邢滿江，許小剛2，葛曉紅3，張 輝

(1.建投承德熱電有限責任公司，承德 067000；2.華北電力大學(保定),保定 071003；3.中鋼集團邢臺機械軋輥有限公司，邢臺 054000)

0 引 言

某熱電廠C350-24.2/0.343/566/566型超臨界供熱機組凝汽器型號為上汽N-23500型，單殼體，對分雙流程、表面式，冷卻面積23 500m2,設(shè)計背壓4.9 kPa，汽側(cè)設(shè)計壓力0.098 MPa,水側(cè)設(shè)計壓力0.4 MPa，冷卻水量45 477.9 m3/h。凝結(jié)水補充水來自化學除鹽水，補水系統(tǒng)設(shè)計壓力1.0 MPa，設(shè)計水溫25 ℃。

凝汽器補水系統(tǒng)設(shè)有啟動補水和運行補水二套控制調(diào)節(jié)管路，補水來自廠房內(nèi)除鹽水母管。如圖1所示。機組運行正常補水量在37 t/h左右。正常補水進水管道進入凝汽器，采用在φ245×10補水管上打孔方式，補水以水柱狀噴出。如圖2所示。此種補水方式無法使溫度較高的排汽和低溫補水在喉部實現(xiàn)有效熱交換，或者說排汽的潛熱沒有足夠放熱給低溫的補水，低溫補水也無法吸收排汽的熱量而被加熱，導(dǎo)致機組熱經(jīng)濟性下降，從而導(dǎo)致凝結(jié)水過冷度和含氧量增加。

1 噴嘴霧化數(shù)值模型研究

不同噴嘴布置方式、布置角度、噴水壓力、噴水流量等對凝結(jié)水補水霧化效果和凝結(jié)水溶氧量以及凝結(jié)水過冷度有直接關(guān)系，下面我們通過數(shù)值模型進行相應(yīng)研究。

圖1 凝汽器補充水系統(tǒng)圖

圖2 凝汽器補水噴管

1.1 噴嘴噴霧理論

噴霧的理論覆蓋范圍是在假設(shè)噴霧角度在整個噴霧距離中保持不變的情況下得到的。噴嘴通過在內(nèi)部安裝能夠產(chǎn)生渦流的帶環(huán)形槽的墊片或車銑加工出旋轉(zhuǎn)流道使液體在離心力作用下，以呈一定大小的圓錐噴霧角從噴孔噴出，形成圓錐形霧化帶，理論覆蓋范圍可以根據(jù)噴霧角和噴嘴長度尺寸計算得出，計算公式如下：

(1)

式中，S為理論覆蓋范圍，m2；d為噴霧距離，m；α為噴霧夾角，(°)。

在實際噴霧中，有效噴霧角度會因水的粘度、噴嘴流量、噴射壓力和噴射距離等因素變化。一般來說，與理論范圍相比實際噴霧的覆蓋范圍比要小，噴嘴噴霧覆蓋范圍應(yīng)該有1/4～-1/3的重疊區(qū)域，從而能夠使噴霧效果分布均勻。

噴嘴內(nèi)流動以及噴霧的數(shù)學模型

FLUENT提供兩種霧滴破碎模型：泰勒類比破碎(TAB)模型和波致破碎模型。對于泰勒類比破碎模型創(chuàng)建噴霧模型：選擇pressure-swirl-atomizer(壓力旋流霧化模型)。

湍動能方程：

(2)

湍動能耗散率方程：

(3)

TAB噴霧模型：

(4)

顆粒軌跡模型：

(5)

通過模型計算可以看出噴嘴截面上各個直徑段粒徑分布基本均勻，滿足霧化基本要求。

假設(shè)條件為350 MW級機組，汽輪機末級排汽量為D1=D0(1-∑α-αs)，喉部入口尺寸49.1 m2,主蒸汽流量為D0，各級抽汽份額為∑α，工質(zhì)損失為αs，喉部入口蒸汽溫度34.5 ℃，排汽壓力5.39 kPa，該壓力下蒸汽比容26.27 m3/kg，干度0.93。凝汽器化學補水溫度22～25 ℃，補水流量19 t/h時，數(shù)值計算見表1。

表1 噴嘴壓力、直徑與排汽速度變化

1.2 雙排噴嘴布置形式研究

對雙排噴嘴布置方式進行數(shù)值模擬在補水量分別為22、30、35、40、45、50、55、60 t/h，噴射壓力0.5 MPa，噴嘴直徑6 mm，噴射角度為0、45、90、135、180°的工況下進行數(shù)值模擬分析得知：補水量小于35 t/h時，噴嘴在雙排布置的方式下，順向噴霧的換熱效果好于逆向噴霧；補水量大于35 t/h時，噴射角45°的換熱效果最好。

1.3 噴嘴數(shù)量計算

以350 MW機組凝汽器為例，噴嘴在低壓加熱器兩側(cè)各布置一排，噴嘴高度1.85 m，噴射壓力0.5 MPa，噴嘴直徑6 mm，化學除鹽水溫度22～25 ℃，補水量由22 t/h增加至60 t/h，根據(jù)以上參數(shù)由噴嘴流量計算式可以得出不同補水量情況下的噴嘴個數(shù)，見表2。

表2 流量增加與噴嘴個數(shù)變化

1.4 正常運行補水霧化噴嘴模型研究結(jié)論

綜合考慮噴嘴直徑、噴射壓力、排汽速度、補水量及噴嘴布置方式對霧化效果和換熱效果的影響，對喉部流場進行了數(shù)值模擬，結(jié)論如下：

(1)噴嘴的噴射角度對噴霧與蒸汽的耦合換熱效果影響很大，霧滴受到排汽的單位質(zhì)量拽力作用，與蒸汽的耦合換熱同時受到噴霧壓力和噴射角度的影響。噴射壓力偏低時，噴射出的霧滴受到的汽流阻力較大，耦合換熱輻射體積有限，降低了耦合換熱效果。當噴射壓力較大時，逆向噴霧效果好于順向噴霧，當噴射壓力較小時，順向噴霧效果優(yōu)于逆向噴霧。

(2)隨著噴霧壓力的增加，單個液滴具有的動能增大，進而可以減少霧滴受到的蒸汽的曳力影響，增大噴射距離，從而克服汽流阻力的作用增加空間分布，提高霧滴與蒸汽之間的換熱效率。

(3)噴嘴的直徑越小，噴出的霧滴直徑越小，從而增大霧滴與蒸汽的接觸面積，有利于二者之間的混合換熱。

(4)噴嘴間距確定，噴嘴間距應(yīng)滿足噴射椎體空間分布需要，盡可能增大空間體積，噴射流體速度減少至原三分之一左右時可以考慮噴射椎體空間進行疊交，椎體空間疊交體積應(yīng)小于椎體空間體積10%，增強末端空間擾動，加強末端霧滴與汽流混合換熱效果。噴嘴可以考慮交叉布置方式，噴嘴中心線夾角90°，縮短原噴嘴間距為80%～90%，可增大補水量，同時增強單位體積空間內(nèi)擾動，增強耦合換熱效果。

(5)由于凝汽器喉部空間的限制，采用雙排噴嘴時可降低了噴嘴密度，適用于大流量補水工況運行。

2 正常運行補水技術(shù)優(yōu)化案例

本案例采用將噴嘴在低壓加熱器兩側(cè)雙排方式布置，兩排之間間距1 m，采用壓力式高壓旋轉(zhuǎn)霧化結(jié)構(gòu)噴頭。按補水量45 t/h設(shè)計，單個噴嘴流量不變，需要布置的噴嘴個數(shù)為40個，分別在低壓加熱器兩側(cè)各布置兩排，單排噴嘴個數(shù)為20個，布置高度1.85 m，間距1 m，噴嘴采用順向45°角交叉布置方式，噴嘴采用直徑為φ6壓力式高壓旋轉(zhuǎn)霧化結(jié)構(gòu)噴嘴。4根φ57×5化學正常補水母管接自原機組φ133×5正常補水管道后，增加單獨流量孔板對流量進行測量，4根補水管道上均安裝補水控制電磁閥和檢修隔離真空手動門，補水管道材質(zhì)采用304不銹鋼，管道上交叉45°開22個孔(預(yù)留2個)安裝霧化噴嘴。具體布置如圖3所示。

圖3 正常運行補水霧化系統(tǒng)圖

通過上述技術(shù)優(yōu)化將機組運行中正常化學補水進行合理霧化處理，用于提高機組的熱經(jīng)濟性和降低凝結(jié)水的含氧量。正?；瘜W補水經(jīng)霧化噴嘴噴出后，形成一個呈90度的錐體形狀霧化帶，噴出的水霧呈螺旋形狀旋轉(zhuǎn)，以強化與汽機排汽的混合熱交換。這樣就可以迅速將補水加熱到排汽壓力下的飽和溫度進而減小凝結(jié)水過冷度，最大限度的凝結(jié)排汽量，提高真空。另外，補水霧化后可以使補水中含有的空氣離析溢出而被真空泵抽走，降低了凝結(jié)水的含氧量，對提高凝結(jié)水在低加內(nèi)換熱效果、減緩低加氧化腐蝕速度有利。

3 凝汽器補水霧化后經(jīng)濟性研究

補水在凝汽器中實現(xiàn)霧化的熱經(jīng)濟效益變化可以分為兩部分，一部分是因為提高真空可帶來的熱經(jīng)濟性收益，另一部分是因為過冷度變化和低加回熱系統(tǒng)提高熱交換率帶來的熱經(jīng)濟性收益。

3.1 真空變化的熱經(jīng)濟性收益

由補水和排汽之間的熱平衡式求出補水霧化后增加的排汽凝結(jié)量ΔDn：

(6)

根據(jù)凝汽器特性曲線，可得出ΔDn對應(yīng)的凝汽器真空變化ΔP。凝汽器提高真空帶來的經(jīng)濟效益是多發(fā)電，節(jié)省煤，用下式表示：

ΔPT=1.02×103ΔpK1PT[kW]

(7)

ΔE=ΔPTτ[kW·h]

(8)

(9)

3.2 由過冷度變化和低加回熱系統(tǒng)提高熱交換率帶來的熱經(jīng)濟性收益

(10)

ΔB=bb×δηi×τ×PT

(11)

式中,ΔB為全年節(jié)約標煤量，kg；δηi為裝置效率相對提高率。

若暫不考慮提高真空對熱經(jīng)濟指標的影響，采用該技術(shù)后凝汽器真空提高、凝結(jié)水過冷度減小、凝結(jié)水溶氧量降低，低壓加熱器傳熱效果增強，提高除氧器除氧加熱效果減少高壓抽汽量等均可使機組熱經(jīng)濟性提高，一般可降低煤耗0.3 g/kW·h以上，機組年利用小時數(shù)按5 000小時計算，1臺350 MW機組年節(jié)省標煤450 t，每噸標煤如按600元計算，則年節(jié)省燃料費用27萬元。

4 結(jié)束語

超臨界供熱機組正常補水霧化后可使補水有效吸收汽輪機循環(huán)的汽化潛熱，降低冷源損失，提高循環(huán)效率；提高機組真空度，降低凝結(jié)水中含氧量，可改善回熱系統(tǒng)低壓加熱器運行環(huán)境，提高換熱效率，降低發(fā)供電煤耗，有助于提高發(fā)電廠熱經(jīng)濟性指標，降低一次能源消耗，最終提升電廠盈利能力。