丁立斌，杜小铁,刘叶丽

(1.河北西柏坡发电有限责任公司，石家庄 054000；2. 河北建投能源投资股份有限公司，石家庄 050041)

火电机组冷端优化措施及效果

丁立斌1，杜小铁2,刘叶丽2

(1.河北西柏坡发电有限责任公司，石家庄 054000；2. 河北建投能源投资股份有限公司，石家庄 050041)

从凝汽器入口蒸汽流场均流装置、凝汽器增效改造、冷却塔新型节能旋转式喷溅装置、冷却塔进风导流板、真空系统完善等方面分析火电机组冷端优化措施，并结合国内工程实例，认为优化措施的节能效果显著，可供火电机组借鉴。

火电机组；冷端系统；优化措施；凝汽器；冷却塔

火电机组冷端一般包括汽轮机低压缸、凝汽器、冷却塔、循环水泵、抽真空设备及其相连接的管路。冷端设计主要指凝汽器面积计算和结构选型、冷却倍率计算、水泵选型和一般配置等，湿冷闭式循环冷却机组包括冷却塔配水形式及面积选择，空冷机组包括空冷岛面积计算。冷端优化设计是指在前者的基础上开展的合理降低工程总造价并兼顾经济运行的深度优化，最终目标是为了确定最佳真空所对应的凝汽器面积、循环倍率、冷却塔面积和低压缸末级叶片长度等参数。但是优化设计后的冷端系统在长期运行中经常暴露出一些新问题，例如汽轮机低压缸排汽区流场不均匀、凝汽器真空偏离设计值、冷却塔出水温度高、凝汽器泄漏等，导致机组能耗升高，运营成本增加，程度严重的甚至会影响到机组安全运行。因此，对投运机组冷端系统继续优化，不仅能够提高机组运行可靠性，而且是企业实现和提高竞争力的重要手段。以下从凝汽器、冷却塔、真空系统等方面介绍典型的火电机组冷端系统优化措施。

1 凝汽器优化措施

1.1 加装入口蒸汽流场均流装置

人们普遍重视汽轮机排汽缸出口蒸汽流场的优化，却未重视凝汽器管束入口蒸汽速度分布对凝汽器汽阻和传热系数的影响。近几年的研究表明，凝汽器入口蒸汽流场也是影响凝汽器工作性能的重要因素。国产引进型300 MW汽轮机由于低压加热器庞大的筒身占据在排汽口中央，周围布置了大量的抽汽管道，导致凝汽器管束入口截面上的蒸汽流场极不合理：纵向上，冷却管的进出口端汽流非常密集，速度高，将迎风面管束吹刷的异常光滑；横向上，两侧远离中心线的管束从入口到出口一直处于高速汽流的冲刷之下；越靠近凝汽器的中心区域汽流速度越低，中间甚至会出现漩涡区，管束迎风面产生轻微锈垢；整个截面上蒸汽流速最高超过100 m/s，接近中间区域蒸汽速度的5～10倍[1]。这种极不合理的速度场使冷却管传热系数下降，并使汽阻和不凝结蒸汽量有较大幅度增加，这也是机组真空偏低的原因之一。

在模型试验及计算机三维模拟计算的指导下，按照流场速度分布规律，在凝汽器管束入口上方区域内的蒸汽高速区加装由不锈钢板制成的均流装置，固定在附近支撑管上，促使凝汽器管束入口原高速区的速度有所降低、原低速区的速度有明显升高，蒸汽流场趋于均匀，从而改善管束的传热温差、传热系数和内部汽阻，最终降低了排汽压力。铁岭电厂4号机组优化后的测试结果表明，在额定负荷、循环水入口温度30 ℃时可以降低凝汽器排汽压力0.7 kPa以上，煤耗下降约1.32 g/kWh[2]，循环水入口温度越高则节能效果越明显。

1.2 凝汽器增效改造

凝汽器设计优化的主要任务是增大管束边界、降低汽侧边界流速、缩短汽流流程、均衡凝结负荷、疏通不凝结气体抽气通道、消除不凝结气体滞留区、提高换热效能，蒸汽回热凝结水进一步除氧并降低过冷度，其中管束布置是影响汽侧流动特性和传热特性的主要因素。

如今国内外已经成功开发出多种先进的管束布置型式，典型的有教堂窗式、双菱式、AT型式、模块化式、将军帽式、垂直均衡流动式等。

哈尔滨汽轮机有限公司选用东芝AT型式管束排列技术，特点是：空气到达空冷区出口的距离明显缩短，同时进汽边周长加大，有利于降低进入管束流体的流速，减小汽阻；管束之间的蒸汽通道数量增多，部分蒸汽直接到达热井凝结水的表面后再折返向上进入管束，有利于对凝结水更好地回热除氧，降低凝结水过冷度；在空冷区设置专用挡板，将上部管束的凝结水引出，空冷区中的凝结水也由水封槽、疏水管引出，凝结水的及时导出减弱了空冷区下方管束表面水膜效应的不利影响，上部、下部和空冷区管束都获得了较高的换热性能。

东方汽轮机有限公司采用德国B-D公司模块化式管束排列技术，特点是：1台凝汽器布置3条蒸汽通道，汽流速度均匀，中间无反流，整体管束汽阻小，热负荷分布均匀；增加中间隔板数量，解决管束振动问题；抽空气管分两路直接抵达空冷区，中间隔板孔径增大方便不凝结气体抽出；空冷区增设双层多孔疏水挡板有利于凝结水排出；凝结水基本无过冷度，除氧效果好。

这些新型凝汽器均在管束布置和抽气通道优化等细节上做了大量研究，并取得了一些关键性突破，整体换热系数较传统管束布置有10%～20%的大幅度提高。

以河北西柏坡发电有限责任公司1号、2号机组为例，其凝汽器为二十世纪八十年代技术、九十年代初产品，采用向心式布置，缺点是管束整体布局不合理，汽阻较大，下部管束水膜效应明显，换热效率低，凝结水过冷度大等，目前该技术已十分落后。1号机组统计数据表明，凝汽器在机组年平均负荷率66.26%的情况下，年平均排汽压力比设计值4.9 kPa高0.87 kPa，在额定负荷下，凝汽器排汽压力与设计值的差值更大。

2号凝汽器鉴于铜管老化频繁泄漏及效率低等原因，于2010年实施了整体改造。经招标比选，确定改造方案选用AT型管束排列技术，换热管选用TP316L不锈钢管子，不仅能够杜绝原铜管腐蚀老化不断泄漏带来的检修维护量大、凝结水品质经常被污染、汽轮机叶片结垢多导致效率下降较快等问题，而且长期运行中能够维持较高的管束清洁系数，有利于提高机组真空。

2号汽轮机凝汽器整体改造后的实时运行数据表明，在相同外界条件下，与未改造前相比，凝汽器换热效率有了明显提高，排汽压力降低了约1 kPa。

2 冷却塔优化措施

2.1 采用新型节能旋转式喷溅装置

喷溅装置的作用是将进入冷却塔的热水均匀地淋洒在下方填料顶上，以便充分发挥填料比面积大、散热能力强的优点，淋水的均匀性对冷却塔冷却效率影响极大。二十世纪九十年代，北方地区大型湿冷火电机组冷端多采用逆流式自然通风冷却塔，对于竖井槽式配水通常使用反射Ⅲ型喷溅装置，管式配水多采用旋流式XPH型喷头。反射Ⅲ型喷溅装置在长期使用后逐渐暴露出一些问题：由于设计缺陷，溅水碟下方始终存在(无水)中空区；由于加工工艺限制，喷溅装置的上盘和下盘是分别成型后粘结上的，局部强度低、易断裂，导致溅水碟脱落，形成水柱；上下溅水碟的挑水齿表面极易生成水垢，若维护清理不及时溅水效果就会逐渐变差，形成较多水幕，下方填料的热负荷分布趋于不均匀，冷却塔效率明显下降。

针对反射Ⅲ型喷溅装置存在的诸多不足，近期国内开发出一种节能旋转式喷溅装置，它利用水头下泄的冲击力带动溅水碟旋转实现溅水，上扬的水滴沿着无规则轨迹均匀地洒在填料上，水滴更加细碎，喷溅半径有所增加，有利于平面交叉布置，水滴在空中延缓了下落时间，水气热交换更充分，淋水密度更趋均匀，无水区减小甚至消失，喷溅效果受水量变化影响小。锦州东港电厂1号机组冷却塔使用节能旋转式喷溅装置后，与反射Ⅲ型喷溅装置相比，夏季工况下可使冷却塔出水温度降低1 ℃，机组真空提高0.4%，机组出力提高0.4%，若煤耗为330 g/kWh，煤耗可降低1.65 g/kWh，全年平均可降低0.825 g/kWh[3]。

2.2 优化冷却塔进风导流板

二十世纪九十年代火电厂冷却塔的设计并未对进风优化给予过多关注，本世纪初部分冷却塔开始在雨区加装了实心十字挡风墙，以消除较大横向风对冷却塔效率的不利影响。横向风对出塔水温影响较大，无风时出塔水温最低。随着风速的增加，出塔水温先升高后降低，当风速为6 m/s，其值最高，相对于无风时升高了1.34 ℃[3]。雨区加设挡风墙在中低速环境下能有效提高冷却塔性能。

对于已有十字挡风墙的冷却塔，优化措施是将实心十字挡风墙改造为分段优化多空墙，不但在中低速环境条件下能有效提高冷却塔的性能，而且在高风速条件下能接近不加墙时的效果。改进后的十字墙最大能使出塔水温降低0.32 ℃、煤耗降低0.3～0.5 g/kWh，并且具有较强的风向适应性[4]。

对于无十字挡风墙的冷却塔，可以在冷却塔进风口安装导风板，削弱外界侧风的不利影响，均匀塔内通风，增加进塔风量，从而提高冷却塔效率。实测数据表明，安装导风板后的冷却塔的冷却温差增幅在夏季最大可达5 ℃，冬季则效果甚微，3月仅为0.1 ℃[5]。

3 真空系统优化措施

3.1 提高真空泵抽吸能力

凝汽器绝对压力会随着环境温度的升高而升高，当夏季环境温度接近设计上限时，凝汽器绝对压力已经达到设计上限，就会限制机组带负荷能力，这与水环式真空泵的抽吸能力恶化有一定关系。真空泵抽吸能力主要与其内部密封水温度有关，当密封水温度低于15 ℃时过冷度可以得到充分保障，抽吸能力就能够达到极限值，反之密封水温度升高、过冷度降低，真空泵抽吸能力会逐渐降低，所以真空泵冷却水系统设计时一般尽量选用温度较低的地下水或地表水，而尽量不选用机组冷却塔的循环水。

为使机组获得较高真空，尤其是考虑夏季工况的特殊需求，某厂通过技术改造，从中央空调冷冻机组引一路冷冻水至真空泵冷却器，相同工况下可降低密封水温度6～8 ℃，提高凝汽器真空约1 kPa，折合供电煤耗降低约3 g/kWh[6]。

3.2 优化真空管道布置方案

国产600 MW机组普遍采用双背压凝汽器，设计为正常运行时高压凝汽器绝对压力比低压凝汽器高约1.2～1.5 kPa，维持这个压差值是实现双背压凝汽器经济运行的关键。当双背压凝汽器的抽空气管道设计为并联母管制后，机组实际运行中高、低压凝汽器的压力十分接近甚至相等，双背压凝汽器的经济优势并不突出，必然导致机组能耗升高。并联母管制的特点是，抽真空管道起点在高压凝汽器侧，进入低压凝汽器后与后者的抽真空管道合并成一根联合母管，再引出凝汽器与真空泵组对接；也有一种类似设计方案，即高、低压凝汽器抽真空管道的合并选择在凝汽器外、与真空泵组对接之前。这种设计方案未全面考虑管道合并前的压力不匹配问题，虽然设计有对应措施，比如在高压凝汽器抽真空管道上安装限流孔板或者手动调节阀，但是对于压力变化范围仅为4.9～12 kPa的系统，高低压凝汽器压差控制在1.2～1.5 kPa很难实现。实践证明这种设计方案与实际不符、可操作性差，直接导致高压凝汽器抽气排挤低压凝汽器抽气，低压凝汽器压力异常上升并逐渐接近高压凝汽器压力。

优化措施是：系统共设有3台真空泵，两运一备，高压凝汽器抽真空管道单独接入真空泵A，低压凝汽器抽真空管道单独接入真空泵C，在真空泵A、B、C入口前增设横向联络管道和阀门，彻底解决抽气排挤问题，可大幅降低低压凝汽器压力。河北西柏坡发电有限责任公司600 MW超临界5号机组采用了此项优化，低压凝汽器压力降低了0.762 kPa。

4 循环水热泵供热技术

燃煤火电厂的总体热效率最高约为45%，是因为大量低品位废热无法再利用，只能由水蒸气和烟气携带散发到大气中，由此形成了很大浪费。若能充分利用这部分废热向特定用户提供采暖热能，不仅可以提高火电厂整体热能利用率，而且还能降低企业经营成本。近几年国内已有多个火电厂成功尝试采用吸收式热泵技术提取汽轮机循环水余热向居民提供采暖用热，为火电厂余热利用积累了丰富经验。

吸收式热泵的节能原理是：吸收式热泵的输出供热量等于从低温(余)热源吸收的热量和高温驱动热源热量之和，即热泵的输出供热量始终大于消耗的高品位热源热量(COP>1)，又称为增热型热泵，根据不同的工况条件，COP一般在1.65～1.85，具有较大的节能优势。

以邢台国泰发电有限责任公司11号机组为例，采暖热网一次供回水温度平均为115 ℃/55 ℃，加装9台吸收式热泵后，将凝汽器送出的约34 ℃的循环水经升压泵引入热泵放热，放热后约28 ℃的循环水再进入凝汽器吸热；以0.3 MPaG的高温蒸汽作为驱动热源，提取34 ℃循环水的低质热能，加热55 ℃的采暖热网一次回水至73 ℃。单台热泵设计供热量26 MW，可回收循环水热量10.9 MW，9台热泵可提取废热326 GJ/h用于居民采暖供热，预期收益可观。

5 结束语

近几年国内火电行业十分重视机组冷端优化，各种优化措施不断推陈出新，节能效果显著，有的已被列入《国家重点节能技术推广目录》，有的已在实际工程项目中得到成功应用。以上提出了几种典型的，已在实际工程项目中成功应用的冷端系统优化措施，优化效果良好，供同行们参考。

[1] 郭玉双.300 MW机组排汽通道改造研究[D].北京:清华大学,2002.

[2] 万逵芳,彭翔宇.蒸汽流场对凝汽器汽阻的影响[J].汽轮机技术,2004,46(2):86-88.

[3] 吴百龙.冷却塔运行特性研究[D].北京：华北电力大学,2004.

[4] 蒋 波,周兰欣.自然通风冷却塔加装十字挡风墙数值研究[J].汽轮机技术,2010,52(3):165-168,172.

[5] 戴振会,孙奉仲等.冷却塔进风口加装导风板后的冷却性能比较与评价[J].中国电力,2009,42(10):24-27.

[6] 郭江龙.水环式真空泵节能运行技术[J].河北电力技术,2009,28(6):22.

本文责任编辑：丁 力

Optimized Measures and Effect of Cold End in Thermal Power Units

This paper introduces the optimized measures of the cold end from the aspeits of condenser entrance steam flow equalizing device,condenser efficiency transformation,cooling tower new energy-saving rotary spray device,cooling tower inlet guide plate,vacuum system,and combined with engineering examples,considers that the energy saving effect of optimized measures is significant to worth thermal power units to use for reference.

thermal power units;cold end system;optimized measures;condenser;cooling tower

2013-05-15

丁立斌(1973-)，男，工程师，主要从事火力发电技术管理工作。

TM621

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1001-9898(2013)04-0037-04