电站凝汽器节能改造

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1、电站凝汽器节能改造上海交通大学上海埃易能源科技有限公司ieshanghai_2012@163.comTel:021-64052150提纲一．提高凝汽器工作性能的意义二．现有凝汽器工程设计方法缺陷三．凝汽器内流场与传热的数值仿真方法四．凝汽器的节能改造1.管束结构缺陷及改造①整体管系置换（大改）②管束内局部导流改造（小改）2.喉部导流改造3.冷却水流径改造4.双压凝汽器改造（另文）5.废热利用改造五．建议2一、提高凝汽器工作性能的意义我国600MW以下热力发电机组与工业发达国家同类机组相比，普遍存在真空度偏低、凝结水过冷度偏大、热耗率偏高等现象，这不仅降低了发

2、电机组运行的经济性和出力，还会影响到机组运行的安全可靠性。比如国产引进型300MW发电机组真空度普遍在91%~94%之间，比设计值低3~6个百分点，使机组供电煤耗增加8.16g/(kWh)；至于容量较小的热力发电机组，其真空度就更差。统计数据表明，热力发电机组的真空度每降低1%，热耗约增加0.5%~1%。34当前电站凝汽器存在的问题与现有技改方法发电机组真空度不达标，除了真空严密性差、冷却管清洁度低、抽真空系统不正常、热负荷偏大、冷却管破损、凝汽器满水等常规原因外，凝汽器设计技术落后是导致热力性能较差的一个重要原因。对于前几种常规情况，电厂可以自行解决；而

3、对于凝汽器结构缺陷，则发电厂只能请凝汽器改造厂商进行凝汽器管束整体置换（即在保留凝汽器外壳、保持外部连接和支承不变的情况下，整体置换凝汽器管束与相应的管隔板）。现代电厂凝汽器价格昂贵，整体置换的成本很高，比如更换一台300MW机组的电站凝汽器，其价格约千万元人民币。即便如此，改造后的凝汽器乃至新型凝汽器可能仍有提高真空度的余地。5二、现有凝汽器工程设计方法缺陷(HEI)67ttww21tQMmcttktAAmswpww21wmttsw1lntt然后根据经验或已有管束进行管sw2束排列设计，强度校核。某600MW机组铜管凝汽器装配好

4、后无水时的重量达1120吨，其中冷却管材就重约400多吨。凝对这么大的一台凝汽汽器冷却管长13m，管子总根数器，采用HEI规范设计2太简单了！28300根，冷却面积约36000m，每个凝汽器的外壳尺寸约为18m×18m×14m。凝汽器设计的核心技术是管束布置！8设计方法的根本缺陷：HEI规范在估算凝汽器整体传热系数时虽然考虑了冷却水速度、冷却水进口初温、冷却管规格和清洁系数等少数因素，但没有考虑管束型式、蒸汽通道位置与尺寸、凝结水溢流、汽阻、蒸汽负荷、不凝结性气体含量、抽气口位置以及凝汽器喉部出口流场等大多数因素的影响，因此传热系数计算公式在凝汽器设计过程中

5、难免会出现较大的误差。据美国EPI统计，现有电站凝汽器的总体传热系数的设计估算值与已发表的试验值之间存在着较大的差别。9管束布置是凝汽器设计的关键。从理论上讲，凝汽器热力性能的好坏主要取决于冷热流体在其内部的流动和换热情况，特别是由乏汽和漏入空气组成的汽气混合物在凝汽器壳侧的凝结换热特性。要保证凝汽器达到热负荷高、汽阻小、凝结水过冷度低等要求，冷却管束的布置就必须适应壳侧汽气混合物凝结换热规律。如果凝汽器的壳侧汽相流场不合理，就会引起局部空气的聚集，导致凝汽器中有限的冷却面积不能得到充分利用，从而令凝汽器的热力性能恶化，汽轮机组真空降低。10三、凝汽器内流场

6、与传热的数值仿真方法3.1凝汽器中壳侧实际物理过程多维性流动；多相同时伴有相变（气、液相共存并有蒸汽凝结）；多组分工质（水和蒸汽、不凝结气体）；空间内各区域性质不同（钢板、汽流、热井）。实际上凝汽器中的物理现象远比汽轮机中的复杂！因此，要设计出热力性能优良的凝汽器，就必须有办法获知凝汽器中各点的传热系数、热负荷、壳侧流场、空气相对含量、温度等参数的分布，并据以分析凝汽器中管束结构、抽气口位置和蒸汽通道布置的合理性。113.2凝汽器管束区汽流参数获取方法试验研究水模拟：缺点是不准确（其实只能用水阻模拟汽阻，但不能反映空气聚集问题，而这才是关键！）；

7、全尺寸试验：缺点是事后，费时、费钱，由于布置测点有限而不一定能发现问题，至少应当与数值计算相结合才更为有效。数值模拟模拟能力强（能够模拟各种工况），数据完整；经济性好；周期短。自主开发凝汽器热力性能数值仿真（PPOC）软件包，由前处理（划分计算网格、计算物性参数）、数值计算（求解非线性方程组）以及后处理（将海量的计算数据用图线显示）模块组成。12PPOC软件包功能和用途功能：可直接用来预测凝汽器壳侧汽相流场与传热图像，得到壳侧汽相的速度、压力、温度、空气质量百分比浓度、管束区传热系数和热负荷以及管侧冷却水温度等热力参数的分布。用途：既可用于新

8、型凝汽器的排管优化设计，也可用于对现役凝汽器的技术改