防止凝结水硬度增大.doc

防止凝结水硬度增大
由于凝汽器铜管胀口不严及铜管泄漏等原因，循环水会漏入凝汽器的汽侧，使凝结水质变差，凝结水质不良会导致锅炉受热面结垢，传热恶化，不但影响经济性，还会威胁锅炉设备的安全，此外，凝结水质不良还会使新蒸汽夹带盐分，在汽机通流部分结垢或使主调汽门结垢，不仅影响汽机运行的经济性，而且严重威胁机组安全。因为凝汽器泄漏一般都是胀口泄漏。如果凝结水取样硬度大，而该系统通过切换取样硬度不大，则说明铜管中部泄漏。 铜管泄漏应尽快半边停运查漏堵管，被堵管数不得大于总管数的10％，超过10％，应作更换凝汽器铜管的安排。
一、引起胀口松驰或铜管泄漏的原因及凝结水出现硬度的处理：：
1、 低压叶片断裂，打破铜管；
2、 铜管因振动而损坏（运行方式存在问题或中间隔板安装不合适）；
3、 铜管因材质开裂、腐蚀；
4、 凝汽器内抽汽管破裂，蒸汽将铜管吹破；
5、 循环泵跳闸紧停后凝汽器温度高便投入循环泵运行，铜管和端板膨胀不一样；
6、 凝汽器在低真空下长期运行，排汽温度较高；
7、 循环水系统水锤现象长期作用所致。迅速汇报值长，通知机务检修部，同时严密监控炉水品质（主要是PH值）；联系化学专业共同对凝汽器取样系统切换检验，确定是哪个凝汽器哪一侧泄漏；确定后，对该侧凝汽器半边切除，打开相应人孔，对每一个铜管胀口用火焰法或塑料薄膜法检查，然后将发生泄漏的铜管用紫铜塞堵孔如果四组胀口取样检验正常，凝泵出口硬度大，说明铜管中部泄漏；这就需要先切除一个凝汽器查漏，未发现问题再对另一侧凝汽器半边切除查漏，确认哪一侧后对泄漏铜管两端用紫铜塞堵孔。
三、防止凝结水出现硬度的措施
1、 防止低真空工况长期运行；
2、 利用KHS－1型聚酯聚硫耐腐增韧防腐胶涂刷于凝汽器管口、管板后不仅能防止涂胶部位的腐蚀，还可有效地密封胀口，杜绝渗漏提高凝结水品质，KHS－1是目前凝汽器铜管密封防漏、防冲击腐蚀较理想的材料，许多厂都使用过。
3、因循环泵跳闸凝汽器循环水中断，短时无法恢复，应立即不破坏真空停机，切断进入凝汽器的所有汽源，如果真空到零，应切除轴封供汽，如果真空没有到零，凝汽器温度不高，循环泵跳闸问题已解决，可抢起一台循环泵，如果时间较长，凝汽器温度较高，且不可向凝汽器通水。只有当凝汽器排汽温度<50℃时方可投入循环水；
4、正常停机后，由于有余汽进入凝汽器，需在排汽温度<50℃方可停运循环水泵，但要考虑冷却水用户是否允许，一般停机2-3天后可以停运循环泵，停运后由于轴温高润滑油热量只能通过闭式水冷却，所以要对闭式水温度加强监视，必要时调整换水量，另外，要按规程要求将空压机冷却水切至邻机带；
5、循环水泵前池滤网保证完好；
6、保证循环水质，胶球系统正常投入，避免铜管腐蚀，防止异物进入凝汽器损伤铜管。 7、对循环水系统水锤严重现象应彻底解决，否则对凝汽器长期交变冲击对铜管不利。
8、要对安装质量严格把关，对安装结束后期凝汽器注水试验，要详细检查，发现问题及时解决。
9、安装或更换凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。
（1）安装或更换凝汽器铜管前，要对铜管全面进行涡流探伤和应力检查（24h氨熏试验），必要时进行退火处理。铜管试胀合格后，方可正式胀管，以保证凝汽器铜管及胀管的质量。电厂应结合大修对凝汽器铜管腐蚀及减薄情况进行检查，必要时应进行涡流探伤检查。
（2）新铜管投运前采用成膜处理，投运后采用合理的循环水处理工艺，防止铜管的腐蚀、结垢。
（3）严格控制给水的加氨量，以防止凝汽器铜管产生氨蚀。
四、凝汽器泄漏后运行中半边查漏措施：
1、凝汽器半边停运及恢复操作的原则：
(1) 凝汽器半边停运时，应先关该侧凝汽器抽空气手动门，再切循环水。
（2） 凝汽器半边停运恢复系统时，应先恢复循环水再开该侧凝汽器抽空气手动门。
2、凝汽器半边停运的条件：
（1） 凝汽器水侧半边有检修工作需停运；
（2）凝结水硬度大需半边停运查漏；
3、 凝汽器半边停运措施：
(1) 机组减负荷至1/3左右；
（2）将胶球清洗装置收球后停运、停电；
（3）关闭凝汽器抽空气手动门，注意凝汽器压力变化；
（4） 当凝汽器压力稳定时，关闭凝汽器循环水进口蝶阀，并确认该门全关，注意凝汽器压力应稳定在正常范围，否则继续降负荷直至凝汽器压力稳定，如果凝汽器压力急剧上升，应迅速恢复循环水，检查原因（是否为停运侧抽空气手动门未关或其它原因）；
（5）关闭凝汽器循环水出口蝶阀并确认该门全关；
(6）停运一台循环泵列备，注意凝汽器压力稳定（若只有一台循环泵运行不执行此条）；
（7）将凝汽器循环水进口蝶阀停电；
（8） 将凝汽器循环水出口蝶阀停电。
（9） 开启 凝汽器水室排空门，注意凝汽器压力变化；
（10）开启凝汽器循环水出水管排空门，注意凝汽器压力变化；
（11）开启凝汽器水室放水门；
（12）开启凝汽器进口管放水门；
（13）开启凝汽器出口管放水门；
（14） 注意地沟水位变化及时排水；
（15）汽器水侧放完水后方可打开人孔进行检修工作。
4、 凝汽器半边停运工作结束后恢复系统措施：
(1) 关闭凝汽器水室放水门；
（2） 关闭凝汽器循环水进口管放水门；
（3） 关闭凝汽器循环水出口管放水门；
（4） 手动稍开凝汽器循环水进口蝶阀；
（5） 手动稍开凝汽器出口管排空门以及水室排空门，有稳定水流后关闭；
（6） 凝汽器进口蝶阀送电；
（7） 凝汽器出口蝶阀送电；
（8） 开启凝汽器循环水进口蝶阀；
（9） 开启凝汽器循环水出口蝶阀；
（10）启动第二台循环泵；
（11） 缓慢开启凝汽器抽空气手动门注意凝汽器压力变化；
（12）胶球清洗装置送电投运；
(13) 凝汽器压力恢复正常稳定后，汇报值长，将负荷升至需要值。

汽轮机油系统故障分析及对策
油系统是汽轮机的重要组成部分，其工作状况直接影响到机组的安全经济运行。因汽轮机油系统导致机组故障、设备损坏的事故屡有发生，特别是在基建调试阶段，此类事故更易出现。下面介绍几起基建调试阶段发生的汽轮机油系统故障现象及原因。
　　1 故障现象及原因
　　1.1 油质不良造成故障
　　油质不良主要是指油中的水份、颗粒度等指标超过规定标准,油质不良的原因主要有两个方面：一是制造质量不好，油出厂时就存在油质不合格的问题；二是受外界污染。
　　1.2 设备质量不良造成故障
　　设备质量不良是指设备及附件在加工、制造过程中工艺未按有关规定执行，致使质量不符合标准要求。设备质量不良是油系统故障的主要原因之一。如1996年1月某电厂1号机组(300 MW)调试期间停机检查中发现主油箱内壁油漆脱落造成油质恶化，磨损汽机轴颈、轴瓦(主油箱内壁未按要求进行处理)。同年11月该厂2号机组(300 MW)因密封油装置内部不清洁，其中14只阀门壳体严重锈蚀，引起油系统污染，不仅影响了密封油系统的正常运行和机组的调试工作，还造成设备损伤。1996年10月某电厂5号机组 (300 MW)首次整套启动后停机揭瓦发现4号轴瓦拉毛、轴颈拉伤，进一步检查发现密封油系统阀门质量低劣且内部残留较多杂质(锈蚀物、铁屑等)，造成密封油和润滑油系统污染及设备损坏。
　　以上两例密封油系统引起的事故均是因设备出厂前未能认真进行质量检验，致使问题未能及时发现和解决所致。
　　1.3 其他原因造成故障
　　除油质和设备质量不良外，安装工艺不精 、技术措施不完善等也是造成油系统故障的主要原因。如1989年9月某电厂1号机组(125MW)试运中“主油泵进、出口压力低”，检查发现为油系统防火门及注油器喷嘴装反所致。1995年12月某电厂3号机组(300 MW)72 h试运结束后停机揭瓦发现2、3、4号轴颈和轴瓦均有不同程度损伤，均因在油系统管路的弯头处有一约1 cm2的残留金属片，在安装和滤油过程中未能及时发现和清理。
　　2 对策和措施
　　通过以上故障现象可以看出要防止油系统事故的发生必须从设备的制造、安装、运行等多方面入手，既要有精良的制造、安装工艺，　又要有完善的技术措施，才能保证设备的安全经济运行。
　2.1 严把设备质量关 确保设备安全运行
　　良好的设备质量是安全经济运行的基 础，没有质量的保证无法谈及安全运行。因此，一方面需要设备制造厂在加强内部管理的前提下，不断提高生产工艺水平，严把设备质量关，杜绝不合格的产品投入生产运行；另一方面，用户也应在设备制造期间派人到厂监造，确保质量符合要求。
　　22 提高工艺水平 保证设备安装质量
　　精良的安装工艺是设备安全运行的保证。设备安装前必须在现场解体检查并清理，油管道还要进行化学清洗；设备安装过程中不仅要注意环境因素的影响，更要注重设备安装的工艺水平。油系统的安装有着较高的工艺标准，例如油管道的焊接、油箱内壁的处理、油系统各类设备的安装等工艺要求在规程中都有明确规定，安装时必须严格执行并按部就班进行，决不能偷工减料、图省事，安装结束后须彻底清理设备及系统内部，避免残留杂物。另外还要加强安装阶段的监理工作，坚持多级验收检查制度，保证安装质量。
　　2.3 完善技术措施 加强油务监督
　　完善的技术措施是避免事故发生的保障。油系统正式投运前必须要有完善的切实可行的技术措施进行油循环冲洗和过滤，以使油质达到规程标准，符合设备运行要求。
　　通常在油循环冲洗过程中采取以下措 施：
　　(1) 分段循环，即按照系统的设备布置 利用外置滤油机或本机油泵进行分段油循环冲洗。如：首先将外置滤油机和油箱组成一个独立系统进行油循环，待油质合格后，再将油箱并入系统；而后将轴承进出口油管与轴承之间断开并用短管连接(轴承不参与循环回路)进行油循环冲洗(小循环)，待油质合格后将短管拆除，恢复正常连接再进行油循环冲洗(大循环)。油冲洗期间要注意检查轴承处是否有杂质，并用面团粘除。
　　(2) 油系统中加装临时滤网或磁棒，清 除油中的颗粒物和铁磁性物质。一般在每一个轴承的进油管上分别加装临时滤网(其面积稍大于进油管面积，其孔径小于油系统原设计滤网的孔径)，以防油中的颗粒物进入轴承，要经常检查、清理或更换滤网，防止滤网堵塞或损坏；磁棒一般装置在油箱中，用以吸附油中的铁屑、锈皮等杂质并除之。
　　(3) 采取升降油温并击打管道等措施， 提高油冲洗效果。用电加热器将油温升至 70℃左右再自然冷却到环境温度，如此反复多次，利用温度交变，使粘附在油箱、管道和设备内壁上的氧化物等杂质松动、脱落，同时击打管道加快杂质剥离、流动，以提高冲洗效果。
　　(4) 油循环冲洗过程中要有足够的油流 量(正常运行的油流量)保证系统得到充分冲洗并带走杂质，油循环期间要经常采样化验分析，只有待油质完全符合标准要求后才可将油倒入正常的系统中运行。管道弯头、接口和设备内拐角是杂质的集中处，因此对系统中的弯头和死角等处更要认真检查，彻底清理系统内残留的杂质；还要防止外来因素的影响，如：周围环境的灰、水以及雨、雪等杂质进入油系统中污染油质。
　　油系统故障造成的损失是很大的，教训也是深刻的，如何减少和避免事故的发生，关键是要抓好质量管理工作，特别是设备的制造、安装质量；另外，运行管理也不可放松，要从每一个环节深入细致地抓起，疏忽了任一环节都有可能造成事故的发生，并带来不必要的损失。
汽机经济指标计算公式
1．凝汽传热端差： δt=tp-t2 top ——凝汽器压力下的排汽温度（℃）。 t2 ——冷却水出口温度（℃）。
2．凝汽器过冷却度： tG＝tp-tn tp ——排汽温度（℃）。 t2 ——凝结水温度（℃）。
3．汽耗率： d＝(D/E)×10-1kg/KWh D ——计算期间，汽轮机耗用的主蒸汽量（吨）。 E ——计算期间，发电机的发电量（万KWh）。
4．汽机效率： 860×4.1868 ηd＝────────────────────----------------─×100% dio-dgig+ d01 (i02 -i01 )+dzj(i02 –izj )+dgj(io –igc )-（Q/E×102） d ——汽轮机汽耗率（Kg/KWh） io ——主蒸汽焓（KJ/Kg） dg ——给水率（Kg/KWh）＝(Wg/E)×10-1（Kg/KWh） Wg ——计算期间高加出口流量（吨） E ——计算期间，发电机的发电量（万KWh） ig ——给水焓（KJ/Kg） d01 ——用进入锅炉再热器前的蒸汽量的汽耗率（Kg/KWh） i01 ——高压缸排汽焓（KJ/Kg） i02 ——中压缸进汽焓（再热汽焓）（KJ/Kg） dzj ——锅炉再热器减温水耗率（Kg/KWh） izj ——再热器减温水焓（KJ/Kg） dgj ——进入锅炉过热器减温水耗率（Kg/KWh） igc ——给水泵出口焓（KJ/Kg） Q ——计算期间机组对外供热热量（百万KJ） E ——计算期间机组发电量（万KWH）
5．汽机热耗： 860×4.1868 qd＝─────────×100%(KJ/KWh) ηd 6．其它： 高压加热器运行小时 高加投入率＝─────────×100% 汽轮机组运行小时 真空表读数H 真空度＝────────×100% 大气压力B 计算期间循泵用电量 循泵耗电率＝────────────×100% 计算期间发电机的发电量 计算期间给水泵耗用电量 给泵耗电率＝─────────────（KWh/吨） 计算期间锅炉产生的蒸汽量