物中空气成分的增高 ,蒸汽分压力的数值相对于混合物的总压力就会降低 ,这种蒸汽含量较少的空气蒸汽混合物将在更低温度的情况下凝结 ,因而产生了凝结水的过冷却。为分析空气漏入凝汽器对凝结水过冷度的影响 ,通过查询相关资料可知 ,直到蒸汽已凝结99 %时 ,空气漏入对凝结水过冷度的影响仍然很小。此后蒸汽继续凝结时 ,过冷度逐渐增加 ,当蒸汽已凝结 99. 99 %时 ,过冷度已相当大。但是由于最后这部分凝结蒸汽量已很少 ,所以对全部凝结水的平均过冷度不会有多大影响。

2 凝汽器冷却水入口温度和流量的影响

凝汽器冷却水的入口温度和流量是影响过冷度十分重要的因素。冷却水温度较低或部分负荷运行时 ,有时往往未相应减少冷却水流量 ,因而使冷却水流量相对增加。对于一给定的凝汽器 ,在不同运行工况下均存在一个极限真空 ,达到此极限真空后 ,再增加冷却水流量不但增大循环水泵耗功 ,还引起凝结水过冷。极限真空只是可以达到的真空 ,并非经济真空。试验与运行经验表明 ,在一定的蒸汽负荷及真空严密性条件下 ,当冷却水入口温度降低或流量增加时 ,凝汽器压力降低 ,真空增加 ,热井的凝结水的过冷度将增大。

3 冷却水漏入凝结水内

运行中 ,由于管板胀口不严有轻微的泄漏 ,造成冷却水漏入凝结水内 ,也有可能使凝汽器内冷却水管腐蚀或由于振动而损坏 ,甚至有冷却水管被硬物击伤 ,导致冷却水管破裂 ,冷却水便会大量漏入凝结水中 ,从而使凝结水温度降低 ,过冷度增加 ,此时还伴有凝结水硬度增大的现象发生。

4 凝结水水位过高

运行过程中 ,由于凝结水泵中发生汽化或其它故障 ,使凝汽器热井中凝结水水位过高 ,淹没了下部的冷却水管 ,这样冷却水又带走一部分凝结水的热量 ,使凝结水再次被冷却 ,过冷度必然增大。同时 ,回热蒸汽的流动也因此受到一定的限制 ,管束上落下的凝结水不能得到充分回热 ,这也增加了凝结水的过冷度。

5 凝汽器补水的影响

在冬天补充水温度一般低于设计工况时凝汽器中凝结水温度。这样将温度较低的补充水直接补入凝汽器的热井 ,而在补充水流量较大时 ,势必造成凝结水温度的降低 ,致使过冷度增加。

6 凝结水含氧量的影响

凝汽器凝结水中含氧量增加有两个原因:一是凝结水过冷度增加所致;二是真空部分有空气漏入 ,特别是凝结水泵的入口轴封处。凝结水过冷度的增加 ,使得水中的含氧量增加 ,同时加剧了给水系统的腐蚀 ,对机组的安全运行有一定的影响 ,凝结水的含氧量与凝结水过冷度是相关联的。在凝结水温度过低时 ,凝结水水面上的蒸汽分压降低 ,则空气分压增大 ,导致水中的溶氧增大 ,低压加热器管路腐蚀加剧 ,这样不利于运行人员对机组性能监测。我厂#5机在冬季环境温度过低（每次都是在夜班且环境温度低于0度时）时，凝水含氧量时常超标应为此原因。

7 降低凝结水过冷度的对策

关于设计中可采取的对策，在此也不做表述了，只谈谈与我们有关的，

7.1 保证真空部分的严密性

汽轮机的真空部分和凝汽器本身的不严密性或真空泵工作失常 ,都会造成凝汽器内空气量的增加。这不仅使传热效果变坏 ,传热端差增加 ,真空降低 ,而且还导致蒸汽分压力下降使凝结水产生过冷。因此 ,在运行中 ,当发现凝汽器传热端差增大 ,同时过冷度又增加时 ,则表明凝汽器中空气量增加。在这种情况下 ,应检查真空系统的严密性和真空泵的工作情况 ,堵补空气漏入点 ,及时消除故障;投入轴封压力调节自动 ,并将轴封压力控制在规定值内 ,以防空气从轴封漏入。加强运行设备检查 ,寻找泄漏点 ,利用大、小修机会对凝结器负压系统进行灌水查漏 ,对泄漏点及时处理。

7.2 加强对凝结水水位、水质的监视与控制，对凝汽器水位定期进行校对

一方面运行人员加强对凝结水水位严格监视;另一方面应调整好凝汽器水位自动调节的设定值 ,消除补水门的内漏 ,使补水正常工作利用凝结水泵本身的运行特性 ,采用凝汽器相对低水位运行方式。通过以上措施 ,凝汽器水位一直稳定在规定的范围内。运行中加强对凝结水水质的监视。为了防止热力设备结垢和腐蚀 ,加强对凝结水硬度、溶解氧等指标的及时掌握。运行中凝汽器管腐蚀泄漏 ,会引起凝结水硬度超标 ,过冷度增大。若水质超标不严重 ,硬度不是很高 ,此时如进行查漏 ,不易找到,可采取运行中降负荷半侧凝汽器查漏方法堵漏或停机时堵漏。

7.3 加强对真空泵的检查与监视，及时发现缺陷 ,保证真空泵正常工作 ,以便可及时抽出凝汽器内不凝结气体。

7.4 检查排入凝汽器的各种疏水、补充水、再循环水及其它附加流体的接入管道 ,对于部分设计不合理的管道汇报上级进行改造 ,使其接入点一定要高于凝结水水位 ,最好接至凝汽器上部蒸汽空间 ,并装折流档板 ,防止冲刷冷却水管 ,以除掉这些水源中的空气 。

7.5 对冷却水的流量进行调节

循环冷却水温与机组负荷较低时 ,为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电 ,应减小冷却水流量，以适应在不同机组负荷、不同季节对于循环水流量变化的要求 ,可启停备用循泵或厂里利用大小修对循环水泵进行变频改造 ,进行循环水量的调节 ,实现不同季节循环水量的灵活调节。