引进型300 MW机组凝汽器改造浅析

引进型300 MW机组凝汽器改造浅析1

吕碧琴，黄素逸

华中科技大学能源与动力工程学院，武汉（430074）

E-mail：lvbiqin@163.com

摘 要：湖北汉川电厂引进型300MW汽轮机组凝汽器改造采用管系置换法。即在保留原凝汽器壳体的基础上，针对机组运行现状和存在的问题，分析原因，提出改造方案：采用新型BD模块式排管，合理调整管板间距，并采用铜管和不锈钢管的冷却管混合方案对旧凝汽器进行改造。改造后凝汽器性能达到了设计要求，运行良好。 关键词：凝汽器；改造；300MW汽轮机组；冷却管 中图分类号：TK

1. 前言

湖北汉川电厂﹟1机组为上海汽轮机厂生产的引进型300MW亚临界压力、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴反动凝汽式汽轮机。配置上海电站辅机厂生产的N—16000—Ⅰ型表面式凝汽器。凝汽器为双流程、双路表面式、整体汽室、两侧单独水室、壳体和水室为螺栓连接结构，未配置二次滤网和胶球清洗装置。凝汽器采用汉江水源开式循环冷却，进、出水流道上设有虹吸装置。循环水系统配2台长沙厂生产的72LKSA－17型立式轴流泵，抽气系统配2台武汉水泵厂生产的2BEI—353－0型水环真空泵，疏水系统配疏水扩容器、危急疏水扩容器。

10095真空(Kpa)9085807596年97年98年99年00年01年1月7月

图1 ﹟1机组历年平均真空曲线

﹟1机组于1990年正式投运，经过12年运行，机组的真空度越来越低，每年真空有下降0.6~0.8KPa的趋势（见图1），经济性、安全性难以保证，以难以维持机组正常运行，决定对凝汽器进行改造。

2. ﹟1机运行存在的问题及原因分析

2.1运行存在的问题

（1）真空严密性差

1

本课题得到“973”计划子课题（2007CB206901） 资助。

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﹟1机组自投运以来，真空严密性一直不好。两台真空泵运行一台时，真空下降约2KPa。真空严密性试验有时无法进行，能进行时结果很差，能达到0.4 KPa/min一下的结果偶尔有几次。为此，自1992年﹟1机组首次大修以来，先后对主机疏水系统进行了2次改造和1次优化，加装了疏水扩容器，改造小机排汽蝶阀，真空泵增容，氢质谱仪查漏以及多次高位灌水查漏等。机组真空严密性有所提高，但还没有完全的解决真空严密性差的问题[1]。

（2）进入凝汽器的热负荷大

﹟1机组凝汽器在额定工况下设计的机组负荷为1388gj/h，2001年初9月额定工况试验热负荷为1690 gj/h －1850gj/h（主要原因是系统内漏），比设计值高21％—30％[1]。

（3）凝汽器的清洁度低，传热效果差

2001年9月，在﹟1机组凝汽器真空严密性实验合格情况下，对凝汽器总体传热系数，根据美国传热协会(Heat Exchanger Institute)HEI经验公式[2]：

K=C⋅ξe⋅βt⋅βm⋅v K一一凝汽器总体传热系数，W/(m·℃) C一一取决于冷却管外径的计算系数

2

ξe——清洁系数 βt——冷却水温修正系数

βm——冷却管材料与壁厚修正系数

v——冷却管内水流速，m/s

计算出清洁系数为0.5，与设计值0.85和保证值0.80相差甚远，由于凝汽器的污垢腐蚀情况严重，导致了凝汽器的传热效果很差。

2.2原因分析

（1）凝汽器排管方式落后

由于早期的技术水平所限和投资的控制，旧式引进型300MW机组凝汽器管束设计没有采用计算优化和流场模拟，仅以传统经验来排列管束。这种排列方式与先进的排管方式相比，汽阻大，管束局部有涡流现象，易引发铜管发生振动，加速铜管的损坏；同时造成整个管束热负荷分布不均，导致总体传热系数降低。此外因过多考虑到投资成本，凝汽器面积和循环水泵容量的富余量没有或不够[1]。 （2）设计忽视了环境污染对水质的影响

设计时与机组实际运行时的水质条件变化很大，没有考虑环境污染和水土流失对凝汽器真空设备运行时带来的脏堵、冲刷、结垢等影响。另外铜管本身的抗腐蚀性差，抗磨蚀能力不好，在循环冷却水中泥砂含量大时易发生砂蚀，且会导致冷却管壁的保护膜发生剥离，脱落；海军黄铜冷却管在长期使用过程中，脱锌腐蚀速度较大，防保护膜脱离能力也不强。 （3）中间管板间距选取不合理

旧式凝汽器冷却水管支撑管板间距设计不合理。过去对间距的计算方法较粗略，计算结果与实际情况相差较大，造成管子固有频率与激振频率有发生共振的可能，尤其是在冬天特别是在高负荷低水温的恶劣工况下，计算结果不能真实反映冷却铜管的实际运行情况，在部分区域会因高速汽流诱振造成冷却水管振动损坏，以及管子与中间管板的管孔磨擦使管壁磨损，还可能会因高速气流诱导振动而导致铜管损坏。 （4）腐蚀损伤严重，清洁力度不够

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循环水系统管道和设备因长期处于有细砂和轻微腐蚀的冷却水中，管道和凝汽器水室内壁极易结垢、生锈，同时因含砂水流的长期冲刷，管口附近管道会变薄或胀口处发生松动，引起泄漏。除了受到以上的机械损伤外，凝汽器还会受到脱锌腐蚀、点蚀和应力腐蚀。

循环水系统的一、二次滤网和胶球清洗装置没有设计或因运行效果不佳而拆除。

3. ﹟1机凝汽器改造方案

经过多次对系统进行改造和局部更换铜管，﹟1机组凝汽器真空低的问题没有得到根本改变，为此有必要对凝汽器进行整体改造。

3.1改造目的和要求

汉川电厂﹟1机组在此次大修期间对凝汽器进行增容改造，改造后汽轮机发电机组的最大连续出力（TMCR）由原来降负荷增加到满负荷300MW；为实现机组大修改造后增加机组出力，提高机组经济性的目的，电厂要求在原有凝汽器壳体内对凝汽器进行改造，在保留现有凝汽器外壳及其支撑方式、低压缸排汽口的连接形式不变、内置式低压加热器以及安装位置不变的情况下，更换冷却管，重新对管束的排列方式进行优化，更换隔板，更换水室；要求在循环水系统未进行大规模的改造，循环水流量受到限制的条件下，以现有的循环水流量，且循环水入口温度为20℃时，保证机组的设计背压；保证凝汽器在改造后能够长期安全稳定地运行，在夏季环境温度最高时，换热效果能够满足机组300MW额定工况下地运行要求。

通过以上对﹟1机运行存在问题和原因的分析，结合电厂提出的凝汽器改造后的性能要求，可以得出以下结论：

（1）汉川电厂﹟1机凝汽器改造不能采用简单的换管方式；

（2）由于要保留原有凝汽器壳体，受到外部壳体限制，凝汽器面积不可能无限制地加大；

（3）无论采用何种材质的冷却管，都必须重新计算选取合理的中间管板支撑间距，在最恶劣的工况下要保证冷却管不因高速汽流诱振而出现共振；

（4）采用新型、先进的排管方式，是提高凝汽器性能的最佳手段。

3.2冷却管束的布置

管束排列的优劣是影响凝汽器性能的决定因素，合理的冷却管布置形式是确保凝汽器运行时传热量、真空度、蒸汽阻力、凝结水过冷度和凝结水含氧量达到热力设计指标的重要保证。凝汽器管束工作过程的特点是：流体容积流量变化剧烈，流体中夹带有不凝性气体。因此，管束布置应遵循以下一些原则[3]：

（1）蒸汽均匀流入管束各区段。为此，须设置合适的蒸汽通道和必要的导流元件； （2）抽气口远离热井，抽气口附近的管束用挡板隔开以形成空气冷却区；

（3）从管束进口至出口，蒸汽通道应明显收缩，尽可能保证汽气混合物在冷却管之间最窄截面处的流速保持在50m/s左右，进口处不宜过高，空冷区不宜过低；

（4）各股汽流由进口至抽气口流程应短，经过的管排数应相同； （5）凝结程度不同的汽流不应掺合； （6）避免出现涡流；

（7）防止汽流短路，即未经凝结的新汽不应进入空冷区；

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（8）部分新汽进入热井水面对凝结水加热；

（9）有适当的凝结液导引措施，但不应对汽流产生不利影响。

东方汽轮机厂曾在80年代早期对卵形排管凝汽器开展了电站工业性实物试验研究，在国内的凝汽器技术上处于领先地位；进入90年代，东方汽轮机厂加强与国外大公司的合作，引进德国BALCKE-DVRR公司的排管技术，在对凝汽器改造方面长期研究过程中，把先进的排管技术推广应用到循环水为上下流程的凝汽器改造项目中，总结出了适合国内早期200MW及300MW机组凝汽器改造的BD模块式排管（见图2）技术，达到了国内先进水平。

BD模块式排管方式中为保证汽流在管束内流动的连续性，设在管束中部的挡汽板不仅仅是简单地把凝汽器管束截分为上下两部分，在挡板的结构设计上还考虑了汽流在此区域速度场、温度场、压力场等方面分布的连续性，是否存在涡流区、空气聚集区等不良区域；经过特殊处理，保证了凝汽器上下两部分的蒸汽流场为一整体；经采用汽相流场及传热特性的数值计算程序验算及修正，最终的排管布置方式具有汽阻小、热负荷分布均匀、流场平稳、无明显的蒸汽涡流区和空气积聚区存在的优点，凝结水基本无过冷度，能保持理想的除氧效果。采用由东汽开发的凝汽器汽相流场及传热特性数值模拟程序对不同的凝汽器排管方式进行了对比分析计算，结果表明BD模块式排管方式总体传热性能最佳，其总体传热系数比HEI标准计算值提高15%~30%。

图2 BD模块式排管

鉴于汉川电厂1号机组凝汽器改造性能要求很高，只有采用先进、高效的凝汽器排管设计才能达到预期的目的。判断凝汽器管束排列优良，有两个重要特点：一是不凝结气体积聚所造成的影响最小；二是汽流在凝汽器内的压降最小。BD模块式排管方式下1台凝汽器3条蒸汽通道，汽流通道畅通，流速度均匀，中间无反流，汽流压力损失小，减少过冷度，汽流可直接下到热水井；增加了中间管板，分隔板增至7块，解决了振动引发的问题；抽空气管分2路，直接抵空抽区，以便不凝结气体很方便地被抽走；增加了蒸汽凝结成水后的疏水挡板，采用双层多孔板，以保证管束不被腐蚀和凝结水顺流排走。[4]

这种排管方式传热系数高，也提高凝汽器运行的经济性。因此，最终我们采用的是BD模块式布管，凝汽器改造前后排管布置方式如图3[1]所示。

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http://www.paper.edu.cn 改造前管束改造后管束 图3 ﹟1机凝汽器改造前后管束排列图 3.3端管板和冷却管材的选择

冷却管选材的中心问题是冷却管的耐腐蚀性能、换热性和耐磨性。不同金属的耐腐蚀性能除了与材料本身的特性有关外，还与水质有关。发电厂凝汽器可选管材主要为钛管、无缝铜合金管和不锈钢管。钛管具有优异的耐腐蚀、抗冲刷、高强度、比重轻和良好的综合机械性能，主要作为海滨电厂、核电厂及部分冷却水质污染恶劣的沿江内陆电厂的首选管材。尽管由于钛管和钛板或复合钛板焊制而成的全钛凝汽器整体严密险极高，但整套全钛凝汽器高昂的一次性投资限制了钛管的广泛应用。现时趋向是用海水作冷却水的滨海电站采用钛管，用淡水作冷却水的内陆电站采用不锈钢管。由于﹟1机组凝汽器采用的是汉江水源，这里我们对钛管就不予考虑。

3.3.1不锈钢管与铜管的物性比较

下面主要比较一下不锈钢管和铜管的物性优劣：

表1 不锈钢和铜的物理性能

材料 导热率 W/(m·k)

伸长率 弹性模量

% 40

GPa 103

屈服强度 Mpa 147 240

抗拉强度

Mpa 245 530

[5]

状态

HSn70-1 167

软 固溶

TP316L 13.4 35 193

表2 不同材质冷却管耐腐蚀性能（耐蚀性：1最低，6最高）

腐蚀形态 均匀腐蚀 溃蚀 点蚀（流动） 点蚀（静水）

HSn70-1 Hal77-2 90-10 70-30 TP304 Ti

Cu-Ni Cu-Ni

2 3 4 4 5 6

2 2 4 5 6 6 4 4 6 5 4 6 2 2 5 4 1 6

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高速水流冲蚀 进口冲击腐蚀 蒸汽冲蚀 应力腐蚀 氯化物腐蚀 氨腐蚀 微生物腐蚀 3 3 4 5 6 6 2 2 3 4 6 6 2 2 3 4 6 6 1 1 6 5 5 6 3 5 6 5 1 6 2 2 4 5 6 6 5 5 4 4 2 3

从表1和表2中可以看出，不锈钢管的耐蚀性优于海军黄铜管(HSn70-1)、铝黄铜管(HAl177-2)及Cu-Ni合金管，仅次于钛管。它适用于含氨不超过1000ppm的清洁淡水和污染水质，对于pH>9的碱性水都具有良好的耐蚀性，优良的耐氨腐蚀性可用于空冷区取代铜镍合金B30管。

在材料性能上不锈钢管和铜管相比具有以下几个特点[6]：

(1)不锈钢管材料的强度大于铜管，最显著特点是增强了冷却水管在运行过程中抵抗汽侧的高速蒸汽及汽侧带水滴汽流的冲击侵蚀能力；

(2)不锈钢管的弹性模量E大于铜管，表明其抗拉强度大，能承受轴向的拉力比铜管大； (3)不锈钢管抗结垢能力强。因为污垢层与不锈钢的热胀系数差别很大，当受热时，由于线型曲率变化不等而自动脱落，因此清洁度好（清洁系数可以从85%提高到90％），流动阻力低；

(4)不锈钢管有良好的抗腐蚀能力，能有效防止有害气体对冷却管的侵蚀。在凝汽器的空气冷却区内，经常积聚一些不凝气体，主要由氨气、二氧化碳等组成，铜管对氨气产生的腐蚀极为敏感，而不锈钢管在抗氨腐蚀能力方面很强。 3.3.2不锈钢管与铜管的传热性能比较

我们知道，不锈钢的导热性比铜合金差,如Hsn70-1A的导热系数λ＝108.9 W/（m·K），TP304的导热系数λ＝13.8 W/（m·K），约为Hsn70-1A的1/8。但是，从传热系数计算公式[7]可以看出,管材的导热系数只是影响凝汽器总传热系数k的因素之一。

k=

1

1d11d1d1

ln++

awd2as2λd2

aw一管内冷却水的对流换热表面传热系数，W/(m2·K) as——蒸汽凝结当量表面传热系数，W/(m2·K)

λ——管壁材料的导热系数，W/ (m·K)

d1——冷却管外径，m d2——冷却管内径，m

理论计算上，以新管比较，结果是不锈钢管的换热性能不如铜合金管，但是实际运行中两种管材对凝汽器传热性能的影响,与新管的理论计算结果恰好相反, 不锈钢管比铜合金管更好。R. A. McAllister 等人TP304 不锈钢管传热系数模拟试验表明, 新不锈钢管传热系数

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为海军黄铜的79% ,3 个月后上升至约为11.5%[8]。1958 年美国Delmarva Power and Light 公司,曾在一台一侧是1.25mm 厚的海军黄铜管,而另一侧是0.89mm 厚的不锈钢管的凝汽器上进行实验,刚开始时(新管)，不锈钢管侧的总传热系数是海军黄铜管侧的91.6% ,3 个月后上升至96.1%[9]。有关文献介绍两种管材传热系数变化测试结果列于表3。

表3 两种管材运行后传热系数变化

项目 海军黄铜管 TP304不锈钢管

传热系数，W/ (m2·℃) 新 管 3 350 2 750

运行600 天 1 200 1 700

降幅， %

64 38

这些测试结果表明,随着运行时间的增加不锈钢管凝汽器的传热性能要优于铜合金管凝汽器。分析原因，由于焊接薄壁不锈钢管内外壁光洁度明显好于轧制的铜合金管,因此不易脏污、结垢、无腐蚀物或腐蚀产物少。因而不锈钢管壁清洁程度好、热阻小,随着运行时间的增加,传热系数下降幅度小,而铜合金管的传热系数下降幅度大,使得运行中凝汽器不锈钢管传热系数反而高于铜合金管。 3.3.3换管方案的确定

目前，针对循环水用普通淡水的机组，采用不锈钢管作为凝汽器换热管的用户越来越多。经国内多家电厂，如国营五四一电厂、胜利发电厂、包头第一热电厂等在凝汽器运行中的应用实际证明，不锈钢管较铜管还有以下一些优点：

（1）不锈钢管壁较薄（铜合金管一般选用1～1.2mm壁厚，而不锈钢管一般选用0.5～0.7mm壁厚），一般为铜合金管的50 %～71 %，使耗材减小；

（2）与铜合金管相比，不锈钢管腐蚀产物较少，管壁光洁，不易结垢。因此不锈钢管堵管率较低，渗漏少，使用寿命长；

（3）新设计的凝汽器可以采用较高的流速；

（4）旧机组的凝汽器铜管换成不锈钢管后，由于阻力变小，冷却水流速相对提高。 由于不锈钢管具有铜管无法比拟的优良性能，且总价和铜管相当，使用寿命比铜管长，在凝汽器的改造项目上不锈钢成为首选的管材，因此初步将冷却管选定为不锈钢管。

表4 四种换管方案

1

方法 只换冷却管 其它部分继续使用

工期短

费用少

特点

可降低真空度（管子采用钛管或不锈钢管）

管板要防腐蚀处理 冷却管只靠胀接，可靠性下降 需考虑管子和管板的异种金属腐蚀

2 3 换冷却管及管板 其它部分继续使用 换冷却管及管板 用预制方式更换管束 在凝汽器外预制管束

中 短

中 多

可降低真空度（管子采用钛管或不锈钢管）

可维持原性能 需重新设计冷却管排列方式

可缩短工期

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4

换冷却管及管板 用预制方式更换管束 在凝汽器内进行组装 长 多 可维持原性能 需重新设计冷却管排列方式

改装工期较长

在初步选定了不锈钢管做冷却管后，比较已有的四种换管方按[10]（见表4），针对汉川电厂﹟1机组凝汽器的实际情况，不宜在凝汽器外预制管束；另外，如果我们采用东汽现有的成熟先进BD模块式布管，则可以节省冷却管排列的设计时间；为适应机组通流改造后的要求，达到机组的设计寿命，同时考虑到汉江水质恶化及高温季节水量不足、冷却水管的清洁系数取值减少0.05等改造要求；最后结合汉川电厂的费用预算、停机时间等因素，我们将以上几种方案融合，采用一种全新的方案：管系置换法——换冷却管及管板并在在凝汽器内进行组装，冷却管用铜管和不锈钢管的混合方案，也就是空气冷却区和迎汽面外圈采用不锈钢管，其它区域仍采用铜管，冷却管由φ25×1HSn70－1A和φ25×1BFe－30改为φ25×1HSn70－1B和φ25×0.7AISI304，冷却管和端管板间采用胀接+(无添料)氩弧焊接的连接方式。

为了增强抗损伤和腐蚀能力，端管板选用不锈钢复合板，以增强端管板的抗腐蚀性能，杜绝冷却管端口因腐蚀而发生渗漏，延长管板使用寿命。两端管板厚度为40mm，不锈钢复合层厚度为5mm。中间管板厚度由40mm改为20mm，支撑方式为φ89开叉管支撑，再分别焊接在壳体及热井上。

3.4中间管板间距的确定

引起凝汽器冷却管振动的主要原因一般有两种： （1）冷却管固有频率与扰动频率接近，发生共振；

（2）冷却管受到高速汽流的诱振作用，导致换热器损坏。文献[11]详细地分析了换热器内流体的诱导振动，认为漩涡脱落、紊流抖振、流体弹性激振是引起诱导振动的主要原因。

诱导振动对换热器的损伤主要表现在：1）管子互相碰撞，当管子振动振幅大到足以使管子经常碰击时，就会使管壁磨损变薄，直至破坏；2）管子与折流板孔壁因振动不断碰撞，从而引起管子破裂；3）振动的管子与管板连接处受到很大的应力，久而久之就造成胀接和焊接点因应力而损坏，并造成接头泄漏；4）管子因振动反复弯折而引起应力疲劳，长时间连续振动就会导致管子破损；5）振动引起应力脉动，会使管材中的微观缺陷扩展，直至产生裂纹。对折流板管壳式换热器而言，减少诱导振动振幅的措施有：1）降低横掠管束的流速；2）提高传热元件的固有频率，如增加管壁厚度，减小管子的跨度。

为避免冷却管的出现共振，限制冷却管的振幅，防止凝汽器冷却管因诱振损坏，在进行改造方案设计时，采用多种计算方法对冷却水管的最大许用跨度进行了计算，并对冷却水管固有频率进行校核。根据计算结果，最终将中间管板的间距调整为806mm。

3.5其它措施

考虑到汉川电厂﹟1机组循环水流量偏小、凝汽器增容附加带来水流速下降、汉江水随季节性的含砂量变化引起转向水室的积砂等因素，将原来的后水室由方形改为圆弧形，方形前水室死角处增加折流板，这样既有利于减少水流阻力，又有利于防止积砂和清洗胶球

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的通过。同时针对凝汽器的损伤和腐蚀形态，水室内壁采用牺牲阳极保护的方法加以防护。

为了防止凝汽器改造后出现与改造前一样严重的结垢现象，根据汉川电厂﹟3机组二次滤网及胶球清洗装置的改造经验，拆除了原来进出水管上的反冲洗装置，装设二次滤网，恢复胶球清洗装置。加强运行管理，保持冷却水水质良好。定期投入胶球清洗系统，确保凝汽器冷却管的清洁。

3.6改造工序

凝汽器改造主要涉及以下方面：排管方式、冷却管及管材、水室、端管板、中间管板及壳体内部支撑部件和抽空气管路。改造步骤为(见图4) ：

图4 现场凝汽器拆除、安装示意图

（a）凝汽器改造前状态，切断循环水管与水室连接；

（b）现场铺设支架、铁轨、脚平架。拆除前后水室盖板，割开管板与侧板、喉部、热井的连接；

按前后顺序气割，拆出端管板、挡板，抽空气管、中间管板等内部件、后水室以及后端管板。

（c）将旧管束切断分别从壳体内移出；

拆除旧换热管有以下几种方式：①用切管器内切换热管；②从热井人孔进入用砂轮切割机切割换热管；③用拔管器拔管；④用火焰气割换热管。

（d）凝汽器壳体内部清理，新端管板、中间管板壳体内就位，管孔找中心； 凝汽器壳体内部除锈、清理，涂防锈油。换新安装从凝汽器后端管板开始逐块向前进行，采用堵头、φ1mm的钢丝对端管板、中间管板管孔进行初步找正。在初找中完成后，借用不锈钢管试穿精找，以每一组管板任取6-8个管孔穿入钢管，不锈钢管穿入无任何障碍，作为管系找中的验收标准。

（e）壳体内部焊接、穿管、胀管、焊管。安装前后水室盖板；

焊接时应严格控制焊接顺序，以使焊接应力有效释放，减小焊接变形；胀管时首先将布管区分为多块，并逐块试穿一根，以确定实际安装长度再进行穿管；穿管时按照从下向上逐

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排进行；冷却水管的胀接是先进行后端管板侧再进行前端管板侧，并由管孔分布区域的中部向周围进行，要求胀接均匀（不允许过胀和欠胀）。

（f）壳侧灌水试验,水侧防腐，重接循环水。

对壳侧进行水压试验时，灌水高度为高于凝汽器喉部与汽轮机低压缸连接处300mm，时间保持48小时，凝汽器冷凝管、焊缝、接口及人孔等处均无泄漏、渗漏现象作为竣工验收。

4. 改造效果

4.1改造前后的工况对比

湖北汉川电厂﹟1机组凝汽器在保证凝汽器外形及接口尺寸不变并保留壳体的情况下，对凝汽器冷却管、管板材料及中间管板间距进行变动，优化排管方式，将排管方式由传统卵形改为BD模块式，提高了传热效果，见表5（本部分引用[1]中部分数据），减少了冷却管振动，全面提高了凝汽器性能。

表5 #1机组凝汽器改造前后运行工况

名称 汽轮机功率/MW 循环水流量/（m3/h） 循环水进水温度/℃ 循环水出水温度/℃ 循环水温升/℃ 传热端差/℃ 背压/Kpa 清洁度系数 总传热系数/（KW/(m2·℃)） 改前工况1 改后工况1 改前工况2 改后工况2

240 240 300 300 29310 29272 31590 31314 26.54 25.28 26.37 25.24 38.37 34.89 39.51 35.93 11.83 9.61 13.14 10.69

6.48 4.25 7.29 4.10 9.51 7.04 10.50 7.38 0.52 0.59 0.53 0.66 2.21 2.30 2.34 2.67

从以上工况对比得出，改造后在汽轮机功率不变的条件下传热端差降低2～4℃，凝汽器背压降低2.4～3.2kpa，传热系数提高0.3～0.8 KW/(m2·℃)，改造后﹟1机组运行良好，，达到了预期的要求。

4.2改造后的经济效益

汉川电厂凝汽器采用不锈钢管改造前后对比: 根据实际运行参数，改造后凝结器真空比改造前全年平均提高约1.5%,，按300MW机组年发电10.5亿度，真空每提高1%，节约供电煤3.45g/Kw·h计算，可节约标煤10.5×10kw󰀀h×3.45×10t/(kw󰀀h)×按每吨标煤500元计算，每年可节约费用276万元。

此外，长期使用过程中铜管清洁度明显比不锈钢管差，特别是夏季，管内壁微生物及结垢都比较严重，因此随使用时间的延长，在换热效果上不锈钢管更具优势。改造后凝汽器清洁度系数有明显的提高，凝汽器的清洁性得到了改善，因此也减少了胶球系统的运行次数，降低了维护成本。

- 10 -

8

−6

1.5%

=5433.5t，1%

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5. 结语

在凝汽器改造中，以管系置换为手段取代简单换管是一项重大节能措施。汉川电厂引进型300MW汽轮机组凝汽器改造采用一种管系置换法：BD模块式排管，更换冷却管及管板并在在凝汽器内进行组装，冷却管用铜管和不锈钢管的混合方案是新颖成功的。

管系置换法可靠性好、换热系数高，不仅安装周期可在一个大修期内完成，而且改善了凝汽器运行的可靠性和经济性，必将为电厂所接受，值得推广。

致谢

感谢武汉高远不锈钢管有限公司对本论文工作的支持和帮助

参考文献

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Brief analysis of the reformation for the condenser of

300MW Turbo-generator

Lv Biqin，Huang Suyi

School of Energy and Power Engineering，Huazhong University of Science and Technology，

Wuhan (430074)

Abstract

A group of pipes replacement method is the reformation pattern of condenser in imported 300MW turbo-generator in Hanchuan power plant in Hubei Province. In connection with the present operation conditions and problems, we analyzed the causes and proposed transformation plan on the basis of reserving the original condenser Shell by adopting the new BD- Pipe module and adjusting the plate space reasonably. These cooling pipes contain the copper pipe and the stainless steel pipe. After the reformation, the condenser works well and the performance has met the design requirements. Keywords：condenser；reformation；300MW turbo-generator；cooling pipe

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