凝汽器运行现状分析及治理措施
火力发电厂凝汽器常用管材使用现状及改良措施探讨
在 凝 汽器 的管材 中 ， 用 的铜 管主 要有 黄铜 管 、 使 锡黄 铜 管 、 黄 铜管 、 白铜管 等 。其 耐腐 蚀 的性 能 铝 镍 和 价格 是按 照 顺序 依 次升 高 。在 实 际 的使用 过 程 中
主要选 取材 料 的依据 是水质 的差 异 。从理论 上来 说 ， 淡水 对铜 管 的腐 蚀 冲刷 的副作 用 较 小 ，在 我 国的很 多淡 水地 区 黄铜 是主 要 的凝 汽器 的换 热 管材 ，在 沿
缝 隙腐 蚀 ，顾 名 思义主 要发 生 的位 置 就是 管材 的接 缝位 置 ， 即管子 和管板 的 管外壁 也就 是隔板 与
管子 的接触 位 置 。这个 部位 的腐蚀 通 常还与 管束 的
振 动造成 的磨损 而加剧 了材料 的破 坏程度 。
３ ３ 对设备 的整体监 控 ． 在 实 际的操作 中一旦发 现凝 汽器有 结 垢或 腐蚀
水 质对 材料 表面 的 作用就 会 由于应 力 的扩大 ，从 而
２ 凝汽器腐蚀的主要形式
６ ０
形成 晶 间的腐 蚀 。其 特 点是 ， 腐蚀发 生时在金 属和合
—
—
公工设ｌ 用程计
Ｐａ ／ ／／ｅ ｂ／ Ｕｔ ｔ ｓ ｃ ／． ／
金 表面 不会 出现任 何腐 蚀 的迹 象 ，但 是 金属 晶粒 问 的结合 能力 已经减 弱 ， 学性 能减 弱 ， 力 一旦 受Ｎ ＃ 来 Ｉ － 影 响就会 出现破 损 。
２ ５ 晶间腐蚀 ．
的现象 ，就 要对 结垢或 者腐蚀 的原 因及 时的进行 综
合 性判 断 ，因此必 须对 凝汽器 的运 行状 况进 行动 态
化、 全方 位 的监 督 。
凝汽器过冷度太大凝结水溶氧不合格
凝汽器是一种用来将蒸汽冷凝成水的装置，广泛应用于化工、电力、制药等领域。
在其运行过程中，凝汽器过冷度太大会导致凝结水溶氧不合格的问题，从而影响到系统的正常运行和产品质量。
接下来我们将从以下几个方面对凝汽器过冷度太大和凝结水溶氧不合格的问题进行分析和解决。
一、凝汽器过冷度太大的原因1. 设计不合理：凝汽器的设计不合理，导致了过大的过冷度，如进出口管道的设计不合理、传热面积不足等。
2. 运行参数不当：包括蒸汽流量过大或过小、冷却水温度不稳定等因素都可能导致凝汽器过冷度太大。
3. 设备老化：凝汽器长时间使用导致的设备老化也会导致过冷度增大的问题。
二、凝结水溶氧不合格的影响1. 腐蚀：凝结水中氧气含量过高会加剧系统设备的腐蚀速度，降低设备的使用寿命。
2. 氧化：凝结水中的氧气会与介质中的有机物发生氧化反应，导致产品质量下降。
3. 安全隐患：过高的溶解氧会增加系统内的氧含量，增加系统燃烧的危险性，存在安全隐患。
三、解决措施1. 优化设计：针对凝汽器设计不合理的问题，可以通过增加传热面积、改善进出口布局等措施来降低过冷度。
2. 调整运行参数：合理控制蒸汽流量，稳定冷却水温度，确保凝汽器在正常运行参数内。
3. 设备维护：定期对凝汽器进行清洗、换热管更换等维护工作，延长设备使用寿命。
四、总结凝汽器过冷度太大和凝结水溶氧不合格是凝汽器运行过程中常见的问题，需要引起重视和及时解决。
只有通过科学合理的设计、合理的运行参数和设备定期维护，才能确保凝汽器的正常运行和生产系统的稳定性和产品质量。
结尾：以上就是凝汽器过冷度太大和凝结水溶氧不合格问题的分析和解决措施，希望对大家有所帮助。
在工程实践中，我们应该时刻关注设备运行情况，及时发现问题并加以解决，确保设备的稳定运行和产品质量。
扩展内容1500字五、氧气溶解不合格对环境和健康的影响凝结水中的氧气过量溶解会对环境和生态系统造成潜在的危害。
当这些含氧水流入水体时，会引起水中生物和水生植物的窒息，破坏水体的生态平衡，对水体的生物世界产生负面影响，甚至有可能引发水体富营养化等环境问题。
凝汽器抽真空设备的异常运行及优化建议
凝汽器抽真空设备的异常运行及优化建议发布时间：2021-06-10T05:12:20.615Z 来源：《建筑学研究前沿》2021年6期作者：李冬婉[导读] 本文重点介绍了凝汽器抽真空系统的工作流程和控制逻辑，并结合多年运行实践对抽真空装置及其辅属设备出现的两种典型异常运行工况进行分析论证，提出了相应的处理措施和优化改进建议，对于此类故障定位和异常处理有较好借鉴意义。
中核核电运行管理有限公司浙江海盐 314300摘要：本文重点介绍了凝汽器抽真空系统的工作流程和控制逻辑，并结合多年运行实践对抽真空装置及其辅属设备出现的两种典型异常运行工况进行分析论证，提出了相应的处理措施和优化改进建议，对于此类故障定位和异常处理有较好借鉴意义。
关键词：凝汽器抽真空系统；控制逻辑；辅助设备；凝汽器真空恶化会降低机组循环的热效率，使得机组出力减少。
运行实践表明：凝汽器压力上升0.98kPa（0.01ata），会使汽轮机装置的汽耗率增加1.5%-2.5%，根据运行经验，对应发电机功率将下降4-6MWe；凝结水过冷度增加1摄氏度，热耗量要增加0.13%。
1 凝汽器抽真空系统的工作流程来自凝汽器的空气经过过滤器、气动阀至真空泵吸入口，经压缩后排至气水分离箱，气水混合物在气水分离箱中分离空气从气水分离箱顶部排至大气。
气水分离箱同时又可作为水环式真空泵密封供水的贮水箱，贮水箱中除盐水经设备冷却水（RCW）冷却后为真空泵提供密封水。
气水分离箱设有补水装置和溢流口，用来补充真空泵运行过程中蒸发消耗的水和排出多余的水。
分离箱顶部还有两路旁路管线：一路通过流量计和隔离阀就地测量流量并排至大气，适用于泄漏流量试验；另一路通过三通阀和气动蝶阀，进入空气引射器形成高速气流。
正常运行时，空气经空气引射器抽吸、扩压并与凝汽器中气体一起进入真空泵吸入口，维持凝汽器在一个高真空的工作环境，同时满足真空泵的需求量，提升真空泵的抽吸能力。
图1 凝汽器抽真空设备（维持真空泵）流程图 2真空泵及其辅助设备控制逻辑 1）PS5302：设定值为13.3kPa（a），当凝汽器压力达到设定值后，处于“AUTO”位置的维持真空泵自动启动。
汽轮机凝汽器运行监视要点、维护内容及注意事项
汽轮机凝汽器运行监视要点、维护内容及注意事项一、汽轮机凝汽器的作用：1、汽轮机凝汽器的作用是保证汽轮机排汽部分具有良好的真空，使蒸汽尽可能膨胀做功直到较低压力。
2、加强对凝汽器运行中的检查和维护，是保证凝汽器安全运行的有效手段。
二、凝汽器常见的不正常状态：1、凝汽器真空恶化及判断方法：1.1在运行中，凝汽器真空下降的原因有：①、汽轮机低压轴封中断或真空系统管道破裂；②、凝汽器内凝结水位升高，淹没了抽气器入口空气管口；③、冷却水流速过低而在凝气器冷却水出口管上部形成气囊，阻止冷却水的排出；④、冷却水不足或水温上升过高；⑤、循环水中断；⑥、抽气器喷嘴被堵塞或疏水排出器失灵。
1.2凝汽器真空恶化的判断方法：⑴、冷却水入口温度：冷却水入口温度越低，则凝汽器出口冷却水温度越低，因此排汽温度也越低，凝汽器内的真空度就越高。
⑵、传热端差：①、当凝汽器冷却表面脏污时，管壁随着污垢和有机物的增长而加厚，影响了汽轮机排汽与冷却水的热交换，也使凝汽器端差增加。
②、真空系统不严密或抽气器工作失常，也会使凝汽器内空气量增多，在冷却表面上将形成空气膜，影响热交换的进行，使传热端差增大，凝汽器真空变坏。
③、若凝汽器内的部分冷却水管被堵塞，则相当于减少了凝汽器的传热面积，也会使传热端差增大。
④、凝汽器在运行中传热端差的数值越小，表明其运行情况越好。
⑤、要保证凝汽器内有良好的真空。
⑥、在蒸汽负荷、冷却水温、冷却水量一定的条件下，必须保持冷却表面的清洁和保证蒸汽空间不积存空气；否则必须进行凝汽器清洗或检查消除真空系统的漏气点。
⑶、冷却水量：当冷却水量减少，冷却水流速降低时，冷却水吸热量将增加，温升升高，汽轮机排汽温度也随着升高，因而凝汽器内真空降低。
2、凝汽器真空系统严密性的检查：2.1为了监视凝汽设备在运行中真空系统的严密程度，要定期做真空严密性试验，其试验是在汽轮机额定负荷的1/2或额定容量下进行的。
2.2试验前必须确定抽气器空气阀是否严密。
浅析汽轮机凝汽器低空运行及预防措施
真 空下降 的措 施 ０ ｎ ， ～ ０ ０ ６ ｊ ４ Ｚ ／ Ｙ７ １ ； 真空系统 庞大 ，与真空有 关 的设 备 系统 分散 复杂 ，真空 下 降事 故至今 仍在 汽轮 机事 故 中占相 当大 比重 ，需要 时刻做好 真空下 降预防工作 。
后轴封 供汽 不 足或 中断 ，将导 致不 凝结气 体 从外部 漏 入处 于真空 状态 的 部位 ，最后 泄漏 到凝 汽器 中 ，过 多的 不凝 结 的气 体 滞 留在凝 汽 器 中影 响传热 ，凝结 水 过冷 度增 大 ，不 但会 使 真空迅 速下 降 ，同时还
会 因空气 冷却 轴颈 ，严 重时使 转 子收缩 ，胀 差 向负方 向变 动 ，轴封 失 汽 ，常 由轴封汽压 自动调 节失灵或 手动调 节不 当引起 ，都应开 大调 门 ， 使 轴封 汽压 力恢复 正常 ，当轴 封汽 量分 配不 均 引起个 别轴 封漏 人空 气 时 ，应调 节 轴封 汽分 门 ，重 新分 配各 轴封 汽 量 ，汽源 本 身压 力不 足 ， 应 设 法恢复 汽 源 ，轴 封 汽 不足 或 中断 在处 理 过 程 中 ，应关 闭轴 封 漏
应 与冷 却面洁 净时 的运行 数据 比较 。凝 汽器冷 却面 结垢 的主要 原 因是 循环水 水质不 良 ，在铜管 内壁 沉积 了一 层软质 的有 机垢 或结 成硬 质的
无 机 垢 ，严重 地 降低 了铜 管 的传 热 能力 ，并 减少 了 铜管 的通 流 面积 。 当结垢过 多 ，真 空过低 时 ， 就 必须停 机进行 清洗 。
２ ． 大 庆 石 化 分 公 司 热 电 厂 计 划 科 ，黑 龙 江 大 庆 １ ６ ３ ７ １ １ 】
摘 要 ：本文研 究 了对汽轮 机凝汽器真空度下降原因的分析 ，介 绍 了凝 汽器真空度 下降的危 害及主要特征 ，分析 了真 空度 下降的原因 ，提 出了 预防真空度 下降 的措施。
哈热电厂凝汽器运行的经济性分析与提高措施
第２ 卷 ８
第６期
黑 龙 江 电 力
２０ 年 １ ０６ ２月
哈热 电厂凝汽器运行 的经济性分 析与提高措施
胡振平 ， 李荣梅 ， 左姗舻
（． 电 尔滨热 电有限责任公司 ， １华 哈 黑龙江 哈 尔滨 １ ０６ ２ 黑龙 江省 火电 第一工程公 司 ， ５ ４ ；． ０ 黑龙江 哈 尔滨 １０９ ） ５００ 摘 要 ：哈尔滨热电厂汽轮机组凝汽器运行存在凝汽器端差大 、 过冷度大 、 真空严密性差等问题 ， 对凝汽器技术
ｌ ２月的平均检修率为 ４２ ．％。
为期 １ 的调查。应用 因果图方法， 年 分析凝汽器 端差大 、 过冷度大的末端原因。 ２０ 年 ８ ０４ 月至 ２０ ７ ０５年 月凝汽器检修柱形
收 稿 日期 ：２ ０ ０ ３ ０ ６— ５— １
圈 ２ 凝汽舞检修 率
作者筒介 ：胡振平（９０ ）男 ， Ｏ １７ 一 ， ２ ６年毕业 于东北电力大学热能动力 工程专业 ， Ｏ 工程师 。
２Ｈ ．
ｉＩ ｏＩＴ ｅｍ ｌ ｏ ｅ ｏｓ ｕｔｎｃ 甲啪ｄ ｎ Ｈ ｒｉ ５０ ０ ａｇＮ ． ｈｒ ａ ｗ ｒ ｎｔ ｃｉ ０ ｌ Ｐ Ｃ ｒ ｏ ｏ ， ａｂ １０ ９ ， ｎ
）
Ａｂ ｔａ ｔ Ｔ ｅｅ ａｅ ｓｍｅｐ ｏ ｌｍｓ ｕ ｈ ａ ａ ｅｍｉａ ｉｅｅ ｃ ，ｄ ｇｅ ｆｓ ｐ ｒｃ ｏｉｇ ａ ｄ ｖ ｃ ｕ ｓｒ ｃ ： ｈ ｒ ｒ ｏ ｒｂｅ ，ｓ ｃ ｓｂ ｄ ｔｒ ｎ ｌｄｆ ｒｎ ｅ ｅ ｒｅ ｏ ｕ ｅ ｏ ｌ ｎ ａ ｕ ｍ ｎ
器负荷大及冷却水量大， 在凝汽器端差大的影响
因素中共 占９ ．ｌ ４２ ％。
其 中非计划检修 １９ｈ ８ 。凝汽器检修频数的统计
浅析凝汽系统经济运行存在的问题及改进措施
４ 影响最佳真空和 负压 系统正 常工作 的因素
４ １ 循环 冷却 水 的进 口温度 ｔ ． ｗ
凝 汽器 冷却 水 进 口温度 ｔ ｗ越低 低 ， 汽器 内压 力 低 ， 空 就越 Ｓ越 凝 真
凝 汽器在 机组 启 动时 的真 空是 靠射 汽抽 气 器抽
系统采用 了最 基本 的热 力 循 环—— 朗 肯循 环 ， 为 分
四个过 程 。如 图 ２所示 。
汽器 、 凝结 水 泵 、 循环 水泵 、 主抽 气器 、 助 抽气 器 、 辅 汽封冷凝 器及 相关 的管道 和阀 门。各部 分相互 独立 又相互 联 系 ， 构成 了一个有 机 的整 体 ， 系着汽 轮机 维 排汽压 力 （ 空 ） 真 的稳 定 。如 图 ３所 示 。
出其 中的空气 建 立 的 。抽 气 器 在 机 组 正 常 工 作 中 ，
将不 能凝 结 的气 体 抽 出 ， 以维 持 机 组 的 真 空 稳 定 。
高 ， 汽轮机 经 济运行 越 有利 。用公 式 表示 为 ： 对
ｔ ｓ＝ｆ ＋△ 肌 ＋
如图４所示 ， 它是 由工作喷嘴 Ａ、 混合室 Ｂ 扩散管 ｃ 、 组成 。工作 介质 通过 喷 嘴 Ａ绝 热 膨 胀 ， 由压 力 能 变 为速度 能 ， 于是来 自凝 汽器 的汽 、 混 合物 被 吸人混 气 合 室 Ｂ， 形成 高 于凝 汽 器 内 的真 空 ， 到 把 汽 、 混 达 气 合 物从 凝汽器 中抽 出的 目的 。为 了把凝 汽器 中抽 出
Ｔ
２０ 燃 煤锅 炉 产 生 的 １． ＭＰ （ ，９ ℃ 高 温 、 ２ｔ ０ ５ ａ Ｇ）４０ 高 压 蒸汽 ， 由母 管 引人本 机组 带动发 电机 组发 电 ， 化 为 肥 厂提 供部 分 电 力 ， 时 从 机组 抽 出 ３ ８ Ｐ （ 、 同 ． Ｍ ａ Ｇ）
600MW直接空冷凝汽器运行问题及对策研究
现代 商贸工业 Ｍｏ ｅｎＢ ｓ ｅｓ ｒｄ ｄ ｓ ｙ ｄｒ ｕｉ ｓ Ｔ ａ ｅ ｎ ｕｔ ｎ Ｉ ｒ
２１ 年第 ２ ０１ ２期
６０ ０ ＭＷ 直 接空冷凝 汽器运行 问题及对 策研究
马 全
（ 神华陕 西国华锦界 能源有 限责任公 司 ， 陕西 神木 ７ 通过改 变风机转 速改 变冷 却 风量 ， 到控制 排 汽冷 达
１２ 直 接 空 冷 凝 汽 系 统 ．
空 冷 凝 汽 器 （ Ｃ 系 统 蒸 汽 流 程 为 ： 轮 机 低 压 缸 排 ＡＣ ） 汽 汽一 排 汽 装 置 一 ＡＣ Ｃ顺 流 区 （ 汽 ， 接 空 冷 结 构 及 工 作 原 排 直
１ 直 接 空 冷 概 述
理 图（ 图 ２ 图 ３ ， 程与 凝 结 水 流程 一 致 的冷 却 区域 ） 见 、 ）流 、
Ｃ逆 流 区 （ 汽 流 程 与 凝 结 水 流 程 相 反 的 区 域 ） 通 过 抽 排 一 众 所 周 知 ， 厂 空 冷 技 术 的 最 大 特 点 就 是 节 水 ， 一 特 ＡＣ 电 这 维持 点 对在缺 水地 区建设火 电厂 时 ， 电厂 的合理 布局 ， 对 以有 限 真 空装置将小 部分 未 凝结 的排 汽 和不 凝 结气 体 抽 出 ， 大 的 水 资 源 扩 大 建 厂 容 量 ， 解 与 当 地 工 农 业 、 活 争 水 的 矛 空 冷 凝 汽 器 内 真 空 。 凝 结 水 流 程 为 ： 管 径 排 汽 管 中 少 部 缓 生 分 排 汽 凝 结 后 经 疏 水 管 路 进 入 空 冷 装 置 凝 结 水 井 ， ７ 约 ５ 盾 ， 持 当地 经 济 可 持 续 发 展 具 有 重 要 的 作 用 。 保 左 右 的 蒸 汽 在 ＡＣ Ｃ顺 流 区 中 凝 结 后 与 残 余 排 汽 顺 向 流 入 １ １ 直 接 空 冷 的 特 点 ． Ｃ下 部 的 凝 结 水 汇 集 管 ， 结 水 流 向排 汽 装 置 凝 结 水 井 ， 凝 直 接 空 冷 系 统 是 将 汽 轮 机 排 出 的 乏 汽 ， 管 道 引 入 称 ＡＣ 由
凝汽器检修三措两案
汽轮机凝汽器检修“三措两案”设备管理部2021年01 月15 日审批表（外包工程）：目录一、项目概况 (x)二、组织措施 (x)三、技术措施 (x)四、安全措施 (x)五、施工方案 (x)六、应急预案 (x)七、防疫预案 (x)一、项目概况：为保证凝汽器在机组运行期间始终处于良好状态，不发生因临时检修而影响凝汽器的正常工作，此次6号机组A级检修，安排对凝汽器内部装置进行检修。
因检修工作涉及到有限空间作业，按有限空间作业防止人身伤亡事故发生的要求，现特制定凝汽器内部检修的施工组织措施、技术措施、安全措施、施工方案、应急预案，即“三措两案”。
作业人员在开工前，要认真学习“三措两案”，严格按照“三措两案”的要求安全作业、精心施工、保证质量、按计划工期完成凝汽器内部的检查和检修。
为确保项目的安全有序实施，项目质量可控在控，特制定本“三措两案”。
二、组织措施为了本项目保质保量安全完工，特成立以下组织机构：项目经理：技术质量负责人：安全负责人：施工人员（或班组）：2 各岗位主要职责项目经理：负责整个施工的具体组织管理工作。
负责审查本施工“三措两案”，检查安全生产保证体系，监督、检查规章制度执行情况，对现场安全和质量进行抽查和指导。
技术质量负责人：负责整个施工的安全技术管理工作。
负责审查本施工“三措两案”，监督、检查规章制度执行情况，检查规章制度执行情况，重点对施工现场的安全和质量进行检查和指导。
安全员：负责建立健全施工安全网组织，负责审查本施工“三措两案”。
督促落实现场安全工器具配备使用符合要求，督促检查班组召开安全技术交底会和班前班后会，深入施工现场检查安全生产和遵章守纪情况，发现问题及时处理。
班组长：负责具体组织工作，召开班组安全技术交底会和班前班后会，监督班组成员正确、安全的进行工作，对违章或违反工序人员加以制止和责令改正。
施工( 班组)人员：认真学习执行电业安规、作业指导书、安全交底内容。
正确、安全进行工作。
凝汽器整体上浮分析与对策
Science and Technology &Innovation ┃科技与创新2022年第04期·73·文章编号：2095－6835（2022）04－0073－03凝汽器整体上浮分析与对策阳欧，高扬（东方电气集团东方汽轮机有限公司，四川德阳618000）摘要：凝汽器是电厂辅机系统中的重要部件，凝汽器的稳定运行关系着整个电厂机组的安全。
凝汽器喉部与低压缸排汽口、凝汽器水室接口与循环水接管通常采用普通膨胀节连接，在运行或现场水压试验时，由于盲板力的作用，可能造成凝汽器的整体上浮；通过对凝汽器的整体进行受力分析并找到相应对策，防止凝汽器整体上浮，提高凝汽器的安全性。
关键词：凝汽器；汽轮机；盲板力；水室中图分类号：TK262文献标志码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2022.04.022凝汽器作为电站系统的重要冷端设备，主要作用是冷凝汽轮机排汽，达到真空条件。
大型机组汽轮机通常采用下排汽，凝汽器布置在汽轮机底部[1]。
汽轮机低压缸排汽口与凝汽器直接连接，由于整个凝汽器上需要连接汽轮机汽水系统上的各种管道及设备，如：5段抽汽接口、6段抽汽接口、7&8号合体低压加热器，低压轴封送回汽接口、疏水接口、补水接口、循环水接口等，受力复杂；各种接口对凝汽器的推力互相叠加，尤其是规格较大的接口产生的巨大推力直接作用到凝汽器上，不仅影响凝汽器的稳定性，同时也影响机组的运行安全。
1故障情况某国外电厂300MW 机组，汽轮机为两缸两排汽湿冷机组，凝汽器安装完成后进行现场循环水水侧压力试验，在水压试验中出现了凝汽器整体上浮，凝汽器水室循环水接管法兰下部的膨胀节拉裂变形；凝汽器滑动支座上下部脱离，支座底部的预埋件从混凝土基座中被拔起，受损支座情况如图1所示。
图1凝汽器受损支座2故障分析该机组凝汽器采用单壳体双流程设计，凝汽器底部与基础采用刚性支撑形式，凝汽器喉部与低压缸排汽口采用弹性（膨胀节）连接，凝汽器壳体上设有6个水室，分为前水室4个，后水室2个，凝汽器采用水平流程，前水室为2个进水水室以及2个出水水室，后水室为回转水室，凝汽器可半侧运行，水室循环水采用底部接入方式，循环水接管管口竖直向下，水室进出口通过膨胀节与循环水管道相连，结构示意图如图2所示。
凝汽器胶球清洗系统运行存在问题及改造分析
凝汽器胶球清洗系统运行存在问题及改造分析摘要：胶球清洗系统运用成效的优劣，首先来自于要求清洁装置个组件的设计与制造品质，除此之外和用户在运用的㗻程噹中的诸多原因也有着紧密的关联，文章按照作者多年以来的工作经验，重点对和企业相关的汽轮机凝汽器清理系统存在的缺陷展开了剖析，在此前提上提出了处理方法.。
关键词：凝气器胶球清洗系统运转改造前言：在目前大型电厂凝汽式汽轮机组的热力循环噹中，凝气设施起到了冷源的价值，其关键作用是把汽轮机排汽凝固成水，同时在汽轮机排气口形成与维持一定的真空空间.。
凝汽器之中冷却管道的清洁水平与凝汽器的凝固成效有着不可或缺的联系，在机组运行的流程之中，重点采用机械与化学策略开展清洗，促使凝汽器的冷却管道保证清洁工作的开展.。
凝汽器构架构成的组合清洁时间的优化，大多数状况下大型发电厂均安装了凝汽器胶球清洁体系.。
清洁体系的构架与运行较为简单，整体系统在运转噹中想要达到预想的成效较为困难.。
现阶段，凝汽器胶球清洁体系运用的收球网构架模式多元化，在具体的运行流程中大多数结构模式的安全性并不突出.。
1概述凝汽器胶球清洗系统作为提升汽轮机组热效率的关键辅助设施，能够有助于维持凝汽器冷却管道内部的路径，促使凝汽器整体传导热能的效果得到加强，从而促使凝汽器维持较为突出的真空度与较低的偏差[1].。
导致清洁系统难以长期稳定的运行，并且胶球清洁体系效果与长期清洁成效的关键指标为胶球收球率维持在＜30%，此外也有概率无法收球，或者是清洁成效不突出.。
依靠各个部门职工的相互协作与有效调整，目前汽轮机组相应的胶球清洁体系，其胶球收球率基本上达到了95%左右，清洁成效获得了充分加强，与㗻去的胶球清洁体系难以长期稳定运转相较，凝汽器真空程度得到了不小的提高，机组运行的成效以及经济收益也出现了明显的提高.。
2胶球清洗系统暴露的问题2.1收球网板收球网是以两端构成，顶端为迎水组成，在运行状况下，依靠传导轴变为倒V型构架，在这一阶段，网板将整个循环水通路清洁面彻底遮挡，在每一个网片底端设计收网球，胶球依靠导入胶球泵，步入收球装备或者是进行下一个循环.。
改善汽轮机凝汽器运行方式的节能措施
改善汽轮机凝汽器运行方式的节能措施汽轮机凝汽器是汽轮机工作原理中重要的组成部分，用于回收汽轮机排出的高温高压蒸汽中的热能并将其凝结成水，以提高汽轮机的热能利用效率。
因此，改善汽轮机凝汽器的运行方式可以有效地节约能源和减少排放。
下面将提出几种改善汽轮机凝汽器运行方式的节能措施。
1.提高凝汽器冷却水的进口温度：凝汽器工作过程中，向凝汽器供给冷却水来冷却蒸汽并将其凝结成水。
提高凝汽器冷却水的进口温度可以有效地提高汽轮机的热能利用效率。
因此，可以采用降低冷却水的循环比例、增加冷却水进口温度的方式来实现节能。
2.改善凝汽器内部传热效果：凝汽器内部的传热效果对于提高汽轮机的热能利用效率至关重要。
可以通过增加凝汽器的散热面积、改变凝汽器的结构设计等方式来改善凝汽器内部的传热效果。
此外，定期清洗凝汽器的内部污垢也可以提高传热效果。
3.优化凝汽器的供冷系统：供冷系统对凝汽器的冷却效果起到重要作用。
可以采用优化供冷系统的方式来改善凝汽器的运行方式。
例如，可以增加供冷系统的循环水流量，提高供冷系统的冷却效果，进而提高凝汽器的热能利用效率。
4.使用高效凝汽器：高效凝汽器具有更好的传热性能和冷却效果，可以有效地提高凝汽器的运行效率。
因此，可以考虑使用高效凝汽器来改善汽轮机的凝汽器运行方式。
5.利用余热发电：凝汽器排出的冷凝水可以通过余热发电技术进行利用，将其排放的热能转化为电能。
这不仅可以提高能源利用效率，还可以减少对外界电力的需求。
6.采用凝汽器蒸汽再压缩技术：凝汽器蒸汽再压缩技术是一种能有效提高汽轮机的热能利用效率的技术。
通过将凝汽器排出的蒸汽再次压缩到较高的温度和压力，再次供给给汽轮机来发电，可以减少热能的损失，提高汽轮机系统的热能利用效率。
综上所述，改善汽轮机凝汽器运行方式的节能措施包括提高凝汽器冷却水的进口温度、改善凝汽器内部传热效果、优化凝汽器的供冷系统、使用高效凝汽器、利用余热发电以及采用凝汽器蒸汽再压缩技术。
凝汽器真空系统运行与故障分析
凝汽器真空系统运行与故障分析【摘要】发电机凝汽器运行的好坏直接影响汽轮机的安全性和经济性，凝汽器真空是检测汽轮机运行状况最重要的参数之一。
凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标，是影响汽轮发电机组经济运行的主要因素之一。
凝汽器真空是影响机组经济、安全运行的一个重要指标。
真空过低，不仅会引起蒸汽在机组中的有效焓降减少，循环热效率下降，还会导致汽轮机排汽温度升高，排汽缸变形和轴承中心改变所引起的振动等故障。
真空降低还会引起凝结水中氧含量增加，引起相关设备和管道的腐蚀。
本文主要对凝汽器真空的运行、故障及故障原因和处理对策做简单的介绍，供大家交流、学习。
【关键词】功能；真空；参数；处理；对策1.真空系统的简介1.1功能凝汽器真空系统（CVI）的功能是在汽轮发电机启动时和正常运行期间从凝汽器中抽除空气和不凝结气体，以建立凝汽器真空并保持凝汽器的设计真空度，从而为汽轮机提供一个合适背压。
1.2凝汽器真空的建立在机组启动阶段与正常运行中其机理是不同的，分别讨论如下：a）在机组启动时，凝汽器真空的建立依赖于抽真空系统的抽气泵将凝汽器中的空气抽出，此时建立真空的快慢由抽气器的容量及真空系统的严密情况决定。
b）机组冲转后，汽轮机排汽进入凝汽器中，循环冷却水系统连续不断地向凝汽器提供一定流量的冷却水，使进入凝汽器的蒸汽能够及时凝结成水，体积大大缩小（体积缩小约3000倍），原来由蒸汽充满的容器空间就形成了高度真空。
由于冷却介质不断地将进入凝汽器中排汽的热量带走，使得凝结过程能不间断地进行，这样凝汽器中的真空就建立起来了。
简单地说，此时凝汽器中的真空是由排汽凝结成水形成的。
其真空水平的高低受冷却介质的温度、流量、机组排汽量、凝汽器传热情况、真空系统严密状况及抽气器的工作状况等因素制约。
1.3凝汽器真空的维持理想工况下（机组排汽全部是可凝结的蒸汽，真空系统绝对严密），只要进入凝汽器的冷却介质不中断，则凝汽器中的真空即可维持在一定的水平上。
凝汽器检查情况汇报
凝汽器检查情况汇报
尊敬的领导：
根据工作安排，我对凝汽器进行了全面的检查，并向您汇报检查情况如下：
一、外观检查。
凝汽器外观整洁，无损坏、变形、漏水等情况。
表面清洁，无明显腐蚀和污垢，符合正常运行要求。
二、内部检查。
1. 内部管道，经过检查，凝汽器内部管道无堵塞、积垢等情况，通畅无阻碍。
2. 冷凝管束，冷凝管束排列整齐，无变形、破损，冷凝管束之间无泄漏现象。
3. 冷凝器壳体，冷凝器壳体完好，无渗漏、变形等现象，连接处无松动、漏气
等情况。
三、操作情况。
1. 运行状态，凝汽器在运行过程中，稳定性良好，无异常噪音、振动等情况。
2. 温度控制，凝汽器温度控制准确，符合设定要求，无过热或过冷现象。
四、维护情况。
1. 清洁保养，凝汽器定期清洁保养工作得到落实，保持良好的运行状态。
2. 维修记录，凝汽器维修记录完整，维修工作得到及时处理，无长期故障未解
决情况。
五、存在问题。
在检查过程中，发现凝汽器存在少量漏水情况，需要及时进行维修处理，以保证设备的正常运行。
六、改进措施。
针对凝汽器存在的漏水问题，我们将立即组织维修人员进行维修处理，确保设备运行的安全稳定。
七、建议意见。
为了保证凝汽器的长期稳定运行，建议加强对凝汽器的日常维护保养工作，定期进行全面检查，及时发现并解决问题，确保设备的正常运行。
以上就是我对凝汽器检查情况的汇报，希望能够得到您的认可和指导。
如有任何问题，欢迎随时与我联系。
谢谢！。
凝汽器运行现状分析及治理措施 郭小健
凝汽器运行现状分析及治理措施郭小健摘要：某公司凝汽器为上海动力设备有限公司生产的N—17650型凝汽器，单壳体，对分双流程，表面式。
内部换热管为铜管，其中主冷区为黄铜管（HSn70—1AB），空冷区和凝汽器顶部园同段为白铜管（BFe30—1—1），数量共19520根。
凝汽器运行存在溶氧超标，铜管泄漏等一系列问题，通过分析原因，对对凝汽器补水管道，及换热管进行改造关键词：铜管泄漏；氨蚀；凝结水溶氧；补水雾化；不锈钢节能管一、近年来凝汽器运行存在主要原因分析1、溶氧问题根据我厂设备的实际情况，分析造成凝结水溶解氧含量大的可能性有如下几种：凝泵密封环泄漏、真空系统泄漏、真空泵的工作效率低、蒸汽中夹带的氧气及各种回收的疏水带入的氧气（量不大）、凝结水过冷度高引起溶解量增加、凝汽器补水中的溶解氧量过大。
结合以上分析，组织人员采取以下措施进行原因分析：首先检查了各凝泵密封环工作情况，确认密封水压力及回水都在正常状态，另根据历次大修时更换下来的密封部件来看，密封环与轴套贴合处的摩擦均匀，O型圈完整，无明显缺陷。
认为各密封环工作尚属正常。
根据运营部最近进行的真空严密性试验的结果来看，可以说各机组的严密性是非常好的，若存在泄漏的话，只能是在热井水面以下了。
于是组织人员对#4机可能泄露的部位进行全面检查，要求维护人员对#4机与凝汽器水面以下相连的真空系统所有阀门、法兰及焊口进行检查。
通过对凝汽器热水井放水门，凝结水泵入口门，备泵出口门、逆止门，热井水位计，凝泵进口安全阀，汽侧人孔门，凝结水泵入口滤网及其排污、排气门，凝汽器水位变送器，共计二百多个部位进行裹保鲜膜及抹黄油处理，但收效甚微。
我厂凝汽器的水位控制在750mm左右，是比较低的，通过报表数据显示目前各凝结水过冷度基本在1.5℃到3.0℃之间，基本符合设计要求。
再通过真空泵运行方式的切换，认为各真空泵的抽气能力也是正常的。
故过冷度大，及真空泵的原因也基本被排除了。
大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施
大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施-机电论文大型汽轮机双压凝汽器运行现状分析及改善措施李琼张营（国网河北省电力公司电力科学研究院，河北石家庄050021）摘要：为提高机组效率，采用双压凝汽器是一项重要的节能措施，其工作性能的好坏直接影响到发电厂热经济性和运行可靠性。
现指出双压凝汽器运行过程中存在高/低压侧相互排挤现象、循环水温度较低时低压侧真空过高及真空泵出力的问题，并提出相应技术改造措施——机组运行中，应严密监督高/低压侧压差、真空工作水温度及极限真空值，使双压凝汽器处于最优运行状态，以发挥其节能优势。
关键词：双压凝汽器；节能；真空；极限背压0引言当前，600MW以上的机组都具有两个以上的低压缸，每个低压缸都有两个排汽口，每一个排汽口或每一对排汽口都具有各自的背压，从而形成汽轮机多背压运行。
现役的600MW机组大多采用双压凝汽器，以进一步提高机组热效率。
双压凝汽器因其汽侧压力腔室为两个，所以沿冷却管长度方向的放热量和单位面积的热负荷更加趋于均匀，使换热面能充分地被利用。
双压凝汽器能提高机组热效率0.2%～0.3%，特别是对水塔冷却的机组，冷却水温度较高地区采用双压凝汽器运行，功率收益更大［］。
然而，双压凝汽器运行中也存在诸多问题，本文针对某电厂600MW型号双压凝汽器，分析双压凝汽器运行现状及存在的问题，并给出解决方法。
1双压凝汽器运行现状双压凝汽器在热力循环中起着冷源的作用，能降低汽轮机排汽压力和排汽温度，提高循环热效率。
它由高/低压凝汽器、抽气设备、循环水泵、凝结水泵以及它们之间的连接管道、阀门、附件等组成。
300MW及以上机组大多采用水环式真空泵。
真空泵出力受到工作水温度的制约。
双压凝汽器一般采用母管制抽气系统。
如果高压抽气调整门开度不合适，容易造成高压侧和低压侧相互排挤的现象，将制约双压凝汽器的节能效果。
考虑初投资，电厂凝汽器冷却管束多采用不锈钢管，凝汽器运行一段时间后，壁面上会积有腐蚀物、脏污和其他杂物，形成污垢热阻［］。
300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法
300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法摘要凝汽器较普遍存在着钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，而且随着凝汽器运行时间的增加，己经严重地影响了机组的安全经济运行。
本文就凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及二次滤网反冲洗等有关问题进行分析，仅供同行参考。
关键词凝汽器；运行；故障；查漏；反冲洗0前言凝汽器设备是火电厂汽轮机组的一个重要组成部分。
其作用是汽轮机的排汽排入凝汽器内受到骤然冷却比容急剧缩小，凝结成水形成高度真空，使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，提高汽轮机热效率。
某发电厂4号、5号机组分别投产于1993年7月和1993年12月，自2000年以来，4号、5号机组凝汽器多次发生泄漏。
本文就该机组凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及运行中二次滤网的反冲洗等有关问题进行分析，并提出有效的隔离查漏、清洗及反冲洗的方法。
1凝汽器循环水系统简介4号、5号机组为上海汽轮机厂生产的引进型300MW亚临界、中间再热、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机。
循环水系统采用开式循环水系统，冷却水使用海水为介质。
两台机共配备六台循环水泵，采用母管制并供运行，母管设有两个隔离碟阀能使两台机可独立运行，夏季运行方式为五台循环水泵运行一台循环水泵备用，冬季运行方式为四台循环水泵运行两台循环水泵备用。
每台机组均在每侧凝汽器进口门后设有二次滤网，并装设有30％流量的二次滤网反冲洗管道。
两台机组凝汽器均未设凝汽器胶球清洗装置。
2凝汽器的运行监督对凝汽器的运行监督主要有：1）真空接近最有利真空的程度。
2）凝结水过冷度数值。
3）凝结水质合格程度。
凝结水质主要是指其Na+、电导率、pH值、含氧量等指标。
如果由于凝汽器冷钛接口不严或钛管被腐蚀损坏等原因，循环水从凝汽器水侧泄漏到汽侧，使凝结水的水质恶化，将导致凝结水处理的运行费用增加，若泄漏比较严重，影响凝结水处理的质量，将会使锅炉的受热面甚至汽轮机通流部分产生结垢、腐蚀等，从而影响机炉设备的安全经济运行。
为了NN-6815-1型凝汽器工作异常原因分析及解决办法
为了NN-6815-1型凝汽器工作异常原因分析及解决办法凝汽设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，它的工作性能好坏将直接影响整个汽轮机组的经济性和安全性。
在运行中因凝汽设备故障（如：铜管结垢；真空系统严密性差；抽汽器故障；铜管漏泄等）原因所引起的机组降出力和停机事件屡见不鲜。
因此如何很好地消除凝汽设备故障，保证凝汽设备的最佳工作状态，对机组的安全生产和经济运行都是至观重要的。
准能公司发电厂2台100MW汽轮机的N-6815-1型凝汽器甲乙两侧，在运行中存在着循环水出口温度偏差大，排汽温度有一定的偏差，两侧抽空气管管壁温度偏差大，偶尔有凝汽器真空短时间缓慢下降，后又自动恢复的现象。
上述问题影响了凝汽器的正常工作，同时危及到机组的安全运行。
据了解，包头二电厂100MW机组N-6815-1型凝汽器在运行中也有类似问题发生。
下面在检查分析凝汽器工作异常原因基础上，介绍所提出的改进措施。
1凝汽器设计参数及存在的问题N-6815-1型凝汽器分甲乙两侧，其顶部中间有带伸缩节的面积为4.44m2的蒸汽联通管相连接。
每侧冷凝管束由5168根，Ф25某1某8470mm的锡黄铜管组成。
凝汽器的空气管布置在管板中心，由前水室引出。
甲乙两侧各设抽气口，经抽空气管路引出汇至一抽气母管，由射水抽汽器抽出。
准能公司发电厂1、2号机组自1992、1993年相继投运以来，凝汽器循环水甲乙两侧出口水温一直偏差较大，相差2℃～6℃。
机组负荷增加，甲乙两侧出口水温差值增大；机组负荷减少，甲乙两侧出口水温差值减小。
经过长期观察发现2台凝汽器运行中甲乙两侧参数变化有下列共同点：循环水出口温度高的一侧，排汽温度低，传热端差小，真空高，抽气管热（甲乙两侧对比）；循环水出口温度低的一侧，排汽温度高，传热端差大，真空低，抽空气管凉（指抽汽口至甲乙两侧抽空气管混合前的这段），两侧排汽温度差值1～2℃，抽气管凉的一侧管壁温度有时基本接近周围环境温度。
2凝汽器工作异常的原因 2.1循环水量分配循环水量分配不均匀可造成凝汽器循环水出口水温出现偏差，通过对水侧系统的阀门管路进行了认真检查，均正常，对凝汽器甲乙侧水量多次进行调整，均未收到满意的效果。
浅析凝汽器抽真空设备运行问题及优化建议
浅析凝汽器抽真空设备运行问题及优化建议发布时间：2021-05-27T07:34:05.880Z 来源：《建筑学研究前沿》2021年4期作者：张朋[导读] 凝汽器真空是汽轮机运行中的重要参数，对汽轮机的运行经济性、安全性有很大影响，而凝汽器抽真空系统设备的运行状态则对凝汽器真空的建立和维持具有相当大的影响。
本文对在继电器辅助触点拒动的情况下，凝汽器抽真空设备启动真空泵不能自动停运的问题进行阐述分析，并提出相应优化建议。
中核核电运行管理有限公司浙江海盐 314300摘要：凝汽器真空是汽轮机运行中的重要参数，对汽轮机的运行经济性、安全性有很大影响，而凝汽器抽真空系统设备的运行状态则对凝汽器真空的建立和维持具有相当大的影响。
本文对在继电器辅助触点拒动的情况下，凝汽器抽真空设备启动真空泵不能自动停运的问题进行阐述分析，并提出相应优化建议。
关键词：继电器；凝汽器抽真空设备；启动真空泵；凝汽器抽真空系统在机组启动期间抽出凝汽器及汽轮机等设备内部的空气，建立汽轮机冲转所要求的凝汽器真空；正常运行期间抽出漏入与凝汽器相连设备的空气和由于化学水处理产生的非凝结气体，以维持凝汽器压力在合适值，保证汽轮机在一个高效率的工况下连续运行。
1 凝汽器抽真空系统的正常运行方式当凝汽器开始工作时，先由抽真空装置抽出凝汽器壳体内的空气，建立一定的真空度；从汽轮机来的排汽进入凝汽器壳侧，低温CCW 冷却水进入凝汽器管侧，通过冷凝管束使蒸汽凝结成水，并将凝结放出的热量带走；为了维持凝汽器的真空度和减少不凝结气体对传热的影响，利用抽真空装置不断抽除凝汽器中积聚的空气；机组正常运行时，凝汽器压力约5kPa（a），湿度为12%，查询饱和蒸汽-压力表得出：饱和水的比容，饱和蒸汽的比容。
因此进入凝汽器的乏汽的比容为：假设低压蒸汽被凝汽器冷凝成饱和水（实际中有一定的过冷度），而实际应用中，冷凝水的比容约为，即蒸汽比容会从减小到，减少了约25000倍。
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凝汽器运行现状分析及治理措施
作者：郭小健
来源：《科学与财富》2020年第20期
摘要：某公司凝汽器为上海动力设备有限公司生产的 N—17650型凝汽器，单壳体，对分双流程，表面式。
内部换热管为铜管，其中主冷区为黄铜管（HSn70—1AB），空冷区和凝汽器顶部园同段为白铜管（BFe30—1—1），数量共19520根。
凝汽器运行存在溶氧超标，铜管泄漏等一系列问题，通过分析原因，对对凝汽器补水管道，及换热管进行改造。
关键词：铜管泄漏;氨蚀;凝结水溶氧;补水雾化;不锈钢节能管
一、近年来凝汽器运行存在主要原因分析
1、溶氧问题
根据我厂设备的实际情况，分析造成凝结水溶解氧含量大的可能性有如下几种：凝泵密封环泄漏、真空系统泄漏、真空泵的工作效率低、蒸汽中夹带的氧气及各种回收的疏水带入的氧气（量不大）、凝结水过冷度高引起溶解量增加、凝汽器补水中的溶解氧量过大。
结合以上分析，组织人员采取以下措施进行原因分析：首先检查了各凝泵密封环工作情况，确认密封水压力及回水都在正常状态，另根据历次大修时更换下来的密封部件来看，密封环与轴套贴合处的摩擦均匀，O 型圈完整，无明显缺陷。
认为各密封环工作尚属正常。
根据运营部最近进行的真空严密性试验的结果来看，可以说各机组的严密性是非常好的，若存在泄漏的话，只能是在热井水面以下了。
于是组织人员对 #4机可能泄露的部位进行全面检查，要求维护人员对 #4机与凝汽器水面以下相连的真空系统所有阀门、法兰及焊口进行检查。
通过对凝汽器热水井放水门，凝结水泵入口门，备泵出口门、逆止门，热井水位计，凝泵进口安全阀，汽侧人孔门，凝结水泵入口滤网及其排污、排气门，凝汽器水位变送器，共计二百多个部位进行裹保鲜膜及抹黄油处理，但收效甚微。
我厂凝汽器的水位控制在750mm 左右，是比较低的，通过报表数据显示目前各凝结水过冷度基本在1.5℃到3.0℃之间，基本符合设计要求。
再通过真空泵运行方式的切换，认为各真空泵的抽气能力也是正常的。
故过冷度大，及真空泵的原因也基本被排除了。
补水量大、补入的除盐水溶解氧大、也是造成凝结水溶解氧大的重要原因之一。
注意到各机凝结水含氧量不稳定，忽高忽低，其趋势的变化与机组负荷及真空度都关系不大。
补水量愈大，凝结水溶氧就愈易超标。
由于二期机组比一期两台机供热量多，需要的补水量也明显要大。
至此，可以认为补水量过大及补充除盐水中的含氧过高是凝结水溶氧高的主要因素。
随着公司供热事业的不断发展，大量的补水不可避免，所以必须解决补水后溶氧增高的问题。
2、泄漏问题
凝汽器铜管的泄漏因汽轮机凝汽器的构造、材质、使用条件和冷却水质、安装工艺等因素的不同，其腐蚀泄漏形式是多种多样的。
一般常见的腐蚀有以下几种：1、溃疡腐蚀;2、冲击性腐蚀;3、脱锌腐蚀;4、热点腐蚀;5、应力腐蚀;6、腐蚀疲劳;7、蒸汽侧的氨腐蚀;
根据我厂历年来抽管检查的实际情况，发现的腐蚀有两种：1、水侧溃疡腐蚀（由内而外）;
2、蒸汽侧的氨腐蚀（由外而内）
铜管的溃疡腐蚀：多发生在投运3—5年间，基本由铜镀膜不均造成，近几年已未发生此类腐蚀。
铜管的氨蚀：我厂近年来凝汽器的发生的腐蚀，表现为典型的氨腐蚀。
氨气的分配系数较二氧化碳为小，因而凝汽器抽气时，空气基本被抽走，而氨易于富集水中，特别是在水中有溶解氧时，铜管的氨蚀更易发生。
这种氨腐蚀属电化学腐蚀类型，其阳极过程是铜在氨性环境中的
氧化过程：Cu+4NH3→〔Cu（NH3）4〕2+ +2e;
阴极过程是溶解氧的還原过程：1/2O2+H20+2e→ZOH-
由于腐蚀产物为可溶性的铬离子，因而腐蚀过程可无阻滞进行，其特征主要是铜管均匀减薄，有时也出现横向条状腐蚀沟。
资料显示常温下氨水溶液氨的气液相分配比大约在7～10即汽侧氨浓度是凝结水的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，空抽区的氨含量比主凝结水高数十或数百倍，个别情况下可达上千倍。
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含量为0.37mg/L，如果pH控制不当，凝结水pH达9.5时，凝结水中氨含量为0.92mg/L，空抽区按浓缩1000倍计算氨含量分别为370mg/L和920mg/L。
在如此高浓度的氨环境下，就极易产生氨蚀。
有研究表明，氨含量小于100mg/L，少量的氨提高了溶液的pH，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，而当氨浓度增大到能与铜离子形成可溶性铜氨络离子时（对HSn701A铜管，氨浓度约300mg/L以上），铜管的腐蚀速度剧增。
氨腐蚀常表现为铜管外壁的均匀减薄，但隔板孔处由于凝结水过冷，溶解的氨浓度大大增加，引起铜管环带状的氨蚀而产生切痕，甚至导致凝汽器铜管的切断，腐蚀多发生在空冷区及以下氨浓缩区。
由于我厂凝汽器空冷区为白铜管
（BFe30—1—1），耐腐蚀性高，空冷区下方为黄铜管（HSn70—1AB），耐腐蚀性低，故往往在空冷区下方的铜管先发生泄漏。
二、整改技术措施
1、针对凝结水溶氧问题，对凝汽器补水管道加装雾化装置。
为改善机组大量补水后凝结水溶氧偏高以及低负荷时凝结水溶氧上升的情况，同时亦为了减小凝结水过冷度，在各机组大、小修中对凝汽器补水管道进行了改造：
下图为原补水管道图：
改造方案：在原凝汽器喉部外面的Ф159补水管上加装一个手动阀门，并在其前开口引出两路Ф108、Ф133补水管，从 #7、#8低加两侧进入凝汽器，其布置方向平行于凝汽器铜管方向，并在进入凝汽器前各安装一只电动阀。
改造后补水管道图如下：
Ф108补水管的喷嘴以水平方向喷出，Ф133补水管的喷嘴一排以水平方向喷出，另一排以斜向下方向（与水平方向呈60°夹角）喷出。
两路补水管道呈对冲喷雾方式，可使凝汽器喉部形成雾化区。
这样，补水雾化后，可以使补水中含有的空气离析溢出而被真空泵抽走，降低了凝结水的含氧量。
2015年10月中旬，#4机凝结水溶氧超标50—60ug/ L，经数日排查，系统无明显漏点。
联系运行投入雾化装置后，溶氧指标立刻下降至15ug/ L 左右。
2、针对凝汽器铜管泄漏问题，将空冷区下方铜管更换为薄壁扰流强化换热不锈钢管为解决此类问题，拟将空冷区下方腐蚀严重的黄铜管更换为316L 不锈钢管，可显著提高空冷区下方区域内的管道抗腐蚀性，减少凝汽器氨蚀泄漏。
理论上不锈钢316是耐氨水腐蚀的，在100摄氏度及以下温度对任何浓度的氨水都具有优异的耐腐蚀性。
不锈钢虽然耐腐蚀性好，但导热性能比铜差，不锈钢管的传热性能虽然不锈钢管的导热系数仅为 B30—1—1的55%和 HSn70—1A 的15%，但不锈钢管凝汽器总传热效率不一定比铜合金管低，因为不锈钢管壁较薄，一般为铜合金管的50%-71%;与铜合金管相比，不锈钢管腐蚀产物较少，管壁光洁，不易沾污。
因此具有较高的清洁系数和较低的流动阻力，另外我们采用了扰流强化换热不锈钢管。
主要是将管道内壁压制出导流花纹，增加管道内冷却水的雷诺数，以达到强化换热的目的。
三、结论
上述是笔者近年来对在公司设备运行中发生的一些问题所做的一些分析和改造工作。
从实际情况来看，取得了预期的效果，凝汽器故障率得到降低，凝结水水质得到了保障。
在设备管理工作上克难攻坚任重而道远，其中不足之处希望得到各位领导、同事的批评指正。
参考文献：
[1] 提高机组真空泵气动门可靠性的方法研究[J]. 郭勇，邵程安. 浙江电力.2018（09）
[2] 冷却水源对真空泵性能的影响[J]. 钱秋裕，郝洪亮. 热力发电.2012（03）。