引言凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅助设备，在大型汽轮机组的热力循环中起着冷源的作用，其主要任务是将汽轮机排汽凝结成水，并在汽轮机排汽口建立与维持一定的真空度。凝汽器性能对整个机组的安全、经济运行具有重要影响。随着机组的长期运行，凝汽器冷却管不可避免地发生减薄、破损及断裂等问题，现场通常采取堵管或穿假管的方式进行处理，但堵管率的不断升高必然会改变凝汽器的性能，从而影响机组出力。文中以国内某沿海核电机组为例，通过计算确定不同堵管率、不同时间窗口执行凝汽器更换改造的经济收益，并结合调研所获得的更换成本给出最优的更换经济堵管率。文中还将对实施工期及关键工艺等因素进行梳理，从而为电厂决策提供参考。1凝汽器简介某核电机组凝汽器采用三壳体、单流程、单背压、表面式、钛管凝汽器，每个壳体由2组换热管束（单流程）冷凝。沿海某核电机组凝汽器设计参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.T001表1沿海某核电机组凝汽器设计参数项目数值项目数值换热面积/m263 960冷却水温升/℃9.2汽轮机排汽量/(kg/s)805.965凝结水的温度/℃27.2冷却水进口平均温度/℃13凝汽器背压/kPa3.6设计冷却水进口最低温度/℃0.8排汽负荷/MW1 784.02冷却水流量/(m3/s)47.5排汽焓/(kJ/kg)2 306.97凝汽器传热管内水的流速/(m/s)2.4清洁度0.92堵管率对凝汽器背压的影响根据传热学理论，假定不考虑凝汽器与外界大气之间的换热，则凝汽器热平衡方程式为[1]：Q=Dk∙hs-hc=K∙∆tm∙A=W∙cW∙t2-t1 (1)式中：Q——凝汽器热负荷，W；Dk——凝汽器蒸汽负荷，即汽轮机排汽量，kg/s；hs——汽轮机排汽比焓，J/kg；hc——凝结水比焓，J/kg；K——总传热系数，W/(m2·℃)；∆tm——对数平均温差，℃；A——冷却面积，m2；W——冷却水流量，kg/s；cW——冷却水比热容，J/(kg·℃)；t2-t1——冷却水温升，℃。目前，普遍采用美国传热学会(HEI)标准公式计算传热系数。K=C∙ξc∙βt∙βm∙Vm (2)式中：C——取决于冷却管外径的计算系数；ξc——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；Vm——冷却管内流速。根据以上原理进行凝汽器满负荷变工况计算，得出堵管后凝汽器的热力特性曲线，分别计算循环水温度为0.8 ℃、13.0 ℃和26.2 ℃时不同堵管率对应的凝汽器背压变化情况，堵管率对凝汽器背压的影响如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.F001图1堵管率对凝汽器背压的影响由图1可知，随着堵管率的升高，凝汽器背压不断升高，且循环水温度越高，背压升高幅度越大[2]。3凝汽器背压对机组出力的影响凝汽器背压升高，汽轮机排气比焓增大，排汽在凝汽器中的放热量增大，汽轮机冷端损失增大，造成实际循环热效率降低，机组热耗率增加。根据研究，在汽轮机所有初、终参数中，凝汽器背压对汽轮机热耗率的影响最大，其对机组出力的影响主要有两方面：一是排汽比焓变化引起机组有效焓降做功量的变化；二是凝结水温度改变引起最末级低压加热器抽汽量的变化，从而影响机组做功[3]。某核电机组热力系统如图2所示。新蒸汽比焓为h0=2 772.42 kJ/kg；冷再热蒸汽比焓为h2=2 486.82 kJ/kg；热再热蒸汽比焓为hrhr=2 986.47 kJ/kg；蒸汽在再热器中的吸热量为σ=hrhr-h2=499.65 kJ/kg。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.F002图2某核电机组热力系统采用等效热降法计算满负荷工况下不同堵管率对应的机组出力变化[4]。各段抽汽等效热降Hj为：Hj=hj-hs-∑r=1j-1ArqrHr (3)Ar根据加热器形式选取γr（疏水放流式）或τr（汇集式）。各段抽汽效率ηj为：ηj=Hj/qj (4)新蒸汽净等效热降H为[5]：H=h0+σ-hs-∑r=17τrηr-Π (5)发电机出线端电功率Pel为[6]：Pel=Dk∙H∙ηm∙ηg (6)式中：hj——加热器j的抽汽比焓，kJ/kg；qj——加热器j中单位抽汽的放热量，kJ/kg；γr——单位疏水在加热器j中的放热量，kJ/kg；τr——单位给水在加热器j中的焓升，kJ/kg；Π——各附加成分引起的做功损失，包括漏汽损失、水泵焓升损失、工艺用汽损失等，kJ/kg；ηm——汽轮机机械效率；ηg——发电机效率。堵管率对机组出力的影响如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.F003图3堵管率对机组出力的影响4凝汽器更换改造的经济性分析凝汽器更换改造工作量大、工期长，通常在核电机组长大修窗口才具备实施条件，分别假设在20年、30年、40年及50年大修执行凝汽器更换改造，计算改造后在机组剩余寿命周期内所能挽回的发电经济损失，上网电价保守采用0.3元/kWh，且不考虑剩余寿命周期内大修停机所减少的收益。经咨询调研，针对管束更换与模块化更换两种改造方式，核电用大型凝汽器的3家主要供应厂家给出了初步的预估成本，更换改造所需成本的调研结果如表2所示。管束更换的成本显著低于模块化更换；由于凝汽器更换的施工量大且复杂，不同厂家所给出的报价差异较大，文中仅将此数据作为改造初步经济性分析的参考依据，正式改造前需进行更为全面的造价评估。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.T002表2更换改造所需成本的调研结果方案A公司预估造价B公司预估造价C公司预估造价更换管束8 5001 9806 800更换模块21 5005 14020 200万元/机以模块化更换为例探讨凝汽器更换改造的经济性，保守采用A公司所给出的预估造价，不同堵管率执行更换改造所获得的经济收益如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.F004图4不同堵管率执行更换改造所获得的经济收益由图4可知，如果在20年大修开展相关工作，则堵管率需至少达到8%才具备一定的经济性，否则剩余寿命周期内所挽回的发电损失无法抵消更换的成本。30年大修与40年大修的更换临界经济堵管率分别约为10%与14%，而50年大修执行改造在20%堵管率以内均不具备经济性。5凝汽器更换改造方案分析凝汽器更换改造的方案主要有两种，即管束更换与模块更换，模块更换与管束更换方案对比如表3所示。凝汽器更换改造方案工艺流程如图5所示。模块更换与管束更换方案工期测算如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.T003表3模块更换与管束更换方案对比项目模块更换管束更换难度大小复杂度高低对凝汽器影响大小对施工单位要求高低周期长短工作量大小对凝汽器性能提升大小费用高低10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.F005图5凝汽器更换改造方案工艺流程10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.021.T004表4模块更换与管束更换方案工期测算项目模块更换管束更换设备及零部件的厂内制造与运输18090更换前准备（水室移除、搭建支撑等）6121更换主体工作实施6327更换后厂房复位及清理1010现场工期13458工期总计314148d凝汽器模块更换方案：为了满足壳体模块整体吊装，需拆除相关外围厂房墙体、钢梁、管道等，并搭设拖拽平台，施工区域大；需对喉部及以上部分进行支撑加固，避免低压外缸发生大的位移变化；热阱装置、疏水扩容器若不换新，需根据壳体安装方案进行加固改造；壳体模块在厂内制造，无质量风险，且现场施工工期相对较短。凝汽器管束更换方案：需准备旋转氩弧焊机、拔管器、穿管导向头、胀管机、胀管头、平管器、胀接后检验用锥度塞规等工具；为了具备穿管空间，现场需拆除前、后水室、水室外管道、钢梁等，拆除及恢复的工作量相对较小；现场拔管、清理、穿管、胀管、焊接等施工工作量大，施工工期相对较长；凝汽器壳体管板孔在拆除旧钛管过程中可能会受到损伤，从而影响新钛管的安装和焊接质量，质量风险相对较高。6结语进行凝汽器更换改造决策时应综合考虑安全性、经济性、工期及现场执行的工艺可行性，并提前进行全面的调研、评估及规划。在现场实施前需制定详细的更换方案及施工计划，做好充分的前期准备工作。更换窗口选择还需考虑堵管率的上升速度，提前研判在下一轮次长大修前是否会达成临界经济堵管率，以便提前规划、充分准备。更换改造除考虑保持原结构不变的方式进行更换外，还可考虑在原结构基础上进行一定程度的优化，如减小管板跨距、增加换热面积、更换冷却管材质和增加换热管壁厚等，从而提高更换的经济收益，或对固有缺陷进行消除，降低剩余寿命周期的事故风险及运维成本，增加间接的经济性收益。