国产300MW汽轮机凝汽器的现代化改造

第３１卷第３期　电　站　辅　机　Ｖｏ１．３ｌ　Ｎｏ．３　２０１０年９月　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｔａｔｉｏｎ　Ａｕｘｉｌｉａｒｙ　Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　Ｓｅｐｔ．２Ｏ１０　文章编号：１６７２—０２１０（２０１Ｏ）０３　００２７—０５　国产３００　ＭＷ汽轮机凝汽器的现代化改造　李旭辉　，姚学忠　，徐治皋　（１．东南大学能源与环境学院，江苏南京２１００９６；２．大唐淮南洛河电厂，安徽淮南２３２００８）　摘　要：汽轮机背压的大小对机组的经济运行产生影响，凝汽器是实现汽轮机经济背压的关键设备。在对国产３００　Ｍｗ汽轮机通流部分现代化改造基础上，运用现今的制造技术对原凝汽器实施改造，既有理论上的意义．更有在工　程中应用的价值。以某电厂１号机凝汽器为研究对象，对现有凝汽器和循环水系统进行改造，将原凝汽器的管柬　铜管换装了薄壁不锈钢管，对凝汽器实施了双流程的现代化改造。　关键词：凝汽器；传热；端差；系统；冷凝管；双流程；设备；改造　中图分类号：ＴＫ２６４．１　１　文献标识码：Ｂ　Ｍｏｄｅｒｎｉｚｅｄ　Ｒｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｆｏｒ　Ｌｏｃａｌｉｚｅｄ　３００ＭＷ　Ｔｕｒｂｉｎｅ　Ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　Ｉ．Ｉ　Ｘｕ—ｈｕｉ　，ＹＡＯ　Ｘｕｅ－ｚｈｏｎｇ　～，ＸＵ　Ｚｈｉ—ｇａｏ　（１．Ｓｃｈｏｏｌ　ｏｆ　Ｅｎｅｒｇｙ　ａｎｄ　Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，Ｓｏｕｔｈｅａｓｔ　Ｕｎｉｖ．，Ｎａｎｉｉｎｇ　２１００９６，Ｃｈｉｎａ；　２．Ｄａｔａｎｇ　Ｉ　ｕｏｈｅ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ，Ｈｕａｉｎａｎ，Ａｎｈｕｉ，２３２００８，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ　ｂａｃｋ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｏｆ　ｓｔｅａｍ　ｔｕｒｂｉｎｅ　ｉｓ　ｔｈｅ　ｍｏｓｔ　ｉｍｐｏｒｔａｎｔ　ｃｏｎｔｒｏｌｌａｂｌｅ　ｆａｃｔｏｒ　ｗｈｉｃｈ　ｃａｎ　ａｆｆｅｃｔ　ｅｃｏｎｏｍｙ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｕｎｉｔ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ａｎｄ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　ｉｓ　ｔｈｅ　ｋｅｙ　ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　ｉｎ　ｒｅａｌｉｚｉｎｇ　ｅｃｏｎｏｍｉｃ　ｂａｃｋ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ．（）ｎ　ｔｈｅ　ｂａｓｅ　ｏｆ　ｍｏｄｅｒｎｉｚｅｄ　ｒｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｔＯ　３００ＭＷ　ｔｕｒｂｉｎｅ　ｔｕｎｎｅｌ，ｔｈｅｒｅ　ｉｓ　ｎｏｔ　ｏｎｌｙ　ｔｈｅｏｒｙ　ｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｃｅ，ｂｕｔ　ａｌｓｏ　ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｖａｌｕｅ　ｂｙ　ｕｓｉｎｇ　ａｄｖａｎｃｅｄ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｏｆ　ｒｅｆｏｒｍｉｎｇ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ．Ｔｈｅ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　ｆｒｏｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｕｎｉｔ　１　ｉｎ　ａ　ｐｏｗｅｒ　ｐｌａｎｔ　ｈａｓ　ｂｅｅｎ　ｍｏｄｅｒｎｉｚｅｄ，ｔｗｏ　ｐａｓｓ　ａｎｄ　ｔｈｉｎ—ｗａｌｌｅｄ　ｓｔａｉｎｌｅｓｓ　ｓｔｅｅｌ　ｔｕｂｅｓ　ｈａｖｅ　ｂｅｅｎ　ａｄｏｐｔｅｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　ｉｎｓｔｅａｄ　ｏｆ　ｏｒｉｇｉｎａｌ　ｃｏｐｐｅｒ　ｔｕｂｅｓ．Ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｔｈｅ　ｅｘｉｓｔｉｎｇ　ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ　ａｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇ　ｓｙｓｔｅｍ　ｈａｖｅ　ａｌｓｏ　ｒｅｆｏｒｍｅｄ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｃｏｎｄｅｎｓｅｒ；ｈｅａｔ　ｔｒａｎｓｆｅｒ；ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ；ｓｙｓｔｅｍ；ｃｏｎｄｅｎｓｉｎｇ　ｔｕｂｅ；ｔｗｏ　ｐａｓｓ；ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ；　ｒｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ　１　概　述　通道，更换汽封等措施，使机组额定出力由原３００　ＭＷ提升至３２０　ＭＷ。改造后，凝汽器的凝结负荷　大唐淮南洛河发电厂１号机是早期国产３００　增大５　。为保证通流部分的现代化改造达到预期　ＭＷ机组，１９８６年投产，为亚临界、一次中间再热、　目标，提高原凝汽器的综合性能已成为配套改造的　单轴、４缸４排汽凝汽式汽轮机组。该机组的热力　重要环节。　性能相比于当前引进的同参数机组有明显差距。因　早期国产３００　ＭＷ机组的主汽轮机，常配置Ｎ一　此，在２００１年，对机组进行了通流部分的现代化改　１５０００一Ｉ型单壳体、双路单流程、单背压、铜管表面式　造，通过全面改造高压、中压和低压通流部分的叶栅　凝汽器，此类凝汽器设计制造于２０世纪６０～７Ｏ年　收稿日期：２０１０—０７—２６修回日期：２０１０－０８—２４　作者简介：李旭辉（１９７６一），男，本科，工程师，２００９年于东南大学获得工程硕士学位，现从事火力发电厂汽轮机检修及运行技　术的管理工作。　２７　电站辅机总第１１４期（２０１０　Ｎｏ．３）　代，因此，与现时设计的凝汽器相比．两种凝汽器的　性能存在较大差异，主要表现为：　ｈ　、　一凝汽器中蒸汽焓和凝结水焓，ｋＪ／ｋｇ；　ｈ　、ｈ训　凝汽器冷却水进、出口焓，ｋＪ／ｋｇ。　由式（１）得：　Ａｔ＝＝　（２）　（１）原凝汽器的冷却管管材为ＨＳｎ７Ｏ—Ｉ黄铜　管，管材的耐腐蚀和耐磨性较差，容易产生泄漏和断　裂现象，造成原凝汽器冷却管的频繁堵管和换管。　（２）原凝汽器管束的布置技术陈旧，凝汽器的汽　阻大、换热效率低。　（３）国产３００　ＭＷ机组的运行时间，多数已有　式中，ｍ—Ｄ　，／Ｄ　称为凝汽器的循环倍率；（＾　一　）　是单位质量排汽所释放的汽化潜热，因汽轮机的排　汽约有１０　的湿度．故释放的汽化潜热要小于干饱　和蒸汽，通常在２　１４０～２　２２０　ｋＪ／ｋｇ范围内。因此，　２０余年，凝汽器等设备已接近使用寿命，冷却管内　结垢和腐蚀现象严重，造成堵管多。使凝汽器的传热　在近似估算中，（　～　）取２　ｌ７７　ｋＪ／ｋｇ，将式（２）简　端差增大，严重影响了机组运行的经济性。　化为　２００６年初，大唐淮南洛河发电厂对凝汽器的改　Ａｔ≈　２１７７　一　５２０　（３）　造开始了前期的技术准备丁作，在２００７年，对１号　机组凝汽器实施了现代化改造。　由此可见，冷却水的温升主要决定于循环倍率　Ⅲ。所以，当凝汽器的热负荷或Ｄ　一定时，△￡主要　２凝汽器性能与结构分析　决定于冷却水的流量。增大循环倍率虽然可使真空　２．１　凝汽系统的工作原理　上升、汽轮机的出力增加，但同时使循环水泵的功耗　汽轮机的凝汽系统是由凝汽器、循环水泵、凝结　增大、厂用电增多。当循环水泵的增大功耗率与汽　水泵、真空泵（或抽气器）、清洗装置，以及凝汽器水　轮机出力增加率相等时，凝汽器则达到最优的经济　位调节器、运行监测仪表等组成。凝汽系统在蒸汽热　真空　。　力循环中起着冷源放热的作用，将汽轮机的排汽凝结　凝汽器的传热端差决定于传热系数。增大凝汽　为水，回收工质，在汽轮机的尾部建立并维持真空。　器的传热面积，可以降低传热端差。然而，增大凝汽　由热力学理论已知，提高蒸汽热力循环效率的　器的传热面积将增加制造成本，所以在汽轮机组中　途径，在汽轮机方面主要有两个，一是提高汽轮机通　存在着冷端参数的优化选择问题。凝汽器的传热端　流部分的内效率，通过改进叶型设计、减少漏汽和排　差一般为３～１０℃。　汽损失等途径实现；另一方面是提高循环热效率，在　２．２表面式凝汽器的热力计算　主蒸汽、再热蒸汽参数确定后，降低汽轮机的排汽压　目前，有很多具有良好图形人机接口界面的凝　力、可使冷源放热量有所减少，使机组的有效焓降增　汽器热力与水力特性计算程序，可用于凝汽器的设　大。实际经验表明：对于凝汽式汽轮机，在通常的排　计计算和运行特性分析，其图形界面如图１所示　］。　汽压力范围内，排汽压力每降低１　，汽轮机的功率　ｍ　Ｉ＆　∞　＿　一．　ｍ　ｌ，¨　Ｉ　ｔ＊　诺Ｌ　霄《　Ｉ　河习　岖的　将增大１　～２　；排汽温度每降低１０℃，汽轮机的　量　１两　了　●‘＂ｈ‘　。　ｔ＃　辫　＿　而　ｌ　静蝴豫　两奄　Ⅷ　ｒ　一　Ｉ“　薅｜量啦　ｉ…～　蠕　啪　苗＿．一鼻热●　ｉ　耐　一　躺　一ｌ＿　～　埘　…　热效率可提高３．５　ｌ１】。因此，对汽轮机凝汽系统　首　：ｔ　：　：　茹ｉ　—　的理想要求是：在给定负荷、给定循环冷却水量和冷　Ｈ　￣ｌａＵｔ　却水进口温度时，在汽轮机的尾部建立尽可能高的　ｍ　Ｊ　｝　畸　●■建～　ＩＩ　Ｐｊ’　：　●■●　■　＇舢ｌ∞　｛　真空度。　＾日ｍ　’ｇ一～　ｆ＆舟　：ｌ　葚一　朔Ｅ砌隗ｔ舒赢ｒ—～　冷却水的温升决定于循环水量和凝汽器的热负　■ｌ　，　百　■ｔ　Ｊ　一一　＊￡ｍＩ　试…～　“　Ｅ　百　＊　■　ｈ　Ⅻ　｛　§　”ｔ　苷鼻ｉ　＊■　地窿Ｅ　Ｏ　髓口曩女ｂ　【ｊ　｝　荷，循环水量越大，或凝汽器的热负荷越低，则越小，　№ｉ　∞ｆ　蔷　＆ｍ∞彳～　求Ｉｍ口ｌ姨Ｉｃ　ｐＩ邱　｛　ｇ■　ｔ　Ｂｌ２　｛　从而凝汽器的真空度就越高。由凝汽器的蒸汽放热　和冷却水吸热的热平衡方程求得：　图１　凝汽器热力与水力分析程序图形接口界面　Ｑ一１０００Ｄ　（ｈ　一ｈ　）一１０００Ｄ　（ｈ　一ｈ“）　该程序设有美国ＨＥＩ、前苏联别尔曼和分步计　：４１８７Ｄ＝／ｘｔ　（１）　算３个算法，在选定凝结蒸汽流量、循环冷却水量、　式中，Ｑ一凝汽器的热负荷，即传热量，ｋＪ／ｈ；　冷却水进口温度、清洁系数、冷却管长、管径、管数、　Ｄ　、Ｄ　～进入凝汽器的蒸汽与冷却水的质量　管材和冷却水流程数及汽轮机排汽干度下，基于这　流量，ｔ／ｈ；　３个计算方法计算｝ｌ＿｛总体传热面积、冷却水温升、传　２８　国产３００Ｍｗ汽轮机凝汽器的现代化改造　热端差、凝汽器蒸汽温度、凝汽器背压、冷却水流速、　凝汽器水阻和传热有效度等凝汽器的主要参数。　该程序运算前，可在程序中的凝汽器冷却管材　料库中选用黄铜管、海军铜、铝铜管、奥氏体不锈钢　管、铁素体不锈钢管、钛管等目前国际上广泛采用的　凝汽器管材。其中，冷却管材库中的最小管外径为　Ｏ１５ｍｍ，最大管外径为Ｄ５Ｏ　ｍｍ；最小管壁厚度为　０．５　ｍｍ，最大厚度为２．７６　ｍｍ，涵盖了目前凝汽器　管材可选范围。　程序用于设计计算时，在给定凝结蒸汽流量、循　环冷却水量、冷却管内流速和冷却水流程等条件下，　首先，初选冷却管直径、管壁厚度，选择某一冷却管数　计算出冷却水的流速，从冷却管数的多次选择计算　中，求得能满足冷却水流速约束条件的冷却水管数；　其次，在选定的清洁系数下，选择某一冷却管的管长，　计算出对应的凝汽器蒸汽温度和压力及水阻，在确定　管长的多次试算中，求得满足传热性能要求的管长；　然后在不同管径的水阻分析中优选设计方案。　２．３　国内外凝汽器的管束布置　管束布置是影响汽侧流动特性和传热特性的主　要因素。国产２００ＭＷ、３００ＭＷ机组凝汽器采用了　向心式布置。基于向心式流动设计思想，国外汽轮　机和大型换热器制造商发展了多种管束布置型式，　其中较为典型的是ＡＢＢ公司的教堂窗式、日本三菱　公司双菱形式、德国Ｂ—Ｄ公司模块化式、美国Ｓｅｎｉｏｒ　公司垂直均衡流动式等。在这些管柬布置模式下，　经基于三维流场计算，确定管束及抽气通道的细化　布置，ＡＢＢ等公司声称，其凝汽器的换热系数较传　统管束布置高２Ｏ　９／６～３０％，这意味着达到相同换热　效果条件下，可节省２Ｏ％～３Ｏ　的换热面积，或运　行中可允许清洁系数更低。因此，凝汽器的改造设　计中，管板排列方式采用了较先进的超平衡下流式　管子排列方式，这种排列方式是根据最新的流体理　论一凝汽器内的蒸汽冷凝流与流体力学理论中的进　口流相似为依据，设定沿进口流流线的蒸汽人量与　冷凝量之比得出的结果。　２．４　薄壁不锈钢管在凝汽器中的应用　铜材具有优良的导热性能，且铜离子对微生物　有一定毒性，有抵抗生物污垢生成的能力，故铜合金　管广泛应用于以往的凝汽器管束中。然而，铜的耐　蚀和耐磨性能相对于薄壁不锈钢管要差，铜材在一　定冷却水环境下（特定的电导率、ｐＨ值），很容易萌　发氨、硫点蚀和垢底腐蚀，一旦形成初始点蚀，腐蚀　点会很快在管材中扩展，造成凝汽器冷却管泄漏。　电站辅机总第１１　４期（２０１０　Ｎｏ．３）　…髫严传统凝汽铺排管幽　（ｂ　新型模块式排霄目　图２传统排管方式与新型排管方式的对比　铜管耐磨性较差，投运中，因管内壁表面粗糙度较　大，容易生垢，垢层形成后不仅影响传热，而且容易　发生垢底腐蚀，造成铜管泄漏。　不锈钢薄壁管的耐蚀性和耐磨性能较好，管材　的强度高、刚性大，在电站凝汽器中平均使用寿命达　２０年以上ｌ４］。目前，不锈钢冷却管已成为国内外内　陆电站凝汽器所用管材的首选。　不锈钢管的最大不足是其导热性能较差，导热　系数不足海军铜的五分之一。然而，不锈钢管强度　高，其壁厚可取铜管的一半，可部分弥补导热性能的　下降。另一方面，不锈钢管良好的耐磨性能，使其最　大许用冷却水流速是海军铜的５倍，通过增大冷却水　的流速，提高水侧对流传热系数，可以补偿因不锈钢　导热性能差对凝汽器总体传热性能的影响。电站凝　汽器常用冷却管材料的机械物理性能参数列于表１。　表１　凝汽器各种管材机械物理性能参数　管材　密度　比热容　导热率　ｋｇ／ｍ。　Ｊ／（ｋｇ・Ｋ）　Ｗ／（ｍ・Ｋ）　ＨＳｎ７０—１（海军黄铜）　８５４Ｏ　３８５　１Ｏ８．８６　ＨＡ１７７—２Ａ（铝黄铜）　８５０５　３７６　９９　Ｂ３０（铜镍合金管）　８　９４０　３７６　２８　钛管（工业纯钛）　４　５１０　５１９　ｌ７　不锈钢管（ｓｕｓ３０４）　７　９００　５０２　１　６　用不锈钢管替代凝汽器的原有铜管，利用了不　锈钢管表面坚硬、光洁度高不易结垢的材料特性，且　凝汽器的总体热力性能并无明显下降，但使凝汽器　的抗振、耐蚀性能得到了提高，可大幅延长设备的使　用寿命。　３　改造的方案设计与技术评估　３．１　单流程方案分析与评估　Ｎ一１５０００一Ｉ型凝汽器换装不锈钢管的改造，从　９９　电站辅机总第１１４期（２０１０　Ｎｏ．３）　设计方面考虑的另一条途径是减小管径、增大换热　３．３最终改造方案的确定　面积。但增大换热面积时，必然要求增多管数，冷却　水的流通截面增大，导致冷却水的管内流速下降。　为提高凝汽器整体性能，双流程改造方案优于　单流程方案，即使不对循环水泵作配套改造，也能较　好地保证凝汽器的性能要求，在解决进、出水室和进　水管连接问题后，双流程改造方案无疑是首选方案。　经技术、经济效益和现场实施可行性等各方面　的论证，确定对大唐淮南洛河发电厂的１号机凝汽　为达到抗结垢的预期目标，要求冷却水的管内流速　不小于２　ｍ／ｓ。以此要求，委托各公司分别对采用　１８×０．５ｍｍ和Ｄ１６×０．５　ｍｍ　２种管径做了改造　方案。经分析，如采用　１８×０．５　ｍｍ管径的方案，　计算结果也显示其传热性能满足要求，且凝汽器的　器实施双流程、总传热面积为ｌ７　５００ｍ　的不锈钢管　水阻较小，但冷却水的管内流速仅为１．９　ｍ／ｓ，不利　于冷却管的防腐蚀和防结垢；如采用　１６×０．５　ｍｍ　管径的方案，冷却水的管内流速可提升到２．２　ｍ／ｓ　以上，但凝汽器的水阻增大，同时，汽阻也在增大，如　欲达到相同的传热面积（１６　０００　ｍ　）和管数（２７　７３０），　则使管束布置比较困难。　单流程改造的另一方案是增长冷却管的长度，　在水阻和汽阻保持与原铜管凝汽器相同情况下，达　到所要求的凝汽器压力。这样的方案就要求对喉部　连接处作相应的配套改造，改造前，对国内同类型凝　汽器改造进行调研，江苏省某厂同类机组的Ｎ一　１５０００一ｌ型凝汽器，也进行了换装不锈钢管的改造，　为补偿不锈钢管导热性能下降对凝汽器整体性能的　影响，保持冷却水单流程和管径不变，通过增加管长　以增大传热面积，虽然采用新的管束布置，但因凝汽　器连接喉部未作改造，蒸汽无法到达新增管长的管　束区域，改造后的传热端差远大于设计值［５　。如果　对喉部、壳体一同进行改造，工期长和造价高，实践　证明该改造方案不可行。　３．２双流程方案分析与评估　大唐淮南洛河发电厂的Ｎ一１５０００一Ｉ型凝汽器的　改造，在吸取其它电厂凝汽器不锈钢管改造经验的　基础上，突破原冷却水单流程的束缚，提出采用双流　程改造方案，进行可行性研究与设计。　Ｎ一１５０００一Ｉ型凝汽器的冷却管径较小、水阻较　大，为该凝汽器的冷却水由单流程改为双流程提供　了条件。该型凝汽器冷却水双通道、反向流布置，在　凝汽器的两端各有１个进水管和出水管，凝汽器两　侧水室端部现场均有足够大的空间，满足垂直双流　程凝汽器进、出水管改造的安装要求。出水管不需　改造，冷却水从水室的底部进入下流程，在转向水室　垂直转向后进入上流程　各公司设计的双流程方案均选用相同的管径作　为冷却管，且长度与原铜管相同，但选用的设计技术　不尽一致。　３０　现代化改造，型号由原Ｎ一１５０００一Ｉ型改为Ｎ－１７５００　型，并基于美国ＨＥＩ表面式凝汽器标准，按清洁系　数０．９０、并预留３．５　堵管率的要求，设计了Ｎ—　ｌ７５００型凝汽器的技术规范，具体参数见表２。　表２　Ｎ．１７５００型不锈钢管凝汽器技术规范　型号　单位　Ｎ・１７５００　设计热负荷　ｋＷ　３７８４７７　循环水流量　ｔ／ｈ　３７　０００　设计循环水温度　℃　２０　冷却水管内流速　ｍ／ｓ　２．２　凝汽器冷却面积　ｍ２　１７　５００　冷却管　主凝区　ｍｍ　Ｄ２５×０．５×１１４０６　尺寸　空冷区　ｍｍ　Ｄ２５×０．７×１１４０６　冷却管　主凝区　根　１７　８０６　根数　空冷区　根　１　７ｌ８　冷却管材料　｝　ＴＰ３ｌ６Ｌ　凝汽器背压　ｋＰａ（ａ）　４．９　端差　℃　４４　凝结水过冷度　℃　≤０．５　凝汽器水阻　ｋＰａ　≤７１　凝汽器气阻　ｋＰａ　４ｏ．４　基于表２中Ｎ一１７５００型不锈钢管凝汽器的技术　规范，委托上海电站辅机厂按美国ＳＥＮ１０Ｒ工程公　司凝汽器计算程序进行管束布置结构设计和水室、　循环水进、出水管连接设计。　４改造实施及性能评价　４．１改造实施　大唐淮南洛河发电厂ｌ号机凝汽器的改造工程　于２００７年３月正式开工。　改造时，首先拆除了原管板、中间支承分隔板和　管束，再进行安装新型管束布置的管板和中间支承　分隔板，需将隔板上油脂擦拭干净，将热井至凝泵入　口封堵，打开热井底部排污阀，用高压水清扫凝汽器　汽侧，现场贮、供水应能满足碱洗和冲洗的用水需　要，碱洗时，宜用水温在３０￣４０℃的水，以便提高碱　洗效果，用０．３　～０．６％的Ｎａ。ＰＯ　溶液（温度在　国产３００Ｍｗ汽轮机凝汽器的现代化改造　４０～４５℃）对凝汽器隔板进行冲洗，洗净凝汽器隔　板上的油污。　将近２万根不锈钢管穿人管板，然后进行胀管　和端部焊接，冷却管采用不锈钢管代替铜管，但不锈　钢管的可胀性较差，管壁又薄，且不锈钢管的硬度又　高于碳钢，若仅采用胀管连接难以保证连接处的密　封性和连接强度，所以，在管板孔内壁开特殊沟槽后　再胀接，用胀管加焊接的工艺方法确保连接处的密　封和连接强度。　严格按原定技术规范要求，对空气冷却区及抽气　通道及管道的安装质量进行监管、检查。改造原循环　冷却水的出口管，并与新凝汽器的出口水室对接。　凝汽器改造施工历时４８天，于２００７年５月完　工。机组投运后，凝汽器工作状况良好，其真空度较　改造前明显提高。　４．２性能评价　２００７年６月初，特委托有关研究院依据ＪＢ／　Ｔ３３４４—１９９３（（凝汽器性能试验规程》对改造后的凝　汽器进行了全面的性能检测与评估试验。检测数据　见表３。　表３数据显示，当循环冷却水进口温度为　２７．６１℃、机组功率为３２１．８２　ＭＷ时，冷却水的出　口温度为３９．１８℃，凝汽器背压为８．２４　ｋＰａ（ａ），实　测循环冷却水流量２７　５６３　ｔ／ｈ、凝结水流量６０７．５１　ｔ／ｈ。由此计算可得：循环冷却水的温升为１１．５７℃，　凝汽器传热端差２．９２℃，凝汽器水过冷度０．３３℃，　凝汽器水阻４８．１　ｋＰａ。数据显示：凝汽器改造后，传　热端差下降，凝结水过冷度减小，水阻也在合理范围　内，达到设计改造的预期目标。　表３　大唐淮南洛河发电厂１号机凝汽器改造后的试验数据　参数名称　单位　发电机功率　ＭＷ　３２ｌ＿８　２６２．９　２３０．２　主蒸汽压力　ＭＰａ（ａ）　１５．９９　１５．８９　１６．０１　主蒸汽温度　℃　５３６．２　５３５．６　５３５．５　凝结水流量　ｔ／ｈ　６Ｏ７．５　４９２．４　４２９．４　再热蒸汽压力　ＭＰａ（ａ）　２．６ｌ８　２．８８４　２．８７Ｏ　再热蒸汽温度　℃　５３Ｏ．２　５３２．６　５３５．５　凝汽器背压　ｋＰａ（ａ）　８．２４　７．８２　７．４５　循环水进口温度　℃　２７．６１　２９．０４　２９．２９　循环水出口温度　℃　３９．１８　３８．７Ｏ　３７．９７　循环水进口压力　ＭＰａ　０．１６６　Ｏ．１６５　Ｏ．１　６７　循环水出口压力　ＭＰａ　Ｏ．１ｌ８４　０．１１７９　Ｏ．１ｌ９５　凝结水温度　℃　４１．７７　４０．９３　４０．０４　循环水流量　ｔ／ｈ　２７　５６３　２７　５６３　２７　５６３　电站辅机总第１１４期（２Ｏ１０　Ｎｏ．３）　将性能试验数据修正到额定设计丁况，数据处　理表明：在循环冷却水进口温度２０℃、额定冷却水　流量３７　５００ｔ／ｈ的工况下，机组负荷３２０　ＭＷ时凝　汽器的背压为４．７１　ｋＰａ（ａ），传热端差３．２０℃，凝结　水过冷度０．３１℃，凝汽器的各项性能指标均优于设　计值。　对夏季恶劣工况运行数据分析显示：在循环冷　却水进口温度３３．５℃、３台循环水泵并列运行、机　组负荷３２０　Ｍｗ工况下，汽轮机的排汽温度　４４．６３℃、凝汽器背压９．４３　ｋＰａ（ａ），远低于汽轮机　技术规范的要求值，表明改造后的凝汽器有较大的　富裕能力。基于凝汽器工作原理和美国ＨＥＩ表面　式凝汽器标准估算，即使循环冷却水进口温度达到　３７℃，机组也能发出额定功率３２０　ＭＷ，且凝汽器背　压不大于汽轮机技术规范要求值ｌ１．８　ｋＰａ（ａ）。　５　结束语　对凝汽器改造后，实测的凝汽器各项性能数据　指标均优于设计值，提高了整个机组运行的经济性，　成功达到了改造的预期目标。　从机组运行的相关数据显示：循环水泵还存在　着性能缺陷，在２台泵并列运行、扬程低于设计值工　况下，循环水泵的出水流量明显低于设计值，虽然凝　汽器改造后优良的传热性能，弥补了循环冷却水量　不足，保证了夏季恶劣工况机组正常带负荷运行，但　是，如对循环水泵进行改造，能还实现节能增效目　的。今后，将在凝汽器改造取得成功基础上，通过采　用新型叶型和变速电机技术，使循环水泵达到额定　出力和高、低转速控制，通过凝汽器及循环冷却水系　统的运行数据分析和现场试验，求取机组冷端优化　算法，全面提高机组的经济运行性能。　参考文献：　［１］刘桂生．国产３００　Ｍｗ汽轮机凝汽器改造及其经济性分析［Ｊ］．　热力发电，２００６（７）：５２—５３．　［２］汪洋，汪国山，毛新青．Ｎ—ｌ１２２０一Ｉ型凝汽器的热力性能分析与改　造措施探讨［Ｊ］．汽轮机技术，２００４，６４（４）：２８３—２９４．　Ｅ３］杨建明．徐州发电厂国产２２０　Ｍｗ机组凝汽器改造设计ＥＪ］．东　南大学动力工程，２００４（３）．　［４］王洪斌，孙建涛，聂丹文等．关于凝汽器换管改造中选管问题的　探讨［Ｊ］．黑龙江电力，２００４，２６（２）：１３４—１３７．　Ｅ５３乌蓓芳，李海红．谏壁电厂＃ｌＯ国产３００ＭＷ火电机组凝汽器改　造ＥＪ３．电站辅机，２００３，８７（４）；６—１４．