华能济宁100mw机组凝汽器改造.doc

华能济宁电厂华能济宁电厂 100MW 机组凝汽器改造机组凝汽器改造华能济宁电厂生产技术部：韩传伟、孙加生华能济宁电厂生产技术部：韩传伟、孙加生摘要：摘要：济宁电厂#4 国产 100MW 机组凝汽器改造，利用主机增容（110MW） 、通流改造机会，采用德国巴克—杜尔能源技术有限公司新型设计技术，改变了凝汽器管束的排列方式，合理调整了内部结构，更换了中间隔板、两侧管板及凝汽器全部铜管，保留了愿凝汽器外壳全部工作在大修期内改造完毕，改造后比改造前相对真空提高 2.5Kpa ，相当于无煤增发功率 2000kw，经济效益显著，是凝汽器改造的有效方法，具有一定的推广意义关键词：汽轮机；凝汽器；改造关键词：汽轮机；凝汽器；改造1.1.概述概述随着电力事业的飞速发展，300MW、600MW 汽轮机已成为电网的主力机组，但对于国产 100MW 机组已成为电网的调峰机组，但运行时间一般都在 15 年以上，20—30 老龄机组较多，几年来，随着汽轮机三维技术的成熟，各电厂忙于对老型汽轮机的通流部分改造，而凝汽器的改造却不能忽视，现 100MW 机组凝汽器大多存在运行中泄漏，堵管现象，当堵管率较高时，凝汽器换热面积不足，换热效率下降，真空低，端差大，不能满足机组安全稳定运行的要求。

旧凝汽器改造在国外早已成为提高机组效率的一种重要手段，在国内旧凝汽器改造也已经开始，但改造的方法如何要有一个正确的选择，国产 100MW 机组凝汽器管束排列方式由于设计年代较早，一般都是卵状均匀排列，上下管束排列密度基本均匀一致，存在排汽阻力大，换热效果差，上几排的铜管蒸汽遇冷后凝结为水，凝结水流到下层的管子上，一是造成下层较多的管子产生膜状换热，影响下层较多管子的换热效果；二是蒸汽遇冷后凝结为饱和水后流到下层管子上，继续遇冷，造成过冷度较大因此，不改变老式凝汽器管束排列方式，只单纯更换铜管的方法不可采用而新型凝汽器管束的排列为双喇叭型排列方式，上部铜管排列较少，最上部只有几根，下部铜管排列相对密集，加大了上部蒸汽的排放空间，阻力较小，减小了上部凝结水对下层管束换热的影响程度从而减小了过冷度，提高了换热效果采用新型设计结构的凝汽器管束排列方式，是解决老式凝汽器换热效果差的一个有效途径本文结合济宁电厂#4 机凝汽器的改造方法，按照新型设计方案的实施，并经过近两年时间的运行实践证明改造效果良好，具有较高的推广意义2.2.改造前状况改造前状况济宁电厂#4 机为 100MW 机组，其凝汽器原为北京重型电机厂生产的 N-6815-1 型，换热面积为6815m2。

自 1978 年投产至 2000 年改造前已运行二十二年，在二十二年中除空气区铜管更换过之外，其它部位均未做过铜管更换工作经多年运行，长期冲刷至使铜管管壁减薄较多，堵管率较高，相对换热面积减小为此，在#4 机组大修凝汽器改造更换前一次小修中对#4 机凝汽器铜管做了抽管割断检查，发现上层铜管管壁减薄至 0.6mm 左右，空气区的铜管氨蚀较重，特别是铜管下部位置，腐蚀呈点状即将至透由于以上诸多原因，造成近几年来凝汽器换热效果较不佳，真空下降，端差有时高达 10℃以上，运行中经常泄漏影响机组的安全经济运行3.3.改造方案的确定改造方案的确定根据以上情况，应对凝汽器铜管进行全部更换，在#4 机凝汽器改造前，也考虑过只更换凝汽器全部铜管的方案，由于原凝汽器铜管管束为老式排列方式，存在管板间距大，上部铜管排列密集，排汽阻力大，上部铜管热负荷大，下部铜管出现膜状换热，造成凝结水过冷度大，若只更换凝汽器铜管，仍解决不了凝汽器换热效果不高的缺陷为保证机组安全高效运行，降低发电成本，使改造后的凝汽器换热效率发挥到最大化，真正达到凝汽器改造的目的，提高凝汽器的综合性能德国巴克—杜尔能源技术公司多年来一直致力于电站辅机设备的制造和研究开发，具有 100 多年的历史，并在欧美以及中国建有自己的工厂和公司，在电站改造方面特别是对凝汽器更新改造有丰富的实践经验。

若采用巴克—杜尔技术对#4 机凝汽器进行更换改造，可解决多年来存在的真空度低、端差大、换热效果不佳的技术问题，使发电成本大大降低，提高机组安全运行可靠性在改造前曾听取过德国巴克—杜尔能源技术公司的凝汽器改造的专题介绍，但在多台的改造中，最小的机组为 330MW 还是在国外，国内外均没有 100MW 机组凝汽器的改造业绩，属于首例当时我们也犹豫不决，针对这一问题我们曾多次召开专题座谈会进行分析、研究、论证，最终确定采用德国巴克—杜尔能源技术公司的凝汽器改造方案并在 2000 年 12 月份改造成功投入运行4.4. 改造方案的实施改造方案的实施4.1 在改造前原准备以大摸块的形式在现场提前组装好进行安装，由于凝汽器两端场地较小，摸块整体吊装无法进行，故改为现场散件组装 / 秦皇岛论坛4.2 保留原甲、乙凝汽器外壳不变；进出水室及进出水管的连接方式不变；热水井的形式不变，只对热水井口进行加固4.3 拆除原凝汽器铜管、两端管板、中间隔板两端管板按造新管板大小进行割除并打出坡口，进行对接4.4 将巴克—杜尔公司新设计的高效新型凝汽器提前进行加工好，按照图纸设计要求在#4 机组大修期间安装在原甲、乙凝汽器壳体内，进行组合焊接，由于是散件组装，安装工艺采取拉钢丝的方法进行组装。

4.5 对新设计的空气区抽出口按照设计要求进行改造4.6 待各中间隔板两侧管板组合调整合格后进行焊接，焊接完毕后进行穿管、涨管4.7 凝汽器酸洗渡膜4.8 现场改造拆除、安装所用时间如下表：时 间 项 目天 数备 注准备工作2 旧管拆除6旧管拆除前应对支座进行加固 旧管割除3 新隔板、管板调整找正、定位15定位前应进行穿管试验 新隔板、管板焊接5 穿管、胀管、翻边、注水试验12 酸洗、渡膜及系统恢复10 共计时间534.9 改造后管束布置结构图如下：5.5. BDT-BD-TP110BDT-BD-TP110 型凝汽器技术特点型凝汽器技术特点5.1 巴克—杜尔能源技术公司设计的新型凝汽器(BDT-BD-TP100 型) )改变了管子布置方式，凝汽器铜管排列方式由原来的均匀分散型改为高效 BD-TP 型式布置，加大了上部的蒸汽通道，减小了蒸汽排汽阻力，下部铜管布置相对密集，减小了过冷却度，提高了凝汽器换热效果，提高了机组出力和热效率，使改造后能达到高效节能的目的 秦皇岛网 秦皇岛摄影 秦皇岛交友5.2 改造后凝汽器铜管管束（每侧壳体）：冷凝区 5014 根，φ25×1×8470，材料为 Hsn70-1B空冷区 368 根，φ25×1×8470，材料为 BFe30-1-1两侧共计凝汽器铜管总根数为：10764 根；5.3 冷凝器换热面积 7100m2 (原为 6815 m2)； 5.4 隔板间距由 1400mm，缩小为 750mm，以改善铜管振动情况；5.5 铜管采用补偿胀接法，降低了铜管纵向膨胀应力；5.6 空气冷却区为三角型排列，空气通过空气管经过管板前水室引出，转向顶壁抽出。

5.5.凝汽器额定工况参数凝汽器额定工况参数蒸汽流量 278 t/h（由于汽轮机由 100MW 增容到 110MW，蒸汽相对增加 21t/h）凝汽器压力 4.9kPa冷却水进口温度 20℃冷却水温升 8.84℃冷却水量 14000 t/h凝汽器端差 4.05℃凝结水过冷度≤1℃6.6. 改造前后主要主要数据对比改造前后主要主要数据对比凝汽器改造前后主要数据以 6、7、8 三个月的平均值对比如下： 时间 数据改造前 2000 年改造后 2001 年改造后 2002 年 真空（KPa）88.292.392.77 端差（℃）8.12.732.27 过冷度（℃）1.50.50.6 循环水温升（℃）6.28.838.87循环水流量 t/h125001400014000说明48sh-22 原单泵 单速G48sh-16 高效双 速泵的高速G48sh-16 高效 双速泵的高速 7 7．运行结果及分析．运行结果及分析原 N-6815-1 型凝汽器改造成 BOT-BD-TP110 型凝汽器后；当冷却水量 16000t/h，冷却水温为20℃时，达到以下条件：7.1 凝结水过冷度达到设计值≤1℃的承诺7.2 测量端差为 3.0℃，达到了设备制造厂家的保证值 4.05℃以下的承诺。

7.3 凝汽器在相同热负荷、相同冷却水量、相同冷却水温下，压力比设计值低 0.55kPa7.4 原 N-6815-1 型凝汽器改造成 BOT-BD-TP110 型凝汽器后，经性能测试各项指标均达到并略好于设计指标8.8.结束语结束语总之通过对凝汽器的现代化改造,使一个运行多年的老式凝汽器又重新焕发了青春，并且新凝汽器比老凝汽器的端差下降了近 4—5℃，真空相对提高了约 2.5kPa改造效益明显因此，国产老式凝汽器的改造，对提高凝汽器热力性能、降低汽轮机背压、机组节能降耗具有重大现实意义 。