王其庭
江苏徐塘发电有限责任公司 江苏 邳州 221300
摘要:本文介绍了300MW机组的凝汽器改造前的状况，具体介绍了凝汽器改造的方案。针对凝汽器改造，阐述了凝汽器性能试验的计算方法，并对试验结果进行了评估。文章最后提出凝汽器改造后运行方面需注意的问题。
关键词：凝汽器 改造 经济性
0 前言
国内某火力电厂4台机组为上汽厂生产的N300机组。循环水供水系统为带冷却塔的单元制二次循环供水系统。5500m2冷却塔出水由循环水泵升压，通过循环水压力管进入凝汽器,在凝汽器中进行热交换，凝汽器排水至冷却塔冷却，循环使用。当凝汽量在额定工况时，循环水量在夏季工况的冷却倍率为54.6倍，冬季工况冷却倍率为33.5倍。
1 凝汽器设备概述及现状
1.1设备概述
原凝汽器型号为N－16500－3，是单背压、单壳体、对分双流程、表面式凝汽器。循环水设计进水温度20℃，凝汽器冷却面积16500 m2，凝汽器压力5.39 kPa。冷却水量34000 m3/h。
凝汽器运行11年，部分铜管由于泄漏进行堵管处理。目前凝汽器存在端差大，传热系数低，凝汽器背压高，胶球收球率低等问题。为了解凝汽器改造前的实际状况，西安院对改造前凝汽器做了性能试验。凝汽器试验在额定负荷300MW工况下进行。试验表明凝汽器在背压、传热系数、水阻等方面与设计值有一定的差距。在循环水进水温度为31.23℃时，试验300MW负荷工况下修正到循环水设计进水温度20℃时，凝汽器背压为5.726 KPa，比设计值高0.336 KPa；修正到设计循环水量的水阻为44.28KPa，比凝汽器设计水阻高4.28 KPa。
表1 凝汽器主要性能试验数据表
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2 凝汽器改造
2.1改造方案
原凝汽器是由喉部、壳体（包括热井、水室）及底部的支撑装置等组成的全焊结构。凝汽器改造在保持凝汽器中心位置不变的条件下，对凝汽器壳体内部进行了换管改造。凝汽器除保留原凝汽器热井、外壳及其支承方式不变、与低压缸排汽口的连接方式不变外，将凝汽器端部管板及中间支撑板全部更换，凝汽器冷却水管全部更换为不锈钢管，管束采用塔式管束布置方案。
2.2改造的实施
2.2.1凝汽器端管板采用TP316L碳钢与Q235B不锈钢复合管板，端管板与壳体的联接采用密封板焊接形式，与壳体构成一个整体。中间支撑板周围与壳体采用自动氩弧焊接技术焊接，并调整中间支撑板的数量和间距。
2.2.2原凝汽器前水室为圆弧形壳体，后水室为方形壳体。本次改造将原凝汽器的前后水室变为新的弧形水室。凝汽器靠前水室侧汽室长度保持不变，靠后水室侧汽室加长400mm。凝汽器水室改造不仅防止产生水室漩涡区，有利于提高胶球系统的收球率；而且使凝汽器的有效冷却面积增加，提高了凝汽器的性能。
2.2.3凝汽器喉部进行优化改造。机组五段、六段抽汽管适当移动，使气流流动更加顺畅。
2.2.4凝汽器冷却水管全部更换为不锈钢管。其中主冷区采用Ф25×0.5的TP316L不锈钢管16932根，外围区及空冷区采用Ф25×0.7的TP316L不锈钢管3006根。两种规格的不锈钢管均以胀接、焊接的方式与端管板相连。
2.2.5凝汽器冷却水管管束采用先进的塔式管束布置方案，减少汽阻，提高换热性能。
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图1 凝汽器管束布置图
3 经济性分析
在300MW工况时试验在机组负荷302.31MW，冷却水进水温度为17.66℃，冷却水进水流量为29853.53m3/h，凝汽器压力为4.694，总体传热系数为2695.32 W/(m2·K)。修正到设计流量和设计进水温度的情况下，凝汽器压力为4.905KPa，比设计值高0.005 KPa；
在额定负荷下，凝汽器改造前后背压下降了0.821 KPa。按照300MW机组年平均电量12亿千瓦时，真空提高1KPa节约电煤3g/kwh计算，凝汽器改造年平均节约标煤12×108×3×10-6=3600吨。以每吨标煤750元计算，年节约发电成本270万元。凝汽器改造承包单位以凝汽器铜管置换为基础，承包方在回收凝汽器铜管的基础上，提供全套改造方案和改造所需材料，凝汽器改造的实际费用仅为40万元。凝汽器改造可以实现当年改造当年收益230万元。
4 结语
凝汽器改造在增大传热面积的基础上，管束采用不锈钢管不仅能使凝汽器的性能得到提升，而且能够提高管束的抗冲蚀性能和耐腐蚀能力。但是由于不锈钢TP316在周围环境FeCl-1浓度过高时会产生点蚀现象，因此在机组长期停运前，应用清洁水冲洗水室和管子，并打开水室盖板进行风干处理。这是凝汽器改造后特别需要值得注意的问题。
参考文献
[1]周留坤.不锈钢管在凝汽器改造中的应用[J].云南电力技术,2011 (06):73-74.
[2]郑风才.安丰波.国内凝汽器现状分析与改造[J].华东电力，2002（3）：14-17.
作者简介：王其庭，男，工程师，长期从事发电厂安全、生产经营管理工作.