330 MW汽轮机低压缸排汽系统优化改造

王惠新

(国电宁夏石嘴山发电有限责任公司，宁夏 石嘴山 753202)

0 引言

火电行业是消耗一次能源的大户，节能降耗具有十分重要的意义。目前，300MW等级汽轮机发电机组经济性相对较差，采用新技术对老机组热力系统进行改造，其节能潜力巨大。

1 改造前状况

1.1 机组概况

国电宁夏石嘴山发电有限责任公司(以下简称石嘴山发电公司)共安装6台汽轮发电机组，其中汽轮机为北京北重汽轮电机有限公司引进法国阿尔斯通公司技术生产的N330－17.75/540/540型亚临界一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽式汽轮机。凝汽器为东方汽轮机厂生产的N－19600型单体、双流程、表面式凝汽器。在凝汽器颈部布置有#1，#2低压加热器和低压旁路减温水管道。

1.2 存在的问题

表1为该公司#1机组改造前的参数，从表1可以看出:改造前在4 VWO工况下，凝汽器循环水进、出水温升为9.80℃，与设计值(9.23℃)相差不大;凝汽器端差为3.37℃，说明凝汽器运行状况良好;凝汽器过冷度为－0.26℃，说明凝结水存在微过热现象，有部分热源(如加热器危急疏水等)进入凝汽器，对凝汽器压力略有影响;真空度严密性试验合格。排除凝汽器清洁度、凝汽器严密性、冷却水系统、凝汽器热负荷等因素的影响，该公司#1机组凝汽器排汽压力仍偏高，夏季较为突出。

2 原因分析

凝汽器运行的热力性能对汽轮机组的经济性影响很大，衡量凝汽器运行热力性能的主要指标是凝汽器压力(真空度)、凝结水过冷度和含氧量［1］，而凝汽器压力与冷却水流量、冷却水温度、凝汽器清洁度、凝汽器严密性及负荷等因素有关，直接体现在冷却水温升、凝汽器端差、凝结水过冷度、真空严密性等指标。对该公司#1机组进行排查并将实际运行指标、参数与设计值对比，各项指标基本正常，不足之处可以通过大、小修消除，本文不再赘述。

表1 #1机组改造前参数(4 VWO工况)

在凝汽器的冷却管外空间(简称汽侧或壳侧)，蒸汽、空气混合物在向抽汽口流动的过程中存在流动阻力，导致凝汽器绝对压力降低。凝汽器入口绝对压力pk与抽汽口绝对压力pk1之差被称为凝汽器汽阻，汽阻的大小取决于凝汽器结构参数(如凝汽器的几何尺寸、管子排列方式、抽汽口位置等)和流动特性［1］。若能有效改变抽汽口排汽的流动特性，合理优化低压缸排汽流场分布，即可有效降低排汽压力，从而提高机组的热经济性。

该公司联合铁岭科尔克热机有限公司对#1机组低压缸排汽系统进行了分析并进行了相关模拟试验。#1机组为330 MW汽轮机，低压缸采用了径向排汽结构，其扩压部分未设置导流装置;同时，凝汽器喉部内设置了低压加热器和抽汽管道，导致排汽通道损失系数高且汽轮机低压缸排汽流场分布不合理(即凝汽器喉部出口截面的流速分布不合理)，使凝汽器换热管的热负荷不均匀，相当于减少了凝汽器的有效传热面积，在一定程度上制约了凝汽器的冷却效果，应具有进一步优化的潜力。为此，针对#1机组的结构，采用专业软件构建了包含低压缸在内的整个排汽通道模型，利用计算流体力学(CFD)软件对排汽通道蒸汽流场进行研究，根据模拟计算得到了原有结构下凝汽器管束入口蒸汽流场分布情况。

图1是根据#1机组汽轮机图纸建立的包含排汽缸和喉部在内的低压排汽通道及其内部结构示意图。数值模拟时为减小计算量，认为2个排汽口完全对称，故以中分面为界，仅建立1个排汽口的数值模型，并将模拟计算结果对称处理至整个管束入口截面。

图1 #1机组汽轮机排汽通道数值模型

图2为汽轮机排汽在凝汽器喉部出口(即凝汽器冷却管束入口)截面的蒸汽速度等值线分布图。图2中的数字代表数字所在区域的整体蒸汽流速。从图2可以看出，凝汽器喉部出口截面的流速分布极不合理，蒸汽流速为10～100 m/s不等，原有通道下管束入口存在较多的低速区域部分(即蒸汽流速＜50 m/s的区域)，尤其是蒸汽流速低于20 m/s的区域所占比例较大。另外，从图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，总传热系数将随之增大，但若蒸汽流速超过50 m/s，总传热系数增加的幅度较小［2］，但蒸汽压力损失将随之增大，蒸汽压力降低较快，与其对应的蒸汽温度亦下降较快，传热温差增大，汽阻增大［3］。这些都将导致凝汽器真空度降低，汽轮机排汽压力升高。因此，该公司决定由铁岭科尔克热机有限公司对低压缸排汽通道进行优化改造，即根据原有的实际结构，采取安装导流装置的办法，将集中于电端和调端的排汽汽流向凝汽器中部适度引导，减少排汽涡流，均匀排汽流速，使低压缸排汽流场趋于合理，凝汽器换热管的热负荷更均匀，热交换能力能够更好地发挥作用，从而提高凝汽器的真空度。

图2 优化前凝汽器冷却管束入口蒸汽速度分布图

3 改造措施

(1)根据汽流速度分布情况，在排汽通道数值模型的不同位置设置均流/导流装置，利用软件重新计算管束入口蒸汽流场→调整均流装置的布置方式→再次计算，如此循环，直至得到理想的管束入口蒸汽流场为止，此时的均流装置布置方案即为排汽通道改造的最优方案。然后对导流板模块进行工业设计和加工。在这一环节中，重点考虑均流装置布置方式的改变，包括导流板型线(流线形斜板、垂直立板、倾斜直板)、组合方式、布置位置(平行转子轴向、垂直转子轴向、位于撑管不同高度)以及现场施工的可行性。

(2)导流装置主要部分为不锈钢材质，耐冲刷，正常使用寿命可达10年以上。导流装置的生根位置是凝汽器喉部内的框架支承管，当凝汽器喉部内没有可利用的支承管时，需要另外搭设支承管，用来固定导流装置。导流装置与支承管通过专用卡子与螺栓可靠连接，螺栓采用8.8级标准螺栓，保证强度和可靠性。

(3)在机组大修或小修期间，低压缸不需揭缸即可进行安装，所有设备均采用模块化结构，由低压缸人口门进入，在凝汽器喉部内拼接成列，按照数值模拟分析结果进行布置。

(4)凝汽器喉部(低压缸与凝汽器的接颈部位)内安装曲线形的导流装置，该导流装置的生根点是喉部内的框架支承管。导流装置的位置、数量、角度等是技术关键，要预先对照图纸和实物完成设计。

(5)施工前，对凝汽器换热管进行完全覆盖防护。在喉部内进行少量电焊，加强局部结构强度。所有物品进、出凝汽器喉部可通过低压缸人孔门或凝汽器喉部人孔门，所有物品都被设计成能够通过人孔门的尺寸。施工后，对凝汽器及底部热水井进行清扫检查。

4 改造效果

改造后，根据模拟计算得到凝汽器管束入口蒸汽流场分布情况，如图3所示。

图3 优化后凝汽器冷却管束入口蒸汽速度分布图

由图3可知，实施优化改造后，蒸汽流速从原来10～100m/s变为10～70 m/s。原有通道下管束入口存在较多的低速区域部分(即蒸汽流速＜50 m/s区域)，改造后其所占区域面积明显减少，尤其是30 m/s以下的速度区域面积大幅降低，低于50 m/s的区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的合理范围。而蒸汽速度大于80 m/s的区域已基本消失，高速蒸汽流速明显降低。在优化后的蒸汽流场分布下，凝汽器冷却管束在纵向和横向的热负荷分配比较合理，相当于增加了凝汽器的有效换热面积，提高了凝汽器的总体换热系数，达到了提高凝汽器换热性能、降低排汽压力的目的。

为进一步验证改造效果，该公司委托西安热工研究院有限公司进行了凝汽器性能试验，将改造前、后的数据修正至冷却水量为35800m3/h、进水温度为30℃、清洁系数为0.85的条件，试验结果见表2。

表2 凝汽器试验结果

由表2可知:在4 VWO工况下，改造前凝汽器压力平均值为8.036 kPa，改造后凝汽器压力平均值为7.695 kPa;改造后凝汽器真空度比改造前提高了0.341 kPa［4］。

5 经济效益

300 MW等级机组凝汽器压力每降低1 kPa，热耗降低1.0502%，发电煤耗降低3.099 g/(kW·h)［5］。石嘴山发电公司#1机组低压缸排汽部分优化改造后，凝汽器压力降低了0.341 kPa，则发电煤耗可降低1.056g/(kW·h)。按机组年发电6000 h计算，则年发电量为1980GW·h，每年可节约标煤约2090t。标煤按400元/t计算，实施改造后，可节约燃料费83.6万元。

6 结论

石嘴山发电公司#1机组低压缸排汽通道加装均流装置后，消除了低压缸排汽通道存在的缺陷，取得了良好的经济效益及社会效益。

［1］李青，高山，薛彦廷.火力发电厂节能技术及其应用［M］.北京:中国电力出版社，2007.

［2］上原，春男，藤井哲.表面式凝汽器的总传热系数和热力计算［J］.电站辅机，1984(1):21－34.

［3］万逵芳.凝汽器入口蒸汽流场的模拟试验研究［D］.保定:华北电力大学，2004.

［4］西安热工研究院有限公司.石嘴山电厂#1机组大修前、后凝汽器试验报告［R］.西安:西安热工研究院有限公司，2012.

［5］李青，张光营，徐光照.火电厂生产指标管理手册［M］.北京:中国电力出版社，2007.