电站凝汽器节能改造
电厂供热节能改造方案探讨
电厂供热节能改造方案探讨【摘要】近些年为了尽可能降低供热成本并提升电厂生产的综合经济效益，针对电厂的各类系统进行节能改造成为了目前的重要发展方向。
电厂供热节能改造属于保障电厂综合运行效率的关键，同时也是降低燃料依赖性的有效方式，可以借助节约能源、资源的方式达到保障产能的同时降低能耗，这就需要科学的改造方案实现对供热系统的优化调整与改进。
对此，为了进一步提高电厂供热节能改造方案的合理性，本文简要分析电厂供热节能改造方案，希望能够为相关工作者提供帮助。
【关键词】电厂；供热节能；改造方案0.引言伴随着能源危机时代的到来，整个社会对于能源需求量不断提高，其中电能资源的需求量相对较高。
对于电厂而言，应当进一步强化能源节约并集中供热改造思路，借助电厂供热节能改造方案实现对能源资源的有效控制，针对性提升能源的使用率。
电厂供热节能改造方案属于目前电厂能源控制的有效方式，同时也是提高企业综合经济收益、社会效益的有效途径。
对此，探讨电厂供热节能改造方案具备显著实践性价值。
1.供热系统现状目前来看，我国电厂的供热系统的现状与特征主要在于两个方面，一方面在于缺乏节能意识。
一直以来发电产业属于国家经济的支柱性产业，伴随着社会主义现代化建设得到了许多的成果，导致电力行业快速发展[1]。
但是目前来看供热系统的运行现状仍然存在不注重节能的现象，其主要表现在节能技术相对落后以及供热系统管理人员缺乏节能意识，在能源管理方面仍然采用传统管理模式，缺乏创新意识导致资源的浪费[2]。
另一方面技术现状存在应用能力较差的表现。
因为我国发展水平的影响，我国部分重要技术仍然需要通过发达国家引出，特别是在能源方面的应用，对于部分现代化技术的应用程度比较低，导致供热行业的资源配置存在侧重于占用性特征，导致环境污染、资源浪费以及气候环境变化等问题比较严峻，从而影响人们的生存与发展。
伴随着近些年我国环境保护意识的不断增强以及硬性文件提出的环境保护要求，针对电力生产企业做好节能改造显得非常重要，此时便需要引入新技术并实现资源的合理利用。
抽凝机组改抽背机组方案
双功能（抽凝式与背压式）汽轮机改造C12-4.9/0.981型汽轮机实施方案一、产品背景:当前，在国家宏观调控政策影响下，小型抽凝式汽轮机由于供电煤耗较高，出现了发电越多越赔钱的状态。
因此，许多配备抽凝式汽轮机的小热电站，迫于无奈，将抽凝式汽轮机拆除，而重新购置背压式汽轮机取而代之。
在此过程中，一方面，由于两种型式汽轮机的差异太大，造成了大量设备处在被闲置状态，大量资金沉淀；另一方面，背压机的发电汽耗太大，有时出现背压机的电功率不能满足厂用电的状态。
二、产品性能及特点:本产品是一种抽凝式汽轮机节能改造的途径。
改造后，一方面保留抽凝机的原有功能；另一方面具备背压式汽轮机的功能，可在必要时按背压式汽轮机的工况运行。
两种功能可随时按需切换。
三、C12-4.9/0.981型抽凝式汽轮机运行现状：基本数据如下：（具体以机组的工况图为准）四、现状分析与改造的必要性方案的选取运行现状表明，在供电煤耗高达349g/kw.h 的前提下，难以与背压式汽轮机的200g/kw.h 的煤耗相比较。
因此，为适应节能减排基本国策之要求，必须对此现状予以适当的改变。
在目前所知的小型抽凝式汽轮机改造为背压式汽轮机的方法中，共有三种方法：一种是将抽凝机直接更换为背压式汽轮机，此方法的弊端在第一部分已有所论述不再重复。
第二种方法是，拆除低压调速汽阀后的叶栅，并将原排汽缸用隔板隔离，另开抽汽口将背压排汽引走，此方法一方面改造工程量巨大，另一方面无国际先例可循。
本公数据 序号项目按抽凝工况运行 1 进汽压力/进汽温度4.9MPa/470℃2 进汽量 112t/h3 Ⅰ级抽汽量 80 t/h4 Ⅰ级抽汽压力 0.981MPa5 低压缸流量 16 t/h 6 排汽压力 0.005MPa(绝)7 电功率 12000kw 8供电煤耗349g/kw.h司推出的改造方案为：一方面对原抽凝机的内部构造不予改动。
另一方面遵循国际惯例，通过增设除盐水喷淋的方法，使汽轮机具备两种功能。
电厂冷却塔淋水装置节能改造提高机组经济效益
中国新技术新产品
一４ — １１
２ ｌ Ｎ １ ＯＯ Ｏ．４ Ｃ ｉａ Ｎ ｗ Ｔ ｃ ｎ ’ｇｅ。。。 。 。 。 ｔ ｈｎ ｅ ｅ ｈ ｏ。 ’ ａ。。。。 ｕ — ｌ。 。’。。Ｐ ｏ ’ ｓ 。 ｉｓ ｎ 。 。 ｄ 。 ｏ ’。 。 ｄ 。 。 。 ’ 。。 。 。ｒ 。 ｃ 。 。 。。—
工 业 技 术
电厂冷却塔淋水装置节能改造提高机组经济效益
为：
Ｑ ＝ （ｅｈ ） ２Ｗｅｈ－ ｃ ④ Ｗｅ为 汽轮 机低压 缸排 气量 ｋ ； ｅ Ｈ 为汽 轮机 低压缸排气焓 ｋｋ； ｃ ｊｇＨ 为凝结水焓 ｋｋ ／ ｙｇ 根据式① ， 以推出下面的关系式 ： 可 Ｑ Ｋ Ａｔ＝ （ｅｈ ） Ｗ＝ Ｆ ｉ Ｗｅｈ－ ｅ ｎ ⑤ 假设汽轮 杌排 气为干饱 和蒸 汽 ， 结水 的 凝
广 泛应 用 于各 种 领域 ，在 伊 敏换 流站接 地极 工程中我们取得 了良好的效果 ，如何在电力
系统尤其是在直流工程建设中广泛推广 ， 不 断提高热熔焊接的施工工艺水平是我们下一
步继 续研 究 的课 题 ， 通 过加 强交 流 、 断 只有 不 总结 才能够使这项 技术迈上更高的一个台 阶，为提高高压直流输电系统科学技术的发 展做 出贡献 。
及模夹的使用寿命有重要影响 ，因此在熔接 之前 务 必认 真调 节 模夹 距离 ，无 论 模具 内是 否有 熔 接物 ，不 当的夹 距都 会对 模 具 和模 夹 造成 损坏 ； 以点火 枪 向着 模 唇 的引火 粉点 火 ， 热熔 焊 接的 反应 即在 反应腔 中进行 。 反应 过 程 中 ， 禁 直接触 碰 模具 ， 严 以免 发生 被重 度烫 伤事故 ， 对焊接效果也会有不良影响； 经过反 复 的试 验 ，切 开焊 接试 件 ，表 面光 滑接 触 紧 密， 蜂窝、 无 气泡 ， 艺美观 ， 足质 量要 求 。 工 满
浅谈纯凝式机组改造成背压机后凝汽器的运行方式
浅谈纯凝式机组改造成背压机后凝汽器的运行方式前言我国化石能源中，煤炭资源储量丰富、油气资源相对短缺，与此对应，发电行业形成了以燃煤发电机组为主、其它能源发电机组为辅的局面。
2007年1月，国务院下发《关于加快关停小火电机组的若干意见》，要求各地加快关停小火电机组，推进电力工业结构调整。
经过10多年治理，目前我国仍有为数不少的小型燃煤火电机组。
对于建成时间较晚、技术较新的小机组，一刀切将其拆除无疑是对社会资源的浪费，如何兼顾电厂就业、环保要求和合理利用现有资源，成为摆在电力行业面前的一道难题。
2016年，国家多部委联合下发了《关于印发<热电联产管理办法>的通知》（发改能源〔2016〕617号），鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组，为小机组改造指明了方向。
关键词：背压机、凝汽式汽轮机改造、凝汽器1、工程概况蒙东地区某热电厂原有四台小机组，承担市区499万m2居民采暖供热，该热网为孤网运行的低温网，该厂是唯一供热热源单位，该厂后新建二台135MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，中压缸排汽作为采暖抽汽汽源，分别于2006年12月和2007年8月建成投产。
热电厂原有四台小机组到期关停之后，两台135MW抽凝机组的供热能力不足，经研究分析，需将其中一台135MW抽凝机组改成背压机组，提高机组供热能力。
抽凝机组改成背压机组过程中，诸多热力系统需要调整，其中，凝汽器是否继续运行是一个比较重要的问题，本文重点分析该问题。
2、凝汽器的作用凝汽器是凝汽式机组的重要设备之一，不可或缺，其主要作用有：（1）提供真空环境，提高蒸汽在汽轮机中的做功能力。
（2）回收系统各处排出的水和蒸汽，并将汽轮机排出的蒸汽变成水，无法利用的热量排到循环冷却水系统中。
（3）凝汽器热井储存大量水源，调节整个热力系统的水量平衡。
3、低压转子冷却方案与凝汽器运行方式改造成背压机后，汽轮机尾部排汽不再进入低压缸做功，而是全部进入供热首站换热器换热。
火电厂节能降耗探析(3篇)
火电厂节能降耗探析（3篇）第一篇：火力发电厂汽轮机运行节能降耗的措施摘要：汽轮机组在火力发电厂中的耗能巨大，增加了小型火力发电厂的能耗。
如何有效降低火力发电过程中的能耗，已成为当前亟待解决的一大问题。
对小型火力发电汽轮机运行中可采取的节能措施实行了探讨，介绍了从机组内外分别可采取的具体节能措施。
关键词：火力发电厂；汽轮机；节能降耗；凝汽器我国绝大多数电力能源都是由火力发电提供的，火力发电在我国的电力总供给中所占比例达50%以上。
但是火力发电对煤炭资源的消耗量不容小觑。
小型发电厂在很多方面都会略逊于大型发电厂，但是为了实现经济的可持续发展，提升火力发电厂的资源使用率是非常必要的。
汽轮机作为火力发电厂的主要设备之一，实现汽轮机运行中的节能降耗是非常必要的。
1汽轮机概述汽轮机凭借蒸汽，将热能转换为动能来使机器运作。
当前，绝大多数的火力发电厂中使用的都是汽轮机。
汽轮机能够使用较长时间，并且效率较高。
但是，汽轮机在工作中时常会出现汽轮机渗漏和变形等一系列问题。
随着工业的发展，资源能耗迅速增加，要想使用有限的资源创造更多的能源，就必须提升火力发电的效率，汽轮机在火力发电中是不可缺少的部分，所以就需要尽快解决汽轮机运行中的节能降耗问题。
2汽轮机组节能降耗内部措施2.1维持凝汽器最佳真空凝汽器能让蒸汽降温变成水，形成高度真空，汽轮机中的蒸汽小于大气压，利用差值来做功。
凝汽器作为汽轮机的重要部件，它的运行会影响到机组的安全与经济。
所以，就需要让凝汽器一直维持在一个真空状态，这样能够让凝汽器的运作更加经济、安全。
2.1.1清洗冷却面，降低凝汽器热负荷凝汽器的冷却面出现污垢，就会增加管内阻力，使汽轮机无法正常运作，并且会增加能耗，这就需要经常清洗冷却面。
判断凝汽器是否需要实行清洗的依据是运行之后对数据实行比较。
如果数据出现差异，则说明冷却面需要实行清洗。
在污垢形成的早期，能够使用干洗方法来清洗管内污垢，让冷却面重新变得干净，但是在污垢形成的后期，就需要用另外一种方法来去除冷却面内的污垢，即把除氧器所形成的热水填满凝汽器，随后再使用风机让冷却管的内部变得干燥，因为是热风，所以管内的污垢就会变得十分坚硬，之后再灌充冷水，这样就能够去除掉管内的污垢。
火电厂汽轮机组节能降耗方法
火电厂汽轮机组节能降耗方法摘要：在我国电力生产行业中，火力发电模式占据着非常重要的位置。
火力发电厂主要通过化石等能源燃烧来生产电能，在生产过程中要实现节能减排的目标，需要充分考虑有效的节能减排的措施。
对于火力发电厂而言，汽轮机组是生产过程中能源消耗最重要的一部分，因此要实现节能减排的目标，要对汽轮机组的节能减耗采取一些有效的控制措施。
关键词：火电厂；汽轮机组；节能降耗；方法1汽轮机组基本工作原理火电厂汽轮机组的基本工作原理主要是通过燃烧燃料产生的热能转化为机械能，进而驱动发电机产生电能。
在火电厂中，燃料（如煤）首先在锅炉内燃烧，产生高温高压蒸汽。
这些蒸汽随后流经汽轮机，其中的热能推动汽轮机内的叶轮旋转。
叶轮与发电机的转子相连，当叶轮旋转时，转子也跟随旋转，从而在发电机内产生电磁感应，最终将机械能转化为电能。
在这一过程中，蒸汽的热能得到充分利用，并通过输送到冷却塔的冷凝水再次返回锅炉，形成一个闭合的循环系统。
但汽轮机组在运行过程中存在一定的能耗损失，如热量损失、传动损失等，影响了汽轮机组的运行效率和整体能源利用效率。
因此，对火电厂汽轮机组的工作原理与能耗特点进行深入研究，有助于提高其运行效率和降低能源消耗。
2火力发电厂汽轮机的耗能影响因素在火力发电厂中汽轮机属于重要的运行设备，汽轮机的复杂程度较高，在运行过程中很容易受到诸多因素的影响，使汽轮机能量损耗在不断的增强，因此在实际工作中，需加强对火力发电厂汽轮机耗能影响因素的深入分析和研究，从实际工作情况入手有效解决，从而使得火力发电厂汽轮机的能耗问题能够得到有效控制，保证设备的平稳运行，从整体上看其耗能影响因素主要分为几个方面：首先在火力发电厂汽轮机实施过程中，一些工作人员并没有加强对设备损耗问题的重视程度，实际工作过程也没有严格按照相关规范和要求来对汽轮机进行有效维修及维护，使其并没有得到有效更新，在技术投入方面也存在着诸多偏差，使一些老旧汽轮机在运行过程中能量损耗问题越来越严重，不仅会出现一些不必要能源的消耗，还使最终的工作效率无法达到预期状态及标准。
电厂300MW机组凝结水系统的节能应用
5.2直接收益
利用07年四台机组年利用小时偏低的#2机组来计算 平均负荷：233.59(MW)， 年发电量：1274178 (MWh)， 计算情况： 2007年#2机组实际年平均凝结泵耗用电占发电量：0.3463% 计算，凝结泵耗用电量：4412.478(MWh)。如果2007年 采用了变频运行后，用方法一测试的结果推算，那么2007 年度的凝结泵耗用电量2609.517(MWh)，可节约厂用电 1803 (MWh)；按2007年度平均电价0.364元/KW.H，年节 约65.6万元人民币。由此两年可以收回投资。
3.22 电量 Mw.h
10:35 起码
12:35 止码
1764064
1764154 5400
7395
7463 1224
0.2266
18:40
20:40
1764407
1764504 5820
1034865
1034945 1440
0.2474
0.916
8.38
在不同的负荷节电效果分别是：20万时46.32%，24万时40.71%，28万时：8.38%。 注：数据由发电部当值值班员：闵巍、张泽颂、李鹏、王新宇提供。
5.3间接收益
5.3.1减少电机启动时的电流冲击 电机直接启动时的最大启动电流为额定电流的7倍；星角启动为4－5倍；电机软启动器 也要达到2.5倍。观察变频器启动的负荷曲线，可以发现它启动时基本没有冲击，电流 从零开始，仅是随着转速增加而上升，不管怎样都不会超过额定电流。因此凝泵变频 运行解决了电机启动时的大电流冲击问题，消除了大启动电流对电机、传动系统和主 机的冲击应力，大大降低日常的维护保养费用。 5.3.2延长设备寿命 使用变频器可使电机转速变化沿凝泵的加减速特性曲线变化，没有应力负载作用于轴 承上，延长了轴承的寿命。同时有关数据说明，机械寿命与转速的倒数成正比，降低 凝泵转速可成倍地提高凝泵寿命，凝泵使用费用自然就降低了。 原工频运行除氧器上水调门压差很大，且需要反复调整开度；变频运行后除氧器上水 调门固定同，不需要反复调整，减小了阀门磨损，大大延长了阀门寿命。 5.3.3降低设备运行噪音 我公司凝结水泵改用变频器后，降低水泵转速运行的同时，噪音大幅度地降低，当转 速降低60%时，凝结水泵附近1.5m噪音水平测试85dB,比工频运行时的110dB减少 25dB。同时消除了停车和启动时的打滑和尖啸声，克服了由于调整门线性度不好，调 节品质差，引起管道锤击和共振，造成凝结水系统上水管道强烈震动的缺陷，凝结水 泵的运行工况得到明显改善。
50MW汽轮机组冷凝系统改造
50MW汽轮机组冷凝系统改造党银宁【摘要】本文对50MW 循环流化床抽凝式机组的冷凝系统（如凝汽器、冷却塔、循环水泵等）进行改造，将其冷凝能力增大至60MW，并对改造的经济效益进行分析。
通过改造，同期相比汽耗下降0.092 kg/kW·h，煤耗下降8.8 g/kW·h，项目的投资回收期为3.2年，具有较好的推广应用价值。
【期刊名称】《四川水泥》【年(卷),期】2016(000)006【总页数】2页(P103-103,84)【作者】党银宁【作者单位】湖南联新能源环保科技股份有限公司湖南长沙 410000【正文语种】中文【中图分类】S210南屯电厂三期、四期工程机组设计基点为抽汽运行工况，附属辅机也都按抽汽工况设计。
但是电厂并没有按设计工况运行，仅在采暖期带有少量热负荷(约20t/h)，其余季节均为纯凝工况运行。
南屯电厂机组在额定抽汽工况时汽轮机的排汽量小（118.8t/h），而在纯凝工况时的排汽量大（148.4t/h），导致蒸汽消耗量与煤耗量也随之增大[1]。
在纯凝工况时凝汽器、凉水塔的冷却面积偏小，循环水量严重不足且温升大，使得现有凝汽器、循环水泵、凉水塔在纯凝工况运行非常吃力，无法满足夏季满负荷运行的要求。
冷凝系统包括凝汽器、循环水泵、冷却塔等，如图1所示，其中凝汽器和循环水泵属于电厂辅机中的凝汽设备。
凝汽器的主要任务是凝结汽轮机排汽、形成和维持高度真空、作为热力循环的冷端并回收工质。
凝汽器最佳运行是机组经济运行的重要条件。
凝汽式汽轮机排汽温度每降低10℃，装置的热效率可增加3.5%，凝汽器压力每降低1kPa，汽轮机功率平均增加0.7～1%[2]。
南屯电厂两台机组的凝汽器都是由上海汽轮机有限公司生产（两台机相同），为对分双流程表面式N-3000-5型，冷凝面积是3000m ，冷却水量为7350m /h。
循环水泵为凝汽器提供冷却用水，这种水泵的特点是水量大、扬程低。
它是火力发电厂中重要的而且耗电较多的辅机，要求具有较高的可靠性和经济性。
百万级机组双背压凝汽器真空抽气系统改造分析
电 孜
不
百万级机组双 背压凝汽器真 空抽气系统改造分析
张 宁 ， 邰 军
（ 江神 华 国华 浙 能 发 电有 限 公 司 ， 江 宁波 ３ ５ １ 浙 浙 １ ６ ２）
：
摘 要 ：针 对神 华 国华浙 能发 电有 限公 司 Ｂ厂 ２台 Ｉ０ ＭＷ 超超 临界 机 组 配置 的双 背压凝 汽 Ｏ０
环 水
Ａ Ｂ Ｃ
一 ～ 一 ＿ ～ 一
８ ０元 ／计算 ，则 ＃ ０ ｔ ６机组 抽 真空 系统 节 能改 进后 ， 每 年 可节省 燃料 费用 达 ４ ０万元 ， 济效益 十分 可观 。 ０ 经 故 建议 公 司及早对 ＃ ５机组作 出双背压 改造 ， 以取得更 好 的经 济效 益 。
｝ ≠ ６机组 改造 后 ， 常运 行 时 ， 空 泵 Ａ、 别对 正 真 Ｃ分
低 压 凝汽 器 、 压凝 汽器 抽 真 空 ， 高 Ｂ泵为 备 用 ， 空泵 真 出 口母 管联 络 阀 （ 动 隔离 阀 ） 气 全关 ， 以确 保 两只凝 汽
器 满足双背 压运行 要求 。
１２ １
Ｉ ” 熠笛 尝
压 力差
表 ２ 国华 宁 电 ６号 机 组 抽 真 空 改 造 后运 行 参数
可 以实现 并联 、 分列 运行 ， 但是 在夏 季满 负荷 等特 殊工 况下 ， 启动 ３台真 空泵 ， 样 真空 泵组 处新 加装 的 ２ 将 这 只气 动 隔离 阀就会 开 启 ， 、 压 抽 气管 道 将会 联通 ， 高 低 从 而在 一 定程度 上互 相干 扰 ，致 使 无法 实现 机组 双背 压功 能 。
的机会 ，对 ＃ ６机组 原先 的真空抽 气管道 进行 了改造 ，
由原来 的串联 方式 改为并联 连接方 式 。 如图 ３ 示 。 所 即 从 高 、 压凝 汽器 内分 别接 出 ２根抽 空气 管路 ， 低 汇合成
菏泽电厂NLT350-400×6型凝结泵节能改造
42第9卷（2007年第8期）电力安全技术技术改造is h u g a iz a o赵铁军，盛喜兵，王庆河（国电菏泽发电厂，山东菏泽274032）国电菏泽发电厂二期工程安装2台300M W凝汽式机组，每台机组的凝结水系统配有2台N L T 350-400×6型凝结泵。
该泵为筒袋型立式6级离心泵，首级叶轮为双吸结构，并带前置诱导轮，第2至第6级叶轮为标准级单吸叶轮。
凝结水经凝结泵升压后首先至化学精处理装置，然后经轴封加热器、除氧器水位调节门、7，8号低压加热器、5，6号低压加热器进入除氧器。
机组满负荷运行时，因凝结泵扬程有富裕，除氧器上水主调节门开度较小，存在较大的节流损失，因此进行节能改造是很有必要的。
1凝结泵扬程的设计分析1.1凝结水系统设计参数分析从表1可见，凝结水系统流动阻力总和Σf 为：Σf =f 1+f 2+f 3+f 4+f 5+f 6+f 7+f 8+P 1-P 2=0.25+0.126+0.107+0.145+0.164+0.027+0.036+0.25+0.7+0.09=1.895(M Pa)根据离心泵选型原则，凝结泵满足向除氧器上水所需要的扬程为：菏泽电厂N LT350-400×6型凝结泵节能改造H =1.895/(1000×9.81×10-6)+(h 1-h 2)=224.7(m )因此，N L T350-400×6型凝结泵富余扬程为：△H =H 0-H =290-224.7=65.3(m )凝结泵扬程富余量百分比=(65.3/290)×100%=22.5%1.2实际运行参数分析为了取得凝结泵扬程富余量实际数据，对3号应该改变1次状态。
分析实际系统，经过反复论证，设计出最简单的报警逻辑：(1)若信号检测板正好停在使行程开关接点导通的位置，只要行程开关导通的时间长度超过5s ，就发出转子停运报警信号。
(2)若信号检测板正好停止在使行程开关接点导通的位置之外，只要行程开关断开的时间长度超过60s ，就发出转子停运报警信号。
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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%。
3.2 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！）； 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。 12
14
图3.3 壳侧汽相速度矢量 (m/s)
图3.6 管束区传热系数分布 (W/m2· ℃)
图3.7 管束区热负荷分布 (kW/m2)
15
表3.1 错排管束膜状凝结实验数据和数值计算结果
工况数据 进口温度1，℃ 进口压力2，Pa 进口速度1，m/s 汽 出口温度，℃ 侧 出口压力2，Pa 汽阻，Pa 凝结量，g/s 散热量，kW 进口温度1，℃ 速度1，m/s 水 侧 出口温度，℃ 吸热量，kW 散热量/吸热量
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@ Tel: 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
3
4
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
10
三、凝汽器内流场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 11 性。
35
四、凝汽器节能改造
4.1 管束结构缺陷及改造
1. 单个管束本身有缺陷： ① 山字形管束，管束厚薄不当。 ② 岛状管束，流场偏离预想。 ③ 蛇形带状管束，没有在管束底部布置主蒸汽通道 回热凝结水，小机组中居多。 ④ Foster Wheeler管束，存在严重的空气聚集，上海 辅机厂引进； ⑤ 管束内部没有独立隔开的空冷区（平衡降流式）； ⑥ 另有管束抽气口位置不合理。 2. 在凝汽器壳体内布置有缺陷的： ① 在一个壳体中布置单个管束，汽阻大。如东方 200MW三壳体凝汽器以及众多小型工业凝汽器。 36
工况12 实验值 计算值 26.22 26.22 3407.7 3407.7 16.88 16.88 26.01 25.81 3366 3334.7 42 73.0 4.587 4.587 11.189 11.186 7.7 7.7 0.634 0.634 11.36 11.00 12.406 11.186 0.902 1 工况14 实验值 计算值 31.90 31.90 4732 4732.4 27.26 27.26 31.22 31.00 4553 4499.1 179 233.3 10.10 9.28 24.496 22.499 8.01 8.01 1.186 1.186 11.91 11.56 24.727 22.499 0.991 1
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①
凝汽器大改案例1：卵形管束
三壳体单背压双流 程，每个壳体中单 管束。共 5块支承 隔板，支承隔板间 距约1400 mm，水 室为矩形。
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存在的主要问题：
有明显的空气聚集现象，冷却管外侧存在氨腐蚀。 同时，由于循环水质恶劣，水中泥沙含量大，氧离子 含量高，冷却管严重腐蚀，造成堵管频繁，并有管子 断裂现象。 真空较差，凝汽器性能甚至不能满足正常生产及 机组满负荷运行需要。
自1993年始，历经17 年的研究成果。
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商业计算软件
全三维商业软件：FLUENT, PHOENIX, CFX（自编接 口软件，供专业人员使用）
• 小知识：商业软件实际上是提供一个空间造型方法、划分网格、 求解非线性方程组、数据处理功能的软件平台。包括边界条件、 初始条件、各种经验计算关系式和工质物性计算程序在内还是要 人工编程，因此并不具有通用性。
以可以准确地预测管束区的空气聚集点和高速点。 经优化后，可以确保在凝汽器管束内不出现明显 的空气聚集区，在可能出现的高速点采取预防汽 流激振的措施。 对于多管束凝汽器，经优化后可以确保凝汽器的 汽阻在0.2kPa以下，凝结水过冷度小于0.5℃。
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3.4 PPOC软件的应用
该软件包的不同版本已先后提供东汽、上汽、北重、 南汽、703所、上海电站辅机厂、哈汽辅机、东方电气 河南辅机等单位使用。 涉及的管束类型有：传统卵形管束、B-D管束、蛇形 带状管束、平衡降流式管束、掌形管束、岛状管束、 教堂窗管束、将军帽管束、山字型管束、 Foster Wheeler管束等国内外所有主流管束。
凝汽器管束缺陷
2. 在凝汽器壳体内布置有缺陷的： ① ② 单个管束由上、下两部分组合而成，但下部或上部 的管束不理想。如自阿尔斯通引进的200MW双流程 凝汽器。 ③ 凝汽器壳体内布置多个相似的管束。单个管束由上、 下两部分组合而成，但在垂直于来流方向的两管束 之间的主蒸汽通道中没有设置挡汽板。如广泛应用 于300MW和600MW的平衡降流式管束。
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凝汽器管束改造方法
如上所述，许多机组的真空度差，是因为较差的机组进 行调研，筛选出有明显管束设计缺陷的凝汽器。 通过对现有凝汽器热力性能的数值仿真，得到其内 部的流场、温度、传热系数、热负荷、空气浓度等 参数的分布，经分析确定管束布置缺陷，然后对症 下药地提出改造措施： 对于一部分凝汽器，可以通过在凝汽器管束区 设置导流板、重置抽气口等小改措施，可以明显 改善凝汽器热力性能； 对于另一部分凝汽器，在确定无法通过小改措 施来大幅提升热力性能后，则采取管束整体置换 的大改办法。
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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。
PPOC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造。
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3.3 软件验证算例
3.3.1 验证算例1
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改造方案探讨一：不改凝汽器管束结构，只改蒸汽通道尺寸和凝汽 器尺寸，可在设计时进行。
(I) 将凝汽器管束上侧的入口段长度加长300mm； (II) 将凝汽器管束左右两侧的蒸汽通道均加宽200mm； (III) 采取联合措施，在将管束左右两侧的蒸汽通道各加宽200mm的同时， 将管束顶部的蒸汽通道加长300mm，底部的蒸汽通道加宽200mm。 项 目 蒸汽进口速度（m/s） 蒸汽通道最大速度（m/s） 抽气口空气浓度(%) 壳侧汽阻（Pa） 原设计 方案一 43.1 102.8 62.2 492 43.1 90.2 64.8 204 方案二 36.9 82.8 63.5 344 方案三 36.9 72.4 65.3 139
凝汽器设计的核心技术是管束布置！
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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。
Warning：
目前自编的“凝汽器热力性能数值仿真软件”