张砷钇，王利聪
（河南龙宇煤化工有限公司，河南 永城476600）
［摘 要］河南龙宇煤化工有限公司空分装置空压机组采用单缸抽汽凝汽式汽轮机驱动，2020年3月5—19日，凝汽器冷凝液电导率、SiO2含量大幅超标，表明凝汽器存在泄漏。通过对本台凝汽器（列管式换热器）的结构、工作原理及所用冷却水水质等进行分析，结合以往的检修经验，认为其管板与换热管束连接处、冷凝管束可能存在泄漏。经多次尝试，因凝汽器冷却水管线阀门内漏较大，无法进行有效隔离，系统暂不能进行停车处理，即无法采用常规方法进行消漏。经与业内人士交流与探讨，结合凝汽器自身的特点及运行状况等，制作1台锯末添加器并成功实施了锯末流在线消漏以维持系统运行。
［关键词］抽汽凝汽式汽轮机；凝汽器；列管式换热器；泄漏；原因分析；消漏措施；锯末流在线消漏
［中图分类号］TQ051.6+1 ［文献标志码］B ［文章编号］1004-9932（2021）02-0047-04
河南龙宇煤化工有限公司（简称龙宇煤化工）58 000 m3/h空分装置中，空压机组为汽轮机一拖二的方式同时带动空压机和多轴增压机，汽轮机为单缸抽汽凝汽式，由杭州汽轮机股份有限公司制造。此汽轮机的凝汽系统包括1台凝汽器、1套抽气器、2台冷凝液泵等辅助设备；其中，凝汽器是凝汽式汽轮机的重要组成部分，它将汽轮机排出的蒸汽凝结成水，同时带走蒸汽凝结时放出的热量，建立并维持汽轮机排汽口的真空度，使进入汽轮机的蒸汽膨胀至最低的压力，增加蒸汽的可用焓降，并将凝结水重新送往锅炉作为锅炉给水循环使用，提高整套系统的热经济性。简言之，凝汽器的工作性能直接影响着整套空分装置的热经济性及运行可靠性。
1 凝汽器的结构及工作方式
该凝汽器属列管式换热器，换热面积约4 000 m2，采用双流道（双流道凝汽器可在汽轮机不停机的情况下清洗单侧冷凝管束）、两流程形式，水室内设有纵隔板，冷却水自冷却水入口进入水室，经冷凝管束至出口水室，再从冷却水出口排出［1］；凝汽器壳体为圆筒形，与前、后管板组成进口水室，管板上装有冷凝管束，为防止冷凝管束在运行中振动，壳体中设有中间管板；凝汽器喉部位于壳体上部，与排汽管相连，为冷凝蒸汽入口；热井位于壳体下部，存储凝结水。
汽轮机来的蒸汽自排汽接管、凝汽器喉部进入凝汽器壳体，与冷凝管束接触后开始凝结，体积很大的蒸汽被凝结成体积很小的凝结水，这样就会在凝汽器汽侧空间形成高度真空，蒸汽凝结时放出的热量传给管程的冷却水，冷凝液经凝汽器出口冷凝液泵加压后作为抽气器的冷却水。上述过程中，通过处于负压的凝汽器及管道的不严密处漏入凝汽器汽侧空间的空气，由抽气器通过抽汽口不断抽出，以保证凝汽器的真空度和良好的传热效果。并设有热井液位自动控制系统及手动定频分析冷凝液品质的监控设施等。
2 凝汽器泄漏案例
凝汽器的真空度对汽轮机运行的经济性影响最大，最直观的监测措施是定时对其出口冷凝液进行分析。2020年3月5日，定期分析发现，凝汽器出口冷凝液电导率和SiO2含量升高——电导率实测值为63μS/cm（控制指标为20μS/cm）、SiO2含量实测值为148 mg/L（控制指标为20 mg/L），经反复分析验证，确认分析数据准确无误后进行汇报；同时，工艺操作人员发现凝汽器真空度开始出现缓慢下降。分析后认为，出口冷凝液中SiO2含量超标标志着凝汽器可能出现了泄漏。为避免造成误停车，决定先加强监护运行，冷凝液分析频次由原来1次/周视情况增加，务必保证每8 h分析1次。经过对冷凝液15 d的分析观察，其电导率在50μS/cm上下波动，而SiO2含量先期在100 mg/L附近波动、后期则大幅波动且总体上呈上涨趋势。各种分析数据表明，本台凝汽器存在泄漏。
3 原因分析
通过对本台凝汽器的结构、工作原理及所用冷却水水质等进行分析，结合以往的检修经验，认为本台凝汽器泄漏的可能原因如下。
3.1 管板与换热管束连接处可能存在泄漏
凝汽器汽侧处于高真空状态下，运行条件极为苛刻，铜管（换热列管）与管板采用胀接方式，长时间的运行、腐蚀及热胀冷缩可能导致胀接封闭处逐渐松动，形成毛细隙缝，循环冷却水沿隙缝漏入汽侧［2］；同时，循环水运行方式（如流速、浓缩倍数、温度）、循环水水质（包括pH、悬浮物、COD、BOD、微生物含量等指标）、循环水运行控制（添加阻垢缓蚀剂、杀菌剂），以及自然条件下形成的循环水异常情况等，均可能对胀接封闭处形成均匀腐蚀或局部腐蚀［3］。而龙宇煤化工凝汽器所用循环水水质较差（2020年3月15日10：00循环水站循环回水取样分析数据如表1），含有很多对金属有腐蚀性的离子（或物质），易造成管板与铜管焊接部位腐蚀速度加快而最终出现泄漏。
3.2 冷凝管束可能存在泄漏
凝汽器换热管束的材质为海军铜，管壁较薄，大约只有1 mm，冷却水中的Cl-、S2-、氨氮化合物及硫酸盐还原菌等有害成分，在凝汽器水侧极易破坏黄铜在使用期间形成的钝化膜。Cl-具有极高的电负性和穿透性，会使黄铜发生点蚀，Cu进入溶液以CuCl2的形式存在，而S2-的存在（S2-可源自循环水系统设备腐蚀泄漏的工艺介质，也可以是硫酸盐还原菌反应而产生）则进一步加剧了点蚀的发生，长时间运行后可能导致换热管束泄漏［4］。
3.3 换热管束可能存在冲刷腐蚀
循环水中的悬浮物、泥沙等固体颗粒状硬物对凝汽器入口端铜管的冲击及摩擦，长时间运行后入口端铜管前管段内壁虽无明显蚀坑，但表面粗糙，黄铜基体裸露，铜管减薄［5］；同时，管束外的蒸汽及冷凝水也在真空状态下不断地对管束形成冲刷腐蚀，亦会加快管束的泄漏。
4 消漏措施
凝汽器的结构特征决定着其故障类型的单一性。正常生产中通常换热器泄漏的概率较小，且由于换热列管的材质、循环水水质及工艺操作方式的不同，其泄漏量大小及频率亦有随机性。若空压机组凝汽器内漏量较大，汽轮机真空度将持续下降，负压状态可能会瞬间变为正压状态，进入汽轮机内做功的蒸汽无法及时冷凝排出，造成汽轮机内蒸汽压力升高，高压蒸汽管网压力、流量等波动，无法保证汽轮机的正常转速，还会对汽轮机本体造成损伤，影响空压机和增压机的运行，造成整个生产系统工况异常，带来较大的风险和安全隐患。为避免发生事故，必须快速消除凝汽器漏点，恢复其正常运行状态。而当凝汽器出现泄漏现象时，通常根据泄漏量的大小及系统运行的阶段，可采取不同的消漏方式。
4.1 大量泄漏的消除
更多内容详见《中氮肥》2021年第2期