4 降低凝汽器传热端差的措施 4.1及时投运胶球清洗装置
凝汽器冷却水管表面脏污、结垢，减弱了传热效果，降低了传热系数，从而使端差增大，排汽温度增大，机组真空降低，为了保持凝汽器冷却水管内表面的清洁和水流畅通，目前电厂最常用的方法就是利用胶球清洗装置，通过胶球清洗装置的投运，凝汽器端差一般均能稳定保持在4～8℃范围内。但目前影响电厂胶球清洗装置的主要问题是收球率低，因此建议：①对收球管进行改造，减少弯头，降低管路阻力，使收球系统循环畅通；有条件的还可降低胶球泵位置，以增加胶球泵入口压头，提高收球率。②保持活动收球网表面的光滑清洁，防止由于收球网表面有毛刺使胶球粘在收球网表面，降低收球率。③保持循环水清洁，防止杂物堵塞铜管，或聚集在收球网口影响胶球系统收球。 4.2提高真空系统严密性
纯净蒸汽的放热系数达63000kJ/(m22h2k)，凝汽器中有少量空气时为28000 kJ/(m22h2k)[2]，若由于真空系统不严，漏入大量空气，将导致总的传热系数大大降低，从而严重影响传热端差。为了提高机组真空系统严密性，应在每次大小修时均对凝汽器及真空系统灌水查漏，同时应对运行中处于真空系统的水位计、低加系统等进行仔细检查，以消除漏气点；在机组变负荷或低负荷运行时，及时调整汽封供汽压力，防止空气通过汽轮机低压缸汽封漏入；加强真空抽气系统的运行，如果抽气器工作效率降低或故障，即使真空系统严密，由于抽气器不能有效的抽吸凝汽器中的空气，也将使传热系统减小；加强真空系统严密性试验定期工作的执行，一旦发现真空系统不严，要及消除漏点。提高真空系统的严密性，还有减小凝结水过冷度的现实意义，一旦运行中过冷度增大，机组的回热经济性将降低。 4.3降低凝汽器单位蒸汽负荷
端差随着负荷的增大而升高，并且在循环水量、总传热系数等于常数的条件下，端差同凝汽器负荷成正比例关系[7]。为了减小凝汽器负荷和端差，应该注意以下几点：高低压加热器空气串联门开度要适宜，防止加热器抽汽通过空气串联管大量漏入凝汽器；对凡进入高低压疏水扩容器的疏水门，要经常检查，防止内漏；保持低加水位，防止低加无水位运行，造成低加抽汽通过疏水管进入凝汽器；凡是开停机或低负荷开启的疏水门，在机组正常后要及时关闭。通过以上措施，可有效减少或防止漏入凝汽器内的高温高压疏水或蒸汽，从而降低凝汽器热负荷，减小传热端差。 4.4加强汽水品质的管理
污垢的导热系数很小，仅为冷却管的1/50~1/30，因此无论是冷却管外侧（蒸汽侧）或内侧（循环水侧）出现污垢，均会导致凝汽器总的传热系数大大降低，凝汽器端差升高，机组真空下降。因此，要加强蒸汽品质管理，防止蒸汽带盐，导致凝汽器蒸汽侧冷却管结垢。另外，要特别加强循环水水质的监测，因为根据凝汽器运行的特点，冷却管水侧结垢是导致凝汽器总的传热系数降低的主要原因。因此除了根据化学监督的要求，要加强循环水水质的处理和冷却塔的排污外，还可利用文献[8]指出的方法，通过计算凝汽器清洗率来判断结垢的情况，对运行机组采取半面隔离人工机械清理的方法，保持凝汽器冷却管的清洁。 5 结论
（1）在影响凝汽器排汽温度的三个因素中，传热端差对的影响最大，是凝汽器传热效果的直接反映，其次才是循环水温升，因而，只有传热端差才能从根本上反映出凝汽器运行工况的好坏。
（2）在生产现场降低凝汽器排汽温度时，首先从降低传热端差入手，其次在考虑其它因素，但需要注意的是凝汽器是一个复杂的热力设备，影响凝汽器排汽温度的各个因素之间是相互影响的，因此在现场分析时一定要把各因素联系起来整体考虑。
（3）无论是降低凝汽器传热端差或循环水温升，实质上在生产现场采取的各种措施均是用来提高凝汽器传热系数的。
参 考 文 献
[1]王伟,孙奉仲,等.基于现场数据确定凝器汽真空偏低治理方案的判据及分析[J].汽轮机技术,2006,48(3):190~192.
[2]沈士一,庄贺庆,等.汽轮机原理[M].北京:水利水电出版社,1995.
[3]盛焕程,刘树松.循环水泵双泵运行最佳时机[J].热力发电,2003,32(9):57~59. [4]朱新华,江运汉,等.电厂汽轮机[M].北京:水利水电出版社,1996.
[5]周兰欣,林湖,等.凝汽器传热端差的计算与分析[J].华东电力,2003,(11):16~18.
[6]朱锐,种道彤,等.冷却水流量对凝汽器性能影响的试验研究[J].热力发电,2006,35(4):10~13. [7]徐奇焕.凝汽器传热端差分析及降低端差的途径[J].汽轮机技术,1997,39(3):174~177. [8]李勇,曹祖庆.凝汽器清洁率的概念及测试方法[J].汽轮机技术,1995,37(2):73~76. 作者：cheng
300MW机组凝汽器的外加电流阴极保护
胡学文、黄杰、许崇武、阙亚卫(1.武汉大学, 430072;2.望亭发电厂215155)
摘 要:针对望亭发电厂的水质及凝汽器结构,对凝汽器的防腐采用了外加电流阴极保护技 术,并阐述了该工艺的设计、施工及调试。 关键词:阴极保护;外加电流;凝汽器
电化学保护技术是基于改变金属在腐蚀性介质中的腐蚀电位来减轻腐蚀程度,延长使用寿命的一种方法。这种保护技术分为阳极保护和阴极保护。前者的基本原理是通过升高金属在介质中的电位,使其表面形成一层耐蚀性良好的钝化膜从而延长金属材料的使用寿命。这种保护技术应用的前提是金属在介质中阳极极化曲线具有钝化区。在以水为冷却介质的循环冷却水系统中,凝汽器金属本身不易钝化,因此阳极极化技术不能应用于凝汽器防蚀。 阴极保护技术的应用范围要广得多。
该技术的基本原理是通过向被保护的金属提供阴极电流来降低金属在介质中的腐蚀电位,使其局部阳极电流减小,当金属电极电位负移到该金属阳极反应平衡电位时,局部阳极过程就完全被抑制,即金属腐蚀停止。根据提供阴极电流途径的不同,阴极保护技术又分为外加电流式阴极保护和牺牲阳极式阴极保护。
以淡水为冷却介质的凝汽器中,由于牺牲阳极提供的保护电流有限,且不能根据介质运行工况进行调整,保护范围较小,因此这种保护方式只能用于冷却水电阻率低的小型机组凝汽器上。外加电流式阴极保护可以提供充足的保护电流,保护范围大,并可根据运行工况变化进行适当调整,保护电位可自动控制。这种保护技术对于抑制凝汽器管板腐蚀、铜管脱锌、点蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀、砂蚀等均可在短期内见效。
1 外加电流电化学保护系统的方案设计
望亭发电厂地处苏州市西部,凝汽器冷却水为望虞河水。由于水质受到污染,腐蚀性较强,表1列出了凝汽器冷却水的水质情况。14号机组凝汽器为单进单出双流程结构,分左右两个独立部分。铜管为20mm31mm311450mm,共21552根。非空区材质为HSn-70-1A,空气区为B30,管板水室材质为A3钢。前水室尺寸为3214mm3(1200-2260)mm35632mm,后水室尺寸为3214mm31770mm35081mm。根据以往记录的数据以及打开凝汽器进行金属表面检查发现,凝汽器管板局部腐蚀严重,管板局部最大腐蚀深度达到10mm。管板及铜管内壁涂料在不到一个使用周期即出现了红锈。
实践证明,由于涂料性能以及施工工艺不佳,凝汽器管板仅用涂料进行防蚀保护很容易在金属表面形成大阴极小阳极腐蚀电池。这类腐蚀在所有腐蚀形态中最危险,因为它将加速阳极部位的腐蚀。为此对14号机组凝汽器采用了外加电流电化学保护与耐蚀涂层联合防蚀的保护方案。 1.1 辅助阳极的设计
辅助阳极采用贵金属铂铌阳极。它属于不溶性阳极,可保证长期使用,具有排流量大,电流发射均匀、覆盖面积大、消耗量低、可靠性高、重量轻、安装方便、机械性能和稳定性能好等特点。
根据被保护金属的总表面积S以及电化学保护所施加的电流密度i计算出被保护金属所需总电流I(I=i3S)。
根据每支辅助阳极的工作排流量IA计算所需阳极的数量n(n=I/IA)。 由于凝汽器内部结构复杂,有大量的金属支架及导流板。同时考虑机组正常运行时凝汽器内部水动力特性的影响以及阳极的机械及加工性能等因素,凝汽器电化学保护系统设计了PNR型及PNL型两种形式的辅助阳极。
根据计算及实际经验,将辅助阳极分别安装于前、后水室4路电化学保护回路中。 1.2 参比电极的设计
望亭电厂的冷却水为淡水,氯离子含量较海水冷却介质低得多,同时考虑参比电极的使用性能,决定选用锌作为参比电极材料,分别安装于前后水室4路电化学保护回路中。 1.3 恒电位仪选型
恒电位仪是外加电流电化学保护系统中的重要部分,它向被保护系统提供电流,同时还可自动控制被保护金属的保护电位。恒电位仪的设计参数主要有输出电流及输出电压。输出电流设计的参考指标为被保护系统所需总的保护电流,输出电压则是根据被保护系统所需总的保护电流以及系统的接水电阻等进行计算得到。
电化学保护系统运行的重要指标是被保护金属的保护电位。但是由于介质电阻的存在,在进行电位
测定时通常存在很大IR电压降,从而使测定值低于被保护金属真实的保护电位,因此在电位测定时应该加以消除,这就要求恒电位仪具有断电测量的功能。
根据上述恒电位仪设计的诸要素,决定选用原武汉水利电力大学和中国科学院联合研制开发的、具有断电功能的SPS-990A型自动控制恒电位仪。该仪器可连续工作,且其调节旋钮内置于机箱,可防止误动。该恒电位仪已广泛应用于电化学保护工程中。 1.4 运行参数指标
根据腐蚀电化学理论、阴极保护理论及阴极保护实际运行经验,凝汽器电化学保护投入运行后,极化电位应控制在低于初始电位200mV以上。
1.5 涂料水室内壁四周耐蚀涂料选用舰艇涂装用H52型耐蚀涂料。
该涂料具良好粘结性能、防冲刷性能和耐腐蚀性能,且对被涂金属表面除锈要求较低,施工方便。 2 外加电流保护系统的安装及调试
外加电流电化学保护与涂料联合防蚀工程主要包括凝汽器水室及铜管内壁涂料施工;安装电化学保护系统的辅助阳极、参比电极以及恒电位仪的就位和电化学保护系统的电气安装和接线。
施工中应该注意以下几点:
(1) 为保证涂料的耐久性,要求对被保护的凝汽器水室内壁金属表面的铁锈去除干净,露出基材。 (2) 安装辅助阳极时,应注意其密封性,安装完毕后,工作人员应避免碰撞阳极,以免损坏。 (3) 系统接线时,由于辅助阳极、阴极、参比电极数量及系统的电缆数量较多,应避免误接。
外加电流电化学保护系统安装完毕,待机组正常稳定运行后,就可对保护系统进行调试。调试前,先检查系统的电气接线,然后按照恒电位仪的使用说明书仔细操作。调试结果见表3～6。经过过一段时间调试后,各恒电位仪所保护的凝汽器保护电位达到了预定范围,被保护系统的保护电位达到设计范围,系统投入稳定运行。
凝汽器管壁清洗
一、凝汽器传热热阻组成及影响分析：
1、凝汽器是汽轮机的主要辅机之一，其状态的优劣直接影响汽轮机的热耗率，所以在部颁检修标准中被列为了大、小修的常规检修项目。对于已投产运行的机组，是通过大、小修恢复机组效率的主要项目之一，尤其是机组小修对效率有提高的只有通过清洗凝汽器方可达到。
2、凝汽器内保持较高的传热效率是提高真空，达到节能降耗，提高机组运行经济性的重要办法，在忽略辐射传热的情况下，表面式凝汽器的总传热热阻有水侧对流换热热阻，管壁的纯导热热阻和汽侧的对流换热热阻三部分组成。
1
1πd0lα2 1 πdlα1
R总 = + ln +
式中： L——管道长度 λ——管壁的导热系数 d、d0——管壁内外直径
α1、α2——水侧和汽侧的对流换热系数
由于冷却水（开式或闭式）都直接与外界环境接触。所以加热阻第二
项 ln 主要有两个方面的因素影响。
第一、水垢因素。由于无论是地面或地下水都会有一定硬度，换热过程中盐份析出，产生水垢附着在管壁的水侧表面形成我们称之为水垢热阻。采用闭式循环系统的，凝汽器以水垢热阻为主，开式循环系统较轻。
第二、微生物因素。水中含有的微生物在凝汽器的管壁上滋生繁衍并夹杂着污泥造成微生物污染。由于凝汽器管壁温度运行时一般在30－40℃之间，这是各种微生物繁衍的最佳温度，开式循环水系统以微生物热阻为主。
金属、污垢层导热系统如下表：
表一、金属、污垢层导热系数 项 目 碳钢 黄铜 钛合金 一般水垢 油脂膜 一般微生物污染层 空气 导热系数kcal/m.h.℃ 40-50 55-65 50-55 0.5-1.0 0.1 0.05 0.04 由上表可见垢层的热阻是黄铜的130倍，即使是很薄的污垢如0.1mm，对传热的影响也是巨大的。 二、凝汽器的清洗范围：
1、新建机组的凝汽器黄铜管宜进行投产前的清洗成膜，其范围包括凝汽器管的水侧和水室。其程序为除油和成膜处理。如果检查铜管内表面有残碳膜，则在成膜处理前可进行除残碳膜清洗处理。
2、当运行机组凝汽器端差超过运行规定时，应安排抽管取样检查外壁有无腐蚀，内部隔板部位铜管的磨损减薄，内壁结垢、黏泥和腐蚀的程度。局部腐蚀泄漏或大面积均匀减薄量达1/3以上厚度时，应先换管再清洗，垢厚不小于0.5mm或污垢导致端差大于8℃时应进行清洗。 3、黄铜管清洗后应进行直接成膜。成膜工艺应根据电厂的实际情况选择。 4、凝汽器中如有部分B30管及不锈钢管清洗后可参与黄铜管成膜。
5、凝汽器中全部是 B30管或不锈钢管或循环水为负硬水，可以在化学清洗后不成膜直接投运，依靠水中溶氧自然钝化。
三、凝汽器各种清洗方法的比较分析
针对上述污染因素，机组在运行中对于不同的循环系统采用的防止污染的方法是： 1、加氯或次氯酸钠，目的是杀死微生物。 2、定期的进行胶球清洗。 A、化学清洗方法（酸洗）
在闭式循环系统中形成的硅酸盐和碳酸盐等较硬的水垢使用本方法。它的特点是清洗彻底，但清洗时要进行系统隔离，要进行预膜处理，残存在管板胀口处的酸易对管口造成腐蚀损坏，而且此方法费用相当高。
1、化学清洗及成膜工艺过程 1)准备工作 ：
a）凝汽器汽侧用除盐水灌水查漏前应先将凝汽器两端的管板吹干，在检查时入发现冷凝管及管口胀接处有泄漏，应及时作出明显标记，然后采取措施予以消除，并确认严密无泄漏方可进行下一道工序。