凝汽器系统培训
一、 系统关键参数或特征
型式 表面式蒸汽冷凝器
管材 钛管
凝汽器承受热负荷458.3MW
排汽压力 5.39Kpa（绝对压力）
热井容量
63M3循环水入口温度 20℃（设计）
循环水出口温度 28.6℃（设计）
循环水流量 48204M3/H（13.39M3/S）
洁净度原因 0.85
冷凝水流量
253.7KG/S正常水质指标: 电导率＜0.6µS/cm、阳电导率＜0.2µS/c、溶解氧 ＜20 µg/L、pH:8.8~9.4、二氧化硅＜15µg/L、 钠＜10µg/L
二、 凝汽器系统相关疏水
A侧（扩建端,和其它设备次序相反）:
轴封蒸汽环路密封溢流疏水
#4低加事故疏水
#4低加抽汽疏水（三根）
#5低加事故疏水
#6高加事故疏水
#7高加事故疏水
#7高加汽侧抽闲气
低压旁路疏水疏水
另外,除疏水外A则还有扩容器喷水、凝汽器补水等进入A侧闪蒸
箱。
B侧（化水端）:
#3加热器:事故疏水、汽侧排空气、安全阀各一管道,抽汽疏 水两根
#4加热器:汽侧排空气
#5加热器:汽侧排空气一管道,抽汽疏水两管道
#6加热器:汽侧排空气、抽汽疏水各一管道
#7加热器:抽汽疏水
加热器疏水泵暖泵疏水
高压旁路疏水
主汽门进汽管疏水（两主汽管各一）
主汽门后疏水（两个）
高压缸排汽管疏水（两个,高加抽汽管后）
汽机本体第一级疏水
汽机高中压缸疏水
热再疏水（两根）
低压旁路疏水
中压主汽门后导汽疏水
汽机抽真空管及其疏水
疏水母管（包含辅汽联箱、#3低加PEGGING蒸汽、冷再供辅 汽管、磨煤机惰化蒸汽母管、辅锅供汽母管、辅汽至汽机轴封
母管共用一疏水母管）
另外,除疏水外A则还有给水泵再循环（两根）、扩容器喷水等进入B侧闪蒸箱。
三、 凝汽器用途和功效
对汽轮机低压缸排汽进行冷凝
将冷凝水汇入凝汽器热井内
对本机组提供正常和事故补水
对汽机疏水进行回收,尤其是在机组开启期间对低压旁路来蒸汽进行减压、减温和冷凝
安装在冷凝器热井上方除氧装置对补水进行除氧
四、 控制及保护
1、凝汽器喉部相关控制逻辑:
凝汽器喉部温度高至110℃时,关闭凝汽器低旁控制阀,复位温度为 100℃;
凝汽器喉部温度高至70℃时,打开凝结水喉部喷水阀,复位温度为 65℃。
2、凝汽器闪蒸箱减温水阀控制逻辑
开逻辑:CRT上按下开指令或凝汽器闪蒸箱任一温度高至90℃ 关逻辑:CRT按下关指令或凝汽器闪蒸箱任一温度降至85℃3、凝结水喉部喷水阀打开指令内容:
低旁A未关闭（1ABZSL0026A）,此信号连续10秒;
低旁B未关闭（1ABZSL0026B）,此信号连续10秒;
凝结水喉部温度高至70℃（复位温度为65℃）。
以上任一信号存在时打开,信号全部不存在时关闭。
4、凝汽器压力高跳机保护
凝汽器排汽压力两个测点中任一点压力高至23.5Kpa（绝对压力）时,汽机跳闸保护将动作,汽机跳闸。
5、凝汽器PEGGING蒸汽控制
凝汽器PEGGING蒸汽压力变送器输入信号（H=69Kpag, CRT 报警）若锅炉负荷小于50%,则作为凝汽器PEGGING压力控制阀控制命令;锅炉负荷高于50%,则阀门关闭。机组开启过程中,要求在负荷低于
50%额定负荷下,将凝汽器PEGGING蒸汽投入（现在大家不重视此项）。
6、低压缸减温水控制逻辑
汽机第一级蒸汽压力不高（3.2Mpa）,即对应负荷为切缸后20%左右（估量）,则低压缸减温水门开启。高于此负荷后喷水减温自动关闭。注意低压缸减温水开关和汽机低压缸排汽温度无关。喷水减温作用是机组开启过程中,预防因鼓风摩擦损失,使汽机末级叶片温度上升过高,产生很大热应力。
五、 异常现象分析
1、凝结水电导率增大
假如发觉冷凝水电导率增大,原因之一可能是某根管子或管子和隔板连接处发生了泄漏。因为凝汽器数次热胀冷缩,钛管和隔板之间可能发生裂缝,而凝结水侧处于高度真空状态,循环水便经过泄漏处进入到凝结水中。泄漏严重时,凝结水水质严重恶化、凝结水温度下降、凝结水过冷度上升、凝结水补水率会比平时下降。原因之二可能是补水电导率长久不合
格。
2、凝汽器压力升高
正常升高:
机组负荷升高,蒸汽流量显著增大;
循环水温度上升;
机组开启过程中,疏水量增大;
开启中打开旁路,减温减压蒸汽排到凝汽器中;
异常升高:
抽真空系统运行异常,包含抽真空系统入口阀门被误关;真空泵故障 停运,备用泵没有自启;抽真空入口管道破裂或法兰结合面裂开;真 空泵密封水补水中止,造成真空泵运行失常;
真空破坏阀水封不正常,长久不补水,甚至被打开（会快速上升,可
能性小,因为运行中被闭锁开）;
轴封压力不正常,严重低于设定值（5KPa）或轴封压力大幅度波动;运行中旁路忽然打开,大量减温减压蒸汽排到凝汽器中;
循环水运行异常,循环水流量较大幅度下降:如循环水泵被停一台;循环水压力下降;循环水管路破裂;高负荷下循环水联络门打开,大量循环水至相邻机组;
凝汽器本体发生泄漏,包含:凝汽器本体产生裂逢;凝汽器人孔门不严;低压缸轴端泄漏;机组检修时焊接错误,造成泄漏等。
3、凝结水溶氧异常,高于正常值
包含凝汽器压力异常升高所列全部原因,严重时全部有可能造成凝 结水溶氧异常升高,依据程度不一样,影响溶氧值大小有所不一样;凝结水泵入口管道不严密,存在泄漏点。判定方法是,开启某一台 凝结水泵,若凝结水溶氧值突增,将其停运后又立即降下来,则此台 泵入口处存在泄漏,因为溶氧检测装置装在轴加出口处,和凝结水泵 靠近,有泄漏最快反应出来。泄漏点关键包含:入口管道法兰结合 面泄漏;入口管道疏水水门不严;伸缩节结合面不严;手动阀门密封 不严等;
凝汽器放水门没相关闭严密;
凝汽器水侧人孔门不严,或密封圈损坏;
汽机各疏水至凝汽器疏水管道调整阀后手动门或管道存在漏点;凝结水精处理装置再生时大量空气进入到凝结水中或精处理泵入口 管道不严密,存在泄漏点;
凝汽器就地水位计或现场其它装置不严密,存在漏点。
4、循环水中止凝汽器处理
依据《电力工业标准》:循环水断水,应快速减负荷,并依据真空下降程度,随时准备不破坏真空故障停机。所以若循环水泵无法重新开启,机组低真空保护很快将会动作,或尽早锅炉手动MFT,确定锅炉燃料已切断,
汽机,发电机联跳正常。机组跳闸后,暂不破坏机组真空。若凝汽器压
力升至80kpa以上,此时才打开凝汽器真空破坏阀,预防凝汽器内部超压,
待真空至零时,应立即停止轴封系统运行（具体情况参见《两台循环水泵
跳闸操作指导书》）。
六、 调试过程中出现异常
1、:
5月31日――对凝汽器热井放水,凝泵坑排水管堵,坑内水位高,停
止放水,后用临时管排至真空泵旁排水沟。
7月28日---凝汽器水位不停上升至水位极高,从喉部人孔门漏出,测
得热井水PH为4.4,电导为15.24US/CM,钛管应没有漏,但扩容器喷
水阀未关,估量这是水位不停上升原因。
8月10日――＃2凝补水箱水位一直上升,估量是凝补水至闪蒸箱喷
水逆止阀V044不严,凝结水压力高倒流至凝补水箱。
10月14日----做厂用电切换试验,1ESES301由厂变带,1ESES302由启
备变带,以后,1ESES302备用进线开关跳闸,#1炉水位高跳闸,
1ESES301失电,柴油发电机自启,但出口开关未合上,手动合上。低
压缸防爆膜因厂用电失去无法打开真空破坏阀而动作。手盘汽机和空
预器。#1机盘车很重。
12月10日---＃1机因闪蒸箱B侧减温水控制阀换灵,时开时关,造成
凝泵因低流量跳闸。
12月20日---#2机凝汽器真空低原因为:凝泵2B入口疏水门未关;循
环水一侧未投入。
2、:
1月31日---#1机溶氧严重超标,给水60PPB,凝泵出口200PPB,原因
不清。
#2机数次发生凝结水溶氧严重偏大现象,首先是真空严密性不合格,
首先凝结水泵入口处数次发生泄漏。
4月29日---低压缸防爆膜破裂。当初#2机组负荷156MW, 正在停机过程中,锅炉因一次风压低而MFT。#2机跳闸后,BSE令停运真空系统和轴封系统是造成低压缸防爆膜破裂关键原因。因停机后,高低压旁路全部是打开,大量蒸汽从锅炉（汽包仍有3.0Mpa压力）经过旁路系统排到凝汽器中,此时因真空系统和轴封系统全部已停运,凝汽器内温度和压力急剧上升,使低压缸防爆膜破裂。
凝结水泵B/C跳闸是次要原因,因为凝结水泵全部跳闸后,凝汽器喉部喷水已失去,所以无法减温。
七、 凝结水系统异动
1、异动前凝汽器真空报警值为24,既没有单位,数值也不对。因为凝汽器真空跳闸值为23.5Kpa,备用真空泵在14Kpa时开启,异动后将低真空报警值设为11Kpa。
2、
八、 其它内容
1、本机组冷凝器为除氧冷凝器,即在凝汽器中加装了一个长筒形除氧头,其原理是将除氧同冷凝相结合。除氧头上方开了很多蒸汽孔,除氧筒部署在热井水位稍上部分（约高出30-50cm）。除氧头汽源来自于辅助蒸汽,在负荷低于50%额定负荷时,因凝汽器内蒸汽较少,热力除氧效果较差,此时约有6.6T/H辅助蒸汽通入到凝汽器,蒸汽往上喷,补给水向下淋,从而加热补给水使其达成饱和状态从而除氧。补水经喷嘴后呈雾状,最大程度地增加了水珠和蒸汽接触面积,在低压缸排汽加热下,补水被加热至饱和状态,从而使大部分不凝结气体从水珠中逸出,溶解氧也被释放到凝汽器周围。当负荷高于50%额定负荷时,低压缸排汽量已经足够多,辅助蒸汽除氧电动阀便自动关闭。
2、当凝汽器两侧全部在运行时,对汽轮发电机负荷并没有限制。当凝汽器一侧退出运行时,为了避免高负荷蒸汽引发另一侧钛管管束振动,汽轮机负荷要求降到70%额定负荷。
3、现凝汽器正常水位为900mm, 高报为1100mm,低报为700mm。（而手册上稍微有一点偏差,分别为:正常水位为850mm, 高报为1050mm,高高为1150mm,低报为650mm）。
4、机组开启过程中,在机组负荷低于50%额定时,需要将凝汽器除氧装置投入运行,在高于50%额定负荷时,自动投出。凝汽器本身也是一个除氧系统,按设计,它能在0-50%额定负荷下,凝结水溶氧能够小于14ppb,在机组开启到50-100%额定负荷运行时,溶氧能够小于7ppb。
5、凝汽器内管材为钛管,管内走循环水,管外走低压缸排汽。凝汽器循环水进出口处全部有一个由隔板隔离出来较大腔室,为各钛管均匀分配或搜集循环水,使各钛管内循环水流速基础一致,也对循环水起缓冲作用。
6、凝汽器循环水进出口处共有四个集水槽,每个集水槽各装有一个电导率监测装置,该装置测点装在凝结水侧钛管隔板正下方,此处最轻易发生钛管泄漏,发生钛管泄漏时此处导电率也最大。所以若该处集水槽泄漏检测装置凝结水喷射阀打开时,可能该处有可能有泄漏。报警值为6.2us/cm,复位值为5.8us/cm。
7、凝汽器水位低至100mm时,不仅会跳凝结水泵,而且会将精处理泵跳闸。8、凝汽器真空破坏阀补水水源为凝结水输送泵来水源。
9、凝汽器端差含义:凝汽器压力下饱和温度和凝汽器冷却水出口温度之差。
假如端差值较大,通常表明凝汽器冷却表面较脏或钛管部分堵塞,造成传热较差,或凝汽器汽侧漏入空气。
10、凝结水过冷却度含义:凝汽器压力下饱和温度减去凝结水温度称为过冷却度。凝汽器钛管泄漏、凝汽器水位过高、凝汽器汽侧积有空气、凝
汽器冷却水管排列不佳均可能使过冷度上升。
11、在正常水位下,凝汽器热井容量为63M3,相当于系统满负荷运行时,凝 结水5分钟流量。