（中国能源建设集团东北电力第一工程有限公司 辽宁沈阳 110179）
摘要：凝汽器是将汽轮机排汽冷凝成水的一种换热器，又称复水器。凝汽器主要用于汽轮机动力装置中，分为水冷凝汽器和空冷凝汽器两种。凝汽器除将汽轮机的排汽冷凝成水供锅炉重新使用外，还能在汽轮机排汽处建立真空和维持真空。现代火力发电站中凝汽器是重要的辅助设备，它运行的好坏直接影响机组运行的稳定性及经济性。此文针对凝汽器在某项目实际运行中发生的事故进行分析及阐述。
关键词：有限元；形变；应力
1 绪 论
中国能源建设集团东北电力第一工程有限公司（以下简称：NEPC），2012年在菲律宾新开发执行了两个单机容量135MW循环流化床燃煤电站EPC项目。两个项目的汽轮发电机组及其配套设备均采购同一家国际某知名品牌产品。2016年其中一个项目首先进入机组整体调试运行阶段，在此过程中由于施工人员漏装了内部的部分支撑管导致凝汽器强度不足，发生了凝汽器在正常运行真空度下发生形变的事故。
此次事故为另一个即将进入整体调试的项目提供了警示。因此另一个项目在整体调试运行前按照图纸对凝汽器的内部支撑管及相关组件做了详细的检查，也要求供货供货设计方技术顾问现场见证并签字确认。在启机初期，NEPC派遣专人就地监测凝汽器，为了便于检测到凝汽器喉部的变形情况，在抽真空之前，NEPC在凝汽器下排汽装置（LEN）立板处拉设了钢丝测量装置。据观测，在凝汽器真空度为-86.6 KPa的时候，最大变形量约为120mm。停真空泵后，凝汽器下排汽装置（LEN）立面板变形处变形量有一定的反弹，反弹后最大变形量约为40mm。凝汽器与低压缸之间的膨胀节也随之发生一定的变形。
2 事故分析及计算过程
2.1 事故处置
事故发生后，NEPC第一时间组织技术专家对事故记录并撰写相关分析报告随后将报告发给供货供货设计方。数月之后供货设计方将其相关事故分析报告及计算书发至NEPC。报告将事故发生的主要矛头指向了NEPC。针对他们所提供的报告NEPC采用有限元分析法对凝汽器形变进行相关计算并提出需要供货设计方提供：
（1）喉部补偿节强度计算书和计算方法
（2）喉部补偿节和凝汽器上部衔接的计算书和有效计算方法
（3）最大变形处计算位移和变形允许标准
（4）凝汽器喉部（包括上部和补偿节）完整有限单元法的数值模拟分析
以上四项计算完全是针对现场#1机组凝汽器变形而提出的，并非为了审查供货设计方的计算文件和计算能力。鉴于此，NEPC针对关切位置（凝汽器变形位置）提出直接计算要求。所谓直接计算要求，是指直接能够评估变形位置位移、应力等指标的计算文件、评价准则和计算方法。然而遗憾的是，NEPC合理的要求并未得到供货设计方的正面回答只是一味的强调其计算及分析的正确性。
2.2 有限元计算
NEPC通过大型有限元软件对凝汽器喉部抽真空过程进行数值模拟，最终得到了喉部的凝汽器变形情况和应力分布情况。见图1。
图1 凝汽器喉部变形云图（整体）
从图1看凝汽器喉部整体变形云图，可以看到，凝汽器喉部最大变形为102.8mm。出现在凝汽器喉部A面壳体左上部，与现场测量出现的最大变形位置吻合。因图中喉部内部中装有高排和低旁并通过工字钢支撑，在一定程度上增加了喉部A面右侧壳体的刚度，因此可以看到两侧的变形并不像供货设计方所说的呈对称趋势。
通过计算结果，并结合图纸分析发现，在喉部A面除了相隔678mm布置有若干根肋板和最上部中间位置设置三根支撑管外，在其它位置并无有效支撑。由于壳体面积较大，受大气压力将会引起较大的变形。因此，可以判断这一位置出现最大变形的原因，主要是由于内部支撑不足所导致的。
图2凝汽器应力变形云图（整体）
从图2看凝汽器喉部整体应力云图，可以看到，凝汽器喉部最大应力为341.6MPa。出现在靠近A面最大变形区的补偿节位置，也与现场测量出现的最大变形位置吻合。波纹板的屈服极限为260MPa，可知抽真空过程中，喉部补偿节已发生不可逆转的塑性变形。从变形的趋势考虑，受压的波纹节在达到屈服破坏前首先应进入失稳状态，发生失稳的位置应该与应力水平较高的位置吻合，计算结果也证明了这一点。
凝汽器喉部壳体材料为SA-516.Gr485，最小屈服强度σs=280MPa，170℃下许用应力Sm=138Mpa。应力云图中151MPa以上的色带且结构连续区域，都不满足强度要求。灰区域材料已进入塑性变形区域，应尤其注意。根据有限元分析结果，可以判定在凝汽器抽真空过程中时，凝汽器喉部壳体现有的支撑结构无法满足抽真空后所承受的大气压力，导致凝汽器喉部壳体A面左上部发生塑性变形。结合现场实际测量情况判断，凝汽器喉部壳体板，包括补偿节均已发生了塑性变形。鉴于以上判断，凝汽器喉部的结构设计存在缺陷。
2.3 根据供货设计方意见修改后的计算
对于NEPC分析结果，供货设计方对数值模拟的边界提出了质疑，NEPC按照其意见再次进行有限元的分析。
NEPC认为供货设计方对凝汽器上部结构LEN和UEN分别进行分析，原则上是可行的，但前提是从整体结构中剥离出来的组件的边界条件必须做到准确施加。发生大变形的侧板左上部距离喉部补偿节较近，在LEN组件数值模拟时，此处边界不能简单的施加固定约束，需要在喉部与补偿节的边界位置附加补偿节受力后产生的转角和位移。供货设计方在LEN和UEN组件的数值分析时，所施加的边界条件均为固定约束，不能准确的反映抽真空工况上部结构的真实边界条件，结果当然也难以令人信服。
图3 凝汽器喉部变形云图
修改模型后侧板的左上部最大位移为101.8MM。模型更改前变形见图1，最大变形102.8MM。可见增加支撑管和修订补偿节模型对计算结果的影响不大。产生大变形的原因仍是由于侧板内部结构支撑不足所导致的，应继续从设计上寻找问题根源。
从图4和图5看
1）从位移分布趋势升看，两者非常吻合。
2）从位移大小看存在一定差别。位移差距产生的原因是比较明确的。
LEN的位移值，NEPC结算结果小于供货设计方计算结果。主要是由于，LEN中三跟支撑管位置不同造成的。NEPC按照供货设计方提供的图纸进行的建模，供货设计方模型中支撑管的位置偏下。UEN的位移值，NEPC结算结果大于供货设计方计算结果。主要是由于UEN中支撑管位置不同造成的。NEPC始终没有UEN的明确尺寸，供货设计方模型中支撑管的位置偏上。
3）从计算对比看，双方的计算结论的吻合度大于偏差度。NEPC整体分析的结论是，LEN结构的强度不足是凝汽器变形的主要原因。NEPC采用的LEN模型来看也是偏于保守，如果LEN模型的三根支撑管按照供货设计方模型的位置出现，凝汽器将会产生更大的变形。
NEPC利用过硬专业知识、尖端技术软件与科学详尽的分析方法对供货设计方的观点一一论证，事实证明NEPC是对的。供货设计方也逐渐认可了我方的计算与分析。
3 结 论
3.1 技术性结论
（1）因凝汽器结构复杂，采用HEI条款计算时并不能真实的反映出实际情况，采用有限元计算方法对凝汽器喉部整体的分析更为直观准确，有限元计算结果和现场测量结果的高度吻合更说明了该方法具有极强的适用性。
（2）根据有限元分析结果，可以判定导致凝汽器喉部壳体A面左上部发生塑性变形的原因，是由于凝汽器喉部壳体支撑结构无法满足抽真空压力所致。故而可认为，供货设计方在凝汽器喉部结构设计时存在设计缺陷。
3.2 经验教训
（1）不能轻信国外大公司的设计以及服务质量，事故发生后应客观公正严谨的态度对待问题。国内公司对国外供货商所提供的各种服务要持有谨慎的态度。
（2）为避免同类国际工程发生类似的事故以及责任划分不明的情况，请涉外工程中资公司在类似项目中做好观测和检查工作，按合同程序与外方交涉，以避免重大的经济损失。
（3）在发生事故时要第一时间收集资料（照片、录音、文字、视频等）利于后期举证。
结束语
本文在撰写过程中咨询了一些行业专家的意见，也得到了施工现场提供的第一手资料，事件实际解决过程比较的艰辛但同时也向世界展示了中国的力量。在此对所有相关人事辛勤的工作表示衷心的感谢。
参考文献：
[1] Heat Exchanger Institute（HEI）standard.
[2] GB 150.1～4-2011《压力容器》。
[3] American Society for Testing Material（AST，）standard.
[4] JB/T 10085-1999汽轮机凝汽器 技术条件。
论文作者:刘志辉
论文发表刊物:《电力设备》2017年第15期
论文发表时间:2017/10/24
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