| 【论文摘要】针对某火电厂200MW汽轮机组真空度较低、凝汽器换泄漏率较高、换热效果差、汽轮机背压较高等问题，进行原因分析，探讨技术优化方案，介绍技术改造工艺及技改后性能试验结果，并对技术改造前、后的经济性进行对比，为同类型机组真空设备改造提供借鉴和参考。
1 设备概况
大唐河北发电有限公司马头热电分公司（简称“马电公司”）8号汽轮机组是东方汽轮机有限公司制造生产的DO9型第54台机组，型式为一次中间再热、凝汽式、单轴、三缸、三排汽式汽轮机，型号为N200-130/535/535，于1994年投产，配套的凝汽器为N11220型、表面式、单壳体、双流程凝汽器。凝汽器主体结构由接颈、壳体、水室、冷却管束等组成，凝汽器冷却水系统采用闭式冷却方式，换热管材质为HSn701铜管，规格为 Φ25×1×8460mm，数量为17010根，换热面积为11220m2。
2 凝汽器泄漏情况
马电公司8号机组自投运至今已运行22年，随着机组运行时间的增长及国家对节能降耗、对标达设计值等节能工作重视程度的逐步提高，凝汽器冷却管泄漏情况及换热效率低等问题逐渐突出。2006-2013年凝汽器泄漏情况统计，见表1。
由于铜管管束泄漏，对凝汽器泄漏管束堵漏后，凝汽器实际换热面积约为10964m2（堵管387根，堵管率2.28%，其堵管情况如下：甲号凝汽器上115根、31根；乙号凝汽器上96根、下16根；丙号凝汽器上117根、下12根。查阅8号机凝汽器真空、循环水进、出口温度、凝汽器端差等参数，在循环水进水温度在20℃时，平均端差为5.17℃。2013年凝汽器运行情况，见表2。
8号机组设计真空值为5.4kPa（设计值对应排汽温度33.6℃）。根据2013年河北省电力研究院对马电公司8号机组凝汽器性能试验报告结果，额定负荷下其试验真空值为11.97 kPa。将试验条件下的凝汽器真空按照设计循环水流量和20℃循环水温度进行修正，修正后的真空值为8.34 kPa，其机组运行真空值远低于设计值。
3 原因分析
马电公司经过多年对8号机组凝汽器检查，发现其泄漏主要是由管板和换热器的腐蚀引起，部位多集中于凝汽器顶部几层。凝汽器管板、换热管存在的主要腐蚀主要有管板腐蚀、选择性腐蚀、垢下腐蚀、点蚀、氨蚀等，而8号机组凝汽器的氨蚀情况较为严重。因此，以下重点分析凝汽器氨蚀的机理。
常温下氨水溶液中氨的气液相分配比大约在7～10，即在凝汽器中汽侧氨体积分数是凝结水中氨体积分数的7～10倍。加上空抽区局部富集以及隔板处凝结水过冷的影响，空抽区的氨体积分数比主凝结水中的高数十倍或数百倍，特殊情况下可达上千倍。当凝结水pH为9.水利水电工程毕业论文3时，由NH4OH→NH+4 + OH-的电离平衡可推算出凝结水中氨的质量浓度为0.38mg/L，如果pH控制不当，凝结水pH达9.5时，凝结水中氨质量浓度可达到0.93mg/L，空抽区按浓缩1000倍计算氨的质量浓度分别是380mg/L和930mg/L。在氨的质量浓度高的环境下，凝汽器铜管的氨蚀较严重。根据上海吴一平教授研究结果表明，HSn701A黄铜管氨的质量浓度小于100μg/L时，少量的氨会提高溶液的pH，但黄铜表面被覆盖的氧化物或氢氧化物所保护，腐蚀受到阻滞，氨的质量浓度增大到500μg/L以上时，由于生成可溶性铜氨络离子，铜的腐蚀速度将迅速剧增[1]。
200 MW机组为尽量降低水汽损失及热耗，一般采用水力喷射器代替蒸汽喷射器抽凝汽器真空。由于水力喷射器所抽出的空气-蒸汽混合物不能回收，因而各制造厂尽量使抽出的气体中蒸汽含量减少，因此，凝汽器在设计上采用矩形，其真空区布置于凝汽器的中部位置。由于位置较高，蒸汽中不带水滴，氨的体积占比很高时，这种构造的凝汽器发生氨蚀的机会就高，因此造成马电公司8号机组凝汽器顶部铜管氨蚀非常严重。
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