1 000 MW機組汽輪機凝汽器喉部節能優化改造

朱晨亮，尤亮，江永，陳旻，楊彪

（華能海門電廠，廣東汕頭515132）

1 000 MW機組汽輪機凝汽器喉部節能優化改造

朱晨亮，尤亮，江永，陳旻，楊彪

（華能海門電廠，廣東汕頭515132）

某1 000 MW機組汽輪機凝汽器壓力、排汽溫度均高于設計值，主要原因在于凝汽器喉部布置的抽汽管道、眾多支撐管、高旁減溫減壓器、7/8號低加、鍋爐啟動疏水消能裝置、喉部殼體傾斜布置形式等導致了汽輪機排汽在凝汽器冷卻管束入口分布不盡合理，從而排汽阻力大，制約了凝汽器管束的冷卻效果。通過改造凝汽器喉部內設備布置形式，加裝導流裝置，改善凝汽器管束入口流場分布，減小排汽阻力，最終達到降低汽輪機熱耗率的目的。改造后供電煤耗平均下降約1.48 g/kWh，年節約標煤2 663 t，投資回收期不到2年，經濟社會效益均十分顯著。

1 000 MW機組；凝汽器喉部；導流裝置；排汽阻力優化；節能

0 引言

某1 000 MW機組汽輪機采用東汽公司制造的超超臨界、單軸、一次中間再熱、四缸四排汽、單背壓、凝汽式汽輪機，型號為N1000-25.0/600/ 600。配套東汽公司制造的凝汽器，凝汽器型號為N-51670，型式為單背壓、雙殼體、雙流程、表面式凝汽器，冷卻管束材質為鈦。凝汽器采用海水直流供水冷卻方式，冷卻水系統配套3臺循環水泵。凝汽器抽空氣系統配套3臺真空泵，機組正常運行時，2臺運行，1臺備用。凝汽器主要由喉部、殼體、水室、冷卻管束等組成，喉部內布置有7號、8號低壓加熱器（簡稱低加）、低旁三級減溫減壓器、鍋爐啟動疏水消能裝置等。機組實際運行情況表明，汽輪機排汽溫度、凝汽器壓力均高于設計值。造成這個問題的主要原因是：凝汽器喉部布置的抽汽管道、7/8號低壓加熱器、鍋爐啟動疏水消能裝置、高旁減溫減壓器、眾多支撐管、喉部殼體傾斜布置形式等導致了排氣阻力大、汽輪機排汽在凝汽器冷卻管束入口分布不盡合理，從而制約了凝汽器管束的冷卻效果[1]。凝汽器喉部優化改造項目的目的就是通過改造喉部內設備布置形式，減小排汽阻力，通過加裝導流裝置，改善凝汽器管束入口流場分布，最終達到提高真空、降低排汽壓力以提高機組經濟性的目的[2]。

目前國內已形成相對完善的汽輪機排汽通道優化技術，且已經在多臺300/600 MW級機組中應用。該技術是引入數值模擬，針對特定機組用Pro/E軟件建立數值模型，通過計算流體力學軟件Flunt，對改造技術方案進行優化，文獻[3-7]雖然通過加裝導流裝置的試驗較好地模擬了出口面的流動分布情況，為改善流場的分布提供了一種切實有效的手段，但是對于裝置內部流場數據的采集以及流場的發展變化始終無法呈現，并且僅僅停留在定性分析的層面上。文獻[8-10]利用Fluent軟件，結合Simplec算法，從帶有小汽輪機排汽的凝汽器喉部流場分布不合理的角度出發，對凝汽器喉部內加裝導流裝置的蒸汽流動進行了數值模擬的試驗研究，通過不斷的試驗，找到了一種合理布置導流板的優化方案，并且分析了加裝導流板后對流場分布的均勻性和能量損失的影響。文獻[2]僅對喉部局部進行優化，且1 000 MW等級機組改造案例較少[4]。因此，根據理論依據及現有的技術條件，在凝汽器喉部內，根據原有的實際結構，改造凝汽器喉部內設備布置形式，減小排汽阻力，安裝合理的導流裝置，將集中于發電機側和汽輪機側的排汽汽流適度引向凝汽器中部，以減少排汽渦流，使排汽流速均勻，低壓缸排汽流場趨于合理，凝汽器換熱管的熱負荷更均勻，熱交換能力得到更好的發揮，從而提高凝汽器真空[5]。

1 存在的問題及改造的必要性

1.1 存在的問題

1.1.1 凝汽器喉部入口面積偏小

凝汽器喉部入口與低壓缸排汽出口連接，凝汽器喉部出口與凝汽器管束入口連接。汽輪機凝汽器喉部入口面積相對偏小，與上汽公司、哈汽公司雙低壓缸1 000 MW等級機組相比，同樣機組容量所對應的凝汽器喉部入口面積僅相當于其他公司機組的約73%。

1.1.2 凝汽器喉部內部件擁擠，低壓缸排汽通道面積小

凝汽器喉部內布置的鍋爐啟動疏水消能裝置、高旁減溫減壓器占據了較多的排汽通道面積。以2個凝汽器喉部當中電機側的喉部為例，將該喉部分為發電機側和汽輪機側2個部分，則發電機側的排汽通道不存在問題，而汽輪機側由于消能裝置、減溫減壓器占據了較多空間，排汽通道面積不足其對應凝汽器喉部入口面積的39%。見圖1。

1.1.3 凝汽器喉部對稱傾斜布置

出于盡量縮短汽輪機軸系長度的考慮，2個凝汽器喉部采取了對稱傾斜的布局。從垂直于汽輪機軸線的水平方向看，凝汽器喉部入口中心線與凝汽器喉部內7/8號低加中心軸線偏離300 mm、與凝汽器喉部出口垂直于汽輪機軸線的中心線偏離790 mm。見圖1。

1.2 改造的必要性

圖1 改造前低壓缸排汽通道

機組實際運行參數表明，汽輪機排汽溫度偏高、凝汽器壓力偏高且相互不對應，而通過對凝汽器喉部結構分析則表明了喉部排汽通道面積過小。運行參數分析與凝汽器結構分析具有一致性，表明該型機組凝汽器喉部十分有必要進行優化改造[6]。

機組的基本結構不宜改變，例如凝汽器喉部入口面積小、7/8號低加安裝在喉部內等屬于基本結構，無法改變。但凝汽器喉部內擁擠的其他部件可以變，通過改變，釋放一定數量的空間，從而保證汽輪機排汽通道面積基本夠用。凝汽器喉部對稱傾斜布置，凝汽器喉部入口中心線與凝汽器喉部內7號/8號低加中心軸線偏離300 mm、與凝汽器喉部出口垂直于汽輪機軸線的中心線偏離790 mm。這種情況適宜采用加裝導流裝置的技術進行優化改造[7]。

1.3 排汽通道優化原理

汽缸阻力與排汽缸結構和氣體動力性能有關，對已運行機組為定值；凝汽器蒸汽阻力和抽汽口壓力與凝汽器工作性能密切相關，在其他條件不變的情況下，凝汽器蒸汽阻力取決于管束布置與入口蒸汽流場的搭配；抽汽口壓力則取決于真空泵的性能，在真空系統嚴密性和循環水入口溫度一定的條件下，抽汽口壓力與不凝結蒸汽量有關，而不凝結蒸汽量多少也與管束布置同入口蒸汽流場搭配是否合理有關。所以，若低壓缸排汽流場布局問題得以解決，排汽壓力可有效降低，達到降低汽輪機熱耗率的目的

2 改造方案

2.1 鍋爐啟動疏水裝置優化

鍋爐啟動疏水引至汽輪機側361減壓閥，361閥出口分為2路，一路去往凝汽器喉部內A與B鍋爐啟動疏水消能裝置，疏水被回收；另一路去往鍋爐側排污擴容器。鍋爐啟動疏水消能裝置在凝汽器喉部內的部分直徑為1 632 mm、長度約4 300 mm，占據排汽通道面積約7 m2，對低壓缸排汽阻礙較大。該消能裝置的作用是當鍋爐啟動疏水水質合格時，經過消能，將鍋爐啟動疏水回收到凝汽器。實際情況是每年冷態啟動次數十分有限，同時，鍋爐啟動疏水合格、具備回收進入凝汽器的比例并不是太高（不超過30%）。

根據實際情況，改變鍋爐啟動疏水系統運行方式，關閉361閥后至消能裝置的閥門并且不再操作，361閥后鍋爐啟動疏水只能去往鍋爐側排污擴容器，相當于取消了鍋爐啟動疏水回收進入凝汽器的功能。拆除凝汽器喉部內消能裝置殼體，解決排汽通道的空間被占用問題，見圖2。回收鍋爐啟動疏水產生的經濟價值，遠小于取消喉部內消能裝置所帶來的經濟價值[8]。

圖2 拆除凝汽器喉部內消能裝置殼體前后示意

2.2 高旁減溫減壓器優化

高旁減溫減壓器在凝汽器喉部內的部分直徑1 432 mm，長度約2 500 mm，占據排汽通道面積約3.6 m2，對汽輪機排汽阻礙較大。在不改變高旁減溫減壓器功能的前提下，對高旁減溫減壓器進行改造，將高旁減溫減壓器在喉部內的部分取消，減溫減壓器變為完全外置。在凝汽器喉部內，只在側壁留有直徑1 432 mm孔洞，占用的排汽通道面積全部釋放。

2.3 凝汽器喉部加裝導流裝置

凝汽器喉部入口中心線與凝汽器喉部內低加中心線偏離300 mm、與凝汽器喉部出口中心線偏離790 mm，這種凝汽器喉部的傾斜布局導致了低壓缸排汽在凝汽器內的分布的更加不合理性。通過在凝汽器喉部加裝導流裝置，使汽輪機排汽在進入凝汽器冷卻管束時的流場分布盡量合理，可以充分發揮凝汽器冷卻管的有效換熱面積、增加凝汽器總體換熱系數，最終達到降低排汽壓力、提高機組運行經濟性的目的。導流裝置為曲線形狀，傾斜安裝。在凝汽器喉部外是單塊結構，在凝汽器喉部內拼接成列，見圖3。導流裝置主要部分為不銹鋼材質，耐沖刷，正常使用壽命達到10年以上。導流裝置的生根位置是凝汽器喉部內的框架支承管，支撐管不足時需要另外安裝支撐管用來固定導流裝置。導流裝置與支承管通過專用卡子和螺栓可靠聯接，螺栓的防松采用彈簧防松墊圈[9]。

2.4 部分結構件或管道變更或移位

將部分處于低壓缸排汽主流區域的不合理結構件、管道進行變更或移至非排汽主流區域，以減少排汽阻力，主要是對五、六段抽汽管道進行移位，減溫減壓器支撐板進行變更設計，達到減少能耗的目的。

2.5 凝汽器補水霧化

化學補水進入凝汽器喉部以后，最佳情況是在喉部以霧化狀態實現與低壓缸排汽進行強化混合換熱。具體改進措施是凝汽器外部原化學補水管道保留不變，根據喉部結構情況，把凝汽器內部補水管道作適當改動，并配以與機組配套的1套噴嘴霧化裝置，使其均勻合理布置[10]。

3 效益分析

以2號機組不同負荷為基準，相同冷卻水進口溫度23.5℃（改造前后冷卻水溫不同時進行修正計算對比）、相同冷卻水流量條件下，汽輪機低壓缸排汽通道優化改造前后汽輪機排氣壓力及熱耗率變化如表1所示。

由表1可以看出，汽輪機喉部節能優化改造后節能效果顯著，平均熱耗降低44.41 kJ/kWh，折算供電煤耗降低約1.48 g/kWh。基于電力市場形勢的變化，按年運行300天及負荷率50%計算，凝汽器喉部優化改造后，每年節約標準煤：500× 103×300×24×0.5×1.48 g×10-6=2 663 t，標煤單價按750元/t計算，則每年節約燃料費用：2 663 t× 750元/t=199.72萬元，年減排二氧化碳（燃燒1 t標煤排放2.2 t CO2）：2 663×2.2=5 858.6 t。2號機組汽輪機凝汽器喉部優化改造項目總投資約373萬元，投資回收期不到2年。

表1 2號機組汽輪機喉部優化改造前后能耗變化

4 結語

汽輪機凝汽器喉部優化以后，通過改造凝汽器喉部及內部設備布置形式，安裝導流裝置，改善了凝汽器管束入口流場分布，減小了排汽阻力。凝汽器冷卻管束在縱向和橫向的熱負荷分配比較合理，蒸汽流場分布比較均勻，凝汽器的有效換熱面積得到一定的增加，凝汽器總體傳熱系數得到提高了，提高了凝汽器的換熱性能。最終降低了汽輪機熱耗率，提高了機組運行經濟性。凝汽器喉部優化改造項目總費用約373萬元，改造后

圖3 凝汽器喉部加裝導流裝置前后對比示意

供電煤耗下降1.48 g/kWh，年節約標煤2 663 t，每年節省燃煤費用199.72萬元，投資回收期不到2年，社會經濟效益均十分顯著，對同類型機組中具有一定的借鑒意義。

[1]蘇蘭青，喬春珍，萬逵芳.汽輪機排汽通道優化技術發展現狀及趨勢[J].東北電力技術，2016，37（10）∶56-59.

[2]阮英峰，鄭家衡，何平.630 MW超臨界機組低壓缸排汽通道的優化[J].上海電力學院學報，2015，31（5）∶467-470.

[3]顧揚彪，何志瞧.采用引進技術的600 MW超臨界機組汽輪機通流改造[J].浙江電力，2017，36（4）∶45-48.

[4]郭達飛，崔文宇.汽輪機排汽通道加裝導流裝置的數值試驗研究[J].科技展望，2016（7）∶78.

[5]周蘭欣，陳順寶，王統彬，等.600 MW汽輪機排汽通道流場的三維數值研究[J].電站系統工程，2014，30（6）∶5-7.

[6]包偉偉，張啟林，任偉，等.800 MW汽輪機通流改造的熱力設計[J].浙江電力，2016，35（4）∶41-45.

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[9]王異成，張寶，吳瑞康.通過汽輪機配汽方式的改造提高火力發電機組的運行經濟性[J].浙江電力，2016，35（3）∶22-27.

[10]曹麗華，李勇，張仲彬，等.加裝導流裝置的凝汽器喉部流場的三維數值模擬[J].動力工程，2008，28（1）∶108-111.

（本文編輯：陸瑩）

Energy-saving Optimization on Condenser Throat of 1 000 MW Steam Turbine Units

ZHU Chenliang，YOU Liang，JIANG Yong，CHEN Min，YANG Biao
（Huaneng Haimen Power Plant，Shantou Guangdong 515132，China）

Condenser pressure and exhaust steam temperature of 1 000 MW steam turbine units were higher than the design value.The main reason was that steam extraction pipelines at the condenser throat，the numerous supporting tubes，high-pressure bypass temperature and pressure relief valve，low-pressure heaters No.7 and 8，start-up drain energy-relief device and inclined layout of throat shell led to unreasonable steam distribution of the steam turbine at cooling bundle inlet，resulting in large exhaust resistance and reduced cooling effect of condenser bundle.Through equipment layout transformation in the condenser throat，guiding device installation，flow field distribution improvement of the condenser tube bundle inlet and exhaust resistance reduction，heat consumption rate of the steam turbine is decreased.After the transformation，net coal consumption rate decreased about 1.48 g/kWh on average，with an annual standard coal saving of 2663 tons；the payback period is less than two years，meaning there are significant economic and social benefits.

1 000 MW units；condenser throat；guiding device；exhaust resistance optimization；energysaving

10.19585/j.zjdl.201708012

1007-1881（2017）08-0060-04

TK264.1+1

B

2017-06-26

朱晨亮（1980），男，工程師，從事大型火力發電機組生產管理及其優化工作。