王惠新

(國電寧夏石嘴山發(fā)電有限責(zé)任公司，寧夏 石嘴山 753202)

0 引言

火電行業(yè)是消耗一次能源的大戶，節(jié)能降耗具有十分重要的意義。目前，300MW等級(jí)汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)組經(jīng)濟(jì)性相對(duì)較差，采用新技術(shù)對(duì)老機(jī)組熱力系統(tǒng)進(jìn)行改造，其節(jié)能潛力巨大。

1 改造前狀況

1.1 機(jī)組概況

國電寧夏石嘴山發(fā)電有限責(zé)任公司(以下簡稱石嘴山發(fā)電公司)共安裝6臺(tái)汽輪發(fā)電機(jī)組，其中汽輪機(jī)為北京北重汽輪電機(jī)有限公司引進(jìn)法國阿爾斯通公司技術(shù)生產(chǎn)的N330－17.75/540/540型亞臨界一次中間再熱、單軸、三缸雙排汽、凝汽式汽輪機(jī)。凝汽器為東方汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的N－19600型單體、雙流程、表面式凝汽器。在凝汽器頸部布置有#1，#2低壓加熱器和低壓旁路減溫水管道。

1.2 存在的問題

表1為該公司#1機(jī)組改造前的參數(shù)，從表1可以看出:改造前在4 VWO工況下，凝汽器循環(huán)水進(jìn)、出水溫升為9.80℃，與設(shè)計(jì)值(9.23℃)相差不大;凝汽器端差為3.37℃，說明凝汽器運(yùn)行狀況良好;凝汽器過冷度為－0.26℃，說明凝結(jié)水存在微過熱現(xiàn)象，有部分熱源(如加熱器危急疏水等)進(jìn)入凝汽器，對(duì)凝汽器壓力略有影響;真空度嚴(yán)密性試驗(yàn)合格。排除凝汽器清潔度、凝汽器嚴(yán)密性、冷卻水系統(tǒng)、凝汽器熱負(fù)荷等因素的影響，該公司#1機(jī)組凝汽器排汽壓力仍偏高，夏季較為突出。

2 原因分析

凝汽器運(yùn)行的熱力性能對(duì)汽輪機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性影響很大，衡量凝汽器運(yùn)行熱力性能的主要指標(biāo)是凝汽器壓力(真空度)、凝結(jié)水過冷度和含氧量［1］，而凝汽器壓力與冷卻水流量、冷卻水溫度、凝汽器清潔度、凝汽器嚴(yán)密性及負(fù)荷等因素有關(guān)，直接體現(xiàn)在冷卻水溫升、凝汽器端差、凝結(jié)水過冷度、真空嚴(yán)密性等指標(biāo)。對(duì)該公司#1機(jī)組進(jìn)行排查并將實(shí)際運(yùn)行指標(biāo)、參數(shù)與設(shè)計(jì)值對(duì)比，各項(xiàng)指標(biāo)基本正常，不足之處可以通過大、小修消除，本文不再贅述。

表1 #1機(jī)組改造前參數(shù)(4 VWO工況)

在凝汽器的冷卻管外空間(簡稱汽側(cè)或殼側(cè))，蒸汽、空氣混合物在向抽汽口流動(dòng)的過程中存在流動(dòng)阻力，導(dǎo)致凝汽器絕對(duì)壓力降低。凝汽器入口絕對(duì)壓力pk與抽汽口絕對(duì)壓力pk1之差被稱為凝汽器汽阻，汽阻的大小取決于凝汽器結(jié)構(gòu)參數(shù)(如凝汽器的幾何尺寸、管子排列方式、抽汽口位置等)和流動(dòng)特性［1］。若能有效改變抽汽口排汽的流動(dòng)特性，合理優(yōu)化低壓缸排汽流場分布，即可有效降低排汽壓力，從而提高機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性。

該公司聯(lián)合鐵嶺科爾克熱機(jī)有限公司對(duì)#1機(jī)組低壓缸排汽系統(tǒng)進(jìn)行了分析并進(jìn)行了相關(guān)模擬試驗(yàn)。#1機(jī)組為330 MW汽輪機(jī)，低壓缸采用了徑向排汽結(jié)構(gòu)，其擴(kuò)壓部分未設(shè)置導(dǎo)流裝置;同時(shí)，凝汽器喉部內(nèi)設(shè)置了低壓加熱器和抽汽管道，導(dǎo)致排汽通道損失系數(shù)高且汽輪機(jī)低壓缸排汽流場分布不合理(即凝汽器喉部出口截面的流速分布不合理)，使凝汽器換熱管的熱負(fù)荷不均勻，相當(dāng)于減少了凝汽器的有效傳熱面積，在一定程度上制約了凝汽器的冷卻效果，應(yīng)具有進(jìn)一步優(yōu)化的潛力。為此，針對(duì)#1機(jī)組的結(jié)構(gòu)，采用專業(yè)軟件構(gòu)建了包含低壓缸在內(nèi)的整個(gè)排汽通道模型，利用計(jì)算流體力學(xué)(CFD)軟件對(duì)排汽通道蒸汽流場進(jìn)行研究，根據(jù)模擬計(jì)算得到了原有結(jié)構(gòu)下凝汽器管束入口蒸汽流場分布情況。

圖1是根據(jù)#1機(jī)組汽輪機(jī)圖紙建立的包含排汽缸和喉部在內(nèi)的低壓排汽通道及其內(nèi)部結(jié)構(gòu)示意圖。數(shù)值模擬時(shí)為減小計(jì)算量，認(rèn)為2個(gè)排汽口完全對(duì)稱，故以中分面為界，僅建立1個(gè)排汽口的數(shù)值模型，并將模擬計(jì)算結(jié)果對(duì)稱處理至整個(gè)管束入口截面。

圖1 #1機(jī)組汽輪機(jī)排汽通道數(shù)值模型

圖2為汽輪機(jī)排汽在凝汽器喉部出口(即凝汽器冷卻管束入口)截面的蒸汽速度等值線分布圖。圖2中的數(shù)字代表數(shù)字所在區(qū)域的整體蒸汽流速。從圖2可以看出，凝汽器喉部出口截面的流速分布極不合理，蒸汽流速為10～100 m/s不等，原有通道下管束入口存在較多的低速區(qū)域部分(即蒸汽流速＜50 m/s的區(qū)域)，尤其是蒸汽流速低于20 m/s的區(qū)域所占比例較大。另外，從圖2的右半部分可以看出，蒸汽流速主要集中在70～100 m/s。蒸汽流速升高，總傳熱系數(shù)將隨之增大，但若蒸汽流速超過50 m/s，總傳熱系數(shù)增加的幅度較?。?］，但蒸汽壓力損失將隨之增大，蒸汽壓力降低較快，與其對(duì)應(yīng)的蒸汽溫度亦下降較快，傳熱溫差增大，汽阻增大［3］。這些都將導(dǎo)致凝汽器真空度降低，汽輪機(jī)排汽壓力升高。因此，該公司決定由鐵嶺科爾克熱機(jī)有限公司對(duì)低壓缸排汽通道進(jìn)行優(yōu)化改造，即根據(jù)原有的實(shí)際結(jié)構(gòu)，采取安裝導(dǎo)流裝置的辦法，將集中于電端和調(diào)端的排汽汽流向凝汽器中部適度引導(dǎo)，減少排汽渦流，均勻排汽流速，使低壓缸排汽流場趨于合理，凝汽器換熱管的熱負(fù)荷更均勻，熱交換能力能夠更好地發(fā)揮作用，從而提高凝汽器的真空度。

圖2 優(yōu)化前凝汽器冷卻管束入口蒸汽速度分布圖

3 改造措施

(1)根據(jù)汽流速度分布情況，在排汽通道數(shù)值模型的不同位置設(shè)置均流/導(dǎo)流裝置，利用軟件重新計(jì)算管束入口蒸汽流場→調(diào)整均流裝置的布置方式→再次計(jì)算，如此循環(huán)，直至得到理想的管束入口蒸汽流場為止，此時(shí)的均流裝置布置方案即為排汽通道改造的最優(yōu)方案。然后對(duì)導(dǎo)流板模塊進(jìn)行工業(yè)設(shè)計(jì)和加工。在這一環(huán)節(jié)中，重點(diǎn)考慮均流裝置布置方式的改變，包括導(dǎo)流板型線(流線形斜板、垂直立板、傾斜直板)、組合方式、布置位置(平行轉(zhuǎn)子軸向、垂直轉(zhuǎn)子軸向、位于撐管不同高度)以及現(xiàn)場施工的可行性。

(2)導(dǎo)流裝置主要部分為不銹鋼材質(zhì)，耐沖刷，正常使用壽命可達(dá)10年以上。導(dǎo)流裝置的生根位置是凝汽器喉部內(nèi)的框架支承管，當(dāng)凝汽器喉部內(nèi)沒有可利用的支承管時(shí)，需要另外搭設(shè)支承管，用來固定導(dǎo)流裝置。導(dǎo)流裝置與支承管通過專用卡子與螺栓可靠連接，螺栓采用8.8級(jí)標(biāo)準(zhǔn)螺栓，保證強(qiáng)度和可靠性。

(3)在機(jī)組大修或小修期間，低壓缸不需揭缸即可進(jìn)行安裝，所有設(shè)備均采用模塊化結(jié)構(gòu)，由低壓缸人口門進(jìn)入，在凝汽器喉部內(nèi)拼接成列，按照數(shù)值模擬分析結(jié)果進(jìn)行布置。

(4)凝汽器喉部(低壓缸與凝汽器的接頸部位)內(nèi)安裝曲線形的導(dǎo)流裝置，該導(dǎo)流裝置的生根點(diǎn)是喉部內(nèi)的框架支承管。導(dǎo)流裝置的位置、數(shù)量、角度等是技術(shù)關(guān)鍵，要預(yù)先對(duì)照圖紙和實(shí)物完成設(shè)計(jì)。

(5)施工前，對(duì)凝汽器換熱管進(jìn)行完全覆蓋防護(hù)。在喉部內(nèi)進(jìn)行少量電焊，加強(qiáng)局部結(jié)構(gòu)強(qiáng)度。所有物品進(jìn)、出凝汽器喉部可通過低壓缸人孔門或凝汽器喉部人孔門，所有物品都被設(shè)計(jì)成能夠通過人孔門的尺寸。施工后，對(duì)凝汽器及底部熱水井進(jìn)行清掃檢查。

4 改造效果

改造后，根據(jù)模擬計(jì)算得到凝汽器管束入口蒸汽流場分布情況，如圖3所示。

圖3 優(yōu)化后凝汽器冷卻管束入口蒸汽速度分布圖

由圖3可知，實(shí)施優(yōu)化改造后，蒸汽流速從原來10～100m/s變?yōu)?0～70 m/s。原有通道下管束入口存在較多的低速區(qū)域部分(即蒸汽流速＜50 m/s區(qū)域)，改造后其所占區(qū)域面積明顯減少，尤其是30 m/s以下的速度區(qū)域面積大幅降低，低于50 m/s的區(qū)域中蒸汽流速得到了一定程度的提升，蒸汽流速主要集中在30～50 m/s的合理范圍。而蒸汽速度大于80 m/s的區(qū)域已基本消失，高速蒸汽流速明顯降低。在優(yōu)化后的蒸汽流場分布下，凝汽器冷卻管束在縱向和橫向的熱負(fù)荷分配比較合理，相當(dāng)于增加了凝汽器的有效換熱面積，提高了凝汽器的總體換熱系數(shù)，達(dá)到了提高凝汽器換熱性能、降低排汽壓力的目的。

為進(jìn)一步驗(yàn)證改造效果，該公司委托西安熱工研究院有限公司進(jìn)行了凝汽器性能試驗(yàn)，將改造前、后的數(shù)據(jù)修正至冷卻水量為35800m3/h、進(jìn)水溫度為30℃、清潔系數(shù)為0.85的條件，試驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 凝汽器試驗(yàn)結(jié)果

由表2可知:在4 VWO工況下，改造前凝汽器壓力平均值為8.036 kPa，改造后凝汽器壓力平均值為7.695 kPa;改造后凝汽器真空度比改造前提高了0.341 kPa［4］。

5 經(jīng)濟(jì)效益

300 MW等級(jí)機(jī)組凝汽器壓力每降低1 kPa，熱耗降低1.0502%，發(fā)電煤耗降低3.099 g/(kW·h)［5］。石嘴山發(fā)電公司#1機(jī)組低壓缸排汽部分優(yōu)化改造后，凝汽器壓力降低了0.341 kPa，則發(fā)電煤耗可降低1.056g/(kW·h)。按機(jī)組年發(fā)電6000 h計(jì)算，則年發(fā)電量為1980GW·h，每年可節(jié)約標(biāo)煤約2090t。標(biāo)煤按400元/t計(jì)算，實(shí)施改造后，可節(jié)約燃料費(fèi)83.6萬元。

6 結(jié)論

石嘴山發(fā)電公司#1機(jī)組低壓缸排汽通道加裝均流裝置后，消除了低壓缸排汽通道存在的缺陷，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益及社會(huì)效益。

［1］李青，高山，薛彥廷.火力發(fā)電廠節(jié)能技術(shù)及其應(yīng)用［M］.北京:中國電力出版社，2007.

［2］上原，春男，藤井哲.表面式凝汽器的總傳熱系數(shù)和熱力計(jì)算［J］.電站輔機(jī)，1984(1):21－34.

［3］萬逵芳.凝汽器入口蒸汽流場的模擬試驗(yàn)研究［D］.保定:華北電力大學(xué)，2004.

［4］西安熱工研究院有限公司.石嘴山電廠#1機(jī)組大修前、后凝汽器試驗(yàn)報(bào)告［R］.西安:西安熱工研究院有限公司，2012.

［5］李青，張光營，徐光照.火電廠生產(chǎn)指標(biāo)管理手冊［M］.北京:中國電力出版社，2007.