凝汽器冷却水铜管泄漏故障
原因分析及防范措施
一、概述
我厂余热发电用凝汽器型式为横型表面接触单通道双回流再热型，设计真空度为-95.6kPa，冷却面积为670m2，冷却管规格为φ19.0×t1.0mm，管全长5313mm，数量2204根，材质C4430T（日本规格）。

该设备自1998年3月起正式运行至今。

为防止冷却水铜管内部泥沙淤积，影响热交换进而影响到凝汽器真空度及发电负荷，历次计划检修都将冷却水进出水室人孔门打开进行检查清洗。

二、故障经过
4月21日，发电系统因窑临停检修而停机进行检修，发电机于4月22日13：22并网运行。

此时纯水箱液位在8.9m左右，至中班18：30左右，中控操作员发现纯水箱液位下降缓慢（8.7m），（正常情况因系统排污消耗，纯水箱液位下降速率在0.07m/h左右），即通知现场检查两锅炉连续排污情况及0537电收尘用省煤器喷水阀开度情况（该阀在AQC炉运行后即投入），现场检查确认锅炉排污正常，省煤器喷水阀开度正常。

在观察多个小时后，发现纯水箱水位几乎未下降，锅炉运行报表显示，炉水电导率都在250us/cm以上，且均呈上升趋势。

情况汇报工
段后，初步判断为凝汽器冷却水铜管发生了泄漏。

为进一步确认，现场对凝结水及纯水电导率进行了检测，电导率均在35uS/cm左右，比正常状况下电导率略高。

为进一步确认，工段要求对纯水箱液位、凝结水电导率、纯水电导率、炉水电导率、凝汽器真空以及发电负荷等参数进行每小时一次的表格记录。

从后三日的记录数据及炉水电导率趋势在多次排污后仍缓慢上生的现象分析，认定凝汽器冷却铜管存在泄漏，但泄漏不严重。

因此在各运行参数未明显恶化的情况下，加强了锅炉的定期排污,并继续监控，准备利用窑临停时机进行检查处理。

29日一线窑临停检修，用凝汽器汽室充水检查法对泄漏情况进行了检查，检查结果发现进水管左右两侧的152组列中共6根铜管泄漏（如附图所示，左2右4），处理措施是对泄漏铜管用专用堵头进行了封堵处理。

另外检查还发现大部分铜管内壁均有较严重的磨损腐蚀现象。

三、原因分析
1、该凝汽器至今已运行7年多时间，之前未发生过冷却铜管泄漏，因而可以排除是铜管材质不良所造成的泄漏。

2、从泄漏的部位看，6根泄漏铜管泄漏部位均在中部（具体位置点因未将铜管取出而无法确定），而并非由于管胀口松动所造成的泄漏。

因此，也可以排除是排气温度高，内外温差大，使
胀口松动所造成的泄漏。

3、从检查中发现的大部分铜管内壁均有较严重的磨损腐蚀现象来看，泄漏原因应为冷却水水质不良，对铜管内壁造成的磨损腐蚀引起。

我厂冷却水质并不十分理想，水中含泥沙、小石子等固体颗粒较多（清洗时往往捡出许多小石子，内壁附着淤泥较多），沙砾对管壁产生冲刷作用，使腐蚀加速进行，从而发生磨损腐蚀。

水速越高，固体物含量越高，粒径越大，都会使磨损腐蚀加剧（粒径为50um时对铜管的磨损腐蚀速度比30um时要高出一倍以上）。

四、防范及应对措施
凝汽器是发电机组中的重要设备，是确保热力循环进行不可缺少的设备之一，与整台机组的经济性、安全性密切相关。

由于冷却铜管水侧是含盐量较高的冷却水，铜管汽侧是低压蒸汽与高纯度的凝结水，容易引起严重的腐蚀问题，包括磨损腐蚀、应力腐蚀、点蚀、氨蚀等，其中以磨损腐蚀和管端应力腐蚀为主要形式。

资料表明：汽轮机组运行至一个周期后，凝汽器冷却铜管磨损腐蚀泄漏故障开始发生（我厂汽轮机运行周期为5年，现已连续运行7年多时间），需要加强对凝汽器工况的跟踪监控，及时发现及时处理。

轻微泄漏会引起炉水水质恶化，容易使传热管结垢引发爆管事故，严重泄漏则直接影响凝汽器真空，影响发电负荷，更直接威胁到锅炉系统的安
全运行，必须立即停机处理。

针对上述原因分析，发电部门应从以下四个方面采取相应措施，加强运行管理，加大停机检查力度，做好记录归档及备件申报工作。

1、加强凝汽器运行管理，现场岗位每周检测一次凝结水电导率并形成记录，部门管理人员设备点检OK表每周两次对凝汽器运行状况作全面检查；
2、加强中控、现场岗位人员对凝汽器工况异常变化的准确判断能力，同时加大停机检查力度，加强清洗并做好检查记录归档工作；
3、做好冷却铜管备件的国内订货申报工作；
4、对冷却水防腐、杀菌灭藻所加药品CLO2（二氧化氯）、HEDP的加药量、加药速度做适当调整，力求既加入量少又发挥其应有作用。