火电厂凝气设备介绍及运行分析
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摘 要：凝汽器的主要作用是在汽轮机排汽缸处建立并维持所需真空，使蒸汽在汽轮机中尽量膨胀到较低压力多做功。现代电站使用的凝汽器主要是以水为冷却介质的表面式凝汽器和大量空气冷却风扇组构成的空冷岛式凝汽器。资料表明，超临界600MW湿冷机组额定工况下，真空下降1KPa将影响供电煤耗2.35g/（KW.h），循环水温度变化1℃，影响煤耗0.6g。灌水查漏工作的质量直接关系到机组大修后启动凝结水水质快速达标与否，同时保证机组启动后真空值达到优秀。
关键词：凝汽器 表面式凝汽器 真空 灌水查漏
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2019）11-0-02
火力发电厂汽轮机辅助设备中的凝汽设备，是电厂热力循环中的重要一环，对整个火电厂的安全运行有着决定性的作用。认真研究火电厂凝汽设备的性能，通过合理的运行分析提供有价值的技术改造方案，同时通过优化运行努力提高凝汽设备的效率意义重大。
一、凝汽设备介绍
1.凝汽器的作用
凝汽器的主要作用是在汽轮机排汽缸处建立并维持所需真空，使蒸汽在汽轮机中尽量膨胀到较低压力多做功;汽轮机排汽通过与循环水换热凝结成水，再经凝泵等升压后回热加热作为锅炉给水循环使用。凝汽器抽真空设备还可除去不凝结气体，凝汽器的疏水扩容器也是机组疏水的主要去处。
凝汽器的设计应符合下列要求：
1.1结构上的高严密性，即高真空度。
1.2较高的换热系数。凝汽器的换热管束一般采用导热性能好的钛合金管或者不锈钢管。
1.3汽阻要小。凝汽器内蒸汽由其喉部经管束流向热井方向及真空泵抽气口，不可避免的会产生流动阻力，即汽阻。
1.4凝结水的含氧量。含氧量过大会引起凝结水系统管道和设备的腐蚀。
1.5循环水流动阻力（即水阻）。
二、凝汽器的分类
现代电站使用的凝汽器主要是以水为冷却介质的表面式凝汽器和大量空气冷却风扇组构成的空冷岛式凝汽器。为了改善大机真空，还会将经空冷风机冷却后的凝结水送入小机凝汽器用循環水进行水冷，后者常被称为尖峰凝汽器。
1.表面式凝汽器
表面式凝汽器在火电厂中广泛使用，冷却水管装在凝汽器内两侧的管板上，蒸汽进入凝汽器后在冷却水管外汽侧空间冷凝，然后汇集到热井中，由凝泵抽走。冷却水从进口水室进入凝汽器，先进入下部冷却水管束，通过联通水室流入上部冷却水管束内，再由冷却水出口水室排出。
同一股冷却水在凝汽器内转向，前后两次流经冷却水管的称为双流程凝汽器;同一股冷却水不在凝汽器内转向的称为单流程凝汽器。
凝汽器的传热面分为主凝结区和空气冷却区，其间用挡板隔开。汽轮机排汽刚进入凝汽器时，所含的空气量占比极小，凝汽器的总压力可用蒸汽分压力代替。蒸汽在主凝结区大量凝结后到达空气冷却区入口，剩下的混合物进入空冷区蒸汽继续凝结，到空气抽出口处空气的分压已经和蒸汽的大致相当，对应的饱和温度也明显降低，空气才有可能被冷却减少容积流量，以利于抽气设备工作。
2.双背压凝汽器
目前600MW及以上机组通常采用多背压凝汽器。如果汽轮机有多个排汽缸，相应地有多壳凝汽器分别接收这些排汽缸的排汽，或单壳凝汽器设计成具有多个独立的蒸汽室，分别接收多缸排汽，那么通过让冷却水依次流过各独立壳体或独立汽室内的冷却管使多壳凝汽器的各个壳内或凝汽器的各个蒸汽室内达到不同的设计压力值，这种凝汽器称为多压凝汽器。具有2个壳体或2个汽室的凝汽器可以构成双背压凝汽器。
三、凝汽系统设备的组成
1.凝汽器的结构
现以东方汽轮机厂生产的N-18250-9型凝汽器为例介绍。该凝汽器为单壳体、双流程、单背压表面式凝汽器，包括喉部，2个壳体（包括热井、水室、回热管系），循环水连通管，汽轮机排汽缸与凝汽器连接的不锈钢膨胀节，底部的滑动、固定支座等组成的全焊结构[1]。
1.1喉部
喉部的四周由厚20mm的钢板焊成，内部桁架支撑，整个喉部刚性较好。喉部上布置有组合式低压加热器、给水泵汽轮机的排汽接管、汽轮机旁路系统的减温减压器等。
第5～8段抽汽管道从喉部顶端引入，第5、6段抽汽管通过喉部壳壁引出，7、8段抽气管接入组合式低压加热器。
与之不同的双背压凝汽器抽空气系统为串联方式，抽气管道在低压侧和高压侧之间通过节流孔串联连接，经低压侧壳体引出。
1.2壳体和水室
壳体由20mm厚的钢板拼焊而成，内有支撑杆等加强件。壳体被分隔为A、B两侧分别通入循环水冷却。
冷却水管在壳体内组成4组管束（管束为三角形排列）。冷却水经入口水室进入中间两组管束，经联通水室回转，然后分别从两侧的两组管束流经出口水室流出凝汽器。在每组管束下部均设有空气冷却区，其空气抽出管由气侧空间引出，空气冷却管采用φ22*0.7/TP316L不锈钢管，主凝结区顶部外围两排冷却水管采用φ22*0.7/TP316L不锈钢;主凝结区管束均采用φ22*0.5/TP316L不锈钢管。冷却水管的两端采用胀焊方式固定在端管板上。
凝结水出口设置在热井底部，出口处设置了消涡装置。
入、出口水室及联通水室均为由钢板卷制成的弧形结构，具有结构简单、流动性好、阻力小振动小，利于水流进入冷却水管等优点。在喉部、壳体下部、水室上均有人孔，以便对凝汽器进行检修、维护。
1.3连接和和支撑方式
凝汽器与汽轮机排汽口采用不锈钢膨胀节挠性连接，凝汽器下部为刚性支撑，运行时凝汽器上、下方向的热膨胀由喉部上面的波形膨胀节来补偿，在其底部设有一个固定支架、4个滑动支座。 三、运行分析与凝汽器灌水查漏
各种运行因素对机组热耗影响的对比表明，凝汽器真空下降3KPa对热耗的影响程度比主、再热蒸汽温度下降14℃、高加停用的影响要大得多[2]，所以必须对凝汽设备的运行加强监视。资料表明，超临界600MW湿冷机组额定工况下，真空下降1KPa将影响供电煤耗2.35g/（KW.h），循环水温度变化1℃，影响煤耗0.6g。
从运行安全角度讲保持凝汽器真空系统的严密性，防止空气漏入，提高热交换率，不断排出不凝结气体至关重要。凝汽器水侧的严密性主要是防止循环水漏入被冷凝的汽侧，导致凝结水质恶化，电厂很多时候凝结水质变化与水侧泄露有关。
有关提高凝汽器换热系数方面，除了必要的金属材料外，我们也应当关注防止铜管管束壁结垢以及降低汽侧含氧量等。关于汽阻的影响，合理布置管束尽可能减小和均匀汽阻尤为重要，汽阻一般为0.27～0.4KPa。
凝结水溶氧量过大引起凝结水管道腐蚀进而引发管道应力弱点断裂的事故在运行中也发生过不少，所以凝结水水质监测是化学监督的重要部分。提高凝汽器循环水管束内壁清洁度对于减少管壁结垢和腐蚀非常有效，而胶球冲洗系统是电厂最常用的方法，同时循环水在凝汽器内的水阻也会大大减小。此外循环水入口水室加装可以反冲洗的二次滤网也是不错的方法。
以下重点就对凝汽器真空严密性有至关重要性的灌水查漏工作进行讨论。机组大修后启动前都要进行凝汽器凝结水侧灌水查漏工作，以查找冷却水管及管板焊口等处有无漏点，设法消除缺陷保证机组安全启动。
1.凝汽器灌水查漏做措施
1.1确认相关系统停运：检查大、小机已打闸且小机排汽门关闭，检查小机抽真空手动门关闭，汽轮机系统消压为零，检查凝泵、循泵已停电。
1.2关闭系统相应阀门：关闭凝汽器汽侧、电侧放水门，关闭凝泵入口门、抽真空门，关闭机组真空破坏门。关闭与真空泵相连的凝汽器抽空气门，关闭凝泵机械密封水供、回水门，关闭凝结水和凝补水至给水泵机械密封水冷却水。关闭除氧器溢流及辅汽等至凝汽器疏扩的手动门。
1.3对主、再热汽系统阀门的校严：主蒸汽管道、主汽门前、主汽门上、下阀座、高调门导管疏水门校严。高压内缸及高排逆止门前、后疏水门，高压缸倒暖、VV阀前、低旁电动门疏水门校严。中压缸本体及中联门相关疏水门、门杆泄汽疏水门的校严。
1.4回热加热器系统放水、放气门的关闭：关闭3号高加事故疏水调门后手动门，关闭5～8号低加相关事故疏水管道放气、放水门，疏冷段放气门、启动排气门，关闭相关正常疏水管道放空气、放水门。关闭一三四五六段抽汽逆止门、抽汽电动门、小机供汽电动门前后疏水门。
1.5杂项母管相关用户及轴封系统的隔离：关闭低压缸喷水、水幕喷水、疏扩减温水、三级减温水手动门，关闭凝结水再循环调门后手动门。关闭小及轴封系统供、泄汽各疏水门，汽缸夹层加热疏水门，关闭大机轴封高、低压汽源供汽管路及高、中、低压轴封供汽疏水门，回汽疏水门。关闭轴加至多级水封筒手动门。
1.6凝汽器水侧的措施：关闭凝汽器水室出、入口电动门，微开出入、口水室及联通水室放水、放气门，断开出入口水室电动门电源开关。注意循环水排污泵坑排污泵运行良好。
2.灌水查漏
灌水查漏措施做完后，檢修人员需对凝汽器底部做刚性立柱支撑，因为原来的弹簧支撑不足以支持灌水查漏过程。凝汽器底部和凝结水热井底部凝结水管道留有预接观察水位软管的细管（带阀门），注水工作开始前应将临时水位软管接好并保证足够灌水查漏高水位使用。
灌水查漏注水初期用凝补水泵通过凝汽器上水调门注水，待水位升至凝汽器水位计可见处可改用机组大除盐水箱启动除盐水泵补水，注水标准为水位达到汽轮机排汽缸与凝汽器连接的不锈钢膨胀节处，静置6～8小时。检修人员可通过凝汽器水室放空气、放水门有无见水初步判断凝汽器是否泄漏，同时检修人员需打开凝汽器各人孔门检查冷却水管与管板，管板与壳体等处焊点有无开焊。凝汽器临时水位计水位的下降速度也可以辅助判断泄漏速度。
灌水查漏工作的质量直接关系到机组大修后启动凝结水水质快速达标与否，同时保证机组启动后真空值达到优秀。
参考文献
[1]东方汽轮机厂. N-18250-9型凝汽器：东方汽轮机厂.
[2]中国大唐集团公司，长沙理工大学组编.单元机组设备运行. [M]中国
电力出版社，2009.12.
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