凝汽器故障分析及维修措施研究

1 凝汽器常见故障及诊断方法

1.1 常见故障分析

凝汽器真空度下降是火电厂常见故障，影响机组热经济性和安全性，导致排汽压力升高、汽轮机功率降低及热耗增加，诱因包括循环水系统故障、结垢、真空系统泄漏和轴封异常。凝结水过冷度增大会降低热效率并加速腐蚀，成因涉及凝汽器设计缺陷、冷却水管排列不当、水量过大、水位过高及内部存气。凝汽器管泄漏会污染凝结水质，携带杂质加速管道腐蚀，引发真空度下降，需及时处理保障机组稳定运行。

1.2 凝汽器故障诊断方法

观察法通过定期检查凝汽器，可发现泄漏、结垢、堵塞等异常。通过检查外壳、管道连接处渗漏迹象及冷却水进出口压力、温度参数变化，可初步判断故障。观察内部管道腐蚀、磨损或结垢现象也为诊断提供依据。该方法操作简便，能及时发现和处理潜在故障。

声音检测法通过监听设备运行声响判断故障。正常运行时声音具有规律性，当出现管道泄漏、轴承损坏或叶片磨损时会产生异响。使用听诊器或专业声学设备采集声音后，通过声纹分析可定位故障位置和原因。

压力测量法通过监测系统压力变化诊断故障。正常运行时压力保持稳定范围，当管道堵塞、阀门失效或密封不良时会引起压力异常。使用压力表或传感器实时监测，对比不同工况下的压力数据可推断故障源。

2 真空度下降的维修措施

凝汽器真空度下降时，需依次检查：1.冷却水系统流量、温度及通畅性；2.抽真空系统运行状态与密封性；3.各密封部位密封性。未解决则按规程深度维修或更换部件，操作时：先对循环水系统反冲洗，清除水管微生物膜和钙镁沉积；若循环水泵出力不足，需调整叶轮间隙或更换磨损超0.5mm 的密封环。抽气器维护需定期修整蒸汽喷射器汽蚀凹坑，确保喷射器与扩压管同轴度 ⩽0.05mm ；水环真空泵需控制工作液温度 ⩽40^∘C 防气蚀。

针对真空系统泄漏点定位难题，建议采用氦质谱检漏技术，通过分段隔离法将系统划分为壳体焊缝区、低压加热器疏水区和轴封蒸汽区三个检测单元，当氦气浓度传感器示值超过 5×10-6Pa⋅m³/s 时即可判定存在泄漏。对于已确认的泄漏法兰，应采用力矩扳手按十字交叉顺序分三次紧固，最终力矩值需达到 ASMEB16.5 规定的法兰等级要求。在极端真空恶化情况下，可临时投运辅助真空泵组，通过并联运行方式将真空度维持在-92kPa以上，为故障处理争取时间窗口。

3 凝结水过冷度增大的维修措施

检查凝汽器冷却水流量，过大时调整阀门降低过冷度；清理堵塞管束保障水流畅通，核查抽气系统状态并修复密封问题。当凝结水过冷度超设计值（），需调节冷却水流量：用孔板流量计实测循环水量，若超设计值 ±10% ，通过 DCS 调整水泵转速使流量稳定在 0.8-1.2m³/h/m² 。管束积垢采用化学与机械清洗结合： 50±2^∘C 的 5% 氨基磺酸溶液循环清洗，流速 0.3m/s ；再用内径 85% 的尼龙刷通球，清除率 95% 以上。

在抽气系统维护方面，需重点检测射水抽气器的工作效能。通过测量抽气器进水压力（标准值 0.35⋅0.45MPa ）与混合室真空度（应低于凝汽器本体真空度 2kPa），判定喷嘴磨损情况。当喷嘴喉部直径因汽蚀扩大超过原始尺寸 3% 时，应立即更换采用 17-4PH 不锈钢材质的耐磨喷嘴。对于管束布置问题，建议应用 CFD 流场模拟技术，通过优化隔板间距（推荐调整为管径的 1.5 倍）和增设导流板（安装角度控制在 30⋅45^∘ 范围），使蒸汽分布均匀度提升至 90% 以上。

水位控制环节应实施双冗余改造，在原有磁翻板液位计基础上加装雷达液位计，设置高低水位联锁保护：当水位超过管束底部 300mm 时自动开启紧急疏水阀，低于管束顶部 200mm 时触发补水系统。同时加强对淋水盘的维护，使用激光平整度检测仪确保盘面水平度偏差 ⩽2mm/m ，穿孔率需达到设计要求的 92%±3% 。对于长期存在的过冷问题，推荐加装真空除氧装置，将凝结水含氧量控制在以下，既降低过冷度又提升水质。

维护完成后需进行 72 小时试运行验证，采用红外热成像仪监测管束表面温度分布均匀性，要求温差不超过 3°C 。通过调整运行参数组合，确保过冷度稳定在 0.8°C 以内，机组热耗率降低 1.5-2.3% ，达到 DL/T932-2005标准要求。建立预防性维护档案，每季度对管束清洁系数（应 ⩾0.85 ）、空气排放系统效率（目标值 ⩾90% ）进行量化评估，形成闭环管理机制。

4 凝汽器管泄漏的维修措施

发现凝汽器管泄漏需先通过压力测试或染色剂定位泄漏点。确定后采用焊接密封或更换管段修复，之后需压力测试确保密封性。定期清理管内积垢保持畅通，预防泄漏并延长寿命。钛管泄漏用钨极氩弧焊修补，电流60-80A，层温 ⩽150^∘C ，高纯氩保护。铜合金针孔泄漏用液压胀管器堵管，匹配材质堵头，胀接压力 35-45MPa 保压 30 秒。不锈钢焊缝泄漏用多层多道焊，首层电流 90-110A，层温 Ω<100^∘C ，焊后固溶处理（ 1050^∘C 水冷）。

在泄漏检测技术方面，除传统肥皂水检漏法外，应推广运用相控阵超声波检测技术。使用 5MHz 探头沿管束轴向进行扇形扫描，当回波幅度超过基准波高 50% 时判定存在缺陷。对于微泄漏（泄漏率 <10Pa⋅m³/s）），可采用氦质谱检漏仪配合移动式真空罩，检测灵敏度可达 5×10-9Pa⋅m³/s 级。新型荧光示踪剂检测法将含 0.1% 荧光素的溶液注入循环水系统，使用365nm 紫外灯照射可快速定位泄漏点，特别适用于管板与管端胀接部位的隐蔽泄漏检测。

修复后的验证试验需严格执行 DL/T1115-2019 标准。水压试验压力应为设计压力的 1.25 倍（通常 0.4-0.6MPa）），保压时间不少于 30 分钟，压降率需 ≤1%/h 。气密性试验采用分级升压法，先升至 50kPa 检查宏观泄漏，再逐级升至设计压力，允许泄漏率标准为：当管程压力 ⩽35kPa 时 ⩽3‰ ，>35kPa 时 ⩽1.5% 。对于核级凝汽器，需额外进行涡流检测，提离效应应校准至 ±0.05mm ，缺陷信号当量直径超过壁厚 20% 的管段必须更换。

预防性维护应建立三维数字化管理模型，通过有限元分析计算管束振动固有频率，避免与汽轮机激振频率产生 ±10% 范围内的共振。化学清洗采用 EDTA 络合清洗工艺，控制 pH 值在 5.5-6.5 之间，流速 0.8-1.5m/s ，总铁离子浓度超过 500mg/L 时应更换清洗液。日常监测需安装在线腐蚀监测探针，要求均匀腐蚀速率 ⩽0.05mm/a ，点蚀密度 <5 个 /m² 。对于滨海电厂，应实施阴极保护，参比电极电位维持在- （CSE），保护电流密度按 30-50mA/m² 设计。