1、 ICS 27.100 F 23 备案号： -20 中华人民共和国电力行业标准 DL / T 932 2019 代替 DL / T 932 2005 凝汽器与真空系统运行维护导则 Guide of operation and maintenance of the condenser and vacuum system 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL / T 932 2019 I 目 次 前 言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 总则 . 1 4 运行维护要求 . 1 5 运行监测与试验 . 3 6 冷端系统运行优化 . 6
2、 7 真空系统故障及原因 . 7 8 检修与维护 . 11 附录 A(规范性附录 ) 不同材质凝汽器冷却管的水质要求 . 13 附录 B(资料性附录 ) 凝汽器运行特性监督曲线 . 14 附录 C(资料性附录 ) 凝汽器总体传热系数计算 . 15 DL / T 932 2019 II 前 言 本标准按照 GB/T 1.1-2009标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写给出的规则起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准代替 DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则 ，与 DL/T 932-2005 相比除编辑性 修改外主
3、要技术变化如下： 增加了真空泵的运行维护要求； 增加了真空泵主要故障原因； 增加了双背压凝汽器运行维护要求。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业电站汽轮机标准化委员会归口。 本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、西安西热节能技术有限公司。 本标准主要起草人：居文平、马汀山、程东涛、许朋江、王浩、于新颖、牟春华、邹洋、吕凯。 本标准 2005 年首次发布，本次为第一次修订。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二 条一号， 100761） 。 DL / T 932 2019 1 凝汽器与真空系统运行维护导则 1 范围 本标准规定了发
4、电厂汽轮发电机组表面式水冷凝汽器和真空系统运行维护的一般原则及要求。 本标准适用于水冷凝汽式汽轮发电机组。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件， 仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 5248 铜及铜合金无缝管涡流探伤方法 GB/T 7735 钢管涡流探伤检验方法 GB/T 12969.2 钛及钛合金管材涡流检验方法 DL/T 561 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 581 凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置 DL/T 712 发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则 DL
5、/T 794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL/T 1078 表面式凝汽器运行性能试验规程 3 总则 3.1 设计、制造和安装单位要为实施本标准创造条件，为凝汽器与真空系统的可靠与经济运行创造有 利条件。 3.2 发电厂编制运行规程时，应附有下列技术资料： a) 机组背压对汽轮机热耗率的影响曲线； b) 机组背压对发电功率的影响曲线； c) 凝汽器变工况特性曲线； d) 循环水泵运行特性曲线； e) 抽气设备性能与冷却水温度或工作蒸汽参数的变化曲线； f) 凝结水含氧量等水质指标要求。 4 运行维护要求 4.1 凝汽器 4.1.1 真空系统严密性合格。 4.1.2 凝汽器清洁状态良好。 4.1
6、.3 冷却水流量满足设计要求。 4.1.4 轴封蒸汽压力正常。 4.1.5 凝结水过冷度合格。 4.1.6 凝汽器传热端差在设计范围内。 4.1.7 凝结水水质合格。 4.1.8 热井水位正常。 4.1.9 凝汽器压力用绝压表测量，凝汽器压力测量传压管无积水问题。 4.1.10 机组检修完成后，应对凝汽器及真空系统进行灌水检漏。 4.1.11 凝汽器本体上的所有焊缝严密无泄漏。 4.1.12 凝汽器喉部与低压缸连接的补偿器严密无泄漏，橡胶带补偿器设有水封时，水封完好。 DL / T 932 2019 2 4.1.13 与凝汽器本体相连的所有接管焊缝严密无泄漏。 4.1.14 凝汽器汽侧放水门严
7、密无泄漏。 4.1.15 冷却管无穿孔泄漏。 4.1.16 冷却管与水室管板胀缝、焊缝严密无泄漏。 4.1.17 凝汽器水位计及水位变送器的连接处严密无泄漏，保证水位控制和水位指示正常。 4.1.18 凝汽器水位开关动作可靠。 4.1.19 凝汽器水位应在正常工作范围内。 4.1.20 真空联锁保护正常。 4.1.21 凝汽器水室及管板应采取合适的防腐措施。 4.1.22 循环冷却水水质要求应满足 DL/T561 中的有关规定，冷却管流速要求应满足附录 A 中的有关 规定。 4.1.23 机组停运超过 3 天时，应在机组停机后及时排尽凝汽器水室中的冷却水和热井中的凝结水。 4.1.24 机组停
8、运超过 1 个月时，应在机组停机后及时对凝汽器采取干燥保养措施。 4.1.25 具有半侧清洗功能的凝汽器，各个水室之间的隔板密封应严密不漏。 4.1.26 双背压凝汽器的高、低压凝汽器压力差值达到规定值。高、低压凝汽器压力差值与凝汽器热负 荷、冷却水温度、冷却水流量及凝汽器工作状态相关，将凝汽器不同边界条件、正常运行状态下的凝汽 器压力差值定义为规定值，机组运行时加强监督。 4.2 循环冷却水和胶球清洗系统 4.2.1 循环水泵工作正常，流量和出口压力能满足机组各种工况的需求。 4.2.2 闭式循环冷却系统，冷却塔的冷却能力应达到设计要求。 4.2.3 循环水一次滤网及二次滤网的运行压差不大于
9、规定值，且能保证水质要求。 4.2.4 水室要保持清洁，以提高冷却管的传热效果以及防止杂物对冷却管的堵塞。 4.2.5 对具有虹吸作用的凝汽器水室，应装设水室真空泵，水室真空泵应动作可靠，及时抽出水室中聚 集的气体。 4.2.6 对无虹吸作用的凝汽器水室，起动时水室应充分排气，运行中定期排气。 4.2.7 凝汽器正常运行时，循环水进口阀全开，必要时调整出口阀开度以满足系统运行要求。 4.2.8 胶球清洗装置能正常投入且有效工作，其胶球质量、投球量、清洗时间间隔和清洗持续时间以及 收球率等技术指标应符合 DL/T 581 中有关条款的规定。对有条件的发电厂，胶球清洗时间间隔和清洗 持续时间应根据
10、冷却管清洁系数确定。 4.2.9 对循环水水质应定期监督测量，必要时采取有效措施保证循环水水质。 4.2.10 凝汽器冷却管内表面无明显结垢。 4.3 凝结水系统 4.3.1 凝结水泵在变频运行或工频运行工况下，都应满足机组各个负荷的流量与扬程的要求，并能在凝 汽器低水位情况下正常运行，且不发生汽蚀与振动损坏。 4.3.2 凝结水泵入口滤网（如有）应及时检查其堵塞情况，并清理干净。对于具有自动反冲洗功能的过 滤器应确保其功能并经常投运，使滤网压差不超过设定值。 4.3.3 凝结水泵轴封采用机械密封的，应调整其间隙符合规定，防止磨损，造成间隙过大。采用盘根密 封的，密封水与冷却水调节适度，所加的
11、盘根应避免过松或过紧，以避免泄漏空气或过度磨损。 4.3.4 热井至凝结水泵入口段上的法兰、排气阀、疏水阀严密无泄漏。 4.3.5 凝结水再循环门的阀杆、法兰及其管道的焊缝等部位严密无泄漏。 4.4 轴封蒸汽系统 4.4.1 轴封蒸汽系统设计合理，轴封供汽、回汽顺畅。 4.4.2 各轴封进汽调节阀动作正常。 4.4.3 根据运行工况及时调整轴封供汽参数，维持轴封系统微正压运行。 4.4.4 轴封加热器风机工作正常。 4.4.5 轴封加热器水位正常。 DL / T 932 2019 3 4.4.6 轴封加热器疏水 U 形管内水封高度合理。 4.5 抽气系统 4.5.1 凝汽器真空破坏门严密无泄漏
12、。 4.5.2 真空泵、抽气设备工作正常。 4.5.3 双背压凝汽器的抽空气方式布置合理，避免高、低压凝汽器之间抽空气系统相互影响。 4.5.4 真空泵的汽水分离箱水位正常。 4.5.5 调整冷却水流量，使抽气设备冷却水温度尽可能接近设计值。 4.5.6 真空泵工作液温度尽可能降低。 4.5.7 真空泵冷却水流量充足、工作液流量充足。 4.5.8 真空泵换热器清洁，无脏污、堵塞问题。 4.5.9 有条件的情况下利用温度低于循环水的低温水作为真空泵冷却水水源。 4.5.10 射水抽气器进水压力正常。 4.5.11 射水抽气器工作水温度高于正常值时，应及时向抽气器水箱补充低温冷却水。 4.5.12
13、 控制射水抽气器水箱水位正常。 4.5.13 射汽抽气器工作蒸汽压力正常。如果降低，应将工作蒸汽进口门适当开大以恢复到额定值，或 者将工作蒸汽切换至更高压力等级的汽源。 4.5.14 射汽抽气器疏水正常，不串流。 4.5.15 保持抽气器喷嘴前的滤网清洁。 4.5.16 检查多级抽气器中间冷却器的冷却水温度、冷却水流量和清洁系数正常。 4.6 加热器疏水排气系统 4.6.1 低压加热器运行水位正常。 4.6.2 低压加热器运行排气工作正常。 4.6.3 危急疏水调节阀工作正常，无泄漏。 4.6.4 进入凝汽器的汽轮机本体疏水、管道疏水正常运行时应关闭。 4.7 汽轮机低压缸 4.7.1 低压缸
14、中分面平整无变形，严密无泄漏。 4.7.2 低压缸轴封间隙符合设计要求。 4.7.3 低压缸安全门严密无泄漏。 4.7.4 负压段加热器抽汽管上的焊缝、阀门和连接法兰严密无泄漏。 4.7.5 低压缸喷水减温系统工作正常。 5 运行监测与试验 5.1 运行监测参数 5.1.1 运行中应对表 1 所列各项参数进行监测。 5.1.2 真空严密性指标不合格时，应及时进行运行中检漏，或者利用停机检修机会对凝汽器进行灌水检 漏；凝汽器压力大于考核工况下设计值 15%以上时，应进行凝汽器传热特性试验，试验测量项目至少 应包括凝汽器压力、冷却水进口温度、冷却水出口温度、凝结水含氧量、真空严密性、循环冷却水流量
15、、 热负荷、凝汽器清洁系数、传热系数等。 5.1.3 凝汽器运行监督可参照附录 B。 表 1 运行监测参数 序号 测量项目 符号 单位 测点位置 1 凝汽器压力 pk kPa 第一排冷却管上 300mm900mm处 2 低压缸排汽温度 te 汽轮机低压缸排汽口 3 冷却水进口温度 tW1 凝汽器冷却水进水管 4 冷却水出口温度 tW2 凝汽器冷却水出水管 DL / T 932 2019 4 5 凝结水温度 tc 热井出水管 6 抽气口温度 tq 凝汽器抽气管 7 冷却水进口压力 p1 MPa 凝汽器冷却水进水管 8 冷却水出口压力 p2 MPa 凝汽器冷却水出水管 9 抽气口压力 pq kPa
16、 凝汽器抽气管 10 凝结水流量 Gc t/h 凝结水泵出水管 11 凝结水含氧量 O2 ppb 凝结水泵出口 12 热井水位 L m 热井 13 真空泵工作液温度 tZY 真空泵冷却器热端入口 14 真空泵冷却水温度 tZS 真空泵冷却器冷端入口 15 真空泵工作液流量 Gzy t/h 真空泵工作液入口管 16 真空泵冷却水流量 Gzs t/h 真空泵冷却水入口管 17 射汽抽气器工作蒸汽压力 pSQ MPa 射汽抽气器蒸汽入口管 18 射汽抽气器冷却水温度 tSQ 射汽抽气器冷却水管 19 射汽抽气器冷却水流量 GSQ t/h 射汽抽气器冷却水管 20 射水抽气器工作水压力 pSS MPa
17、 射水抽气器工作水入口管 21 射水抽气器工作水温度 tSS 射水抽气器工作水入口管 22 射水抽气器工作水流量 GSS t/h 射水抽气器工作水入口管 23 凝结水电导度 KH S/cm 凝结水泵出口 24 真空泵电机电流 Izb A真空泵电机 25 循环水泵电机电流 Ixb 循环水泵电机 5.2 真空系统严密性试验 5.2.1 停机时间超过 15 天，应在机组投运后 3 天内进行严密性试验。 5.2.2 机组正常运行时，每月应进行一次严密性试验。 5.2.3 试验时，机组负荷应在 80%额定负荷以上。 5.2.4 试验时应先关闭凝汽器抽气出口门，应停运抽气设备， 30s 后开始记录，记录
18、8min，取其中后 5min 内的真空下降值计算真空下降速度。 5.2.5 真空系统严密性要求见表 2。 表 2 真空系统严密性要求 5.2.6 漏入空气量计算。 由真空下降速度按下式近似求出漏入的空气量： )(657.1 t P VG a = ( 1 ) 式中： G a 漏入空气量， kg/h； V处于真空状态下的设备容积， m 3 ； P试验时间内的真空下降量， kPa； t试验时长， min。 5.3 凝汽器传热特性试验 5.3.1 通过试验掌握凝汽器运行状况，明确提高凝汽器真空的途径。 5.3.2 机组大修前、后均应进行凝汽器传热特性试验。 5.3.3 机组运行过程中，如果凝汽器性能明
19、显下降，应进行凝汽器传热特性试验。 5.3.4 要求试验期间凝汽器不补水，系统为正常运行方式，机组负荷稳定。 5.3.5 试验仪器仪表应符合 DL/T 1078 的有关规定。 机组容量 MW 真空下降速度 kPa/min 100 0.40 100 0.27 DL / T 932 2019 5 5.3.6 试验测量项目见表 1。 5.3.7 试验项目 5.3.7.1 冷却水流量 采用超声波流量计或其它装置测量冷却水流量。 将当前测量值与制造厂提供的凝汽器变工况特性进 行比较，校验冷却水流量是否达到设计要求。 5.3.7.2 凝汽器热负荷 凝汽器热负荷可采用下列方法之一计算： a) 正平衡计算法
20、Q= G s (H s H c )/1000 + Q a ( 2 ) 式中： Q 凝汽器的热负荷， MW； G s 进入凝汽器的当量蒸汽量， kg/s ； Hs 进入凝汽器的当量蒸汽焓， kJ/kg； Hc排出凝汽器的凝结水焓， kJ/kg； Qa 进入凝汽器的附加热负荷， MW。 b) 反平衡计算法 Q= G w C p (t w2 t w1 )/1000 ( 3 ) 式中： Q凝汽器的热负荷， MW； G w 进入凝汽器的冷却水流量， kg/s； C p 冷却水比热， kJ/ (kg )； t w2 凝汽器冷却水出口温度，； t w1 凝汽器冷却水进口温度，。 5.3.7.3 冷却水温升
21、t = t w2 t w1 ( 4 ) 式中： t冷却水温升，。 5.3.7.4 凝汽器水侧阻力 p w p 1 p 2 ( 5 ) 式中： p凝汽器水侧阻力， kP a ； p 1 冷却水进口压力， kP a ； p 2 冷却水出口压力， kP a 。 5.3.7.5 凝汽器汽侧阻力 p q p k p q ( 6 ) 式中： p q 凝汽器汽侧阻力， kP a ； p k 凝汽器压力， kP a ； p q 凝汽器抽气口压力， kP a 。 5.3.7.6 传热端差 t = t s t w2 ( 7 ) 式中： t凝汽器传热端差，； t s 凝汽器压力下的饱和蒸汽温度，。 5.3.7.7
22、过冷度 t C = t s t c ( 8 ) 式中： t C 凝结水过冷度，； t c 热井出口凝结水温度，。 DL / T 932 2019 6 5.3.7.8 总体传热系数 m tA Q K = 1000 ( 9 ) ()() 21 12 /ln wsws ww m tttt tt t = ( 10 ) 式中： K总体传热系数， kW/(m 2 )； A 凝汽器传热面积， m 2 ； t m 对数平均温差，。 5.3.7.9 运行清洁系数 mt c K K = 0 ( 11 ) 式中： c 运行清洁系数； K 0 冷却管基本传热系数， kW/（ m 2 ） ； t 冷却水进口温度修正系数
23、； m 管材和管壁厚修正系数； K 0 、 t 和 m 的计算方法参照附录 C 。 5.3.7.10 不同运行条件下凝汽器压力计算。对于某一给定的冷却水流速、冷却水温度和运行清洁系数， 根据附录 C 计算该工况下的总体传热系数；再根据凝汽器试验热负荷或者制造厂提供的汽轮机组热平 衡参数计算热负荷，并考虑机组运行状况予以修正。按下式计算凝汽器压力下的饱和温度。 () x pw ws eCG Q tt /11 1 += （ 12 ） 计算出 ts 后可根据水蒸汽性质表求凝汽器压力。 6 冷端系统运行优化 6.1 系统设备 冷端系统设备包括汽轮机低压缸、凝汽器、在真空状态下运行的低压加热器、循环水泵
24、、冷却塔、 抽气器、胶球清洗装置等。 6.2 优化目的 通过不同机组负荷、不同抽气器运行方式、不同冷却水温度和不同冷却水流量条件下的对比试验， 确定机组出力增加与循环水泵、抽气器等设备耗功增加的差值最大时的凝汽器压力及运行方式。 6.3 优化方法 6.3.1 机组微增出力试验 在不同的机组负荷下，改变凝汽器压力，得出机组出力与背压的变化关系。 P t F 1 (P t ， p k ) ( 13 ) 式中： P t 机组微增出力； P t 机组负荷； p k 凝汽器压力。 6.3.2 凝汽器变工况特性试验 在不同热负荷、不同冷却水温度和抽气器不同运行方式下，改变凝汽器冷却水流量，得出凝汽器压 D
25、L / T 932 2019 7 力与冷却水流量的变化关系。 p k F 2 (P t ， t w1 ， G a ， G w ) ( 14 ) 式中： G a 抽气器不同运行方式下的抽空气量。 6.3.3 冷端设备耗功试验 在抽气器不同运行方式下，测量抽气器耗功；循环水泵高低速配置、不同叶片角度（叶片角度可调 的泵）以及不同频率（配置变频器）等配置模式下，测量冷却水流量与循环水泵耗功，得出设备耗功增 量的关系式。 P p F 3 (G a ， G w ) ( 15 ) 式中： P p 冷端设备耗功增量。 6.4 凝汽器最佳背压计算 通过求解以凝汽器压力、冷却水进口温度和冷却水流量为变量的目标函
26、数得出凝汽器最佳运行背 压。在一定的机组负荷及冷却水进口温度条件下，机组功率增量与冷端设备耗功增量之差值为最大时的 凝汽器压力即为机组最佳运行背压。 建立目标函数为： F(P t ， t w1 ， G a ， G w ) P t P p ( 16 ) t w1 和 G a 一定，当式（ 17）成立时，冷却水流量所对应的机组背压为凝汽器最佳背压，即： 0 ),( 1 = w wwt G GtPF （ 17） 即： w p w t G P G P = （ 18） 求解式 (18)即可得到最佳背压 p k 。其中对于带冷却塔的闭式循环冷却系统来说，不同循环水泵运行 方式、不同冷却水流量条件下，由于冷
27、却塔淋水密度不同对应的冷却塔出水温度不同，在进行优化分析 时应考虑冷却塔淋水密度不同带来的冷却水进口温度变化对凝汽器压力的影响。 在实际应用中，可以采用迭代或者比较法得出最佳背压。 6.5 最佳运行方式确定 根据计算得出的最佳背压及相应的冷却水进口温度和冷却水流量， 确定在不同工况下抽气器和循环 水泵等设备的最佳运行方式。运行人员应根据不同工况下确定的最佳运行方式，及时调整运行参数和系 统设备，保证机组运行始终维持在最佳状态。 7 真空系统故障及原因 7.1 真空系统泄漏 7.1.1 现象 真空系统泄漏有以下现象： a) 真空系统严密性降低； b) 凝汽器传热端差上升； c) 凝汽器压力升高。
28、 7.1.2 主要可能泄漏部位 主要可能泄漏的部位如下： a) 低压缸轴封； b) 低压缸水平中分面； c) 低压缸安全门； d) 真空破坏门及其管路； DL / T 932 2019 8 e) 凝汽器汽侧放水门； f) 轴封加热器水封； g) 低压缸与凝汽器喉部连接处； h) 给水泵汽轮机轴封； i) 给水泵汽轮机排汽碟阀前、后法兰； j) 给水泵排汽管与凝汽器连接法兰或焊缝、膨胀节法兰或焊缝； k) 给水泵密封水回水至凝汽器管路； l) 负压段抽汽管连接法兰； m) 低压加热器疏水管路； n) 抽气器至凝汽器管路； o) 凝结水泵盘根； p) 低压加热器疏水泵盘根； q) 热井放水阀门；
29、r) 冷却管损伤或端口泄漏； s) 低压旁路隔离阀及法兰； t) 真空系统测量仪表的管路及接口。 7.2 冷却水系统故障 7.2.1 现象 凝汽器冷却水温升增加。 7.2.2 主要原因 冷却水系统故障的主要原因如下： a) 循环水泵故障； b) 循环水管路及阀门故障； c) 循环水系统调节失衡； d) 循环水泵组运行方式不合理； e) 循环水泵的可调导叶失调； f) 循环水泵流量未达到设计要求； g) 凝汽器水室顶部有空气聚集； h) 冷却水系统阻塞等； i) 运行操作不当。 7.3 凝汽器水位升高 7.3.1 现象 凝结水过冷度增加。 7.3.2 主要原因 凝汽器水位升高的主要原因如下： a
30、) 凝结水泵故障； b) 凝结水泵入口漏空气或入口滤网堵塞； c) 凝汽器冷却管泄漏； d) 凝汽器补水调门故障； e) 低压旁路减温水门误开； f) 凝结水系统阀门误关或备用泵出口逆止门泄漏； g) 凝结水再循环门误开； h) 凝结水泵出口调节门故障； i) 加热器水侧泄漏； j) 水位计或水位变送器工作不正常。 7.4 抽气设备工作失常 DL / T 932 2019 9 7.4.1 现象 凝汽器压力升高。 7.4.2 主要原因 抽气设备工作失常的主要原因如下： a) 抽气设备故障； b) 真空泵工作液温度高； c) 真空泵冷却水流量少； d) 真空泵工作液流量少； e) 真空泵换热器脏污
31、； f) 真空泵换热器堵塞； g) 真空泵的汽水分离箱水位低； h) 射水泵漏空气； i) 射水泵入口压力低； j) 射水泵工作水温高； k) 射水抽气器喷嘴堵塞； l) 抽气管道阀门故障未全开或误关闭、或堵塞； m) 控制设备发生故障，不能正常启动。 7.5 双背压凝汽器压差异常 7.5.1 现象 a) 高、低压凝汽器压力差值较应达值偏大； b) 高、低压凝汽器压力差值较应达值偏小。 7.5.2 主要原因 双背压凝汽器压差异常的主要原因如下： a) 高压凝汽器清洁系数降低； b) 高压凝汽器内空气聚积； c) 高压凝汽器漏空气量增大； d) 高压凝汽器对应抽气设备工作失常； e) 低压凝汽器
32、清洁系数降低； f) 低压凝汽器内空气聚积； g) 低压凝汽器漏空气量增大； h) 低压凝汽器对应抽气设备工作失常； i) 高、低压凝汽器抽空气方式不合理； j) 高、低压凝汽器抽气管路节流阀失常； k) 高、低压凝汽器抽空气管联络门异常。 7.6 轴封系统故障 7.6.1 现象 轴封压力异常。 7.6.2 主要原因 轴封系统故障的主要原因如下： a) 轴封供汽门误关； b) 轴封蒸汽母管压力降低； c) 备用蒸汽至联箱调整门失常； d) 轴封蒸汽压力调整门和温度调整门失常； e) 轴封蒸汽溢流调整门和调整门旁路误开； f) 轴封蒸汽带水； g) 轴封加热器水侧旁路门误开，导致疏汽不畅。 DL
33、 / T 932 2019 10 7.7 热负荷增加 7.7.1 现象 循环冷却水温升增加。 7.7.2 主要原因 凝汽器热负荷增加的主要原因如下： a) 机组通流部分效率降低，低压缸排汽量增加； b) 汽动给水泵组效率降低，给水泵汽轮机排汽量增加； c) 高、低压加热器危急疏水进入凝汽器； d) 与凝汽器汽侧相连的阀门（包括低压旁路）不严引起高品位蒸汽直接进入凝汽器。 7.8 循环冷却水进口温度高 7.8.1 现象 循环冷却水进口温度高。 7.8.2 主要原因 循环冷却水进口温度高的主要原因如下： a) 环境温度高，相对湿度大； b) 填料老化、堵塞； c) 喷头损坏、配水不均匀； d) 除
34、水器变形，阻力增加； e) 自然风影响； f) 淋水填料不合格； g) 冷却塔淋水面积不足； h) 冷却塔结构设计不合理。 7.9 凝汽器清洁系数降低 7.9.1 现象 凝汽器传热端差增加。 7.9.2 主要原因 凝汽器清洁系数降低的主要原因如下： a) 无胶球清洗装置，或胶球清洗装置运行不正常； b) 胶球质量不满足设计和使用要求； c) 冷却水品质不合格，冷却管内表面结垢； d) 在蒸汽品质差的情况下长期运行，使冷却管外表面形成硅酸盐垢； e) 凝汽器长期在低真空、高排汽温度工况下运行，加速传热管内结垢。 7.10 凝结水过冷度大 7.10.1 现象 凝结水出口温度低。 7.10.2 主要
35、原因 凝结水过冷度大的主要原因如下： a) 凝汽器水位高； b) 真空系统严密性降低； c) 冷却水流量大； d) 传热管束布置不合理。 7.11 凝结水含氧量大 7.11.1 现象 凝结水含氧量超标。 7.11.2 主要原因 DL / T 932 2019 11 凝结水含氧量大的主要原因如下： a) 热井水位以下的真空部分有空气漏入，特别是凝结水泵的入口盘根处； b) 凝汽器传热管泄漏； c) 真空除氧系统除氧效果差； d) 真空严密性降低。 8 检修与维护 8.1 停机灌水检漏 8.1.1 适用范围 真空系统汽侧及水侧严密性检查。 8.1.2 注意事项及要求 真空系统停机灌水检漏注意事项及
36、要求如下： a) 灌水前，应将所有与真空系统相连的管道隔离； b) 灌水前，应在凝汽器底部弹簧处加枕木垫实，确保灌水后凝汽器及其相关设备的安全； c) 灌水检漏时，凝汽器水室管板表面应干燥； d) 灌注用水宜采用除盐水； e) 灌水水位应达到汽轮机低压转子汽封洼窝下 100mm 处； f) 水位至少应保持 8h，现场检查各处无漏点认为查漏结束。对于保温内负压管道，应适当考虑延 长查漏时间，确保漏点暴露。 8.2 运行中检漏 8.2.1 适用范围 a) 机组真空严密性降低，或凝结水水质恶化； b) 检漏范围包括凝汽器的汽侧和水侧。 8.2.2 注意事项及要求 真空系统运行中检漏注意事项及要求如下
37、： a) 工作人员应熟悉系统及设备，正确提出检测对象； b) 检漏应对一切可疑部位进行排查； c) 各部位示踪气体释放量应相对均等； d) 仪器采样处环境应无外来因素干扰； e) 漏点按大漏点、中漏点、小漏点分类，堵漏处理也依次实施； f) 临时性堵漏可选用汽轮机密封胶等合适材料作为堵漏剂； g) 用户在检漏后对漏点的处理质量是提高严密性的关键。 8.3 高压水射流清洗 8.3.1 适用范围 清除冷却管内硬垢或者生物性污垢。 8.3.2 注意事项及要求 凝汽器高压水射流清洗注意事项及要求如下： a) 合理选择清洗喷嘴类型，考虑因素包括喷嘴小孔排数、每排小孔数量、小孔直径、小孔角度、射 流速度等
38、； b) 严格控制清洗水工作压力，一般情况下清洗水工作压力应为 25MPa 40MPa,最大不超过管材屈 服极限的 0.67 倍； c) 喷嘴移动速度不应大于 0.25m/s，且保持匀速； d) 每根冷却管往复清洗一次，且往复过程中应改变喷嘴相位； e) 操作时人体应避免近距离接触射流水柱。 8.4 机械除垢 DL / T 932 2019 12 8.4.1 适用范围 a) 弹性刮刀型除垢器清除硬垢； b) 橡胶子弹头清除生物性污垢； c) 金刚砂胶球清除硬垢。 8.4.2 注意事项及要求 a) 采用弹性刮刀型除垢器清除较厚垢层时，需要先用使用过的除垢器除垢，然后正常除垢； b) 橡胶子弹头直
39、径应大于冷却管内径，子弹头宜采用螺旋形； c) 金刚砂胶球直径应根据冷却管内径、硬垢厚度以及胶球输送介质压力等因素试验确定，湿态胶球 直径应小于冷却管内径 1mm 2 mm。 8.5 涡流探伤 8.5.1 适用范围 材质为铜、铜合金、不锈钢或钛的凝汽器冷却管在安装前和服役过程中的检查。 8.5.2 注意事项及要求 凝汽器冷却管涡流探伤注意事项及要求如下： a) 激励频率的选择 不锈钢管： 100 kHz 400 kHz； 黄铜管： 20 kHz 60 kHz； 白铜管： 60 kHz 100 kHz； b) 根据被检测管的材质和规格制作相应的探头和人工标准缺陷样管； c) 在探伤过程中，每隔
40、2h 应对仪器灵敏度进行校验； d) 在探伤过程中，如发现缺陷信号或可疑信号，应进行复检确认，并做好记录； e) 根据缺陷的大小、类型和现场实际情况确定该管材是否合格或是否可以继续使用； f) 涡流探伤允许端部有不大于 100mm 的不可检测区； g) 根据机组运行寿命的长短，针对更换、监督运行两种处理方案采用不同的判废标准； h) 涡流探伤应参照相关标准，如 GB/T 5248、 GB/T 7735 和 GB/T 12969.2。 8.6 凝汽器酸洗 8.6.1 适用范围 凝汽器运行清洁系数小于 0.6，而且抽样检查确认清洁系数降低主要起因于冷却管内盐类水垢。 8.6.2 注意事项及要求 凝汽器酸洗注意事项及要求如下： a) 酸洗前要进行试验以确定合适的清洗条件，包括温度、流速、清洗剂的浓度以及清洗步骤等； b) 酸洗前凝汽器汽侧应上满水并用氨水将水的 pH值调节适当，防止酸洗过程中漏酸进入汽侧发生 腐蚀； c) 严格控制冷却管的腐蚀速率； d) 为防止酸液对冷却管的腐蚀，必须在酸液中加缓蚀剂； e) 缓蚀剂应在酸洗系统内搅拌均匀后再加酸清洗； f) 清洗不锈钢管时不应选择盐酸清洗剂； g) 凝结水的 pH值大幅下降时，应及时采取措施消除； h) 用盐酸酸洗完毕放出酸液后，用碱性溶液循环以除去余酸，再用清水清洗直至不呈碱性为止； i) 酸液
