第一章凝结水系统
1.系统概况
本工程的汽轮机为东方汽轮机厂制造的N600-24.2/538/566型汽轮机。每台机组的凝结水设置一台300m3凝结水贮水箱、两台凝结水输送泵、两台100％凝结水泵、一台轴封、一台内置式除氧器、四台低加。低加为东汽厂配套供货，＃7、8低加采用大旁路布置，＃5、6低加采用小旁路布置，逐级自流疏水到凝汽器。凝结水采用中压系统。
2.其他条件
2.1 凝结水水质
总硬～0μmol/l
溶解氧≤20μg/l
铁≤10μg/l
铜≤5μg/l
二氧化硅≤15μg/l
油～0mg/l
PH值 6.5-7.5
电导率25℃≤0.2μS
钠≤5μg/l
2.2安装运行条件
设备安装地点：汽机房内，布置在凝汽器热井附近的湿式泵坑内。
水泵安装层标高：泵进水管接口标高为-2.2 m（相对主厂房零米、暂定）。
2.2.1 凝汽器运行参数: THA工况 TRL工况 TMCR工况 VWO工况
A. 平均背压（绝对）： 4.9 KPa 11.8KPa 4.9KPa
4.9KPa
B. 温度： 32.5℃ 49.1℃ 32.5℃ 32.5℃
C. 凝汽器热井运行水位：～-0.034 m（正常）、～-0.634m（最低）（相对主厂房零米）
2.2.2除氧器的运行参数
运行方式定—滑—定
安装标高(中心线) ～29m
滑压运行范围 90%THA～35%BMCR
2.3机组运行条件
机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。满足锅炉负荷为35%B-MCR及以上时，机组投入全部自动装置，不投油﹑全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。
2.4凝结水泵运行条件
凝结水泵应能满足机组各种运行工况。当运行泵事故跳闸时，备用泵应能自动投入运行。为了满足启动、停机以及试验条件下的特殊要求，应能就地手动操作，并设有单元控制室控制接口。
3.系统及设备介绍
3.1凝结水泵
3.1.1基本规格和容量
每台机组两台100 %容量的凝结水泵，1台运行1台备用。凝结水泵采用立式凝结水泵，采用抽芯式结构，泵的部件可拆装更换。泵壳设计成全真空型。凝结水泵主要参数及型式如下。
3.1.1.1型式及用途:
型式: 立式筒袋式
型号: NLT500—570X4S
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。
3.1.1.3凝泵电机技术参数:
3.1.2运行要求
3.1.2.1凝结水泵为立式﹑筒袋式结构，凝结水泵应具有良好的抗汽蚀性能。
3.1.2.2泵正常运行工况应处在泵的特性曲线的最高效率区。在此工况点，流量、扬程、效率不允许有负偏差；必须汽蚀余量不允许正偏差。泵组的设计点为泵的能力工况点，此运行
点的流量、扬程不允许有负偏差；必须汽蚀余量不允许正偏差。凝结水泵的容量还应留有适量裕度，并考虑磨损引起的流量﹑扬程下降。
3.1.2.3凝结水泵的流量与扬程的性能曲线（Q-H曲线）应当变化平缓，从额定流量（正常运行点）到关闭点的扬程升高值应不超过额定流量时扬程的20％。
3.1.2.4泵组应能在出口阀关闭的情况下启动，而后开启出口阀门。
3.1.2.5在事故状况下，泵与其联接的电动机应能承受反转。
3.1.2.6在出厂前，泵的叶轮应进行静平衡和动平衡，转子要做静平衡。试验精度不应低于GB9239的G2.5级。动平衡精度不低于GB9239中的G2.5级。泵的振动应在无汽蚀运转条件下测量，轴承处的振动值应符合JB/T8097的规定。在允许运行工况下泵各轴承处振动值不大于0.05mm。泵座及吐出法兰处振动值不大于
4.0mm/s.
3.1.2.7泵壳除应按承受全真空计算外部的压应力进行设计外，还应至少按5MPa的内部的压应力进行校核设计计算。凝结水泵的最小流量应不大于额定流量的25％。
3.1.3结构要求/系统配置要求
3.1.3.1凝结水泵应适合机组的各种不同工况的运行参数要求，凝结水泵本体应能承受热冲击的影响，首级叶轮必须采用抗汽蚀性能较好的美国ASTM标准的CA-6NM材料制成，在结构上采用双吸叶轮。在任何允许工况下，均应保证装置的汽蚀余量均大于必须汽蚀余量（按凝结水泵吸入口中心线处计算）。
3.1.3.2凝结水泵的转子第一临界转速高于125%额定转速。
3.1.3.3正常运行时，凝结水泵的噪声距泵体外壁1米、距地面高（泵高+1）/2米处的噪声不大于85dB(A)。
3.1.3.4供方配套的滤网应为T型滤网（网格数目为40目/寸，通流面积为进口管的3-4倍），易拆卸且配有排污阀。
3.1.3.4配套电动机要求
1) 电动机的设计与构造，必须与凝结水泵设备的运行条件和维护要求相一致，应能承受在空载下瞬时低速反转。
2) 当凝结水泵组运行在设计条件下时，电动机的铭牌出力不小于拖动设备所需出力的110%。
3）电动机防护等级为IP54，电动机具有F级及以上的绝缘，温升不超过B级绝缘使用的温升值。电机绕组经真空浸渍处理（VPI）。所有电动机的使用寿命在现场的规定的工作制下不小于30年。电动机的连接线与绕组的绝缘具有相同的绝缘等级。
4）电动机的额定电压为6000V，频率为50Hz。电动机应为异步电动机。电动机应能在电源电压变化为额定电压的±10%内，或频率变化为额定频率的±5%内，或电压和频率同时改变，但变化之和的绝对值在10%内时连续满载运行。
5）电动机应保证在80%额定电压下平稳启动，且能在70%额定电压下自启动。电动机应能承受电源快速切换过程中失电而不受损坏，且电动机在切换前是满载运行。
电动机为额定功率输出，电压﹑频率均为额定值时，电动机的功率因数为0.8以上，效率的保证值为 93 %以上。
6）电动机有防止过电压的措施。电动机在热态下能承受150%额定电流，而不变形或损坏，过电流时间不少于30秒。电动机的起动电流，应达到与满足其应用要求的良好性能与经济设计一致的最低电流值。除非得到买方的书面认可，否则，在额定电压条件下，电动机的最大起动电流不得超过其额定电流的650%。
7）在规定的起动电压的极限值范围之内，电动机转子允许起动时间不得低于其加速时间。8）在额定功率下运行时，电动机应能承受电源快速切换过程中的电源中断而不损坏。假定原有电源与新通电源在切换之前是同步的。
9）电动机在空载情况下，能承受提高转速至其额定值的120%，历时2分钟而不发生有害
变形。
10）电动机采用空-水冷却方式。
11）电动机轴承温度，滑动轴承不超过80℃。
12）电动机旋转方向应有永久性，明显的标志。电动机允许空载时瞬时低速反转。
13）电动机满足在冷态下连续启动二次，热态下连续启动一次的要求。
14）电动机的振动值符合或低于国家有关标准。电动机空载时测得的振动速度有效值不大
于2.8mm/s。
15）电动机的噪音在离机壳1米处小于85dB(A)。
16）每台电动机应装设有电动机机座接地的装置，两个接地装置应位于电动机完全相反的
两侧。对于立式电动机，一个接地装置位于电源电缆穿线盒的下方，另一个接地装置位于与
第一个接地装置相差180度的位置。
3.1.3.5仪表和控制要求（应至少设有以下仪表）
1）电动机的推力轴承应设有测轴承金属温度的Pt100 单支热电阻。
2）泵进﹑出口压力表
3）电动机定子绕组温度采用Pt100 双支热电阻
3.1.4凝结水泵运行性能
3.1.
4.1凝结水泵设计点:流量Q= 1602.5m3/h 扬程H=332m，效率η=83.8%，轴功率= 1722kW
3.1.
4.2凝结水泵正常运行工况: 流量Q= 1442.3m3/h，扬程H= 340m，效率η= 83.1%，轴
功率=1590kW
3.1.
4.3泵的必须汽蚀余量NPSHr≤
5.4 m（设计点）
3.1.
4.4泵组的各项振动值应符合JB/T8097的有关规定, 各轴承座处的振动幅值最大为0.05mm。在水泵外壳1m处噪声不大于85分贝，具体测量标准按JB/T8098等有关标准执行。水泵的寿命
3.1.
4.5水泵整机使用寿命不少于30年（不包括易损件），易损件寿命大于25000小时。
3.2低压加热器
3.2.1加热器为卧式、全焊接型，能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力及热应力
的变化。
3.2.2低压加热器按汽轮发电机组VWO工况进行设计。
3.2.3加热器设计和制造应按照劳动部《压力容器安全技术监察规程》和美国ASME《锅炉和
压力容器规范》（压力容器）中的有关要求进行设计、制造。
3.2.4水侧设计流量能满足100%负荷的凝结水量（以VWO工况的热平衡为基础），最大水侧
流速采用HEI标准。
3.2.5当邻近的加热器故障时，给水加热器能适应由此所增加的汽侧流量而持续运行。
3.2.6加热器设有凝结段和疏冷段，为控制疏水水位并保证在各种工况下疏水区的管子都浸
在水中。加热器有足够的贮水容积。
3.2.7加热器管侧设有泄压阀。加热器管侧设计压力按凝结水泵出口关闭扬程设计具体数据
以设计院提供最终数据为准。
3.2.8加热器壳侧设置泄压阀，当管子破裂时能保护壳体的安全，其最小容量能通过10%的
凝结水流量。
3.2.9提供加热器的热力性能曲线、汽水侧端差（见2.1.22附表）、满负荷或部分负荷及前
级加热器切除运行的实际流量、特性。
3.2.10所有加热器的疏水、蒸汽进口设有保护管子的不锈钢缓冲挡板。
3.2.11加热器的管材采用不锈钢。
3.2.12当汽轮机跳闸时，为防止过多的闪蒸倒入汽轮机，设在凝汽器颈部的低加，需有防闪蒸的挡板。
3.2.13加热器分别设置启动和连续运行用的排气接口。
3.2.14所有低加应设置正常疏水口和紧急疏水口。
3.2.15加热器上有供充氮保护的接口。
3.2.16加热器管子堵管冗余量不小于5%。
3.2.17加热器上就地测量的水位和接口位置能保证测量的准确性。正常水位和事故水位控制器以及水位开关要分开。水位测量平衡容器和液位开关的安装接口、一次门、排污门由卖方提供。
3.2.18提供的水位测量接口不小于50mm，在加热器图纸上应标出正常水位、高水位、高-高水位和低水位。
3.2.19就地水位计为磁翻板式水位计。
3.3凝结水输送泵
3.3.1基本规格和容量
每台机组配置 2 台凝结水输送泵
3.3.1.1型式：
型式: 卧式离心式
型号：IS125-100-250B
3.3.1.2主要技术参数
3.3.2性能要求
3.3.2.1凝结水输送泵采用卧式结构。
3.3.2.2在所有的运行范围内，凝结水输送泵组应能满足连续运行、无需操作人员职守。
3.3.2.3在所有运行范围内，凝结水输送泵应能安全地运行而不发生汽蚀。
3.3.2.4设备的设计布置应使在检查、维护维修时便于进出。
3.3.2.5最大工作点为系统的极限运行工况，水泵的流量、扬程应满足系统要求。
3.3.2.6设备材质
3.3.3配套电动机要求
3.3.3.1配套电动机的参数、容量/能力
3.3.3.2电动机的设计与构造，必须与凝结水输送泵设备的运行条件和维护要求相一致，应能承受在空载下反转。
3.3.3.3当凝结水输送泵组运行在设计条件下时，电动机的铭牌出力不小于拖动设备所需出力的110%。
3.3.3.4电动机轴承温度，滑动轴承不超过80℃，油温不超过65℃。
3.3.3.5电动机满足在冷态下连续启动不少于二次，热态下连续启动不少于一次的要求。
3.3.3.6电动机的振动值符合或低于国家有关标准。电动机空载时测得的振动速度有效值不大于2.8mm/s，双振幅值为不大于0.051mm。
3.3.4仪表和控制要求
3.3.
4.1卖方应成套供应满足泵组启停与安全监视和经济运行所需的安装在本体范围内的仪表﹑一次元件﹑检测元件或传感器，以及与检测元件/传感器相连接的一次仪表。
3.3.
4.2随本体供货的仪表和控制设备，应选用通用产品，并符合国家的有关标准，所配套供应的仪表和控制设备的选型须由买方认可，这些仪表和控制设备应安全、可靠，并应与全厂热控设备选型相一致，与买方整体设计方案相协调。
3.3.
4.3应至少设有以下仪表：
A电动机的轴承应设有测轴承金属温度的Pt100双支热电阻。
B 泵进﹑出口就地压力表。
C 电动机定子绕组温度采用Pt100双支热电阻。
3.3.5凝结水输送泵运行
3.3.5.1凝结水输送泵正常工作点：
流量Q= 160m3/h 扬程H=60m，效率η= 76 %，轴功率= 45 kW
3.3.5.2泵组振动值应符合JB/T8097的有关规定, 轴承座处的双振幅值最大为0.06 mm。
在水泵外壳1m处噪声不大于80分贝，具体测量标准按JB/T8098等有关
标准执行。
3.3.5.3凝结水输送泵的使用寿命不少于30年。
3.4除氧器
3.4.1基本规格和容量
除氧器型式：内置卧式无头除氧器
除氧器型号： GC2050/GS－235
除氧器有效容积： 235 m3
除氧器最大出力： 2050t/h
3.4.2除氧器运行
3.4.2.1除氧器运行参数：
除氧器各抽汽参数和各工况运行参数详见附件中汽机热平衡图。
除氧器最高工作温度： 381℃
加热蒸汽温度： 367.6℃
除氧器进口水温： 141.0℃
除氧器出口水温： 186.3℃
3.4.2.2安装运行条件
1) 除氧器设备布置在室内 B-C 列 24 m层（暂定）。
2) 除氧器型式和运行方式：
除氧器运行方式：定压-滑压-定压。
3) 进入除氧器的凝结水水质
总硬～0μmol/l
溶解氧≤20μg/l
铁≤10μg/l
铜≤5μg/l
二氧化硅≤15μg/l
油～0mg/l
PH值 8.0～9.0
电导率25℃≤0.2μS
钠≤5μg/l
3.4.3设备性能
3.4.3.1除氧器的功能：除氧器用于从给水中除去溶解氧和其它不凝结的气体，其方法是用蒸汽直接与给水混和，从而加热给水至除氧器运行压力所对应的饱和温度。
3.4.3.2要求在除氧器入口对含氧无限制的情况下，除氧器在正常运行情况下（定压-滑压-定压），出力为25%-100%除氧器最大出力范围之间时，除氧器出口含氧量必须≤7μg/l。3.4.3.3当锅炉冷态启动且使用其它汽源的蒸汽时，除氧器应能在指定的压力、流量下运行，且给水水温应能满足锅炉启动的要求。
3.4.3.4当除氧器下游的低压加热器停用或不能正常运行而除氧器的抽汽量增加以维持水温时，除氧器应能适应此时的给水温度和流量要求。
3.4.3.5除氧器水箱的贮水量应为锅炉最大连续蒸发量（BMCR）时5～10分钟的给水消耗量。贮水量是指除氧器水箱正常水位至出水管顶部水位之间的贮水量。
3.4.3.6除氧器的最大出力不应小于BMCR蒸发量105%时所需给水量。
3.4.3.7供方应保证除氧器的性能满足汽轮机组各种运行工况下热平衡图的要求。汽轮机部分运行工况下的热平衡图见附件。
3.4.3.8除氧器应以汽轮机TMCR工况为基准。在汽轮机阀门全开VWO工况时，除氧器仍能满意地运行。在负荷突变与汽机跳闸等所有负荷工况中，除氧器都能安全平稳可靠的运行，并无水击、过大的噪音、振动与变形等现象发生．在机组跳闸情况下，应预防蒸汽返流入汽轮机。
3.4.3.9除氧器的设计压力应保证除氧器运行安全，一般不应小于汽轮机额定负荷工况时回热抽汽压力的1.25倍。
3.4.3.10除氧器应有三个低压给水管道接口，每个管道接口管径应按能通过50%最大给水流量，管径大小应按汽机满负荷时的给水温度和允许的介质流速进行设计，最高流速＜2m/s，低压给水管道在给水箱上的具体开口位置与设计院协商确定。为把除氧器内的积水排尽，除氧器底部应设有管径适当，数量足够的排水管。
3.4.3.11除氧器设计应至少满足如下几点：
1）除氧器应设有用于高加疏水的除氧闪蒸区。
2）除氧器应设有一个汽水分离装置或区域，以保证稳定运行并达到应有性能。
3.4.3.12为防止任何汽源引起除氧器超压，应装设安全阀。安全阀宜采用全启式弹簧安全阀。安全阀的数量不应少于二只。
3.4.3.13除氧器及其附件的使用寿命为30年。
3.4.3.14最大允许的噪声水平为：离开设备外表面1.O米距离处，噪声小于85dB（A）。3.4.3.15为了防止分层现象，如需要可在除氧器内装设水分布盘。除氧器的出水管内应采取必要的措施，防止杂物进入给水出口接管内。
3.4.3.16所有可能发生冲刷的管嘴入口均应有设有防冲刷的措施。
3.4.3.17喷嘴采用不锈钢制成，并布置在能方便地从壳体内拿出的地方。除氧器内所有会受到浓缩气体腐蚀的零部件，均应由不锈钢做成。
3.4.3.18在启动与连续运行期间，为了把蒸汽死区的不冷凝气体排走，应装有足够的排放口和内部折流板。供方应提供排放口出口后的排气阀及孔板。
3.4.3.19在无头除氧器的水箱内应装有预暖管，以便缩短预暖时间。该管子应采用不锈钢制作，并应有防止水击和振动的措施。
3.4.3.20无头除氧器的水箱应设置溢流电动阀，以维持水箱中的水位。
3.4.3.21除氧器材质
1）无头除氧器筒体材料： SA516－70
2）挡水板材料：不锈钢
3）罩材料：不锈钢
4）隔板材料：不锈钢
5）接口材料：水管道的管接头为钢20；大于450℃以上的蒸汽管接头为合金钢材料。3.4.4 仪表控制要求
3.4.4.1热电阻采用Pt100（双只），热电偶采用E或K分度；模拟量信号为4～20mA DC；开关量为无源干接点，接点形式为DPDT，接点容量为230V AC，5A、220V DC，3A。所有仪表应采用国家法定计量单位。
4技术数据清单
4.1凝泵
4.1.1参数性能汇总表
4.1.3材质表
4.1.4配套辅助设备汇总表（单台凝结水泵）
4.1.5主要工况参数(凝结水泵组; 表中数据对应的是热态工况数据)
4.2低加
4.2.1 加热器参数表（加热器的编号按汽机抽汽压力由高到低排列）
**指这部分管子堵去，仍不影响保证性能。
4.3凝结水输送泵
4.3.1参数性能汇总表
4.3.2结构尺寸/配置情况表
4.3.4配套辅助设备汇总表
4.4除氧器
4.4.2除氧组件
4.4.2.1 STORK喷嘴
数量 2
材料 SS
最大出力为 1200000 kg/h流量下，压降为 0.056 MPa。
4.4.3.1除氧器性能表
注：由需方提供满足冷态启动需要的足够的蒸汽量，蒸汽参数如下：0.147MPa(a)，350℃，蒸汽焓值3160kJ/kg，16t/h。
4.4.3.2除氧器在入口对含氧无限制的情况下，除氧器在正常运行情况下（定压-滑压-定压），除氧器出力在25%-100%除氧器最大出力范围之间时，除氧器出口含氧量≤ 7μg/l。
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
解析凝结水精处理的目的与其工艺流程 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。 凝结水精处理 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。
凝结水精处理 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。
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
凝结水系统： 从总体上先讲一下系统的组成、作用 一、凝泵启动前检查： 1.凝泵、凝汽器、轴加、各低加、除氧器及系统相关设备检修工作 结束，工作票注销，现场无影响系统投入的因素； 2.闭冷水系统运行正常，凝泵轴承冷却水、机械密封水供应正常； 3.凝汽器水位正常；（低于650mm时，禁启凝泵） 4.检查系统各阀门处于启动前状态；（精处理、轴加、各低加进出口 门及旁路门）; 5.泵及电机轴承润滑油油位、油质正常； 6.凝泵空气门开启； 7.循环水泵联锁、保护试验正常。 二、凝泵启动： 适当开启凝结水再循环，在CRT上点“启动”按钮，CRT上检查泵启动电流返回正常，泵出口压力正常，各温度测点值缓慢上升；就地检查泵与电机声音、振动正常，泵出口电动门联开正常，整个系统无漏水。根据化学要求，确定凝结水是否回收（是否开启#5低加排水电动门）。投入备用泵联锁按钮。 三、凝泵启动危险点分析： 1.第一台凝泵启动危险点： 1）未开启系统放空气门，引起管道振动；（泵出口母管、轴加进出口）
2）再循环未开或开启过小，管道憋压，引起振动、管道法兰泄漏；3）电机及泵轴承冷却水系统不正常，轴承油位油质不正常，造成设备损坏； 2.运行中切换危险点： 1）除氧器水位低，切换时先启后停，确认备用泵工作正常后再停泵； 2）凝结水、给水溶解氧不合格，切换完毕后注意调整已停泵的机械密封水。如果溶解氧严重超标，重新进行切换并检查原因；3）泵运行不正常，保证启泵前泵空气门处于开启位。 四、凝泵停运： 退出备用泵联锁按钮，在CRT上点“停止”按钮，检查泵停运，泵出口电动门联关到位。 五、凝泵停运危险点： 1.凝结水用户用水中断，如：前臵泵机械密封水、化学加药箱、本 体疏扩减温水等； 2.仍有热水、热汽进入凝汽器，造成排汽缸温度高。 六、机组启动时凝结水回收： 机组启动初期，凝结水各项指标不合格，不能进入除氧器，需要开启#5低加出口排污门放水。化学化验水质合格后，要及时进行回收。关闭#5低加出口排污门，开启#5低加出口电动门，根据除氧器水位逐渐调整凝结水再循环门至全关。 七、除氧器上水自动失灵时，需要手动调整除氧器水位：
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
1、凝结水泵的形式和额定参数（电流、电压、流量、扬程） 答：我厂所用凝结水泵为立式多级（五级）筒袋式离心泵。 额定参数：电压-6KV 电流-225..5A 流量-1580T/H 扬程-3.67MPa 2、凝结水精处理的作用以及相关保护 答：提高汽水品质、提高机组的安全性、缩短机组的启动时间。高速混床能捕捉油脂、硅、Fe等离子，提高汽水品质，缩短启机过程中凝结水系统的清洗时间，缩短启机时间。 保护：凝结水母管压力大于4.2Mpa或小于2.0Mpa，温度大于50℃，精处理走旁路。 3、凝结水短时间中断有什么重要影响？ 答：1、汽机疏扩减温水断，影响真空；2、旁路减温水断，目前#1机旁路泄露，一二级减温水有5%-10%开度，凝结水中断，旁路泄露会影响真空；3、给水泵前置泵机械密封冲洗水，凝结水中断会造成前置泵机械密封件热量无法散出，使密封件老化，严重造成轴端泄露；4、小机轴封蒸汽减温水，凝结水中断，小机轴封蒸汽温度急剧升高，与转子温差过大，（轴封与转子表面间的温差＜110℃，极限165℃）会造成转子额外的热应力，减少转子寿命；5、凝汽器水位急剧上升，水位过高危害大；6、除氧器补水不足，水位过低给水量不能保证 4、凝泵自密封水流程，有何作用？凝泵机械密封冷却水的作用？ 答：自密封水流程：自密封水引自凝泵出口母管，流经机械密封，最终到达凝泵入口、外筒体与导流壳之间水室。 自密封水作用：流动带走机械密封件动静摩擦产生的热量与杂质；在密封件中形成水密封，重点防止外界空气漏入。 机械密封冷却水作用：冷却机械密封水，协助机械密封水带走机械密封摩擦产生的热量。
5、凝泵抽空气流程，有何作用？ 答：流程：凝泵抽空气门接自凝泵入口外筒体与导流壳之间水室，引至凝汽器。 作用：1、平衡凝泵入口与凝汽器内压力，保证凝结水顺畅流入凝泵入口 2、抽吸凝泵入口可能存留的空气，防止泵的汽蚀 6、从凝泵结构上解释，为何在凝泵隔离时须先关抽空气门，后停机械密封水？答：机械密封水出口和抽空气门接口都在凝泵入口处（外筒体与导流壳之间水室中），而且凝泵入口为负压。在自密封水先中断的情况下，因机械密封总有一定的不严密，导致外界空气沿轴间间隙通过机械密封，进入凝泵入口，再进而通过抽空气管路漏入凝汽器，导致真空下降。固凝泵隔离必须先关闭抽空气门，后停机械密封水。
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
凝结水系统④ 写出凝结水系统流程？凝结水系统作用？凝结水系统上有哪些设备？凝结水用户有哪些？凝结水母管至凝补水箱排水管路作用？凝结水再循环作用？凝结水上水调节方法？凝结水再循环就地布置位置？凝结水再循环布置在轴封加热器后的原因？凝汽器热井就地水位计量程高度？有几个？凝汽器正常运行水位多高？凝泵从布置设计上如何防止汽蚀的？两个凝汽器热井水之间如何联通？这样联通的好处？凝泵入口管路压力释放阀作用？什么情况下会超压？如何预防？凝泵泵组冷却水有哪些？冷却水源？凝泵出口逆止门作用？凝泵倒转原因、危害？凝泵泵体放空气门作用？排至哪里？凝结水系统放空气门有哪些？凝结水系统放水门有哪些？凝结水精处理装置作用？凝结水主路有几个流量计？装在何处？分别有什么作用？轴封冷却器作用？轴封冷却器疏水至哪里？水位高低有什么影响？凝泵设备规范？凝泵运行方式？除氧器上水控制方法？凝结水正常运行监视哪些参数？凝结水系统冲洗方法？凝结水上水主路调节门就地位置？凝结水上水至除氧器入口逆止门作用？除盐水泵来水用户？凝补水箱作用？凝补水泵作用？停机冷却水泵作用？凝泵启动前检查内容？启动后检查内容？凝泵如何切换？凝泵并泵注意事项？凝结水母管压力高低有何危害？凝泵停运条件？凝泵停泵后注意事项？凝泵跳闸后如何处理？凝泵有哪些联锁保护？凝泵再循环有哪些联锁动作逻辑？凝泵泵组有哪些冷却方式？凝结水系统常见异常？凝泵停运检修如何做安措？操作危险点？凝泵电机检修后第一次启动后重点注意事项？凝结水上水调节门误关或卡涩如何处理？除氧器水位急剧下降或上升如何处理？凝汽器水位过高、过低有何危害？学习凝结水系统过程中遇到的问题？对凝结水系统运行方式有哪些建议？画出凝结水主回路系统图。
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。
江阴利港发电有限责任公司600MW超临界机组凝结水系统调试措施 编号：江阴利港/汽机-009-2006 编写：孙忠强 审核：田云峰 批准：赵之东 华北电力科学研究院有限责任公司 2006年01月
华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单 报告名称：江阴利港发电有限责任公司600MW超临界机组凝结水系统调试措施 报告编号：江阴利港/汽机-009-2006 出报告日期： 2006年01月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：司派友、吕炜试验地点：江阴利港发电有限责任公司 参加试验人员：韩功昭、孙忠强、黄兴 参加试验单位：华北电力科学研究院有限责任公司、江苏电建三公司、江阴利港 发电有限责任公司 试验日期：2006年01月～2006年12月打印份数：20 拟稿：孙忠强校阅：司派友 审核：田云峰生产技术部：周小明 批准：赵之东 目录 1、设备系统概述 2、联锁保护清单 3、编制依据 4、调试范围及相关项目 5、组织与分工 6、调试前应具备的条件 7、调试项目和程序 8、调试质量的检验标准 9、安全注意事项 10、调试项目的记录内容
1、设备系统概述 1.1系统概述 江阴利港发电有限责任公司5、6号机组各配有2台100％容量电动凝结水泵，凝结水泵将凝汽器热井中的凝结水抽出经过轴封加热器，然后依次进入表面式低压加热器加热，最后送入除氧器。 此凝结水泵为多级、立式筒袋泵，泵筒体按全真空设计。泵的零部件具有良好的通用性和互换性，并且能够方便地拆卸和更换。在额定工况下运行时，流量、扬程、效率等参数无负偏差；汽蚀余量无正偏差。泵的设计考虑了磨损引起的性能下降。 1.2、凝结水系统辅助服务对象： 1)低压旁路减温器 2)高、低压轴封供汽减温器 3)低压缸喷水减温 4)辅助蒸汽减温器 5)电厂采暖减温器 6)水幕喷水减温 7)三级减温器 8)疏水扩容器喷水减温 9)凝结器真空破坏阀密封水 10)水封阀密封水 11)给水泵密封水 12)给水泵汽机排汽管真空破坏密封水 13)高加事故疏水扩容器减温水 14)轴封加热器水封注水
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。
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，
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
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）
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