发电厂凝结水系统

实用文档上海电力建设启动调整试验所广东省电力试验研究所调试措施目录1．设备概况··12．编写依据··23．调试目的··24．调试应具备的条件··25．调试项目及调试工艺··36．质量标准··5实用文档7．安全、环境保护措施··68．调试仪器仪表··69．调试组织分工··6附录：附图1凝结水系统简图实用文档调试项目名称编号：02020305调试措施凝结水系统调试措施第1页共06页1设备概况1.1概况及范围广东国华粤电台山发电有限公司(2×600MW)1号和2号机组配套的凝结水泵,是采用沈阳水泵股份有限公司生产的10LDTNB-6P立式筒袋型多级离心水泵。

由汽轮机排出的蒸汽经凝结成水，然后由凝泵打入凝结水系统，维持除氧器水位平衡，另外还供各路减温水及相关系统补水和喷水等。

如果凝汽器水位高，则可通过溢流管流入凝结水贮水箱。

当凝汽器水位低，则可启动凝结水补给水泵向凝汽器补水。

1.2设备规范、特性、参数1.2.1凝结水泵: 2 台（一台运行，一台备用）型号: 10LDTNB-6P型式: 立式筒袋型多级离心水泵流量: 1712m3/h扬程: 300m转速: 1480r/min泵轴功率: 1706kW实用文档设计效率: 82%1.2.2凝结水泵电动机型号: YLKS630-4型式: 立式额定功率: 2200kW额定电压: 6000V额定转速: 1489r/min1.2.3凝结水补给水泵2台（一台运行，一台备用）型号: IH125-100-315型式: 单级单吸悬壁式离心泵流量: 200m3/h扬程: 1.25MPa转速: 2900 r/min设计效率: 70%1.2.4凝结水补给水泵电动机型号: Y315S-2型额定功率: 110kW额定电压: 380V实用文档转速: 2900r/min2. 编写依据2.1台山发电厂一期工程600MW发电机组调试大纲2.2制造厂说明书及设计院的设计资料2.3火电工程启动调试工作规定建质（1996）40号文颁发2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准3. 调试目的3.1 对凝结水系统的安装检验其是否符合《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机组）》的有关要求。

实用文档编号：M-20SZRD135Y-GZ-QJ-03 XX造纸集团环保迁建二期工程废综合利用动力车间工程凝结水泵及系统调试方案工作人员： XXX编写人员： XXX审核：XXX批准：XXXXXX电力建设第二工程公司二○一三年九月摘要本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW汽轮发电机组、350t/h循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。

依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了凝结水泵及凝结水系统调试需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。

关键词：汽机；凝结水系统；技术措施目录一、编制目的 (6)二、编制依据 (6)三、调试质量目标 (6)四、系统及主要设备技术规 (6)五、调试围 (7)六、试运前应具备的条件 (7)七、调试工作程序 (8)八、调试步骤 (8)九、组织分工 (12)十、调整试运注意事项 (12)附录1 (14)附录2 (15)附录3 (16)一、编制目的为了指导规系统及设备的调试工作，保证凝结水系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。

检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。

检查及设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。

二、编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》2.2《电力建设施工及验收技术规》汽轮机组篇（1992年版）2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版）2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.5设计图纸三、调试质量目标符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。

发电厂锅炉给水由凝结水和化学补给水组成，而凝结水包括汽轮机凝结水、热力系统中的多种疏水以及热用户返回的生产凝结水，机组正常运行时化学补给水量很少，给水水质的好坏在很大程度上取决于凝结水的水质。

因此凝结水处理已成为电厂水处理的一个极为重要的环节。

凝结水处理，通常指的是汽轮机凝结水的处理。

从处理方法上来讲，它适用于汽轮机凝结水、生产返回水及各种疏水处理，但目前主要是针对汽轮机凝结水。

由于这是对纯水进行处理，因此又称为凝结水精处理。

一、凝结水处理的目的凝结水处理是大容量、高参数发电机组中一种特有的水处理方式。

凝结水处理的目的是去除凝结水中的金属腐蚀产物及微量的溶解盐类。

随着发电机组参数的提高，给水水质对机组安全运行越来越重要，所要求的给水水质也越来越高，现将亚临界参数以上汽包炉及直流炉的给水水质标准列于表7-1与表7-2(GB/T12145-1999)。

从这些标准的数值来看，在机组的长期运行中，要想稳定地达到这些要求，不对汽轮机凝结水做进一步处理是很难实现的。

因此目前亚临界参数以上的汽包炉及直流炉机组，一般都设有凝结水处理装置。

表7-1 高参数机组给水水质标准理论上讲凝结水应该是很纯的，但是由于下述原因，凝结水往往会受到一定程度的污染。

1．凝汽器的渗漏和泄漏冷却水从汽轮机凝汽器不严密的地方进入汽轮机的凝结水中，是凝结水中含有盐类物质和硅化合物的主要原因，也是这类杂质进入给水的主要途径之一。

冷却水从凝汽器不严密处进入凝结水中，使凝结水中盐类物质与硅化合物的含量升高，这种情况称为凝汽器渗漏；当凝汽器的管子因制造或安装有缺陷，或因腐蚀而出现裂纹、穿孔和破损，以及固接处的严密性遭到破坏时，进入凝结水中的冷却水量将比正常时高得多，这种情况称为凝汽器泄漏。

凝汽器泄漏时，凝结水被污染的程度要比渗漏时大得多。

进入凝汽器的蒸汽是机组汽轮机的排汽，其中杂质的含量非常少，所以凝结水中的杂质含量主要决定于漏入的冷却水量及其中杂质的含量。

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。

某电厂凝结水精处理系统漏树脂情况分析◎蔡思奇周卓茜一、前言凝结水精处理是使用精处理技术和设备对凝结水进行过滤和除盐处理，以除去凝结水中由于凝汽器泄漏、水汽系统金属腐蚀产物带入以及补给水带入的溶解性盐类、金属腐蚀产物和SiO2等，防止这些杂质和溶解盐类随给水进入热力设备，在系统中沉积引起设备的结垢和腐蚀。

投入凝结水精处理系统之后，由于水汽品质得到改善，能够有效降低机组启动时水汽质量达到合格值的时间，更快的使汽水品质达到机组冲转要求，加快了机组启动的速度。

凝结水精处理系统常使用的是过滤器及高速混床系统，通常使用的离子交换树脂为高分子有机化合物，在高温高压下会分解产生低分子有机酸，如甲酸及乙酸等，锅炉补给水系统内的树脂通常很难进入到给水系统，但是凝结水精处理系统的装置因为就在给水系统之内，因此一旦出现事故发生泄漏，很容易进入给水系统。

高速混床内的树脂如果泄漏进入给水系统，会随着给水系统进入锅炉，因为给水系统不存在能够拦截树脂的装置，进入到锅炉后会导致水汽质量下降、增加水量和热量损失及管壁腐蚀，可能会导致锅炉爆管。

因此需要密切关注树脂泄露情况，时刻关注高速混床内树脂高度及进出口差压，出现问题及时处理。

二、系统概况本项目为3×135MW 汽轮发电机组配套3×436t/h 超高温亚临界煤气锅炉，因此每台机组配备一套凝结水精处理系统，保证给水及蒸汽品质符合标准。

凝结水精处理系统每套系统设计处理凝结水正常流量为260t/h，设计压力为4.0MPa，设计高速混床进水温度≯50℃；每台机组的过滤器按1×100%设计，高速混床按2×100%设计，3台机组公用两套体外再生系统，再生系统运行设计压力值为0.65MPa。

全套装置由前置过滤器、混床、体外再生装置、水样分析和控制等部分组成，此外，每台机分别设有前置过滤器旁路、高速混床旁路和凝结水精处理系统大旁路。

凝结水精处理主要系统流程如下图：凝结水精处理采用的树脂为GRAVER （美国）生产的中压凝结水精处理专用超凝胶型均粒树脂，阳（H 型）、阴（OH 型）树脂体积比1：1。

热力系统补水自动调节在发电厂凝结水系统中的应用摘要：本论文主要是针对山东华聚能源股份有限公司南屯矿装有三台c12－3.43/0.49抽凝式机组，由于投产时间早，自动化程度较低。

凝结水泵都采用工频泵，汽水系统中凝汽器和除氧器的水位调节分别依靠运行人员手动进行调整，为降低设备运行维护费用，降低生产成本，把凝结水泵改为变频控制，通过dcs系统采集液计变送器、凝泵出口流量、电动调节阀阀位等信号，进行调节控制变频凝泵转速和阀门开度，达到水位自动调节的目的，提高电厂经济运行和现代化管理水平；使南屯矿电厂的自动控制技术在电力及相关领域中发挥更合理、更完善、的作用。

关键词：变频调速；dcs控制；水位。

中图分类号：u264.91+3.4文献标识码： a 文章编号：1控制对象介绍：变频调速系统控制对象设备是二台225kw电机凝结水泵，其运行方式为一运一备。

根据汽水系统运行方式，控制系统是一个多输入多输出系统，系统解耦复杂。

控制系统的被控对象是除氧器、凝汽器水位。

被控对象具有滞后、大惯性、时变性、不确定性等特点；而且被控对象的特性随机组负荷而变化。

在大变化、全过程运行中，间断性的除氧器水位调节控制和凝汽器水位手动操作，控制水位效果差。

热控系统图如下图所示：2调速系统主要功能设计2.1控制系统通过dcs进行被调量闭环控制，即由变送器检测被调量，送入dcs进行pid调节运算，其输出控制变频器的频率，进而调节水泵转速，达到保证被调量在正常范围内的目的，并且得到较好控制效果。

2.2控制系统有三种工作方式，即远方自动、手动和就地手动。

远方自动方式，即由dcs模糊控制器调节信号进行自动控制。

远方手动方式，即在dcs操作员站上进行手动控制。

就地控制是在变频器处通过变频器面板进行操作或应急处理。

2.3报警设定：变频器故障，被调量高/低，失电报警，偏差报警。

3实时监控系统的组成3．1控制系统由dcs和外围仪表设备构成。

dcs选用浙大中控ecs-100p系列产品。

亠、二期精处理系统主要内容：第一部分凝结水精处理系统概述第二部分主要设计参数和设备规范第三部分凝结水精处理设备运行操作第四部分故障异常处理第一部分凝结水精处理系统概述一、凝结水处理的目的：凝结水是给水的最大组成部分，由于热力系统的不严密以及系统内金属的腐蚀，凝结水中不仅含有各种微量的溶解盐类物质和硅化合物，还含有悬浮态、液态的金属腐蚀产物以及微量的有机物等杂质，凝结水精处理的主要任务就是除去凝结水中悬浮物、腐蚀产物及其他杂质，降低凝结水系统中的含盐量和电导率，以保证机组安全稳定运行。

二、一期精处理系统1、一期精处理概况电厂一期2X60MV机组，每台机组三台高速混床一台再循环泵、一套公用体外再生系统及附属的冲洗水泵、罗茨风机、酸碱再生系统构成。

高速混床单元用于处理凝汽器热井来的凝结水。

本单元设置有六台中压高速球形混床及再循环系统和旁路系统。

在高速混床投运时，先开启再循环系统，冲洗高速混床树脂直到电导率合格后方可投运。

当一台高速混床失效时，备用混床自动投运，同时该台高速混床退出运行。

当凝结水入口温度超过500C时，或系统压降大于0.35Mpa时，旁路系统阀门自动开启100%以保护高速混床不受损坏。

体外再生系统全套引进英国KENNICOT公司产品，采用先进的锥底分离技术。

即将失效树脂送入阴再生兼分离塔内进行空气擦洗，去除机械杂质。

从底部进水，将树脂托起，然后降低水流速，让树脂沉降。

阴阳树脂因比重不同，在下降过程中分层，阳树脂在下部。

树脂分层后，将水引入分离罐底，将阳树脂送入阳再生塔。

在树脂输送过程中阴阳树脂界面不断下降，因罐底为锥形，树脂交界面逐渐减小。

在输送过程中，向罐底部加入CQ,增加电导, 阳树脂不与CQ反应，而一旦出现阴树脂，则电导降低。

在树脂输送管上装有电导表和光学检测仪，共同判断树脂界面，当判断到树脂界面时，会有1分钟的树脂被传入隔离罐。

在阴树脂用氢氧化钠再生后，再用反洗的方法把阴树脂中少部分破碎阳树脂分离出来。

火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题分析摘要：在火力发电厂增加电机组的背景下，锅炉汽水品质需进一步提高，因为凝结水精处理系统属于二次净化设施，对锅炉汽水品质会带来一定的影响，所以需优化该系统，守住提高锅炉汽水品质的一道“屏障”。

本文通过分析火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题，以期为优化该系统并提高锅炉汽水品质提供参考。

关键词：火力发电厂；凝结水精处理系统；二次净化；火力发电厂凝结水精处理系统正常运转能很好的去除杂质，这些杂质是锅炉中的腐蚀产物、锅炉补水杂质及凝汽器泄漏后所产生的杂质，若不及时的清理这些杂质将会缩短机组的受命，亦可能影响机组运行的稳定性。

当前国内超600MW的机组选用“过滤器+高速混床”这种凝结水精处理模式。

新时代火力发电厂朝着绿色、稳定、高效、安全的方向发展，基于此为了延长机组寿命并打造稳定的营运环境，探析火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题显得尤为重要。

一、概述火力发电厂凝结水精处理系统火力发电厂凝结水精处理系统在中压系统的支撑下运转并发挥作用，中压系统、热力系统由控制单元连接到一起，600MW的机组需基于“两用一备”的原则配备高速混床，还需配备2个过滤器，1000MW的机组需推行“三用一备”原则，并配备2个过滤器。

在系统内高速混床、过滤器串联在一起，充分处理凝结水，同时机组配备混床单元、过滤器单元，这两种单元安装在旁路上，与相应的控制系统、取样监测系统相连，高速混床与树脂捕捉器串联，以免树脂进到热力系统的内部。

由混床、过滤器构成的凝结水精处理系统（见图一）还需在压缩空气系统、自用水系统、投加系统、废水排放等系统共同作用的前提下优化处理效果[1]。

图一凝结水精处理系统二、火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题及解决问题的措施（一）水量下降造成水量下降的主要原因是混床内部树脂歪斜且厚度不够匀称，在混床偏流的情况下，会出现水量周期性减少的问题，同时水质不稳定。

高速混床装置设计不达标、装置结构形变、液位开关控制不良、混床带气运行等均会造成树脂偏流的后果。

火电厂凝结水精处理系统典型案例剖析及预防措施发布时间：2022-07-13T03:32:13.584Z 来源：《福光技术》2022年15期作者：贾云亮[导读] 案例1。

某燃煤电厂一期2×600MW机组由上海电气总承包，2007年全面投产。

其中，凝结水主系统流程：凝结水泵→粉末覆盖过滤器→低压加热器。

粉末覆盖过滤器(下简称过滤器)的技术参数为：DN1700mm、PN4．50MPa、流量850t/h。

调试过滤器反洗程序期间，当步序进行到进气步序时(见表1)，表中×是关状态，○是开状态。

过滤器反洗排水瞬间将排水沟盖板掀开，反洗排水冲至精处理所在区域的楼顶，再弹落至地面，造成地面大面积积水，同时，严重威胁附近设备的安全运行。

国家能源集团乐东发电有限公司摘要：凝结水精处理系统会消耗大量的除盐水,占电厂除盐水消耗总量的50%以上,且设备再生过程中产生的酸碱废水也是高盐废水的重要来源。

对此,可通过增大周期制水量和减少自用水量大幅度降低自用水耗。

采用西安热工研究院有限公司研发的凝结水精处理系统节水减排降耗新技术,其中包括高速混床运行优化技术、精处理混床智能控制技术、提高高速混床布水均匀性技术以及再生废液中氯离子减排技术,显著地提高了凝结水设备的周期制水量,降低水耗,同时大幅节约除盐水和新鲜水,减少废水排放量和酸碱用量,并且能够极大地降低废水零排放工程的造价和运行费用。

这种过程节水法已在国内三十多家大型发电厂成功应用,是一种低成本的节水方式,具有良好的推广应用前景。

关键词：火电厂;凝结水;精处理系统;异常分析;预防措施1粉末覆盖过滤器因排水设计压力高而威胁周边设备运行1．1异常事件案例1。

某燃煤电厂一期2×600MW机组由上海电气总承包，2007年全面投产。

其中，凝结水主系统流程：凝结水泵→粉末覆盖过滤器→低压加热器。

粉末覆盖过滤器(下简称过滤器)的技术参数为：DN1700mm、PN4．50MPa、流量850t/h。

火力发电厂水汽循环系统
蒸汽在汽轮机内做功后进入凝汽器，被冷却为凝结水。

凝结水由凝结水泵送入低压加热器，加热后送入除氧器，再由给水泵送入高压加热器后送入锅炉。

在上述系统中，水、汽虽是循环的，但运行中总有些损失，造成水汽损失的主要原因有：1）锅炉部分
锅炉排放污水，有时打开安全门和过热器放汽门等向外排气，用蒸汽推动附属设备（汽动给水泵），蒸汽吹灰和燃料雾化等，都会造成汽水损失。

2）汽轮机组
汽轮机分段抽汽时，要在汽轮机轴封处连续向外排汽，在抽汽器和除氧器排汽口处也会随空气排出一些蒸汽，这都会造成汽水损失。

3）各种水箱
各种水箱（如疏水箱等）不可避免的溢流和汽水蒸发而造成的汽水损失。

4）管道系统
各管道系统由于存在法兰盘连接不严密和阀门泄漏等出现跑、冒、滴、漏现象，这会造成汽水损失的增加。

为了保持发电厂热力系统的水汽平衡，保证正常水汽循环运行，就要随时要向锅炉补充合格的水来弥补其损失，这部分水称为补给水。