燃机电厂凝汽器真空系统泄漏原因分析、处理

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影响凝汽器真空的原因和解决方法

影响凝汽器真空的原因和解决方法

影响凝汽器真空的原因和解决方法摘要:凝汽器主要作用是将汽轮机排汽凝结成水,去除非凝结气体,并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度,使得低压缸排汽参数尽可能低以提高汽水循环的效率。

所以保持凝汽器真空对整个机组的经济性和安全性很关键,在最近468MW机组的启动过程中,出现了真空达不到要求的情况,遂逐一排查,最终找到影响真空的漏点,经过处理后凝汽器压力恢复正常。

关键词:凝汽器;真空;真空泵;凝泵上海闵行燃气发电有限公司是上海电力控股投资的示范性工程项目,本工程建设1套468MW(F级)和一套745MW(H级)燃气-蒸汽联合循环发电机组。

本次启动试验是F级工业重型燃气轮机,后文统称为2号机。

2号机抽真空系统的主要设备包括:2台100%容量的真空泵,1台凝汽器,及其连接管道、截止阀、隔绝阀、控制阀等。

凝汽器型式为单背压、单壳体、双流程、轴向排汽。

两台真空泵为双级水环式真空泵,相比传统的单级泵,其抽气性能曲线下降平缓,可获得的空度更高,能耗更低,抗汽蚀能力也更好。

在常规运行中,在单台真空泵投入下,凝汽器背压达到5-9kpa的运行标注,满足燃气轮机的启动条件。

但在某次机组启动过程中,开启单台真空泵后,凝汽器背压始终维持在55kpa无法下降,真空无法完全建立,使机组启动陷入停滞。

一、真空无法下降的主要原因大气中的空气进入凝汽器负压系统是引起凝汽器真空下降的主要原因,在道尔顿的分压定理里在温度与体积一定时,混合气体中各组分气体的分压之和等于混合气体的总压。

其数学表达式为(1):P = P1+P2 +……+Pi(1)对于机组来说P就是凝汽器中所有混合气体的总压,当P1是蒸汽压力时,其余的分压均为漏入凝汽器中的不凝结气体。

通过公式可知,当大气中不可凝结的气体,泄露进凝汽器真空系统,不凝结气体的比例上升,则除P1外分压力就会上升从而导致凝汽器的总压力变大,即真空度下降。

所以真空系统中有大量的空气进入,是对机组真空系统造成影响的最主要因素。

某电厂凝汽器铜管渗漏原因分析

某电厂凝汽器铜管渗漏原因分析

某电厂凝汽器铜管渗漏原因分析
凝汽器是常见的热交换器之一,主要是在汽轮机工作时,将排出的高温蒸汽冷却成水,以供给锅炉再次循环使用。

凝汽器内部的铜管负责将蒸汽中的热量散发出去,当铜管出现
泄漏时,就会导致凝汽器效率下降,甚至直接影响到电厂的运行。

本文将对凝汽器铜管渗
漏原因进行详细分析。

1. 铜管裂纹
凝汽器的铜管是由许多段钎焊而成的,不同铜管的接口处容易形成应力集中,因此长
期受到冷却水和高温蒸汽的交替作用,铜管膨胀和收缩不均匀,就容易形成裂纹。

此外,
铜管表面积聚的冷媒残留物也可能会在长期侵蚀下导致铜管产生裂纹,从而导致渗漏。

2. 铜管腐蚀
凝汽器内部的冷却水中通常含有氧化剂和硬度物质,这些物质会在铜管表面形成氧化
层和水垢,长期侵蚀下会形成铜管的腐蚀。

此外,水中可能含有形成悬浮颗粒的物质,这
些颗粒物质可以在铜管内部和外部形成颗粒物聚集层,进一步加速铜管的腐蚀,导致铜管
渗漏。

3. 焊点开裂
凝汽器铜管的焊点是经过高温钎焊而成的,这些焊点常常是凝汽器渗漏的另一个原因。

焊点的开裂可能是由于焊接工艺不当,焊接过程中出现渗锡等现象,造成焊点强度不足导
致开裂。

另外,长期的水力冲击也会导致焊点开裂,加重泄漏的情况。

4. 不当的密封材料
凝汽器铜管连接处常常需要采用密封材料进行密封。

密封材料的选择和应用非常关键。

如果密封材料选择不当、粘接不牢或者使用寿命过长,就很容易导致密封材料脱离,失去
密封性能,从而导致渗漏。

综上所述,凝汽器铜管渗漏的原因是多方面的,在电厂中要加强铜管的检查和维护,
以确保电厂的正常运行。

凝汽器真空影响因素分析及处理措施

凝汽器真空影响因素分析及处理措施

凝汽器真空影响因素分析及处理措施摘要:凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的一个重要组成部分,在整个热力系统中起着冷源的作用。

凝汽器真空作为火力发电机组汽机侧一项重要的经济指标对整个机组的热经济性起着至关重要的作用。

本文从冷端系统角度分别研究凝汽器端差,循环水温升,循环水进口温度等对机组真空的影响,并提出了一系列真空下降的解决方法和处理措施,为全国凝汽式汽轮机组解决真空降低问题提供了一定的依据。

关键词:真空冷端系统端差循环水温升循环水进口温度处理措施0 引言凝汽设备在电厂凝汽式汽轮机组的热力系统中的功能主要体现在将汽轮机的排汽凝结成水。

除此之外,作为整个热力循环中的冷源,凝汽设备还要在汽轮机排汽口建立并维持一定的真空。

凝汽器真空是衡量机组热经济性的重要指标,真空过高或过低不仅对汽轮机装置的效率产生重大的影响,而且会影响汽轮机组的安全。

因此研究凝汽器真空对提高整个汽轮机组的热经济性有着重大而积极的影响。

本文从汽轮机冷端系统角度分析,将影响机组真空的原因进行了系统分析。

1 影响真空的因素具体包括以下三个方面①凝汽器传热端差因素。

②冷却水温升因素。

③冷却水进口温度因素。

2 运行中影响凝汽器端差的因素凝汽器排汽温度与冷却水出口温度之间的差值,就是凝汽器的传热端差。

2.1 凝汽器的冷却面积的影响因素。

一般设计时凝汽器的冷却面积已经确定,但是在实际运行过程中凝汽器水位会影响凝汽器实际的换热面积。

凝汽器水位过高会带来两种后果:一是会造成汽轮机低压缸排汽空间的减少,从而导致换热面积减少,低压缸排汽温度升高,真空降低;二是会造成凝结水过冷,从而降低机组经济性。

2.2 传热系数的影响因素。

影响凝汽器传热系数的因素比较复杂,主要包括凝汽器传热性能、热负荷、清洁系数、空气量等。

2.2.1 凝汽器热负荷。

机组负荷升高,相应的汽轮机排汽量增大,凝汽器热负荷越高,会导致凝汽器真空下降。

当真空下降到某一数值,要进行限制出力,使凝汽器热负荷降低,维持机组真空。

一起凝汽器漏真空案例分析及处理

一起凝汽器漏真空案例分析及处理

研究探讨一起凝汽器漏真空案例分析及处理王春亮 王永胜(国投钦州发电有限公司 广西钦州535000)[摘要]针对火电厂中真空系统的泄漏问题,应用氦质谱检漏技术、结合现场实际状况,从凝汽器真空系统的运行、设计、各种参数等方面,通过采取运行方式调整、外部查漏、数据分析、系统停运等治理对策,解决了某发电公司2号机组凝汽器真空系统泄漏、严密性偏大等问题,提高了机组运行的安全性、经济性。

[关键词]机组真空 真空泄漏 真空查漏 严密性 解决措施引言当前,在日常的生产和生活中,人们对电能的需求明显处于上升的趋势,汽轮机在这一过程中也得到了十分广泛的应用。

但是汽轮机在长期使用的过程中会出现一定的异常现象。

真空系统在运行的过程中是十分容易出现问题的,所以在汽轮机运行的过程中,一定要对汽轮机内部的真空系统异常现象进行全面科学的分析,同时还要有针对性的采取有效的措施对其加以处理;同时汽轮机真空严密性在机组经济、安全运行中发挥着至关重要的作用。

广西某电厂2号汽轮机组因为真空系统泄漏、严密性严重不合格,导致发电煤耗短期增加了10.4g/kWh,机组发电成本大幅上升。

经过处理后,真空由90.93kpa/90.81kpa至94.48kpa/94.7kpa,凝结水溶氧、真空系统恢复正常。

1汽轮机真空系统查漏的重要性作为发电厂保证电力供应的重要基础,汽轮机真空系统在日常的工作中务必要确保能够正常地运行。

如果真空系统有漏点,不仅会影响凝汽器钛管的热交换能力,还会造成凝结水过冷,增加凝汽器端差、降低循环热效率。

例如600MW的机组,额定负荷时真空与额定值相比每降低1kpa,机组热耗上升0.6%-0.7%,煤耗增加2.6g/KWh左右;如果机组进汽量不变,那么机组的出力也将降低0.6%-0.7%,还会使凝结水溶氧超标导至凝汽器末级叶片、汽水管道的腐蚀,使机组安全运行受到威胁。

查漏的位置有:1.1真空系统的查漏通常采用负压采样法,开始工作前将吸枪置于被测机组真空泵的排气口。

燃机电厂凝汽器泄漏原因分析及处理

燃机电厂凝汽器泄漏原因分析及处理
高了钛管的寿命 ,且效果非常显著。但该技术方法
5 凝 汽器 检漏 的 两种 常用 方法
较为复杂 ,对处理工艺 的要求较高 ,尤其是化学清洗工艺 ,如果
薄膜法可以在机组维持真空的情况下使用 ,先将单侧凝汽 处理不 当,甚至会造成钛管的腐蚀 ,并加剧钛管的磨损。一般我
器 切 断 ,打 开水 侧 人 孔 门进 入 ,用 塑料 薄 膜 贴 在 凝 汽 器 钛 管 的 们可以利用设备检修时间段 ,对钛管进行硫酸亚铁清洗成膜处
质有极大的影响 ,因此确保凝汽器无泄漏 ,是确保凝水安全指 漏的安全性 ,我们在查漏前 ,一定要在凝汽器底座上加装可靠的
标 机组 真空 等重 要 指标 的前 提 。
支撑 ,然后使用凝结水输送泵往汽侧灌水 ,灌水的高度要以具体
2 凝汽 器布 置
情况而定 ,一般没过钛管 即可 ,如果需要查找疏水系统阀门处是
结垢和腐蚀 ,严重时甚至会造成锅炉的爆管事故。
切不可使用铁质堵头 ,这是因为铁制 的堵头会钛管造成损伤 ,且
4 凝汽 器泄 漏现 象 的判 断
随着水中浸泡时间的延长 ,其还会出现生锈腐蚀的现象 ,这些生
判断是否发生泄漏最有效的方法是对凝水指标进行化验 , 锈的部位 ,又会发展成新 的泄漏点 ,就算没有出现泄漏 ,且长时
统 。
过 了一 定 的程 度 ,就 必须 对 钛 管 进 行 整体 更 换 ,如 果 采 用封 堵
3 凝汽 器 泄漏 的危 害
的办法对泄漏点进行处理 ,及会对循环水的水量造成一定的影
为了有效保证凝汽器的换热效果,确保凝汽器端差合格 ,就 响。对于那些难以更换的钛管 ,我们可以封堵的方法 ,使用堵头 ,
必须保证凝汽器的清洁程度。如果凝汽器发生泄漏 ,就会带来 封堵钛管的两侧 ,这就等于让钛管从系统中脱离了出去。为了

核电厂凝汽器泄漏原因及管理措施

核电厂凝汽器泄漏原因及管理措施

核电厂凝汽器泄漏原因及管理措施发布时间:2021-06-02T03:31:52.092Z 来源:《中国电业》(发电)》2021年第4期作者:陈灵[导读] 凝汽器作为核电厂二回路的重要设备,机组运行过程中,凝汽器泄漏会对机组正常稳定运行造成重大影响,严重情况下甚至会导致停机停堆。

三门核电有限公司浙江台州 317112摘要:凝汽器作为核电厂二回路的重要设备,机组运行过程中,凝汽器泄漏会对机组正常稳定运行造成重大影响,严重情况下甚至会导致停机停堆。

本文主要是结合行业经验阐述凝汽器泄漏的主要原因,包括异物撞击、海水腐蚀、液滴冲击、泥沙冲刷等,并概括几点凝汽器的管理措施。

关键字:核电厂;凝汽器;泄漏0.0.前言凝汽器是一种大型管壳式换热器。

循环冷却水通过水室、管板进入换热管,凝结水侧接收来自低压缸的排汽,这些排汽通过内部流动冷却水的换热管表面被冷凝成液体,热能从蒸汽转移到循环冷却水被带走。

核电厂运行期间凝汽器中钛管、膨胀节、二次滤网等设备长期面临着海水冲击、异物撞击等风险,时有发生换热管破损泄漏、膨胀节老化失效等问题,造成凝汽器泄漏或失效,严重影响凝汽器及机组的安全运行。

1.核电厂典型凝汽器泄漏事件1)异物撞击某电厂机组2018年凝汽器2B钛管被海水中异物磨损造成泄漏。

从原因分析来看,是二次滤网结构存在不足,其网板侧边存在较大间隙,海水中异物通过侧板间隙进入凝汽器钛管,堵塞钛管流道,造成局部流速过高,海水携带泥沙冲刷钛管,形成穿孔。

2)堵头损坏某电厂机组2007年凝汽器钛管堵头脱落,造成海水向凝结水侧泄漏事件。

从原因分析来看,是堵头安装和质量问题,影响压紧力,导致其运行期间在水流冲击下造成脱落。

3)泥沙冲刷2015年5月8日,某电厂凝结水系统突发“凝结水电导率高”报警, 造成凝汽器2B侧发生海水泄漏。

原因分析:海水中泥沙含量大,最终导致2B侧钛管泥沙冲刷减薄最终破管泄漏。

4)气流冲击2006年5月21日,某电厂1 号机组正在进行并网试验,二回路水质突然恶化,经停机用薄膜法检查,发现11根钛管均已断裂。

刍议凝汽器泄漏及处理对策

刍议凝汽器泄漏及处理对策

刍议凝汽器泄漏及处理对策摘要:凝汽器作为电厂换热的关键部位,对于电厂的安全运行有着非常重要的作用。

对于热力发电厂而言,因为防腐措施的处理,针对凝汽器的材质以及水处理技术有着非常高的要求。

若是凝汽器发生泄漏,则会造成循环水漏出,从而导致水质产生污染,最终形成给水水质较差,使热力设备直接被腐蚀掉。

因此,研究凝汽器泄露的处理措施,可以有效的保障电厂的安全运行。

关键词:凝汽器;泄露;处理1 凝汽器的应用状况凝汽器通常是运用钛管进行设计,并且一般拥有气测以及水侧两个组间,汽侧属于电厂机组的各类型输水系统与低压缸排气处于凝汽器钛管之外实现空间流动,临界点通常为钛管壁,利用钛管内部的循环水流动作用,从而吸收疏水以及蒸汽所产生的热量,从而让汽侧蒸汽慢慢冷却产生稳定的饱和水,最后则是利用凝泵打入炉来实施循环加热处理;水侧则为冷却塔循环水,一般在钛管以及水室当中进行流动。

2 凝汽器泄露的检查方法2.1 薄膜法薄膜法属于机组在真空条件中实现在线应用的一种方法,在这个过程中,需要切单侧凝汽器,并且将水侧人孔打开,通过塑料薄膜贴的应用,将其套在凝汽器钛管的另一侧,若是存在泄露,则会因为正空负压所产生的抽吸效果,塑料薄膜直接会抽吸,与钛管口紧密相连,这种现象完全能够诊断此个钛管发生泄露。

若是泄漏量非常多,电厂机组真空水平较大的状态下会产生非常明确的抽吸声,利用对声音来源的分析,能够直接找到具体的泄露钛管。

针对找不到明确泄露钛管的问题,还能够利用蜡烛进行查找,该方法是将钛管的一侧进行密封处理,另一侧则需要利用蜡烛展开处理,若是存在火苗向钛管内部吸收的现象,则能够得出此钛管产生泄露,但是这种方法一般不提倡使用,因为在查找起来相对困难和麻烦。

2.2 灌水查漏法该方法主要是让机组在停止运行的过程中实施,这个时候能够将水汽系统隔离开来,将水侧人孔门以及汽侧人孔门打开,然后安装相应的水位计即可。

在凝汽器底部运用支撑装置,然后通过凝结水输送泵向着汽侧部分进行灌水处理,所灌水的高度需要按照实际状态来实施,通常情况下高于钛管就行。

电厂锅炉泄漏原因分析及处理对策

电厂锅炉泄漏原因分析及处理对策

电厂锅炉泄漏原因分析及处理对策
电厂锅炉泄漏是指锅炉发生气体或水/蒸汽的泄漏现象。

其原因可以分为以下几个方面:
1. 设备老化:锅炉设备使用时间过长,会导致设备结构疲劳,材料老化,从而增加
泄漏的风险。

2. 设备缺陷:锅炉设备制造或安装不合格,设备结构存在缺陷,管道连接不牢固等,都可能导致泄漏的发生。

3. 操作不当:锅炉的操作和维护不正确,如过度加热,过度冷却,缺乏定期检查和
维护,都会使锅炉发生泄漏。

4. 水质问题:锅炉水质不合格,如水中含有过多的盐、杂质或酸性物质等,会导致
管道腐蚀,从而引起泄漏。

针对以上几个原因,可以采取以下对策来处理锅炉泄漏问题:
1. 定期检查和维护:对锅炉设备进行定期检查和维护,及时发现和处理设备缺陷和
老化问题,确保设备的正常使用。

3. 合理操作:加强锅炉的操作培训,确保操作人员熟悉正确的操作方法,避免过度
加热或冷却,以及其他不当操作。

4. 控制水质:加强对锅炉水质的监控和控制,确保水质符合标准要求,减少水质问
题对锅炉设备的腐蚀作用。

5. 建立泄漏监测系统:安装泄漏监测传感器和报警系统,及时监测锅炉泄漏情况,
一旦发生泄漏,能够及时采取措施处理,避免事故发生。

6. 加强应急预案:制定完善的锅炉泄漏应急预案,明确责任分工和应急措施,提高
对泄漏事件的应对能力,最大程度减少事故损失。

要解决电厂锅炉泄漏问题,需要从锅炉设备的质量控制、操作和维护的规范性,以及
水质管理等方面入手,通过合理的措施和对策,减少泄漏发生的风险,确保电厂锅炉的安
全稳定运行。

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燃机电厂凝汽器真空系统泄漏原因分析、处理
发表时间:2019-09-17T11:05:14.663Z 来源:《电力设备》2019年第7期作者:沈思宇杨云龙
[导读] 摘要:凝汽器真空系统真空好坏与汽轮机的的安全和经济运行紧密相关,但影响机组真空的因素多、真空系统范围广,真空漏点排查困难。

(华能重庆两江燃机发电有限责任公司重庆 400700)
摘要:凝汽器真空系统真空好坏与汽轮机的的安全和经济运行紧密相关,但影响机组真空的因素多、真空系统范围广,真空漏点排查困难。

本文结合华能重庆两江燃机电厂凝汽器真空系统泄漏排查、分析、处理案例,将燃机电厂真空泄漏现象、真空泄露原因分析、处理方案和轴封加热器疏水多级水封问题进行深入剖析,拟为其他公司机组凝汽器真空系统泄漏的处理解决提供参考。

关键词:真空泄露、原因分析、处理方案、多级水封
1 前言:
凝汽器真空下降,对机组振动,胀差,轴向位移,推力瓦温度和回油温度,低压缸的排汽温度等都会造成影响,关乎机组安全运行;同时,凝汽器在漏入空气后,排汽压力升高,蒸汽焓降减小,同时不凝结气体分压升高,对蒸汽换热、凝结的影响,加大了排汽损失。

对机组经济运行也至关重要。

2 机组概况
华能重庆两江燃机发电有限责任公司两套2*470MW燃气-蒸汽联合循环蒸汽轮机为东方电气集团生产的联合循环冲动式、三压、再热、双缸、向下排汽、抽凝供热汽轮机,额定功率133.7MW。

每台机组配备两台100%容量的水环式真空泵,型号:2BE1 253。

启动时,两台真空泵并列运行,满足启动时间要求,正常运行时一台运行,一台备用。

真空泵的排汽管连接方式为顶排式。

3 两江燃机电厂凝气器真空系统漏真空案例分析
按照DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》【1】要求,机组正常运行时,每月进行一次真空严密性试验,机组容量>100 MW,真空严密合格标准为:凝汽器背压上升速率≤270pa/min(华能重庆两江燃机要求凝汽器背压上升率≤200pa/min合格)。

华能重庆两江燃机电厂最近出现两次凝汽器真空系统漏真空问题,通过一系列的查漏消缺工作进行了消除。

案例一
2018年7月份,两江燃机电厂两台机组真空严密性试验均超过合格值,试验结果不合格。

以一次实验结果为例,试验数据为:#1机背压上升率为600pa/min。

针对#1机组真空严密性试验数值超标问题,进行相应的运行调整操作:增启循环水泵真空无明显变化;增启真空泵真空下降0.4kPa左右;调整轴封压力及轴加风机负压真空无明显变化。

确认#1机组真空系统存在泄漏。

针对这一问题,电厂进行了一系列查漏工作,如灌水查漏、法兰接头等喷肥皂水检漏、低压轴封系统割管检查等,最终通过氦质仪检漏查明漏点:
氦质谱仪器查漏:在真空泵排气管出口采用型氦质谱检漏仪监测氦气浓度,对#1机凝汽器抽真空系统管道法兰、阀门,与凝汽器疏水扩容器连接的疏水管道法兰、阀门,轴封系统管道阀门及轴封加热器、疏水管道阀门,凝汽器膨胀节,连通管及低压缸中分面结合面通过喷氦气进行检漏。

检漏发现:低压缸进汽膨胀节处法兰处喷氦检测排气氦气含量高达3.2×10-4远高于检漏仪本底值2.0×10-7Pa/L.s。

1)针对漏点的解决方案:
针对喷氦查漏发现漏点,结合机组运行情况,机组连续启停时,采取了涂专用密封胶堵漏消缺方案;并于年底,利用机组停运检修机会,起吊汽轮机中低压缸连通管后更换了法兰垫片消缺(消缺方案见图1、图2)。

结合消缺后真空严密性试验数据比较,可以确认导致本次#1机真空严密性试验不合格的原因为低压缸进汽膨胀节处法兰垫片损坏漏真空所致。

图1:低压缸进汽膨胀节结构图(为1根螺栓带三密封垫形式,如果13两个密封垫损坏将出现内缸蒸汽外漏,14处密封垫损坏将导致外缸处漏真空)
图2:低压缸进汽法兰面实物图(检修时对此处下部法兰进行了改良:在精确控制两片垫片厚度一致的情况下,由齿形垫改型为压缩性、回弹性更好的缠绕垫,以保证内外均可严密密封)
2)缺陷处理效果:
在明确低压缸进汽膨胀节处法兰垫片损坏漏真空为主要漏点后,电厂采取了对泄露法兰缝隙涂胶堵漏临时消缺方案。

临时堵漏后真空严密性试验,#1机真空严密性试验:凝汽器背压上升速率87pa/min ,合格。

后续#1机利用检修机会更换低压缸进汽膨胀节处法兰垫片后做真空严密性试验,凝汽器背压上升率64.2pa/min,远优于合格值。

至此两江燃机电厂#1机组漏真空问题圆满解决。

案例二
2019年1月28日,华能重庆两江燃机电厂#2机组做真空严密性试验,凝汽器背压上升率618 pa/min,不合格。

针对#2机组真空严密性试验数值超标问题,两江电厂再次开展相关真空查漏工作:
氦质谱仪器查漏:结合之前真空系统查漏经验,首先对之前易出问题的漏点查起,运用氦质谱检漏仪对#2低压缸前、后轴封、低压缸
级水封管矮约。

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