凝结水回收系统的设计
汪红
中国石化集团洛阳石化工程公司
前言
1、凝结水回收的意义
凝结水回收是供热系统的最后一个环节，这个环节的好坏将直接影响整个供热系统的经济性与合理性。蒸汽作为一种热载体，从锅炉里产生出来，经管网送至用热设备（蒸汽间接加热设备），把大部分热量释放出来，汽态的水蒸汽变成液态的凝结水。由于凝结水水质较好，而且还含有近20%的热量，因此要设法回收，凝结水的回收是供热系统节能的重要环节。
2、凝结水回收的原则
在供热系统中，凡是蒸汽间接加热产生的凝结水应尽可能回收。对于复杂的凝结水回收系统必须合理的进行设计；对于加热有毒及有强烈腐蚀性溶液的凝结水回收系统要十分慎重，应避免此部分溶液腐蚀凝结水管道而造成有毒或强烈腐蚀性溶液漏入凝结水管道内，要相应的采取一些措施；对含油的凝结水需经除油处理后，其水质符合锅炉给水水质要求方可返回锅炉房。
凝结水回收系统可分为重力凝结水回收系统、背压凝结水回收系统、闭式满管凝结水回收系统和加压凝结水回收系统。本篇分别就以上各系统的流程和特点进行阐述，并对各系统的设计和选择提出意见。
一、凝结水回收系统的基本概念
1、疏水阀工作压力P0
疏水阀工作压力是指疏水阀进口端管道内凝结水或蒸汽的实测压力。
2、疏水阀最高工作背压P MOB
疏水阀最高工作背压是指疏水阀正常工作时，其出口端的最高工作压力。也就是疏水阀前凝结水的压力减去凝结水通过该疏水阀时的阻力。疏水阀最高工作背压对背压回水有着重要的意义，为了保证疏水阀的正常工作，必须保证疏水后系统的实际压力小于选取流量下疏水阀最高工作背压。
3、疏水阀工作备压 P OB
疏水阀工作背压是指在工作条件下，疏水阀出口所测得的压力，此背压是克服疏水阀后凝结水管道压力损失及凝结水水箱内的压力。
4、疏水阀工作背压 P OB与疏水阀最高工作背压P MOB的关系
背压回水系统正常运行的条件应满足：
P MOB≥P OB
在背压回水系统中，设计方法有两种：其一是确定疏水阀可能提供的最高工作背压，以
该背压为设计依据进行管网系统设计。其二是以管网系统的实际压力决定疏水阀提供的最高工作背压。
5、疏水阀最高允许压力
疏水阀最高允许压力是指在给定温度下，疏水阀壳体能够永久承受的最高压力。
6、疏水阀最高工作压力
疏水阀最高工作压力是制造厂给疏水阀规定的压力，这个压力通常是与疏水阀内部装置有关的各种局限性的函数。
7、疏水阀的背压度
疏水阀的背压度是指疏水阀在工作压力下能正常工作，连续排出凝结水时，工作背压或最高工作背压与阀的工作压力比值的百分数。
二、重力凝结水回收系统
重力凝结水回收系统（即自流凝结水回收系统）是用户处于高位，凝结水回水箱处于低位，凝结水完全靠用户和凝结水箱之间的位差来克服凝结水在管道中的流动阻力。在这种系统中，凝结水在管内的流动有的是满管，有的是非满管流动。管内一部分是凝结水，一部分是空气，通常选用的管径较大，管道的腐蚀也较严重。该系统中的凝结水一般是100℃以下，且不含二次蒸汽。因此可以按热水的流动状态考虑有关问题，不存在发生水击的因素。这种系统简单，运行可靠。重力凝结水回收系统根据凝结水流动的状态分为低压重力凝结水回收系统和分离出二次蒸汽的重力凝结水回收系统。
1、低压重力凝结水回收系统
低压重力凝结水回收系统是低压蒸汽（P<70kPa）设备排出的凝结水经疏水阀后，沿着一定的坡度依靠重力流向凝结水箱的回水系统。水箱上有排向大气的放空管，见图-1所示。
2、分离出二次蒸汽的重力凝结水回收系统
用汽设备排出的凝结水，经疏水阀后产生二次蒸气，为了把二次蒸汽从凝结水中分离出来，首先把凝结水集中到二次蒸发箱排出二次蒸汽后，直接流入室外热力管网，利用二次蒸发箱与锅炉房凝结水箱的位差，返回至凝结水箱，见图-2所示。该系统的设备使用蒸汽可高可低，不受任何限制。此种系统简单可靠，但管道腐蚀较大，适用于地形较平坦且坡向锅炉房的供热系统。
三、背压凝结水回收系统
背压凝结水回收系统是指用汽设备的凝结水，经疏水阀后直接排入凝结水管网或经疏水阀排入二次蒸发箱分离二次蒸汽后再经疏水阀排入管网，靠疏水阀的背压返回锅炉房凝结水箱，前者称背压凝结水回收系统，后者称分离出二次蒸汽的背压凝结水回收系统。
1、背压凝结水回收系统
背压凝结水回收系统是蒸汽在设备中放热变成凝结水经疏水阀直接排入凝结水管网，依靠疏水阀的背压将凝结水送至锅炉房凝结水箱。该系统分背压开式凝结水回收系统（见图-3）和背压闭式凝结水回收系统（见图-4）。
该系统适用于蒸汽压力为0.1-0.3MPa的用汽设备，若用汽压力过低，疏水阀工作背压太低，不能克服凝结水回收系统的阻力；若蒸汽压力过高，经过疏水阀较高压力的凝结水产生的二次蒸汽较多，在疏水阀后的凝结水管道中二次蒸汽占据了大量空间，为了防止水击，流速又不能太高，所以选用的凝结水管道直径必须很大，故该系统不宜用于过高压力的用汽设备。
背压凝结水回收系统采用地下敷设和架空敷设均可，按照敷设的地形可向上向下倾斜，该系统简单，便于管理，运行可靠。
背压开式凝结水回收系统适用于二次蒸发量较少或无法利用二次蒸汽的场合。缺点是二次蒸汽排入大气，热损失较大，且影响环境卫生。
背压闭式凝结水回收系统，二次蒸汽可用于低压采暖或其他用汽设备，凝结水箱内压力由安全水封保持，该系统回收了二次蒸汽。
在背压凝结水回收系统中，为了减少凝结水管中的二次蒸汽和水击现象，可将凝结水在接入管网前加以冷却，充分利用其热量。原则上是把从用汽设备出来的高温凝结水冷却到100℃以下，使二次蒸汽不再产生。冷却凝结水的做法具有凝结水损失少的优点，但在凝结水量变化较大，且不同步时，冷却水用户的用热量也受到影响，很难配合好，在配合不好的情况下凝结水管内仍有蒸汽。
2、分离出二次蒸汽的背压凝结水回收系统
这种凝结水回收系统是蒸汽在设备中放热形成凝结水，经疏水阀排入二次蒸发箱分离出二次蒸汽后，再经疏水阀排入凝结水管网，依靠疏水阀的背压，将凝结水送至凝结水箱，见图-5。该系统多用于蒸汽压力为0.3MPa以上的用汽设备，经疏水阀排出的凝结水所产生的二次蒸汽较多，由于二次蒸汽量较多，把二次蒸汽加以分离利用，节省了热能，并且输送凝结水管道的管径也减小了，节约了管材。由于输送中没有二次蒸汽，基本上不产生水击，运行安全。该系统适用于架空和地沟敷设。
但是，要使用该系统必须具备两个条件：①用户用汽设备的蒸汽消耗量较大，压力较高，
所产生的二次蒸汽量较多；②产生的二次蒸汽有可利用的设备。上述两者缺一不可。
利用二次蒸汽设备的耗汽量，必须大于系统的二次蒸发箱设计产生的二次蒸汽量，其不足部分，用新蒸汽减压后补充，这样，即使高压用汽设备蒸汽压力波动，引起二次蒸汽量波动，也不致于在利用二次蒸汽的设备中，因消耗不完放空。利用二次蒸汽的设备必须和使用高压蒸汽的设备在工作时间上相一致，否则也会产生不协调的现象。
四、闭式满管凝结水回收系统
闭式满管凝结水回收系统是背压、重力混合系统。这种系统是将用户的各种压力的高温凝结水依靠背压先引入专门的二次蒸发箱，在箱内分离出二次蒸汽并被利用，剩余的凝结水变成低温、低压的凝结水经过水封或疏水阀排入凝结水管网，然后靠背压和重力作用送至锅炉房凝结水箱。在回水系统的末端，凝结水箱前增设与全厂区的回水管道最高处相同高度的水封，以防止空气进入系统。
从二次蒸发箱流出的凝结水，若箱内压力高时，凝结水仍可能产生二次蒸汽，为了减少二次蒸发箱中蒸汽流入管网中，在凝结水出口管上可安装阻汽装置。压力较低时采用多级水封，压力较高时采用疏水阀。
闭式满管系统适用于厂区地形平坦的条件，凝结水干管宜采用地下敷设，锅炉房应设于地势低洼的地方。
闭式满管系统可以充分地利用二次蒸汽，满管回水又无二次蒸汽，所以凝结水管径小，也无水击，并防止了空气的侵入，减少了腐蚀。但是，因闭式满管回水的用户入口设备多，占地面积大，二次蒸汽汽压难以稳定，需要自动补新蒸汽，使管理复杂，往往难以实现设计要求，间歇工作时，启动困难，故目前采用的很少。
五、加压凝结水回收系统
当靠背压不足以克服系统的阻力，不能把凝结水送回锅炉房时，可在用户处或几个用户联合起来设置回水箱，收集从各用热设备中流出的各种压力的凝结水，在排出或利用二次蒸汽后，把剩余的凝结水用凝结水泵或凝结水回收装置送至锅炉房凝结水箱，这就是加压凝结水回收系统。它实际是背压和加压回水系统的组合。
六、凝结水回收系统的选择
以上介绍了各种凝结水回收系统的流程和特点，在凝结水回收系统的设计中，应根据工厂的实际情况选择合理的系统。
1、汽水两相共存的凝结水回收系统
汽水两相流体在管中的流动，由于比容大，所以比单纯送水时所需的管径大，管径的大小是根据含汽量的多少而定，含汽量由产生的蒸汽量并扣除热损失冷凝的汽量而定。
一般用汽压力0.3MPa的设备排出的凝结水，采用汽水两相输送，这是经济的，但必须保证疏水阀正常工作，避免漏汽。
对于用汽压力较高的设备，排出的凝结水也可以采用汽水两相输送，但不同的是用汽压力越高，凝结水的饱和温度也越高。如果高压凝结水排入低压凝结水系统中，由于压力的降低就会产生一定量的二次蒸汽。因而管径必须加大，才能保证正常运行。为了节省管材，可以采用一定压力下输送汽水两相流，即高、低压凝结水各自分流，见图-6。采用分流还是合流由技术经济比较确定。例如，高压用户距凝结水回收水箱较近，蒸汽量大、用户又少，这样可能分别设高低压两根回收管较为经济；低压用户少，距凝结水箱较近，也可采用分流系统。
采用图-6系统，在一定压力下输送汽水两相流体，其压力是靠凝结水系统末端的二次蒸发箱控制的，从二次蒸发箱排出的蒸汽控制在一定压力范围内，且集中排出二次蒸汽，所以二次蒸汽也比较易于利用。从二次蒸发箱经疏水阀排出的凝结水应排入凝结水回收系统中。
如果某些较高汽压用户的凝结水，采用独立系统回收，当仅着眼于它有很大的背压时，则可尽量减小管径，此时压力损失虽然大，也能输送回去。但流速大又是汽水两相流体，很容易发生水击，应予注意。当个别用户使用的蒸汽压力很低，流量很小，距回水箱又远或地形很不利时，经过技术经济比较后，若回收不经济，可以排放掉。为了保护环境及附近的建筑物，凝结水不应任意排放，特别在寒冷地区，任意排放凝结水会使建筑物冷损。所以排放的凝结水，宜降温到排水所规定温度后，再排入下水道。
如果凝结水系统从用户开始，逐渐抬高，且抬高的标高差及沿程的压力损失大于大多数用户的疏水阀最高工作背压时，则只能把凝结水集中到可以回收的地点，设置凝结水加压站或用凝结水回收装置经加压返回锅炉房凝结水箱中。
当凝结水回收系统中个别用户的疏水阀所提供的最高工作背压，不能满足系统的要求，也可以用更换疏水阀的形式或加大疏水阀的阀孔，以提高疏水阀所提供的最高工作背压，满足系统的要求。如热动力式疏水阀的最高工作背压只为0.5 P0，而倒吊桶式疏水阀加大阀孔，则可大大提高其疏水阀所提供的最高工作背压。
压力凝结水系统中含一定量蒸汽，由于管道散热，蒸汽不断冷凝，特别是保温不良的管道，冷凝尤为显著。因此，在凝结水箱处，按含汽量情况，可以考虑是否设二次蒸发分离设备，如果凝结水中含汽量较多，则可设二次蒸发分离设备，并利用其蒸汽，如果到达凝结水箱处，凝结水中含汽量很小，或者是低于100℃的凝结水，都不必设二次蒸发分离设备。
有压力含汽的凝结水回收系统，由于国内目前尚无自动排水装置，不宜从疏水阀后抬高，而一直向下坡最为有利。这样系统中就不会积存凝结水，可以避免再启动排水不畅现象发生。如果连续用汽，即使向上抬高，只要疏水阀提供的最高工作背压能满足系统的要求，系统运行应是正常的。而对于间断用汽，增加了放水的复杂性，这种系统由于积水，启动不畅，延长了启动时间，对生产不利。这种现象不仅发生在含汽的压力凝结水系统中，就是不含汽的凝结水系统，只要有水积存，也会发生这种现象。
2、无二次蒸发的凝结水回收系统的选择
从节能的观点出发，要尽可能减少热量的散失，最好是凝结水离开疏水阀后，热量就被利用。不含蒸汽的凝结水系统，可逆坡、抬高敷设，但逆坡和抬高同样应小于疏水阀提供的最高工作背压。无汽凝结水回收系统，也包括从疏水阀后经二次蒸发箱分离出二次蒸汽的凝
结水系统。在凝结水回收系统中，各用户的连接方式不能强求一律。在整个系统中，有些用户能分离出二次蒸汽并能利用，就应分离利用；有的用户能冷却利用，就应冷却利用；有些用户即不能分离也不能冷却利用时，就将汽水两相流体排入凝结水系统。这样灵活采用，易于实现，经济效果虽不如全部用户都利用显著，但也有一定效果。总之，在凝结水回收系统中，含汽量少一些，所需的管径就小一些，而且就地利用，会使热量得到充分利用，系统的热效率也高。
3、机械加压的凝结水回收系统的选择
这种系统中的流体为单相，密度变化极小，可以忽略不计。凝结水温度低于饱和温度，同于热水管道，管道简单，运行管理方便，但必须设置凝结水加压、收集及除汽设备。所以这种系统，一般在地形特殊或高差太大回不去时，才采用。对于寒冷地区，必须考虑停运时的排水措施，防止冻坏管道。
运前的酸洗．大量铁腐蚀产物及残留在管系中的结 垢物质都将在运行中随凝结水带入整个水汽系统．造成不同的污染…。为充分发挥凝结水精处理系统作用，灞桥和渭河热电厂４台机组，锅炉点火后约１ｄ。都较早地投运凝结水精处理系统。考虑到投运初期高速混床系统主要发挥着除硅、吸附和过滤悬浮细小固体杂质颗粒的作用，在整套肩动初期．结合水质实际状况．在保证蒸汽品质合格前提下混床出水指标适当放宽，避免频繁再生。主要控制值为：ＳｉＯ：小于等于３０斗ｇ，Ｌ、Ｆｅ小于等于１５斗ｇ，Ｌ、压差小于等于０．３ＭＰａ。当水汽逐步正常后混床各指标按正常运行状态进行控制。由于高速混床较早地投运．灞桥和渭河热电厂４台机组整套启动期间水汽品质合格率均在９５％以上。 ３．１高速混床投运后净水作用 以渭河热电厂２号机组为例．机组于２００９年５月２日点火．高速混床于２００９—０５－０３Ｔ１８：００投运．投运后２４ｈ混床出水、凝结水、给水系统硅质量浓度变化趋势见图２。由图２可看出当高速混床投运后。凝结水、给水系统的硅质量浓度分别由１５８．８¨玑和１２３．４斗ｇ／Ｌ下降至２３．６ＩＪ，ｇ／Ｌ和４５．２斗∥Ｌ，给水系统硅虽然有波动．但下降趋势依然明显。 图２精处理投运后对凝结水和给水的影响Ｆｉｇ．２Ｅｆｆｅｃｔｏｆｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｐｏｌｉｓｈｉｎｇｔｏｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ａｎｄｆｅｅｄ－ｗａｔｅｒ ３．２高速混床投运后防腐作用 混床投运初期．树脂失效后倒置分离塔．从窥视孔观察树脂由于吸附大量杂质已经变黑．反洗过程中可观察到大量铁渣和悬浮物．树脂擦洗后出水发黑。如果这蝗杂质进入锅炉．铁腐蚀产物和结垢杂质会在锅炉蒸发面Ｅ沉积使锅炉热效率下降并发生垢下腐蚀，引起安全事故部分杂质随减温水和蒸汽带入汽轮机．在叶片和气流通道上积盐．同样引起汽轮机效率下降和设备腐蚀等。高速混床系统能有效地将大量的铁腐蚀产物和结垢物质拦截．并清除到热力系统外，减轻了热力系统的腐蚀．４调试过程中遇到的问题及建议 （１）灞桥和渭河热电厂高速混床承压及严密性试验中压力最高只升到３．０ＭＰａ．试运过程中混床系统渗漏点较多，虽多次消缺．混床入口流景孔板法兰处仍有渗漏．建议应更换混床入口流量孔板垫。另外．为了精处理系统更加安全稳定地运行．建议将精处理系统重新打压．压力需大于等于３．５ＭＰａ。 （２）渭河热电厂精处理系统调试初期．由于碱罐安装于室外。且碱管道埋于地沟．系统都末做保温．冬天温度较低．碱罐和管道都冻住．严重影响阴树脂再生．多次疏通未果，最后用火焊进行烘烤。并逐段割管检查。疏通后立即进行保温和增加碱系统伴热．问题得以解决。由于冬天温度较低．碱液容易结晶，建议将碱罐系统安装于室内．若温度较低应提前投系统伴热。 （３）树脂输送分气送、水送、和气／水合送３种方式。渭河和灞桥热电厂树脂输送以气送为主．气／水合送为辅。在树脂传送过程中压缩空气压力控制在Ｏ．２～０．３ＭＰａ较适宜。压力过高．树脂传送时管道振动较大；压力太低，由于树脂传送管路较长．弯头多，压头损失较大。树脂传送速度较慢。冲洗水泵扬程应大于等于４０ｍ。渭河热电厂气／水合送时，由于冲洗水泵扬程为２０ｍ．导致罐体进水不畅．建议应将冲洗水泵扬程更换为５０ｍ。 （４）渭河热电厂１号机组Ｂ混床在试运过程中．树脂倒出后．从窥视孔观察Ｆ部穹形孑Ｌ板发现底部有螺丝脱落．打开人孔后．发现实为顶郜布水装置边缘的３根拉筋和３颗螺丝脱落．经检查分析为拉筋焊接不牢而掉落，通知厂家消缺后．问题得以解决。 （５）渭河热电厂２号机组Ｃ混床在投运前升压检漏时．从Ｃ混床进出水差压变送器排污发现有树脂流出．初步判断为混床内部水帽松动导致树脂流出．将树脂倒出后．打开Ｃ混床人孑Ｌ．发现实际为Ｃ混床底部穹形孔板变形导致树脂流出（见图３）。消缺后．问题得以解决。 图３混床底部孔板变形 Ｆｉｇ．３Ｂｒｏｋｅｎｐｌａｔｅｏｆ ｍｉｘ—ｂｅｄ
试论某电厂2×300MW机组凝结水精处理系统若干问题 摘要：针对某电厂2×300MW机组凝结水精处理系统在设计、设备制造、调试及运行过程中存在的问题提出自己的见解，以对今后同类型系统的调试及运行有一定的参考意义。 关键词：电厂300MW机组精处理存在的问题 一、前言 凝结水作为锅炉给水主要组成部分，其水质将直接影响给水质量，尤其是随着机组参数的增大，为了机组的安全经济运行，对凝结水质量提出了更高的要求。机组在运输、保管、安装及启停过程中，不可避免地形成金属腐蚀产物，同时，尽管补给水带入热力的杂质一般较少，但凝汽器总是存在一定的泄漏，影响了给水质量，因此必须对凝结水进行精处理，除去金属腐蚀产物及泄漏所带入的杂质。 二、凝结水精处理系统工艺流程概述 1．某电厂一期工程2×300MW机组2台机组共设计凝结水精处理系统为六台高速混床，采用两台机组共用一套再生系统的运行方式。该系统采用单元制中压系统，混床采用H/OH运行。凝结水精处理系统出力按850吨/时设计，配置六台Φ2200空气擦洗体外再生高速混床。单台机组正常运行时，两台混床运行，一台作备用。并分别设有一台再循环泵，既保证投运时的水质，又节省了凝结水，缩短了混床出水合格时间。经该系统处理后的水质为： 电导率≤0.2μS/cm(25℃，加氨前) SiO2≤15μg/L 硬度～0μmol/L 凝结水精处理系统流程图为： 三、水质指标及实际测定指标 1．混床初次投运水质情况 凝结水精处理系统高速混床是在机组空负荷试运结束后，进入带负荷整套调试阶段时初次投运的，投入运行均采用点动控制。控制混床入口含铁量≤1000μg/L，结合机组负荷情况，为避免树脂污染严重，尽量等凝结水水质达到最佳而除盐设备补水已满足不了机组负荷要求时才投入精处理高速混床，对凝结水进行回收。 四、凝结水精处理系统在整套试运中所起的作用 高速混床的及时投运对启动过程中除铁、硅起了关键作用。机组在启动初的一段时间里，凝结水系统中的悬浮铁及二氧化硅含量较高，此时锅炉给水主要是由除盐水直接经除氧器补充，凝结水不能回收，大量的悬浮铁及粒装铁通过凝结水泵再循环不断排出系统外，凝结水不断净化，待机组负荷达10MW时，凝结水含Fe1000μg/L，SiO2100μg/L，此时投入高速混床，不但可有效保护树脂少受污染，同时起到了截流过滤悬浮铁及二氧化硅的作用，使凝结水含Fe量降至20μg/L左右，而且也使给水SiO2含量逐渐下降至合格，随之炉水及蒸汽的SiO2含量也随着锅炉的洗硅进程下降，促进了锅炉洗硅的顺利进行，同时蒸汽品质在较短时间内即达到合格指标。
环保水处理工程就找“武汉格林环保” 19 凝结水及补水系统的运行 19.1 系统概述 19.1.1 凝结水系统是将汽轮机低压缸的排汽经凝汽器凝结在热井中的凝结水输送至除氧器，供锅炉给水泵用水，同时还向低旁、辅汽、轴封供汽减温器等提供减温水。 19.1.2 系统设两台100%容量的筒式凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台除氧器，一台300M3的凝结水补水箱，和两台凝结水输送泵。凝结水采用中压精处理装置。 19.1.3 #5、6低压加热器，精处理装置均设有各自的凝结水旁路。#7、8低压加热器设有公用的凝结水旁路。轴封冷却器出口设有25%额定流量的凝结水再循环管至凝汽器。#7、8低压加热器入口管道上设有主、副调节阀，用以调节除氧器水位。 19.1.4 凝结水补水箱配备的两台凝结水补水泵，在机组启动时向凝结水系统补水。机组正常运行时，通过凝结水补水泵旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水。 目前湖北武汉市有多家企业选择了将污水处理交第三方运行管理的模式，帮助企业实现污水处理设施安全运行、达标运行、经济运行是格林公司的愿望和目的，武汉格林环保设施运营有限责任公司，也将继续为您关注工业污水、生活污水污水处理外包、污水处理运营的行业动态。 19.1.5 凝汽器主要参数 项目参数 总冷却面积～38000 m2 冷却水温(设计水温) 20℃ 最高设计水温33℃ 冷却水工作压力0.25MPa(g) 循环倍率55（TMCR工况） 冷却水量62525t/h 年平均运行背压（冷却水温20℃） 4.4/11.4KPa(a) 铭牌工况满发时凝汽器排汽平均背压11.8KPa(a) 凝汽器出口凝结水含氧量≤ 20 ppb 108
培训中心教材初稿 凝结水净化处理系统（LDB/LDF）
目录 一、系统的功能 二、系统的工作原理 三、系统LD的设备组成及其主要参数 四、联锁和保护 五、主要调节器 六、系统运行时监测的参数 七、工艺限制,安全规定及措施 八、常见故障及消除方法 九、思考题 附录A系统工艺流程图 附录B设备清单 附录C参考文件
一、系统的功能 1 汽机凝结水净化处理系统(LD)从汽机凝结水中去铁质，除盐以保证二回 路的水化学工况. 2 汽机凝结水净化处理系统包含以下子系统: 1) LDB-凝结水中溶解的及悬浮腐蚀产物机械净化及初步除盐系统; 2) LDF-凝结水离子净化处理系统以去除溶解的阴阳离子; 3) LDP-过滤材料冲洗及再生系统; 4) LDL-凝结水净化过滤器再生排水监测系统，根据排水的水质重复利用或再处理. 3 汽机凝结水净化处理系统运行工况： 1) 运行(功能组LDB, LDF－运行); 2) 离子交换剂的水力换料, 冲洗和再生(功能组－LDP, LDL) 4 汽机凝结水净化处理系统从位于冷却水泵房和制水站内的化学控制室 进行控制.通过启动功能组或手动控制. 汽机凝结水净化处理系统的功能子 组见表 2.1.
二、系统的工作原理 2.1 系统LD的作用原理 汽机凝结水并列流过投运的已经被再生好的H-阳离子除铁过滤器LDB11-15AT001, 在其中装载了强酸阳离子交换剂DOW MONOSPHERE 650C NG(H), 于是凝结水中的悬浮的和溶解的腐蚀产物被清洗掉。同时，有部分除盐水流过。周期性的，当阳离子除盐过滤器的离子交换剂的置换体积被消耗尽后，把它们卸载到再生系统（LDP）中进行清洗腐蚀产物和恢复其置换能力。 被除铁的部分除盐凝结水进入混床LDF21-25AT001, 在其中装载了强酸性的大孔的阳离子交换剂DOW MONOSPERE 650C NG(H) 和高基点的 阴离子交换剂MONOSPERE 550ALC NG(OH), 在此处进行除去由于冷却水吸附而进入凝结水中的溶解盐。在混床后安装的过滤器捕捉器 LDF21-25AT002, 其作用是捕捉由于过滤器排泄设备损坏时从混合作用过
凝结水系统 一、凝结水系统的组成： 1. 凝结水系统主要作用是加热凝结水，并将凝结水从凝汽器热 井送至除氧器.凝结水系统严格的来说应该从汽轮机的凝汽器开始，经热井，凝结水泵、轴封加热器，低压加热器到除氧器。但在广义上讲凝结水系统就是凝结水所流过的流程。 2.凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气器等把这些设备用管道和附件连接起来的汽水系统称为凝结水系统； 3.凝结水系统的作用：将凝汽器回收汽轮机排汽，经凝结水泵加压，送往除氧器，再到锅炉继续加热，作为工质循环的一个必要环节，同时在这个过程中也对凝结水进行了加热，回收了汽轮机中间的几段抽汽加热凝结水，增加了汽轮机的循环热效率。（火电厂汽轮机排汽损失造成效应下降） 4.流程 主凝结水的流程为：凝结器热井→凝结水泵→轴封加热器→低压加热器(凝结水母管）→除氧器→给水泵（高压冷母管）高加（高压热母管)。【除盐水至冷渣机→(拖动凝结水）除氧器】 5.冷渣器除盐水切凝结水操作步骤 a.汇报值长、班长、联系锅炉岗位，停运冷渣器，注意监视冷渣器出水温度。 b.退出发电机组低加汽侧运行。
c.关闭除盐水至冷渣机冷却水阀门。 d.开大除氧间拖动凝结水至除氧器门。 e.缓慢打开发电凝结水母管至冷渣机门，操盘人员注意热井液位、除氧器温度、压力正常。 f.联系锅炉运行，投运冷渣机，注意冷渣机出水温度 二．凝汽器 1.凝汽器的投运 1）打开凝汽器循环水出水门，开启凝汽器水侧空气门，打开进水门待凝汽器水侧空气门放尽有水溢出是关闭，是循环水系统进入正常运行状态。 2）检查热井液位是否升高或开启凝汽器汽侧放水门观其是否有水流出若水位升高或汽侧放水有水长流，则说明凝汽器内部铜管泄漏。 2. 凝汽设备：凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气器等组成； 凝汽器的作用：建立真空，增大蒸汽在汽轮机内的可用焓降，提高汽轮机的工作效率；将排气凝结成水，增加了给水循环利用率，真空还有除氧的作用； 原理：汽轮机排汽至凝汽器后急剧冷却，凝结成水时，其比容（体积）急剧缩小，形成真空； 3.在凝汽器顶部或汽缸上设有自动排气阀（安全模板），当循环水中断，或真空急剧降低，使凝汽器内压力高于大气压力时，自动排
凝结水精处理系统 一、概述 1.1.1 凝结水的含义：凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 1.1.2 凝结水精处理的目的 凝结水由于某些原因会受到一定程度的污染，大概有以下几点： 1）凝汽器渗漏或泄漏 凝结水污染的主要原因是冷却水从凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密的部位通常是在凝汽器内部管束与管板连接处，由于机组工况的变动会使凝汽器内产生机械应力，即使凝汽器的制造和安装质量较好，在使用中仍然可能会发生循环冷却水渗漏或泄漏现象。而冷却水中含有较多悬浮物、胶体和盐类物质，必然影响凝结水水质。 2）金属腐蚀产物的污染 凝结水系统的管路和设备会由于某些原因而被腐蚀，因此凝结水中常常有金属腐蚀产物。其中主要是铁和铜的氧化物（我公司热力系统设备基本上没有铜质材料）。铁的形态主要是以Fe2O3、Fe3O4为主，它们呈悬浮态和胶态，此外也有铁的各种离子。凝结水中的腐蚀产物的含量与机组的运行状况有关，在机组启动初期凝结水中腐蚀产物较多，另外在机组负荷不稳定情况下杂质含量也可能增多。 3）锅炉补给水带入少量杂质 化学水处理混床出水即为锅炉补给水，一般从凝气器补入热力系统。由于混床出水在运行中的严格控制，补给水杂质含量很少，其水质要求：DD≤0.2μs/cm ，SiO2≤20μg/L。如果混床出水不合格，就可能对凝结水造成污染。 由于以上几种原因，凝结水或多或少有一定的污染，而对于超临界参数的机组而言，由于其对给水水质的要求很高，所以需要进行凝结水的更深程度的净化，即凝结水精处理。 1.1.3 凝结水精处理设备介绍 凝结水精处理系统采用中压凝结水混床系统，具体为前置过滤器与高速混床的串连，每台机组设置2×50％管式前置过滤器和3×50％球形高速混床，混床树脂失效后采用三塔法体外再生系统，其中1、2号机组精处理共用一套再生装置。再生系统主要包括分离塔、阴塔和阳塔（即“三塔”），另外还包括酸碱设备、热水罐、冲洗水泵、罗茨风机、储气罐等设备。1.1.4 凝结水精处理系统流程 1.1.5 凝结水精处理体外再生系统树脂流程 二、设备结构及原理 1.1.6 前置过滤器 1）作用 除去凝结水中悬浮物、胶体、腐蚀产物和油类等物质。它主要用在机组启动时对凝结水除铁、洗硅，缩短机组投运时间。另外除去了粒径较大的物质，延长了树脂运行周期和使用寿命。2）结构及工作原理 前置过滤器整体为直筒状，采用碳钢结构。内部滤元为管式，滤元骨架采用316不锈钢材质，共有268根管（管束）竖着固定在前置过滤器上下端之间。每根管上有若干水孔，并且在管外缠绕着聚丙烯纤维滤料，滤料过滤精度为10μm。水从前置过滤器底部进入管束之间，流
凝结水系统讲座 主凝结水系统指由凝汽器至除氧器之间相关的管道与设备。主凝结水系统主要作用是加热凝结水，并加凝结从凝结器热井送至除氧器。作为超临界机组，对锅炉给水的品质很高，因此主凝结水系统还要对凝结水系统进行除盐净化，此外，主凝结水系统还对凝结器热井水位和除氧器水位进行必要的调节，以保证整个系统的安全运行。 一系统的组成 主凝结系统包括两台100%容量立式凝结水泵（型号：C720III-4，）、凝结水精处理装置、一台轴封加热器，四台低压加热器，一台凝结水补充水箱和两台凝结水补充水泵。为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行时安全可靠，系统设置了众多的阀门和阀门组。 主凝结水的流程为：凝结器热井→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封加热器→8号低压加热器→7低压加热器→6低压加热器→5低压加热器→除氧器。 1 凝结水泵及系统 凝结水泵用途：凝结水泵在高度真空的条件下将凝汽器的热井中的凝结水抽出，输送接近于凝汽器压力的饱和温度的水。1台变频运行1台工频备用。 离心泵的工作原理：在泵内充满水的情况下，叶轮旋转使叶轮内的内也跟着旋转，叶轮内的水在离心力的作用下获得能量，叶轮林槽道内的水在离心力的作用下甩向外围流进泵壳，于是在叶轮中心压力降低，这个压力低于进水管压力，水就在这个压力差的作用下由吸水池流入叶轮，这样水泵就可以不断的吸水，不断的供水了。具有结构简单、不易磨损，运行平稳、噪声小、出水均匀，可以制造各种参数的水泵，效率高等优点，因此离心泵可以广大的应用。 凝结水泵轴封有良好的密封性能，不允许发生漏泄现象。凝结水泵轴封采用机械密封。泵能在出口阀关闭的情况下启动，而后开启出口阀门。泵能承受短时间的反转。 2 凝结水精处理装置 为确保锅炉给水品质，防止由于铜管泄漏或其它原因造成凝结水中的含盐量增大。（大机组特有）。 3 轴封加热器及凝结水最小流量再循环 在汽轮机级内，主要是在隔板和主轴的间隙处，以及动叶顶部与汽缸(或隔板套)的间隙处存在漏汽。此外，在汽轮机的高压端或高中压缸的两端，在主轴
凝结水系统及其设备 主凝结水系统指由凝汽器至除氧器之间与主凝结水相关的管路与设备。主凝结水系统的主要作用是加热凝结水，并将凝结水从凝汽器热井送至除氧器。作为超临界机组。对锅炉给水的品质要求很高，因此主凝结水系统还要对凝结水进行除盐净化。此外，主凝结水系统还对凝汽器热井水位和除氧器水箱水位进行必要的控制调节，以保证整个系统安全可靠运行。同时，主凝结水管路还引出了多路分支，在运行过程中提供有关设备的减温水、密封水、冷却水和控制水。 由于热力循环中有一定流量的汽水损失，在凝结水系统中必须给予补充。补充水源来自化学除盐水。 系统的组成 本系统的主凝结水系统包括两台100％容量立式筒形凝结水泵、凝结水精处理装置、一台轴封冷却器、三台低压加热器、一台凝结水补水箱和三台凝结水补水泵。为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行的安全可靠性，系统设置了为数众多的阀门和阀门组。主凝结水的流程为：低背压凝汽器热井一凝结水泵一轴封冷却器一#7低压加热器一#6低压加热器一#5低压加热器一除氧器。 1、凝结水泵及其管道 系统设有两台全容量的电动凝结水泵，一台正常运行，一台备用。凝结水从低背压凝汽器热井经一总管引出，然后分两路接至两台凝结水泵的进口，经升压后再合并成一路去凝结水精处理装置。每台泵的进口管道上装有闸阀和滤网。闸阀用于水泵检修时的隔离，在正常运行时应保持全开。滤网能防止热井中可能积存的残渣进入泵内。凝泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。逆止阀能够
防止凝结水倒流入水泵。进出口的电动阀门将与凝泵联锁，以防止凝泵在进出口阀门关闭状态下运行。两台凝结水泵及其出口管道上均设置抽空气管，在泵启动时将空气抽至低背压凝汽器。 2、凝结水的精处理 为进一步确保锅炉给水品质，主凝结水系统中加入凝结水精处理装置。防止由于凝汽器白钢管泄漏或其它原因造成凝结水中含盐量大。 本系统的凝结水精处理装置采用中压系统的连接方式，即无凝结水升压泵而直接将凝结水精处理装置串联在凝结水泵出口。这时，凝结水精处理装置承受凝结水泵出口的较高压力。这种系统的优点是设备少(节省了两台凝结水升压泵及其再循环管路、阀门等)、阀门少、凝结水管道短，简化了系统，便于运行人员操作。低压系统(凝结水精处理装置位于凝结水泵和凝结水升压泵之间，凝结水须经二次升压，此时凝结水精处理装置承受较低压力)常常因凝结水泵和凝结水升压泵不同步及压缩空气阀门不严，导致空气漏入凝结水精处理系统，使凝结水中溶解氧含量大增。中压系统则避免了这个问题，运行时几乎无空气漏入凝结水系统，保证了凝结水的较低含氧量。 凝结水精处理装置的进、出口管道上各装有一只电动隔离阀，同时与之并联一条旁路管道，装有电动旁路阀。在启动充水或运行时装置故障需要切除时，旁路阀开启，进、出口阀关闭，主凝结水走旁路；装置投入运行时，进、出口阀开启，旁路阀关闭。 3、轴封冷却器及凝结水最小流量再循环 经凝结水精处理装置后的凝结水的大部分进入轴封冷却器。轴封冷却器进口的主凝结水管路上设置流量测量孔板，以便测量主凝结水流量。 轴封冷却器为表面式热交换器，用于凝结轴封漏汽和门杆漏汽。轴封冷却器以及与之
课题七主凝结水系统 掌握主凝结水系统的连接方式和运行知识。 教学内容 一、主凝结水系统的作用和组成 主凝结水系统的主要作用是把凝结水从凝汽器热井送到除氧器。为保证整个系统可靠工作，提高效率，在输送过程中，还要对凝结水进行除盐净化、加热和必要的控制调节，同时在运行过程中提供有关设备的减温水、密封水、冷却水和控制水等，另外还补充热力循环过程中的汽水损失。 主凝结水系统一般由凝结水泵、轴封加热器、低压加热器等主要设备及其连接管道组成。亚临界及超临界参数机组由于锅炉对给水品质要求很高（特别是直流炉），所以在凝结水泵后设有除盐装置。国产机组由于除盐装置耐压条件的限制，凝结水采用二级升压，因此在除盐装置后还装设有凝结水升压泵。对于大型机组，主凝结水系统还包括由补充水箱和补充水泵等组成的补充水系统。图4-27、图4-28和图4-29分别为国产200MW、300MW和引进型300MW（600MW机组与之相似）机组的主凝结水系统。 一般机组的主凝结水系统具有以下共同点： (1)设两台容量为100%的凝结水泵或凝结水升压泵，一台正常运行，一台备用，运行 泵故障时连锁启动备用泵。 (2)低压加热器设置主凝结水旁路。旁路的作用是：当某台加热器故障解列或停运时，凝结水通过旁路进入除氧器，不因加热器事故而影响整个机组正常运行。每台加热器均设一个旁路，称为小旁路；两台以上加热器共设一个旁路，称为大旁路。大旁路具有系统简单、阀门少、节省投资等优点，但是当一台加热器故障时，该旁路中的其余加热器也随之解列停运，凝结水温度大幅度降低，这不仅降低机组运行的热经济性，而且使除氧器进水温度降低，工作不稳定，除氧效果变差。小旁路与大旁路恰恰相反。因此，低压加热器的主凝结水系统多采用大小旁路联合应用的方式。 (3)设置凝结水最小流量再循环。为使凝结水泵在启动或低负荷时不发生汽蚀，同时保证轴封加热器有足够的凝结水量流过，使轴封漏汽能完全凝结下来，以维持轴封加热器中的微负压状态，在轴封加热器后的主凝结水管道上设有返回凝汽器的凝结水最小流量再循 环管。 (4)各种减温水及杂项用水管道，接在凝结水泵出口或除盐装置后。因为这些水要求是纯净的压力水。 (5)在凝汽器热井底部、最后一台（沿凝结水流向）低压加热器的出口凝结水管道上、除氧器水箱底部都接有排地沟的支管，以便在机组投运前，冲洗凝结水管道时，将不合格的凝结水排入地沟。 (6)化学补充水通过补充水调节阀进入凝汽器，以补充热力循环过程中的汽水损失。 二、主凝结水系统举例 如图4 - 28所示为国产300MW机组的主凝结水系统。 1.凝结水泵及其管道 凝结水从凝汽器热井水箱引出一根管道引出，用T形三通分别接至两台凝结水泵（一台正常运行，一台备用）的进口，在各泵的进口管上各装有电动闸阀和一个带法兰的锥形滤网。闸阀用于水泵检修隔离，滤网可防止热井中可能积存的残渣进入泵内，滤网上装有压差开关，当滤网受堵压降达到限定值时，向集控室发出报警信号。如确认热井内部已经洁净，也可拆除滤网以减少阻力损失。在两台凝结水泵的出水管道上均装有止回阀和电动闸阀，闸阀上装有行程开关，便于控制和检查阀门的开闭状态，止回阀防止凝结水倒流。两台凝结水泵出口管道汇成一根总管道接至化学除盐装置，在该管道上接有凝结水泵的再循环
凝结水精处理 一、凝结水精处理的必要性 凝结水的含义：凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 1、凝汽器泄漏： 凝汽器的泄漏可使冷却水中的悬浮物和盐类进入凝结水中。泄漏可分两种情况：严重泄漏和轻微泄漏。 前者多见于凝汽器中管子发生应力破裂、管子与管板连接处发生泄漏、腐蚀或大面积的腐蚀穿孔等。此时，大量冷却水进入凝结水中，凝结水水质严重恶化。后者多因凝汽器管子腐蚀穿孔或管子与管板连接处不严密，使冷却水渗入凝结水中。 即使凝汽器的制造和安装较好，在机组长期运行过程中，由于负荷和工况的变动，引起凝汽器的震动，也会使管子与管板连接处的严密性降低，造成轻微的泄漏。 当用淡水作冷却水时，凝汽器的允许泄漏率一般应小于％。严密性较好的凝汽器，泄漏量小于此值，甚至可以达到％。当用海水作为冷却水时，要求泄漏率小于％。 凝汽器泄漏往往是电厂热力设备结垢、腐蚀的重要原因。 2、金属腐蚀产物带入： 火电厂的汽水系统中的设备和管道，往往由于某些腐蚀性物质的作用而遭到腐蚀，致使凝结水中含有金属腐蚀产物，其中主要为铁和铜的氧化物。进入凝结水中金属腐蚀产物的量与很多因素有关，如机组的运行工况，设备停用时保护的
好坏，凝结水的pH值，溶解气体(氧和二氧化碳)的含量等。 凝结水进入锅炉后，其所含的金属腐蚀产物将在水冷壁管中沉积，引起锅炉结垢和腐蚀。一般情况下，在机组启动和负荷波动时，凝结水中的铁、铜含量急剧上升。 3、补充水带入的悬浮物和盐分： 锅炉补充水虽经深度除盐处理，但由于种种原因(如原水中有机物含量高等)，除盐水在25℃的电导率不能低于μS/cm，即使电导率小于μS/cm，补充水中仍含有一定量的残留盐分。此外，除盐水流过除盐水箱、除盐水泵和管道，也会携带少量的悬浮物及溶解气体而进入给水。 4、热电厂返回水夹带的杂质污染 从热用户返回的凝结水中通常含有很多杂质。、生产用汽的凝结水一般含有较多的油类物质和铁的腐蚀产物，返回后需要进一步处理来满足机组对水质的要求。 二、凝结水精处理技术概况 凝结水处理设备与热力系统的连接方式 1、低压系统连接方式 水处理设备串联在凝结水泵和凝升泵之间，见图(a)。由于凝结水泵在1MPa~压力下运行，所以混床是在较低压力下工作的，为了能将混床处理后的水再经低压加热器送入除氧器，需在混床之后设置凝结水升压泵。在该系统中为便于除氧器水位的调节，系统中还需设置密封式补给水箱，
1.凝结水系统的作用？ 凝结水系统的作用是收集汽轮机排汽凝结成的水和低压加热器疏水，经凝结水泵升压后经各低压加热器加热送往除氧器除氧，与高加疏水和四段抽汽汇集到除氧水箱后供给给水泵。此外，凝结水系统还供给其它水泵的密封水、辅助系统的补充水和低压系统的减温水。。 2.凝结水系统主要有哪些设备组成？ 凝结水系统空冷凝汽器、两个凝汽器热井、两台凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封加热器、和三级回热加热器、除氧器、最小流量再循环装置、凝结水补水系统和系统的管道、阀门组成。 3.凝结水系统的流程？ 凝结水系统流程为：凝汽器热水井→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封加热器→低压加热器→除氧器。 4.凝结水系统运行中的检查？ 1.检查凝结水压力、流量、各监视点的温度正常； 2.检查除氧器水位调整阀、最小流量再循环阀开度、最小流量再循环的流量正常； 3.检查热井水位1100～1400mm，正常控制在1250mm； 4.检查凝结泵轴承油位、温度正常； 5.检查凝结泵电机电流、线圈温度，轴承温度正常； 6.检查凝结水泵电机与泵的振动、声音正常； 7.检查热井排汽温度正常； 8.检查轴加、各低加入、出口水温正常； 9.检查凝泵入口滤网差压正常； 10.凝结水补水泵出口水压力、流量； 11.精处理装置出、入口压差。 5.轴封加热器的作用 轴封加热器是回收轴封漏汽并利用其热量来加热凝结水的装置,减少能源损失,提高机组热效率。 6.凝结水再循环管装设在什么位置？为什么？ 凝结水泵再循环管装设在轴封加热器之后。 主要是为了保护轴加，机组在启停或低负荷的情况下，此时由于机组用水量较少，要开启凝结水再循环，使凝泵正常工作，同时保证有一定的量的凝结水通过轴加，来回收轴封回气，另外避免轴加超温。 7.低压加热器的投、停步骤？ 低压加热器投运(以5号低加为例)： 1.检查工作票办理结束，各表计齐全完整； 2.慢慢打开#5低压加热器进水门； 3. #5低压加热器水侧放气门溢出水后就地关闭放气一、二次门； 4.打开#5低压加热器出水门； 5.关闭#5低压加热器旁路门； 6.打开#5低压加热器启动放气门注意凝汽器真空变化； 7.打开#5低压加热器至#6低压加热器正常疏水调节门前后隔离门、#5低加事故疏水前后隔离门； 8.打开#5抽汽逆止门，就地缓慢打开#5抽汽电动门，注意低压加热器出水温升小于2℃/min，直至抽汽电动门全开。
1.17日上课内容凝结水水系统及相关设备 1、什么表面式加热器？ 答：加热蒸汽和被加热凝结水不直接接触，其换热通过金属壁面进行的换热叫做表面式换热器，在这种加热中，由于金属的传热阻力，被加热给水不可能达到蒸汽压力下的饱和温度，其热经济性比混合式加热器低。优点是它组成的回热系统简单，运行方便，监视工作量小，因而被电厂普遍采用。 2、凝汽器的构造： 答：凝汽器主要由外壳、水室、管板、铜管、与汽轮机连接处的补偿装置和支架等部件组成。凝汽器有一个圆形（或方形）的外壳，两端为冷却水水室，冷却水管固定在管板上，冷却水从进口流入凝汽器，流经管束后，从出水口流出。汽轮机的排汽从进汽口进入凝汽器与温度较低的冷却水管外壁接触而放热凝结。排汽所凝结的水最后聚集在热水井中，由凝结水泵抽出。不凝结的气体流经空气冷却区后，从空气抽出口抽出。以上就是凝汽器的工作过程。3、凝汽器有哪些分类方式 按换热的方式，凝汽器可分为混合式和表面式两大类。 表面式凝汽器又可分为：按冷却水的流程，分为单道制、双道制、三道制。按水侧有无垂直隔板，分为单一制和对分制。 按进入凝汽器的汽流方向，分为汽流向下式、汽流向上式、汽流向心式、汽流向侧式。 4、凝汽器热井：凝汽器下部收集凝结水的集水井。 作用：收集凝结水，并且给凝结水泵提供一定的静压头 5、凝汽器端差 凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。 对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低，端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使导热条件恶化。 端差增加的原因有：①凝器铜管水侧或汽侧结垢；②凝汽器汽侧漏入空气；③冷却水管堵塞；④冷却水量增加等。 6、过冷度 答：凝汽器中汽轮机排汽饱和温度与凝结水温度之差。 7、凝结水过冷的原因？ （1）凝汽器水位高，以致部分铜管被凝结水淹没。 （2）凝汽器汽侧漏空气或抽气设备运行不良，造成凝汽器内蒸汽分压力下降而引起过冷却。 （3）凝汽器铜管破裂，凝结水内漏入循环水。 （4）凝汽器冷却水量过多或水温过低。 8、凝汽器真空是怎样形成的? 答：在启动过程中凝汽器真空是由主、辅抽汽器将汽轮机和凝汽器内大量空气抽出而形成的。
某电厂凝结水精处理系统的若干问题 更新时间：09-12-14 16:52 一、前言 凝结水作为锅炉给水主要组成部分，其水质将直接影响给水质量，尤其是随着机组参数的增大，为了机组的安全经济运行，对凝结水质量提出了更高的要求。机组在运输、保管、安装及启停过程中，不可避免地形成金属腐蚀产物，同时，尽管补给水带入热力的杂质一般较少，但凝汽器总是存在一定的泄漏，影响了给水质量，因此必须对凝结水进行精处理，除去金属腐蚀产物及泄漏所带入的杂质。 二、凝结水精处理系统工艺流程概述 1．某电厂一期工程2×300MW机组2台机组共设计凝结水精处理系统为六台高速混床，采用两台机组共用一套再生系统的运行方式。该系统采用单元制中压系统，混床采用H/OH 运行。凝结水精处理系统出力按850吨/时设计，配置六台Φ2200空气擦洗体外再生高速混床。单台机组正常运行时，两台混床运行，一台作备用。并分别设有一台再循环泵，既保证投运时的水质，又节省了凝结水，缩短了混床出水合格时间。经该系统处理后的水质为：电导率≤0.2μS/cm(25℃，加氨前) SiO2≤15μg/L 硬度～0μmol/L 三、水质指标及实际测定指标 1．混床初次投运水质情况 凝结水精处理系统高速混床是在机组空负荷试运结束后，进入带负荷整套调试阶段时初次投运的，投入运行均采用点动控制。控制混床入口含铁量≤1000μg/L，结合机组负荷情况，为避免树脂污染严重，尽量等凝结水水质达到最佳而除盐设备补水已满足不了机组负荷要求时才投入精处理高速混床，对凝结水进行回收。 四、凝结水精处理系统在整套试运中所起的作用 高速混床的及时投运对启动过程中除铁、硅起了关键作用。机组在启动初的一段时间里，凝结水系统中的悬浮铁及二氧化硅含量较高，此时锅炉给水主要是由除盐水直接经除氧器补充，凝结水不能回收，大量的悬浮铁及粒装铁通过凝结水泵再循环不断排出系统外，凝结水不断净化，待机组负荷达10MW时，凝结水含Fe1000μg/L，SiO2100μg/L，此时投入高速混床，不但可有效保护树脂少受污染，同时起到了截流过滤悬浮铁及二氧化硅的作用，使凝
凝结水回收系统的设计 汪红 中国石化集团洛阳石化工程公司 前言 1、凝结水回收的意义 凝结水回收是供热系统的最后一个环节，这个环节的好坏将直接影响整个供热系统的经济性与合理性。蒸汽作为一种热载体，从锅炉里产生出来，经管网送至用热设备（蒸汽间接加热设备），把大部分热量释放出来，汽态的水蒸汽变成液态的凝结水。由于凝结水水质较好，而且还含有近20%的热量，因此要设法回收，凝结水的回收是供热系统节能的重要环节。 2、凝结水回收的原则 在供热系统中，凡是蒸汽间接加热产生的凝结水应尽可能回收。对于复杂的凝结水回收系统必须合理的进行设计；对于加热有毒及有强烈腐蚀性溶液的凝结水回收系统要十分慎重，应避免此部分溶液腐蚀凝结水管道而造成有毒或强烈腐蚀性溶液漏入凝结水管道内，要相应的采取一些措施；对含油的凝结水需经除油处理后，其水质符合锅炉给水水质要求方可返回锅炉房。 凝结水回收系统可分为重力凝结水回收系统、背压凝结水回收系统、闭式满管凝结水回收系统和加压凝结水回收系统。本篇分别就以上各系统的流程和特点进行阐述，并对各系统的设计和选择提出意见。 一、凝结水回收系统的基本概念 1、疏水阀工作压力P0 疏水阀工作压力是指疏水阀进口端管道内凝结水或蒸汽的实测压力。 2、疏水阀最高工作背压P MOB 疏水阀最高工作背压是指疏水阀正常工作时，其出口端的最高工作压力。也就是疏水阀前凝结水的压力减去凝结水通过该疏水阀时的阻力。疏水阀最高工作背压对背压回水有着重要的意义，为了保证疏水阀的正常工作，必须保证疏水后系统的实际压力小于选取流量下疏水阀最高工作背压。 3、疏水阀工作备压 P OB 疏水阀工作背压是指在工作条件下，疏水阀出口所测得的压力，此背压是克服疏水阀后凝结水管道压力损失及凝结水水箱内的压力。 4、疏水阀工作背压 P OB与疏水阀最高工作背压P MOB的关系 背压回水系统正常运行的条件应满足： P MOB≥P OB 在背压回水系统中，设计方法有两种：其一是确定疏水阀可能提供的最高工作背压，以
凝结水精处理技术 凝结水精处理技术主要包括膜分离技术和离子交换技术。欧梅塞尔是同时拥有膜和离子交换树脂两大技术和产品的公司。从蒸汽凝结水零排放到炼油废水处理，从电子超纯水到海水淡化处理，欧梅塞尔膜和离子交换技术和产品都能够为用户提供各种需求的水资源解决方案。 中国蒸汽凝结水回收率不足30%。其中很主要的原因是所回收的凝结水中含有过量油 类等污染物，包括动植物油脂，石油烃类，环烷酸，酚醛等衍生物。高温凝结水中水和油的比重、粘度降低、油水分散的阻力减少。除悬浮状态的机械分散油（15~100um ）外，高温 凝结水中油主要以乳化油（0.5~15um）和溶解油（0.005um）形式存在。通常分散由悬浮在水面上，乳化油稳定分散在水中，溶解油则完全溶解在水中。 蒸汽输送管线材质一般为碳钢，碳钢容易在有氧和酸性环境下腐蚀。腐蚀产物主要为悬浮态和胶体态的 Fe3O4、Fe2O3,少量不溶性的Fe（0H）3以及离子形式的Fe2+和Fe3+。蒸汽凝结水中铁离子由于氧腐蚀和酸腐蚀。 根据蒸汽凝结水实际温度、流量、水质状况、生产工艺特点以及用户资金状况，可采用不同处理技术进行优化组合。以满足低压锅炉（含油量w 2mg/L,含铁量w 0.3mg/L ）、中压锅 炉（含油量w 1mg/L ,含铁量w 0.05mg/L ）、高压锅炉（含油量w 0.3mg/L,含铁量w 0.03mg/L ）的水质标准要求。 前置过滤技术 前置过滤装置作为凝结水经处理系统的预处理部分，是去除凝结水中的悬浮物、胶体、金属氧化产物等粒径较大的杂质，起到预处理的作用，保护下游膜分离或离子交换设备免受颗粒无损伤和污染，提高周期制水量。前置过滤装置可根据蒸汽凝结水的水质实际情况可选择采用精密过滤器、在线自动清洗过滤器、盘式过滤器、多介质过滤器、电磁过滤器等多种过滤方式实现。 除油技术 陶瓷中空纤维超滤膜分离技术 陶瓷中空纤维超滤膜采用耐温性，机械强度和化学稳定性都极强的a -AL2O3无机材料， 超长使用寿命，从容应对各种极端运行条件。 OMEX陶瓷中空纤维膜由a -氧化铝制成（筛分孔径从0.005?0.1卩m）,拥有超长的使用寿命，可在高温、高压、极端PH 值和高固含量等条件下使用。它能够解决不同工业里所遇到的分离难题，包括金属和钢铁制造业，化学工业，饮食业和生物医药业等。陶瓷中空纤维膜的技术优势在于独特的中空纤维结构。普通的陶瓷膜多半是多通道模式，其缺点是在长时间的操作后产生严重污染，膜孔堵塞，造成永久性过滤量下降。陶瓷中空纤维膜不仅能更容易及有效地清洗膜表层上的杂质，克服以上的问题，并能提供更大的过滤面积，同时保留陶瓷膜材质上原有的优势。对凝结水中的各种状态的油以及胶体、悬浮颗粒、色度、浊度、大 分子有机物都具极好的分离能力。
一、凝结水系统 1.【A－1】凝汽器的作用是什么？ 答：凝汽器有以下作用： 在汽轮机排汽口建立并保持高度真空，提高汽轮机的循环热效率。 冷凝汽轮机的排汽，再用水泵将凝结水送回锅炉，方便的实现热功转换的热力循环。 对凝结水和补给水有一级除氧的作用。 回收机组启停和正常运行中的疏水，接手机组启动和甩负荷过程中旁路的排汽，减少工质损失。 2.【A－2】凝汽器的端差是如何定义的？引起凝汽器端差增大的原因有哪些？ 答：凝汽器的端差是指凝汽器压力下的饱和温度与冷却水出口温度之差。 凝汽器端差增大的原因： 1）、凝汽器冷却水管水侧或汽侧结垢 2）、凝汽器汽侧漏入空气 3）、冷却水管堵塞 4）、冷却水量减少 3.【A－2】什么叫循环水的温升？循环水温升增大和减小的原因有哪些？ 答：凝汽器冷却水出口温度与进水温度的差值，叫做循环水的温升。 温升增大的原因： 1）、蒸汽流量增加 2）、冷却水量减少 3）、冷却水管清洗后比较干净 4）、温升减小的原因： 5）、蒸汽流量减少 6）、冷却水量增加 7）、冷却水管结垢污脏 8）、真空系统漏空气严重 4.【A－3】试说明凝汽器真空形成的原理是怎样的？ 答：汽轮机正常运行时，进入凝汽器的蒸汽在循环水的冷却下凝结成水，体积大大缩小（在0.0049MPa的条件下，单位质量的蒸汽与水的体积比约为28000），因而形成真空。 5.【B－2】解释凝结水过冷度？列举几项产生凝结水过冷的原因? 答：凝汽器压力下的饱和温度减去凝结水温度称为过冷度。 凝结水产生过冷的原因： 1）、凝汽器管束布置不合理，汽阻大。 2）、真空系统严密性差漏空气量大。 3）、凝汽器水位偏高。 4）、真空泵运行不正常。 5）、凝汽器冷却水管破裂，凝结水内漏入循环水。 6）、凝汽器冷却水量过多或水温过低。 6.【B－3】凝结水溶氧增大的原因可能有哪些？ 答：增大的原因如下： 1）、凝汽器管子破裂或泄漏 2）、凝结水过冷（凝汽器水位过高）
水处理系统施工组织设计 一、工程范围 1.工程概况： 本期工程安装2×600MW的凝汽式汽轮发电机组，锅炉设备由东方锅炉股份有限公司制造，锅炉最大连续蒸发量为1900T/H；汽轮机和发电机分由哈尔滨汽轮机有限公司和哈尔滨电机厂有限公司制造，汽轮发电机额定功率为600MW。 2.工程技术条件 2.1.规划布置 电厂总平面按2×600MW规模设计，按6×600MW进行总体规划，留有脱硫装置场地。总平面布置采用煤场、主厂房、配电装置三列式布置格局。厂区采用阶梯式布置，竖向布置利用已经整平的场地标高。 两座冷却塔布置在主厂房固定端A排外侧。 在#1、#2冷却塔与主厂房之间布置循环水泵房、储氢罐区、综合水泵房、空压机室和化学水处理总站。 厂区化水设备采用集中布置方式，循环水旁流弱酸处理、锅炉补给水处理，化学废水集中处理站及加药设备采用集中布置，凝结水处理设备、化学取样、加药设备随主厂房布置；储氢库系统布置在冷却塔附近；煤水处理、工业废水处理站布置在煤场附近标高较低处。 2.2.标段相关系统介绍 2.2.1.循环水处理系统 2.2.1.1.旁流预处理系统采用直流凝聚方式，设置4台φ8000的重力式滤池，及
2台400m3的清水池；旁流弱酸离子交换器采用较易反洗的顺流离子交换器，系统共设置8台弱酸离子交换器，其中2台再生备用。离子交换器的投运及再生均为程序控制自动进行，交换器的运行终点根据周期制水量控制，一般终点出水碱度应达到3mmol／1左右，控制平均出水碱度lmmol／1。 系统操作采用计算机控制，并设有CRT显示，就地设电磁阀箱，可以就地操作气动阀门。 2.2.1.2.硫酸再生系统 弱酸离子交换器再生用98％硫酸采用硫酸运输槽车运输。运至化学水处理区酸碱贮存间外，用硫酸输送泵打入高位布置的硫酸贮存槽内。酸碱库内设有4台50m3的硫酸贮存槽。硫酸重力流入计量箱后经计量泵计量及稀释后送入离子交换器。 2.2.1. 3.废水排放 弱酸水处理系统设2台350m3废水池，废水泵4台，再生废液排入废水池后，利用废水泵送至化学废水处理系统进行处理。 2.2.1.4.稳定剂加药系统 本工程设计了稳定剂加药设备。稳定剂加药设备包括溶液箱、加药泵等。加药系统运行、起停可在水处理系统的CRT站操作，加药量的大小人工调节加药泵的行程。 2.2.1.5.循环水杀菌灭藻处理 本工程设有两台次氯酸钠发生器系统。两台次氯酸钠发生器可同时运行或交替运行。 2.2.1.6.系统控制 系统运行及控制采用全自动运行方式，除食盐溶解外均自动控制。 2.2.2.锅炉补给水系统