某电厂凝汽器安装问题分析及经验反馈
【电力圈汽机】凝汽器故障分析
【电力圈汽机】凝汽器故障分析凝汽设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分。
由于设计、安装、检修、运行机制等方面的原因，在运行过程中时常会出现凝汽器真空偏低的现象。
如果凝汽器真空过低，不仅会引起蒸汽在机组中的有效焓降减小，循环热效率下降，会导致汽轮机排汽温度升高，排汽缸变形和振动等故障。
正常运行时，凝汽器的排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽的压力和温度的关系。
凝汽器运行真空偏低的原因及特征：（1）当循环水泵出现严重故障时，将使循环水中断。
主要故障特征为：循环水泵电动机电流为零，水泵出口压力降至零，抽气器抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。
（2）当后轴封供汽突然中断时，大量空气将漏入凝汽器，使其真空急剧下降。
主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，转子因急剧冷却而产生负差胀。
（3）当凝汽器水位调整失灵等原因引起凝汽器满水时，排汽与冷却水之间的热交换面积将急剧减小，使凝汽器真空急剧下降。
主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，循环水温升减小，凝结水泵出口压力增加，水泵电动机电流增加，抽气口抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。
（4）当真空系统管路破裂时，将使凝汽器真空下降。
主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，真空急剧下降。
（5）当真空系统不严密时，将使真空下降。
主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，真空缓慢下降。
（6）当凝结水泵工作不正常时，将使真空下降。
主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度增加，凝结水泵出口压力下降，凝结水泵电动机电流减小。
（7）当凝汽器铜管在运行过程中发生部分破裂时，将使凝汽器真空下降。
主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度和导电度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电动机电流增加。
（8）当最后一级低压加热器的铜管发生破裂时，将使真空下降。
主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电动机电流增加，低压加热器水位增高。
某公司汽轮机凝汽器真空低原因分析及改进措施
鼹塑：垒凰某公司汽轮机凝汽器真空低原因分析及改进措施贺晓燕吕应智胡海滨(洛阳阳光热电有限公司，河南洛阳471023)睛蜀机组自投运以来，真空值一直较低，严重影响机组的安全经济运行。
经过全面分析和试验，找出了真空低的原因．提出改进方案并付诸实施，解决了该问题。
鹾焉载鄙真空；端差；过冷度；密水塔效率；真空严静巨某公司一期工程2。
侣5M W机组是由哈尔滨汽轮机厂生产的型号为C C l10／N135—13．24船8灼34／535／535型汽轮机，机组真空系统的主要设备为2台2B W5303—0EK4型水环式真空泵和N一7650—1型凝汽器。
凝汽器冷却水源取自陆混水库水，由1200H L B K一20岛型斜流循环泵进行升压。
真空泵设计为1台运行1台备用，循环水泵设计为冬天一运一备、夏天”1机2泵”运行。
2008年6月之前，夏季真空泵都为。
1机2泵。
运行，循环泵全年春、秋、夏季都为“1机2泵4供水，而目凝汽器真空还比较低。
本文主要针对所存在的真空低问题进行原因分析探讨并寻找艇决办法。
1真空低对机组的影响1)火力发电厂热经济性取决于工质循环过程中的各种损失及循环效率，众所周知，理想循环时的冷源损失是电厂能量转换过程中损失最大的部分，而凝汽器真空及凝汽器排汽温度则直接影响着这部分损失，真空刚氏，使机组的汽耗量增加。
由于真空降低，使机组的排汽压力、排汽温度升高，机组的热经济性降低。
严重时还将引起汽轮机低压缸胀差发生异常变化和低压缸变形，造成机组振动增大，严重时造成故障停批2)真空降低，使凝结水过冷度增加。
凝结水每过冷1℃，汽耗率增加o．1％左右。
由于空气的存在，降低了凝汽器的除氧效果，使得凝结水中凝结了—些气体。
凝结水中溶解氧的存在，造成了凝结水系统中设备与管道的氧腐蚀，影响机组的安全运行。
3)为了提高真空，提高轴封压力和流量，使汽耗量增加。
同时使油中进水量增大，机组运行稳定性差，给棚组安全运行带来隐患。
因此，为了保证机组的安全、经济运行，必须保持凝汽器真空在设计范围内，否则，必须查明原因，采取措施，消除隐患。
浅析凝汽器模块化安装难点及应注意的问题
浅析凝汽器模块化安装难点及应注意的问题某核电厂，为采用第三代核电技术的机组，一共2台。
常规岛采用单轴、四缸、汽水分离二级再热、六排汽的凝汽式汽轮机，配置单背压、单流程、表面式、三壳体凝汽器。
由于该机组凝汽器采用模块化安装和供货方式，每台凝汽器共分为10个模块，主要有上部膨胀节模块1块、将军帽模块3块、下部本体模块2块和水室4块。
各模块运抵电厂后，在基础上进行拼装。
本文主要就凝汽器模块化安装中的难点及注意问题进行探讨与分析。
1 凝汽器模块化安装的难点本核电厂凝汽器组装最关键的工作如管板和隔板的对中、凝汽器钛管的穿管胀焊等，都已在制造厂内完成并经过真空试验，对保证凝汽器的制造质量非常有利。
同时，现场凝汽器的组装工作仅为吊装模块、壳体和加固结构的拼装焊接等，工作量显著减少。
但是，在减少现场组装工作量的同时，由于模块体积和质量大，给现场的吊装、就位等工作带来了困难。
（1）质量大、尺寸长、安装位置低。
采用模块化供货方式后，凝汽器整体根据设计进行分割，质量和体积较大的本体模块尺寸为18m×5.077m×7.910m，吊装质量达260t。
常规火电厂的凝汽器一般布置在地面，底部标高与地面几乎齐平，而该核电机组凝汽器采用半地下布置方式。
3台凝汽器安装在TB-TD/T4-T7轴线之间，底座标高为-13.32m，膨胀节顶标高为+5. 9m，本体布置在-5.41m标高以下。
整体布置较低，导致设备就位空间有限，设备吊装入位的难度增加。
（2）钛管易变形。
凝汽器本体分成2个模块供货，钛管长度达18m，细长的钛管束及其与管板的焊口，是吊装时需要注重保护的环节。
如果出现受力不均或者底角悬空，极易对钛管与管板焊口造成破坏，风险较高。
（3）吊机位置基础状况复杂。
根据凝汽器模块吊装需要，BPB101区域TZ 轴外墙需要缓建（至-4.5m标高），离地面仍有约5m高差。
吊机位置区另一侧是早期基坑爆破后生成的基岩斜面，中间坑深达12.3m。
浅谈凝汽器安装及预防措施
浅谈凝汽器安装及预防措施摘要：火力发电厂凝汽器无论是基本工序还是基本结构都大同小异，因此在安装中出现的问题也类同，所以对以往的施工经验进行积累及总结，优化组合方案，合理安排工序，改进施工工艺，提高施工技术水平，缩短工期，减少发生成本，保证安装质量。
在组合安装中，隔板安装及找正、冷却管胀切焊是凝汽器的关键工序，此工序的安装质量直接影响机组的经济运行。
由此，在上述工序中对施工的工艺、存在的问题、预防措施进行总结。
关键词：凝汽器；隔板；胀切焊；问题；措施引言国电某热电公司2×330MW机组热电工程2#机组凝汽器为N—21750型、单背压、单壳体，对分双流程，表面式；采用二次冷却供水方式冷却，空冷区选用φ25×0.7的2060根，主冷却区选用φ25×0.5的20416根不锈钢管；冷却面积达21750m2，管板由δ=3.5mm（材质TP304）和δ=35mm（材质Q235-B）复合制造而成；整台凝汽器座落在4只固定和4只滑动支座，通过排气接管（带不锈钢膨胀节）低压缸排气口连接。
凝汽器主要作用是在汽轮机的排汽口建立一个稳定的负压，增加汽轮机中蒸汽的可用焓降，以提高汽轮机热效率；其次，是回收工质进行循环使用。
由于凝汽器体积庞大，受运输条件的限制，其以散件形式运输到施工现场，必须在现场进行组合安装。
表面式凝汽器在火电厂广泛应用，虽然型式多样，但其主体结构基本相同，现场安装时出现的问题基本类似。
一、凝汽器安装施工工序凝汽器组合方式有两种，一是在厂房A排外组合，二是凝汽器基础就地组合，根据现场实际情况不同，采用方式也各异，我们采用第二种组合方式，其基本工序如下：组合平台搭设→基础凿毛、垫铁配置→设备清点、检查、领用→壳体底板组合安装及找正→壳体侧板组合、安装→端板、隔板组合、安装→空冷区包壳安装→接颈组合→接颈与壳体组合焊接→组合低压加热器穿装→隔板调整→抽气管段预存→不锈钢管穿装、胀管、焊接→膨胀节安装→凝汽器与低压缸连接→附件安装→汽侧灌水试验凝汽器组合安装主要工作量为焊接，其主要质量控制就是防止焊接变形，也是最不易控制的焊接变形，因此在凝汽器组合安装的每一步施工工序中严格控制质量标准及工艺要求，减少凝汽器焊接变形过大导致的大量返工。
核电厂凝汽器事故隐患分析及改进方案
1602020.2MEC MODERN ENTERPRISE CULTURE对策建议核电厂凝汽器事故隐患分析及改进方案潘冠旭 福清核电有限公司中图分类号：ＴＭ６２３ 文献标识：Ａ 文章编号：１６７４－１１４５（２０２０）２－１６０－０１一、案例详情根据研究需求以及研究目的，选择某国营核电厂的２号机组作为研究案例，该电厂２号机组预定容量约为７２８ｍｗ。
设备机组与２０１４年正式投入使用。
运行三年后根据电厂设备检测规定进行例行检查，检查中发现凝气器庞杜扩散器下部凝气器冷却管束上部，第一排钛冷却管出现故障，冷却管下部出现了明显冲蚀痕迹，长度约为１ｍ。
造成了较大的生产安全风险和隐患。
针对该设备钛冷却管冲蚀原因进行了详细分析，分析过程以及结果如下。
二、事故隐患分析（一）工程应用分析根据该机组的整体设计结构以及工作原理，该机组通过旁路向凝汽器排放压力约为４．５ｍｐａ、温度为２４０－２５３℃的蒸汽，总排放规模约为３７００吨每小时。
该排放标准较为普遍，我国多数核电厂机组均采用该排放标准。
但与火力发电厂机组相比，参数规格明显过高，但火力发电厂机组与核电厂机组凝汽器结构十分相似，其蒸汽排放承受程度也相近，这也是造成核电发电厂凝汽器故障率较高的主要原因。
我国多数核电厂采用的均为一级减压消能装置，其消能水平无法满足蒸汽能量需求，消能不够充分。
根据美国电力研究院的相关计算结果，该核电厂２号机组的衡器能量，需要２．１ｍ以上的扩散器射流的距离，而该机器仅为１．７ｍ。
安全距离的缺失导致蒸汽射流超出控制范围，对周边位置造成蒸汽冲击，促使了冲蚀现象的发生。
在钛管的研究中，美国电力研究院对钛管试片进行冲蚀试验研究。
研究在实验室环境下，对钛管试片进行加热，并在加热后让钛管试片在空气中自然冷却３０分钟。
并进行温度替换测试，最终得出结论在４００℃下，太偏出现典型的褐黄色氧化膜，并以此做为结论进行推算，旁路运行时存在庞杜阀喷水未开启或延迟开启而造成排放温度大于原设计值２５４℃［１］。
凝汽器组合安装施工总结
凝汽器组合安装技术总结本工程B标段凝汽器由上海电站辅机厂设计供货，凝汽器系单背压、双壳体、对分单流程表面式凝汽器，凝汽器平均压力4.5Kpa，型号为N-56000,总冷却面积为56000m2,前室体、后室体材料为Q235-A,冷却管材质为TP304不锈钢管，不锈钢管冷却管采用胀接加密封焊方式。
在凝汽器喉部装有两组低压加热器。
二个旁路阻尼装置焊接于凝汽器接颈上，垂直于凝汽器接颈侧板方向。
一：凝汽器简介本凝汽器主要由壳体、水室、接颈、排汽接管、组合式低压加热器、减温减压装置以及循环水管等组成。
壳体：壳体采用钢板现场施焊而成，内部采用钢管作加强件，壳体布置有二组管束，管束中部设有挡汽板分隔出的空气冷却区。
管束四周布置有一定宽度的蒸汽通道。
一台壳体内共有36块中间隔板，中间隔板通过加强管作支撑短管与壳体相连。
水室:水室分为进出口水室和返回水室，共有两个进水室、两个出水室以及四个返回水室。
水室通过螺栓与凝汽器前、后室体连接。
接颈:接颈由Q235-B钢板焊接而成，内部采用钢管交错支撑，以保证其强度和刚度。
接颈内布置有汽轮机九级、十级抽汽管、组合式低加及水幕保护装置等。
在接颈上还设置两根水泵汽轮机的排汽接管和汽轮机旁路系统的减温减压装置。
汽轮机低压外缸与凝汽器喉部直接焊接，凝汽器放置在装有多球轴承座的基板上。
二：凝汽器安装前准备1.现场条件准备建筑专业已移交凝汽器基础标高、中心线位置，周边条件应达到中国国电集团公司《火电工程土建交付安装基本条件的规定》的相关要求，并办理相关手续。
凝汽器穿管前，汽机房A排#40〜#42柱间墙体以及8.6m层A〜2/A柱建筑钢梁预留，待穿管结束后方可施工。
凝汽器基础面打毛结束，垫板按要求布置完毕，周围区域清洁便于安装。
吊装机械的安装、使用等相关手续必须符合特种设备安全监督管理部门的有关规定。
起吊机械及工具经检验合格并完成试吊，能够满足现场施工的需要；履带吊作业场地能承受的压力不小于10t/m2,障碍物已清除，满足履带吊进场转向、吊装需要（如果汽机房行车具备投用条件，可以和履带吊穿插使用）。
直接空冷凝汽器运行中出现的问题分析及解决方法
600MW直接空冷凝汽器运行中出现的问题及解决方法马全，韩宏江，孙景杨神华陕西国华锦界能源有限责任公司陕西神木 719319600 mw condenser direct operation of the problems andsolutionsMaQuan, HanHongJiang, SunJingYangSHENHUA Shanxi GUOHUA Jinjie Energy Corporation Power Plant，Shanxi Shenmu 719319ABSTRACT :Simply introduces the air-cooled condenser is directly the development and working principle, and introduces the air-cooled condenser is directly operating conditions and the existing problems in the operation of the parts, and puts forward Suggestions and improvement of the operating methods to solve the problems. KEYWORD: Direct the air-cooled condenserOperation problem analysis solution摘要：简单介绍了直接空冷凝汽器的发展和工作原理，同时介绍了直接空冷凝汽器运行情况及运行中存在的问题，并提出了部分改进运行的建议及解决问题的方法。
关键词：直接空冷凝汽器运行问题分析解决方法1 直接空冷概述众所周知，电厂空冷技术的最大特点就是节水，这一特点对在缺水地区建设火电厂时，对电厂的合理布局，以有限的水资源扩大建厂容量，缓解与当地工农业、生活争水的矛盾，保持当地经济可持续发展具有重要的作用。
大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施
大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施-机电论文大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施李琼张营（国网河北省电力公司电力科学研究院，河北石家庄050021）摘要：为提高机组效率，采用双压凝汽器是一项重要的节能措施，其工作性能的好坏直接影响到发电厂热经济性和运行可靠性。
现指出双压凝汽器运行过程中存在高/低压侧相互排挤现象、循环水温度较低时低压侧真空过高及真空泵出力的问题，并提出相应技术改造措施——机组运行中，应严密监督高/低压侧压差、真空工作水温度及极限真空值，使双压凝汽器处于最优运行状态，以发挥其节能优势。
关键词：双压凝汽器；节能；真空；极限背压0引言当前，600MW以上的机组都具有两个以上的低压缸，每个低压缸都有两个排汽口，每一个排汽口或每一对排汽口都具有各自的背压，从而形成汽轮机多背压运行。
现役的600MW机组大多采用双压凝汽器，以进一步提高机组热效率。
双压凝汽器因其汽侧压力腔室为两个，所以沿冷却管长度方向的放热量和单位面积的热负荷更加趋于均匀，使换热面能充分地被利用。
双压凝汽器能提高机组热效率0.2%～0.3%，特别是对水塔冷却的机组，冷却水温度较高地区采用双压凝汽器运行，功率收益更大［］。
然而，双压凝汽器运行中也存在诸多问题，本文针对某电厂600MW型号双压凝汽器，分析双压凝汽器运行现状及存在的问题，并给出解决方法。
1双压凝汽器运行现状双压凝汽器在热力循环中起着冷源的作用，能降低汽轮机排汽压力和排汽温度，提高循环热效率。
它由高/低压凝汽器、抽气设备、循环水泵、凝结水泵以及它们之间的连接管道、阀门、附件等组成。
300MW及以上机组大多采用水环式真空泵。
真空泵出力受到工作水温度的制约。
双压凝汽器一般采用母管制抽气系统。
如果高压抽气调整门开度不合适，容易造成高压侧和低压侧相互排挤的现象，将制约双压凝汽器的节能效果。
考虑初投资，电厂凝汽器冷却管束多采用不锈钢管，凝汽器运行一段时间后，壁面上会积有腐蚀物、脏污和其他杂物，形成污垢热阻［］。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
某电厂凝汽器安装问题分析及经验反馈
摘要：某电厂凝汽器在安装与调试过程中，出现了水室衬胶破损、焊渣损伤钛管、汽侧灌水试验时钛管泄漏等多个问题。
文章简单介绍了凝汽器的结构形式和
特点，通过对凝汽器安装与调试过程中出现的问题及原因进行了汇总分析，给出
了解决方案，提出了改进意见，避免后续机组凝汽器出现同样的问题，从而提高
安装质量，保证设备安全稳定的运行。
关键词：凝汽器；钛管；泄漏；振动
1凝汽器结构形式和特点简介
凝汽器在汽轮机蒸汽动力循环中是必不可少的“冷源”，其主要任务是由循环
冷却水带走排汽废热，使之凝结成水，并在排汽口形成高真空；由凝结水泵抽走
凝结水，维持热井正常水位；由抽气器将漏入的空气及排汽凝结时析出的不凝结
气体抽走，防止真空恶化。
某电厂一号机组设计两台凝汽器，每台凝汽器采用双壳体、单流程、单背压、表面式湿冷、钛管凝汽器。
凝汽器体积较大，其总体布置如下图1所示。
图1 凝汽器总体布置图
该凝汽器的特点主要有：换热面积大；以海水作为冷却水；管束有0.5％的倾斜度；刚性支撑，刚性连接；设置有磁性滤网；旁路流量大；模块设计，模块制造，现场拼装。
凝汽器由上喉部、下喉部、壳体（包括热井、水室）、凝汽器底部的支座、
与凝汽器相关的旁路扩散器、疏水扩容器等组成，具体布置见图2。
凝汽器上喉
部与汽轮机低压缸下半缸体刚性联接，下喉部内安装有联合低压加热器及其相关
组件。
图2 凝汽器模块组成图
2 出现问题、原因分析及经验总结
2.1焊渣和异物损伤钛管
2.1.1问题描述
钛管束是凝汽器中最重要的部件，汽水热交换在管束表面进行。
电厂凝汽器
主凝结区顶部外围的管子采用Φ22.225×0.7mm的钛管，主凝结区及空冷区管子采用Φ22.225×0.5mm钛管。
凝汽器上喉部完成与低压缸外缸的焊接后，因施工需要，工作人员进入凝汽器内部，发现凝汽器钛管锈蚀严重，且管束内部有很多焊条、
木块、布屑等杂物，特别是顶部两排区域。
图5 焊渣附在钛管上
2.1.2原因分析
施工单位在凝汽器上部进行焊接、切割等动火工作时，凝汽器钛管上部的保
护设施不够严密（虽然钛管上的保护层在抽真空时才拆除），造成石块颗粒、焊
条及其他金属物落入管束中。
甚至有大量高温焊渣漏入钛管，并粘接在钛管上，
可能造成钛管被焊渣高温烫伤。
在凝汽器汽侧内部施工全部完毕后，安装单位需
要拆除钛管表面的保护层。
在拆除过程中，施工人员在拆除过程中赶工期，导致
很多保护层表面的异物及小颗粒抖落入凝汽器钛管管束中，给后期凝汽器汽侧防
异物造成了很大的困难。
2.1.3技术方案及经验总结
对凝汽器内的异物进行清理，用磁棒将金属物全部清除，再用吸尘器将小的颗粒物吸出，对钛管表面的锈迹进行擦拭，再检查是否有烫伤的地方。
处理完成后对汽侧内部进行全面的检查，确认所有的异物都已经清理出去，再对汽侧进行灌水，对汽侧管束间的颗粒进行冲洗，使小颗粒尽可能的掉落入热井中。
对凝汽器内部钛管顶部三层、各个汽道表面两层钛管进行涡流探伤检查，涡检结果发现钛管管束发现7根不通管和36根凹痕管。
后经各方会议讨论，对7根不通管采取了堵管措施，36根凹痕管作为后续在役检查重点跟踪项。
对于此次凝汽器钛管异物、焊渣情况，如果在施工过程中保护到位，是完全可以避免这种情况发生的。
在后续机组安装过程中，凝汽器钛管模块就位后，安装公司在对钛管管束模块铺设保护层时，设立一个检查点，由监理、业主、项目部相关部门对保护是否全面进行检查，检查合格后再进行施工。
在凝汽器汽侧全部施工完毕后，施工人员在拆除保护时，由安装公司指定一名技术员指导施工人员拆除，项目部相关部门人员对施工过程进行监督、抽检，加强施工过程的监督力度。
2.2钛管泄漏
2.2.1问题描述
凝汽器与低压缸焊接后，对凝汽器汽侧进行了一次充水试验，以检查真空系统的严密性和焊缝的严密性。
凝汽器在进行汽侧灌水试验时发现壳体模块（三）有一根钛管泄漏，管内有水漏出，说明是钛管中间某个部位发生了泄漏，工作人员随即使用木塞，临时封堵了这根钛管。
凝汽器钛管泄漏在运行中会造成海水进入到凝汽器汽侧中，造成汽侧设备的腐蚀，而且会严重影响二回路的水质。
2.2.2原因分析
试验结束后检查发现，该钛管中间有一凹陷损伤，是导致泄漏的直接原因。
钛管在出厂前都做过水压试验，没有发现泄漏。
现场根据该处钛管的位置以及损伤的位置，我们分析主要有两种原因造成钛管的泄漏：一是该壳体模块在运输过程中出现了问题，钛管被异物磕碰；二是钛管就位后，在施工过程中有异物掉落碰伤钛管。
壳体模块管束侧面在现场保护措施中，只有一层防火布罩住，该措施可以防止轻异物进入管束中，但上方跌落的重物还是有可能碰伤到侧面的钛管，应该加强管束侧面的保护。
2.2.3技术方案及经验总结
对损坏的钛管进行拔管，拔出钛管后，检查、修补端管板上已拔除冷却管位置的管孔，合格后装焊盲管，先进行胀管，采用手工胀接方式，胀接后管段不应有起皮、皱纹、裂纹和偏斜等缺陷，再使用钛丝焊接。
工作完成后，对钛管管口焊缝及周围管口焊缝做PT检查，后用橡胶堵头封堵。
在不能重新安装冷却管的情况下，对受损冷却管进行拔除、封堵，即不影响有效冷却面积，又能确保凝汽器汽水分侧的原则。
同时，该封堵方案操作简单快捷，是某电厂1#机凝汽器冷却管受损问题的有效处理方式，值得后续借鉴。
2.3钛管改造
2.3.1问题描述
某电厂一期工程（1，2号机）的参考电站在机组运行后，凝汽器部分冷却管发生了碰磨断裂现象。
由于电厂一期工程凝汽器总体设计按照参考电站执行，其外形和总体布置方案与参考电站完全一样，因此参考电站的运行经验反馈对某电厂工程意义重大。
参考电站3号机凝汽器在某次机组100%甩负荷后发生海水泄漏进汽侧空间，检查发现模块一顶部有2根冷却管发生泄漏，随后进行了临时堵管处理。
在后续
小修期间，进凝汽器内部检查发现碰磨情况如下：碰磨主要发生在汽道迎流面部
分钛管，模块一顶排共有19根，模块四顶排共有12根。
图6 钛管振动摩擦断裂
2.3.2原因分析
裂口钛管的裂纹性质为疲劳裂纹，裂纹起源于钛管内表面、起源位置应在焊
缝处，裂纹的产生与振幅过大导致弯曲应力过大有关。
厂家认为凝汽器冷却管碰
磨的根本原因是旁路阀后蒸汽参数较高、流量很大，凝汽器喉部空间有限，旁路
投运时，喉部汽相流场不均匀性有所增加，因气流激振引起局部冷却管振幅过大
所致。
经分析冷却管材料、固有频率、最长跨距、旁路扩散器设计出口参数校核计
算结果均满足相关规范要求，但DTC的设计规范与技术支持方的规范存在差异，
凝汽器流场分析发现管束顶部工字钢下方（顶排冷却管碰磨区域）存在局部涡流区。
2.3.3技术方案及经验总结
根据参考电站出现的情况，某电厂一期工程凝汽器将采取加装防磨条并进行
局部预防性堵管方案。
加装防磨条能改善凝汽器的振动情况，在不影响凝汽器性
能及凝结水水质的情况下，防止冷却管间碰磨情况的发生。
（1）安装防磨条
对于管束模块二、三，从第3跨至第21跨（共19跨），在每跨管指la～3a，1b～3b顶部各安装2层防磨条。
对于管束模块一、四，从第3跨至第21跨（共19跨），在每跨管指1a～4a，lb～4b顶部安装多层防磨条。
从表中可知，该堵管措施不影响凝汽器换热性能。
3.结束语
某电厂一号机组凝汽器的安装调试工作已经基本结束，衬胶损坏和焊渣异物
均是安装期间不注意保护造成的，需花费大量的人力物力消除缺陷，不仅影响安
装进度，还降低了安装质量。
除此之外，很多问题也只是暂时处理，具体效果还
需运行时再观察分析，给凝汽器后期运行带来隐患。
在后续机组凝汽器的安装与
调试过程中，我们应汲取经验，避免类似情况再次发生。
参考文献
[1]东方汽轮机有限公司，某电厂1、2号机组凝汽器运行维护手册，2012
[2]上海双浦橡胶防腐衬里有限公司，某电厂1#机项目衬胶修复技术方案，2013，[M]
[3]东方汽轮机有限公司，某电厂1&2号机组凝汽器、低加防护规范，2011，[M]
作者简介
李祥奎（1988—），男，山东济宁人，本科，助理工程师，现从事核电厂检
修工作。