国产200MW火电机组真空系统研究与优化

田志强

【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。

【关键词】凝汽器；真空；换热管；腐蚀；节能

【Abstract】Because 200MW turbine unit condenser effect ofheat transfer is poor， leakage rate is higher， turbine backpressure is higher，and so on，this paper analyzes the causes， introduces reformation program， reformation process， and the performance test results of condenser during beforeand after reformation， and compares economy of before andafter reformation， to provide reference for the energy-savingcondenser reformation of same type unit.

【Key words】Condenser； Vacuum； Heat exchangetube； Corrosion； Energy saving

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9.3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。

4 技术改造

由于马电公司8号机组运行时间较长，对凝汽器的技术改造主要是保留凝汽器壳体，保证外形及接口尺寸不变的情况下，采用对凝汽器内部结构优化、管束材质优化、抽真空部位优化的方式进行技术升级，在实施上，采取将凝汽器换热管优化为不锈钢管、改变端板材料、缩短中间管板间距、优化排管方式等措施，解决换热管（铜管）氨蚀严重、泄漏频繁、换热效果不佳、运行中振动等问题，以提高凝汽器综合性能。

4.1 排管方式优化

马电公司8号机组凝汽器原设计采用的是早期国产卵形排管方式，这种排管方式设计使排汽在部分管束空间内容易出现涡流现象，整个管束热负荷分布不均，导致总体传热系数降低，同时还存在汽阻大、管束振动的问题[2]。

优化后的管束布置采用了B—D模块式排管方式，气流阻力小，热负荷分布均匀，流场平稳，无明显的热汽涡流区和空气积聚区，凝结水基本无过冷度，能保证理想的除氧效果，且由于总体传热系数高，这种排管方式还可提高凝汽器运行经济性。此排管方式具体特点如下：

a.内部抽气口比改造前凝汽器的抽气口多一倍，使空气的流程缩短，同时缩短了空气在凝汽器中的距离，即停留在凝汽器中的空气相对减少，有利于换热管的传热。

b.蒸汽的分配量最佳，无涡流存在。蒸汽通道中的蒸汽流速从上部到底部几乎保持不变，有利于传热。

c.凝汽器下半部汽水分流，加上合理的通道和合理的布管，有利于减少凝汽器的汽阻，减小端差。

d.管束、抽空气通道上窄下宽，并配以空气冷却区，避免管束空气集聚，有利于传热系数的提高。

e.挡汽板和凝结水收集板少而精，有利于减小汽阻。

f.底部管束布置有利于加热凝结水，减小过冷度。

g.空气冷却器设计在最佳位置，有利于空气的抽出。

4.2 换热管优化

不锈钢管（TP316L）耐蚀性强，但不锈钢的导热系数仅为黄铜管的15%，不锈钢导热性差会降低凝汽器的整体换热效率，使机组热耗增加、运行经济性下降。由于凝汽器的传热阻力主要由四部分构成：对流放热热阻、污垢热阻、管壁导热热阻及凝结放热热阻，而管壁导热热阻仅占5%左右，起决定作用的是污垢热阻、对流放热热阻和凝结热阻。不锈钢的清洁系数是铜管的1.29倍，污垢热阻大大减小，使凝汽器中占主导作用的壁厚热阻显著降低。与铜管相比，总体传热热阻大幅下降[3]。

此外，为了在设计工况下能够维持凝汽器真空，将不锈钢管管壁厚度将低至0.5 mm。由于换热管管壁厚度减薄，凝汽器换热管刚度会降低，因此在设计上将凝汽器汽侧隔板由原来的5道隔板增加为10道隔板，管束穿过隔板后，呈拱形，既增强了管束稳定性，也防止停备保养时管束内积水。

不锈钢管与端隔板采用胀接—焊接方式，即胀管完毕后采用氩弧焊进行焊接，避免了因胀接工艺不良所带来的管口渗漏隐患。

4.3 严控施工工艺

端管板定位时，采用吊线法找正，垂直度误差≤5mm；管板装焊时，边装边找正，管孔同轴度按前后端管板管孔为基准，要求相邻两个中间管板同轴度直径的误差<1mm，前后端管板管孔同轴度直径的误差<2mm，中间管板垂直度<3mm；严格控制焊接顺序：采用对称焊接、增设工艺拉筋等方法加以控制焊接变形；管孔轴度整体找正时，用堵头、1mm钢丝对端管板、中间管板进行同轴度整体找正，要求相邻两管板间管孔同轴度直径<1mm，整个凝汽器全长管孔同轴度直径<2mm；为保证胀管质量，在穿管前将端管板、中间管板用丙酮或无水乙醇进行清洗，管束采用压缩空气吹扫干净，并检查管径。

5 改造效果及效益分析

根据河北省电力研究院试验报告，马电公司8号机组凝汽器技术升级改造前、后，在同样气候条件和工况下，凝汽器运行参数比较见表3。

技术改造后，8号机组凝汽器按照设计循环水流量和20℃循环水温进行修正后，真空压力为4.99kPa。额定负荷下凝汽器传热端差为3.2℃，过冷度为0.08℃，可见改造后，凝汽器的真空状况得到明显改善。

6 结束语

马电公司8号机组通过对凝汽器的技术升级，提高了凝汽器的换热效果及机组真空度，降低了机组煤耗，同时由于对冷却水管材质的优化，提高了管束抗振性、抗汽水冲蚀性、耐冲击、腐蚀性，大大降低了管束泄漏发生率，稳定了机组用水的品质，确保机组能够长期、稳定、经济的运行。

【参考文献】

[1]王九崇，赵东亮.俄制800MW机组凝汽器铜管泄漏原因分析[J].东北电力技术，2009，30（01）：19-21.

[2]沈士一，庄贺庆，康松，等.汽轮机原理[M].北京：中国电力出版社，1992.

[3]孙泓.我国凝汽器换热管材料的发展趋势[J].电站辅机，2009，30（02）：1-4.

[责任编辑：杨玉洁]