直接空冷技术（共8篇）
直接空冷技术 篇1
摘要：空气较之水资源, 更容易获取, 资源也更为广泛, 因此在冷却介质的选择上, 空气因其低成本、广资源的特点将逐渐替代水, 直接空冷技术在这样的形势下应运而生。
关键词：直接空冷,空气冷凝器,空冷技术,节水技术
1 直接空冷技术简介
1.1 直接空冷系统的组成部分
直接空冷系统主要由以下几部分组成： (1) 空冷凝汽器系统。主要有椭圆翅片管束，蒸汽分配管，上、下管束联箱，以及支撑管束的钢构架组成。 (2) 空气供应系统。包括调速风机，电动机，减速箱，整流罩，保护网等。 (3) 排汽管道系统。排汽管道系统包括由汽轮机排气阀到空冷凝器蒸汽分配管之间的管道及管道上所安装的膨胀补偿器、隔断阀、安全阀、爆破阀等附属设备。 (4) 凝集水系统。主要包括空冷凝汽器的汇水管，凝结水箱，凝结水泵等。 (5) 抽空气系统。由真空泵、其他抽气器及相应管道组成。 (6) 空气冷凝器清洗系统。主要包括高压水泵及清洗管道等。
1.2 直接空冷技术的优点
直接空冷技术相对于其它冷却技术有以下几个优点：
(1) 节水：空冷机组比水冷机组节水一半以上。 (2) 冷却介质：空气可免费获取，无附加费用，并且资源丰富。 (3) 厂址：无特殊限制。 (4) 维护费用：空冷机组为水冷机组的三分之一。 (5) 环保：废水可实现零排放，无汽水飘滴现象，对周围电气设备无影响。
1.3 直接空冷技术的缺点
直接空冷技术存在以下几个缺点：
(1) 空冷系统体积庞大，占地面积要比水冷高出很多。 (2) 空冷散热器易受气温、大风、降雨等环境因素影响。 (3) 空冷散热器不能靠近大型建筑物，易形成热风再循环。 (4) 空冷散热器要求采用制造工艺较高的翅片管。 (5) 空冷造价要较水冷高出两倍还多。 (6) 热耗率较高。
1.4 直接空冷系统的其它特点
除上述优缺点外，直接空冷系统还具有如下几个特点：
(1) 汽轮机背压变幅大； (2) 电厂整体占地面积小； (3) 耗能大； (4) 冬季防冻措施比较灵活可靠。
2 直接空冷技术若干问题探讨
截至目前，直接空冷技术已经得到了广泛的应用，但是其中仍然存在一些问题，需要对其不断的创新、研究、改革。
2.1 关于换热面积的问题
直接空冷凝汽器在夏天由于受到高气温的影响，出力大大降低，为改善这一状况，使直接空冷机组能够在高温的夏季满发，需加大的空冷凝汽器换热面积，但是这样又会导致冷却系统的成本增加。鉴于直接空冷机组的这一特点，电网调度应因地制宜，针对其特点做全局统筹调度，不强求其全年的满发小时数。当前，直接空冷机组的额定功率设计背压一般为30KPa左右。
2.2 关于受大风影响的问题
直接空冷系统对不同的风向和风速感应的比较敏感，当风的速度超过三米每秒时，直接空冷系统的散热效果就会受到很大的影响，当风的速度超过六米每秒时，不同的风向会对直接空冷系统形成热回流，导致风机效率降低。为了最大程度的降低大风对空冷系统的影响，在设计时要对夏季高温时段最大风速的风向进行研究，以便空冷系统在布置时对此风向避开，同时还需加设挡风墙，降低大风的影响。
2.3 关于降低噪音的问题
为了使直接空冷器不扰民，就要降低空冷系统风机的噪声，而达到这一目的所采用的手段是，降低空冷器迎风面风速及增加空冷器换热面积。由此可见，空冷系统中对噪声的控制需付出相当大的成本代价，据估算我国直接空冷凝汽器造价因对噪声问题的处理需增加三分之一的成本。另外，直接空冷器迎风面风速较低会使其抗大风影响的能力大大减弱，而为了保证机组的安全，就要留有足够的背压来抵御突袭的大风，严重影响机组出力。目前，我国建成在用的直接空冷凝汽器迎风面风速一般都是在两米每秒以下，而行业专家给出的意见是直接空冷器迎风面风速要在2.5米每秒左右。对噪音问题的解决办法，除了加快风机制造企业研发生产低噪声风机的步伐外，还可将电厂等需应用空冷机组的行业建立在远离居民区的地区，这样就可适当放宽噪声的要求，以降低投资成本，增加机组夏季出力。
2.4 关于热风回流的问题
热风回流的产生是由于冷凝器在冷却时进行热交换，使机组附近的空气被加热，而被加热的空气会受到环境或风向以及多种因素的影响，被风机再次吸入并冷却压缩，尤其是上风处有热源的时候，这种热回流现象尤为严重，这种热风回流现象提高了进入空冷凝汽器的冷空气温度，导致了空冷凝汽器冷却能力的下降，有时会在很短时间内造成汽轮机背压急剧升高从而损坏设备或者造成机组跳闸。由于机组的特性及环境的因素，减少热风回流的措施目前为止，只有采用有效的空冷凝器的布置，尽量减少热风重新被风机吸入。
2.5 夏季空冷机组出力达不到设计值的问题
部分机组通过在换热单元的空气入口处加装喷淋装置实现降温增湿的功能，但由于影响因素过多使目标不易实现，所以成功例子较少。也有部分机组在夏季最高气温条件下，以连续投后汽缸减温水或不断向系统补入除盐水以降温方式维持。但若长期进行排气缸喷淋，会对机组的叶片铆钉和平衡块造成冲刷，若冲刷不均，会破坏机组的平衡性，造成高速运行时震动增大对机组造成严重后果。
2.6 关于防冻蝶阀设置的问题
防冻蝶阀具有隔离冷却单元、使热负荷集中的能力以及使凝汽器运行灵活防冻能力强等优点，因此可以有效解决由于凝结水过冷导致凝汽器冻结而造成的设备损坏问题，但是防冻蝶阀价格过于昂贵，大量使用虽可以解决上述问题却会增加投资，解决方式为可以再机组启动初期投用旁路，来协调启动初期进气量与冷凝器防冻热负荷的矛盾。
结语
我国是一个干旱缺水严重的国家，在对待水资源的问题上，既要开源，更要节流，为保证社会的可持续发展要尽最大努力去保护生态，节约资源。由于直接空冷机组冷却的初始温差大，系统不需要循环水，可以节省大量的水资源，目前，我国的火电厂等工业上已广泛采用直接空冷系统，但是直接空冷系统也存在许多现实问题，随着对直接空冷技术的研究及各项技术的不断发展创新，直接空冷系统将会日趋完善。
参考文献
[1]邱丽霞, 郝艳红, 李润林.直接空冷汽轮机及其热力系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.
[2]马义伟.空冷器的设计与应用[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社, 1998.
[3]温高.发电厂空冷技术[J].中国电力出版社备, 2008.
直接空冷技术 篇2
关键词：直接空冷 凝结水 溶氧超标 处理
1 概述
大唐太原第二热电厂300MW直接空冷机组，自投入运行以来，系统的严密性受凝结水系统设计和空冷面积的影响，凝结水含氧量一直处于超标状态。#10和#11机组分别运行在凝结水溶氧为80-820μg/L和80-800μg/L的环境中。为了进一步解决机组凝结水溶氧超标问题，大唐太原第二热电厂改造#10和#11机组的凝结水以及补水系统，系统改造后凝结水溶氧大大降低，其范围在25-358μg/L之间，根据2009年1月山西电科院：国标GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（在审批中）的相关要求，直接空冷机组凝结水溶氧控制指标为≤100μg/L，凝结水溶氧已在合格范围以内。#11机组经过改造后，凝结水溶氧合格率达到96%以上，水汽监督指标单项合格率已经完全满足。
2 直接空冷机组凝结水溶氧超标的影响因素
2.1 直接空冷凝结水过冷度 从除氧角度来说，与热力除氧器相似，直接空冷凝汽器相当于混合加热式的真空除氧器，只是在除氧饱和压力方面存在差异而已。
由亨利定律得：气体在水中的溶解度与其在气水界面的分压成正比关系。当凝结水自身的温度接近其对应的饱和温度时，或者在凝结水的过冷度比较小的情况下，在分压方面，氧气、二氧化碳等气体在气相中的分压就小，与其对应的溶解度也比较小。理论研究证明：在过冷度越小的情况下，机组凝结水的含氧量也越小。通常情况下，受干球温度控制的影响和制约，直接空冷机组过冷度难以控制。在温度差的影响下，由于冬季一天中温度波动范围比较大，导致难以控制空冷机组凝结水的过冷度，通常情况下过冷度要保持在3℃以上，而我们大唐太原第二热电厂的过冷度在3-6℃。另外，空冷系统冷却面积比较大，容易产生局部過冷，在这种情况下，与之对应的凝结水溶氧值也就比较高。
2.2 机组真空严密性 直接空冷厂在机组真空严密性方面存在数据差异，在真空严密性方面，大唐太原第二热电厂的所有机组中，数值最好的一次为87Pa/min，其他机组严密性均在110-400Pa/min之间。随着机组运行时间不断加长真空系统严密程度会逐渐降低。因此，真空系统的严密性必须定期检查，通过查找漏点，不断提高机组真空系统的严密性。
经权威机构证明：当湿冷机组的严密性保持在400Pa/min时，其真空系统的严密性比较合理的数值范围在100-130Pa/min之间。目前，我们大唐太原第二热电厂直接空冷机组的真空严密程度较低，很难达到上述水平。
2.3 凝结水补充水溶氧 受大气的影响，补充水的溶解氧在制备系统除盐补充水的过程中已经接近饱和状态。在20℃时根据氧气分压，结合氧气所对应的亨利系数，通过一系列的计算得出水中溶解氧的浓度是合格凝结水溶氧的300倍，达到了7000-8000μg/L之间。在这种环境下，对于300MW机组来说，如果产生1%的补充水，在流量方面凝结水补充水要达到10t/h，如果补水除氧不到位或者不彻底，则通过相关计算可以得出：每升凝结水的溶氧含量将会增加85μg。综上所述，在一定程度上凝结水的溶氧量受到补充水本身的影响。
2.4 补水方式 当前，通过凝汽器喉部向锅炉进行补充水的方式是借助喷雾状态的方式进行的。尽管凝汽器在温度方面高于补水温度，但是在传热传质的作用下，补给水经过雾化后直接与温度较高的汽轮机乏汽进行交换，强制实行冷却排汽；另一方面把补充水加热到背压状态下的饱和温度，使得补给水的溶氧在一定程度上得以排除。另外，湿冷机组背压由于比较低（真空较高），使溶氧能够从补水中得以彻底排出。
通过采用凝结水化学补水方式对大唐太原第二热电厂对#10和#11机组进行补水。补水的具体流程为：在空冷凝汽器排汽管道下部，通过在扩容器上安装大喷头，向凝结水箱喷水，在热交换和除氧方面这种补水方式效果并不是十分的理想。并且这套装置在设计制造的过程中，选择喷头和补水空间的位置都有不合理的地方。除氧效果在以下三方面难以实现：一在除氧水温度在蒸汽加热的影响下会不断接近饱和状态；二必须对除氧水进行充分的雾化处理；三进过雾化处理后，应留有足够的时间确保除氧水逸出和排出氧。补入水与设计标准在除氧效果方面出现严重偏离，出现凝结水含氧量偏高的现象。
3 直接空冷机组凝结水溶氧超标的治理方案
需要制定有效的措施，进而解决凝结水溶氧严重超标问题，借助对机组进行检修机会，对#11机组实施检修方案，具体流程如下：
3.1 检查严密程度 合理利用检修机组的机会，全面检查#11机组真空系统的严密程度，并且及时消除查出的漏点。
3.2 调整补水方式 在位置方面，热力除氧具备：第一水加热到工作压力下的饱和温度；第二汽水两者之间必须有充分的接触面积；第三及时排出析出的氧气。因此，将化学补水管位置由原标高2.5米调整到标高6.5米，向上提升4米，对于补水点在汽轮机排汽喉部的上方进行重新规划设计，经过雾化处理后化学补水通过采用乏汽的方式进行除氧，位于该点的补水点汽源充足，高处落差比较大，延长了汽水接触的加热时间，为将补给水能够加热到饱和温度奠定基础。在距离方面，由于真空抽气口的流程长度较长，借助抽气管道真空泵很容易将析出的气体排到大气中。
3.3通过专业的机构对#11机组凝结水系统进行改造 将补水点在汽轮机排汽喉部上方进行重新设置，采用抬高化学补水管位置的方案进行处理，另外，装备一套“空冷机组科学补水真空除氧装置”，并且凝结水箱的大喷头采用机械旋流雾化喷嘴取代，喷嘴的流量在不排除压力损失和阻力的前提下为2t/h或3t/h，通过相应的技术得出这种补水装置最佳出力为102t/h。
喷嘴的设计：选用1Cr18Ni9Ti的材质制作喷嘴，采用小流量空心锥扇形对补水喷嘴进行设计，通过采用叠加排序的方式对相邻的喷雾进行处理，使得喷雾断面出现均匀的喷射效果，进而实现充分的传热传质，便于气体析出。
4 改造后的效果及不足
4.1 改造后#11机组凝结水系统 ①对喷嘴进行雾化处理，在真空除氧方面进入排汽装置的凝结水补水满足要求，降低了补水的含氧量和凝结水的过冷度，过冷度在冬季可以控制在2℃。凝结水的溶氧含量已经符合国标GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》的要求，合格率达到水汽品质指标要求，单项合格率达96%以上。②经过上述处理，强化了热交换的效果，在一定程度上降低了排汽温度，提高了机组的真空性和回热的经济性。③减轻了除氧器处理凝结水溶氧的负担。
4.2 改造后#11机组凝结水系统存在的不足 ①在设置除盐水补水总管时，由于没有进行相应的分段门处理，导致在补水量较小时，压力不足影响和制约了喷嘴雾化的效果，在一定程度上降低了除氧效果。②经过回水处理后，空冷岛凝结水进入排气装置，凝结水没有进行雾化喷嘴处理，凝结水回水的溶氧和过冷度问题没有解决。
5 后续的措施方案
①借助#11机组检修的机会，进一步改造凝结水系统，完善改造方案，改善除氧效果， 彻底解决#11机组凝结水溶氧超标问题。②结合改造#11机组凝结水系统的效果，完善#10机组检修方案，利用检修#11机组的机会，对#10机组的检修方案进行改造，通过#11机组进行检验，使得#10机组的检修方案更加完善，使#10机组凝结水溶氧超标问题在一定程度上得到彻底的解决。③#10机组真空系统的严密性在检修前要进行检查，寻找漏点并及时解决，进而降低凝结水的含氧量。
参考文献：
[1]中国电机工程学会火电分会空冷专委会第四届学术年会《论文集》.
[2]中国电机工程学会火电分会凝结水处理专题技术研讨会《论文集》.
[3]GB/T12145-2008.火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
直接空冷技术 篇3
火电厂是工业行业中对天然水消耗最大的行业, 根据国家目前现行的限制使用地下水和地表水的用水政策, 尤其对于北方地区的新建电厂, 空冷机组以其优越的节水性能受到广泛的应用。内蒙古兴安热电2×340MW亚临界发电机组, 首选空冷机组作为凝汽方案。现将亚临界参数以上汽包炉及直流炉的给水水质标准列于表1与表2。在机组的长期运行中, 要想稳定的达到这些要求, 不对汽轮机凝结水做进一步处理是很难实现的。
1.1 空冷系统简介。
直接空冷系统主要由换热管束和风机组成, 风机向管束供风, 管束提供换热表面积, 换热管束分为顺流冷凝器和逆流冷凝器。经主蒸汽排管道后从汽轮机低压缸发出的蒸汽直接进入空冷系统, 在蒸汽分配管箱的作用下, 流入顺流冷凝器管束, 蒸汽在这里被部分冷凝。凝结水的流动方向在顺流冷凝器管内与蒸汽相同。通过冷凝器下部的凝结水连箱, 没有经过冷凝处理的蒸汽进入逆流冷凝器管束, 同时在这里被凝结。在逆流冷凝器管内, 凝结水的流动方向与蒸汽相反。在启动抽真空系统后, 在逆流冷凝器管束的上部抽出未凝结的气体, 经抽真空系统中的压缩处理后直接放入大气。产生出的凝结水由于重力作用通过凝结水疏水管道流入热井。收集下来的凝结水再由泵通过排液管道排入凝结水箱。冷凝所需的冷空气由轴流风机从周围环境中抽取, 并吹到翅片管束的冷却表面。冷却空气流量由电机的频率改变来调节。
1.2 空冷机组的特点。
为满足与环境空气对流换热的需要, 散热器具有相当大的表面积。而且, 散热器相对远离汽机尾部, 因而需要一个较大的排汽通道, 尽管采用机力通风的空冷散热器尽量靠近汽机房布置, 但排汽通道的截面仍然相当大, 无疑会大大增加热力系统的腐蚀产物, 危害热力设备。
1.3 空冷系统水质特点
1.3.1 含盐量低:
直接空冷系统的汽机尾汽直接进入空冷换热器冷凝成水, 属一次性表面换热, 在启动机组或者机组出现故障时, 影响蒸汽的质量, 进而升高了凝结水的含盐量, 但是却达不到泄漏凝汽器的程度。
1.3.2 Si O2比例高:
与天然水相比, 在蒸汽携带和混床出水中, 由于Si O2所占比例比较大, 且水泄漏或渗漏没有经空冷系统的冷却, 所以, 在水质指标中, Si O2在凝结水中所占比例也较大。
1.3.3 凝结水中CO2、金属的腐蚀产物含量较高
在接触面积方面, 由于空冷系统水汽接触的换热表面积比较大, 蒸汽经汽轮机做功后, 经大型管道及散热片的处理被强制冷却为凝结水, 在一定程度上有更多的机会与漏入的空气接触, 导致水中CO2的含量比较高。在水汽循环过程中, 在运行过程中由于负荷发生变动, 金属氧化物的含量因汽水管道中腐蚀产物脱落而增大。
上述情况也是影响凝结水水质的主要原因。
1.4 水工况
1.4.1 受外界气象的影响, 空冷机组汽轮机的尾部参数发生很大的变化, 凝结水温度受年平均背压高的影响变得较高。与大气环境温度相比, 直接空冷机组凝结水温度要高出36℃。
1.4.2 在启动时, 维持排气管真空所需时间受到系统容积大的影响, 因而变得较长。
2 处理凝结水的必要性
2.1 处理凝结水的目的。
处理凝结水的任务就是对金属的腐蚀产物、胶硅、悬浮杂质以及可溶盐类进行清除。
但主要目的有两个:去除凝结水中的金属腐蚀产物及微量的溶解盐类。
2.2 凝结水精处理的适用范围。
凝结水处理适用于汽轮机凝结水、生产返回水及各种疏水处理, 但目前主要是针对汽轮机凝结水。由于凝结水本身比原水纯净, 因此又称为凝结水精处理。它是大容量、高参数发电机组中一种特有的水处理方式。
适用范围:
(1) 直流炉机组;
(2) 亚临界参数以上的汽包锅炉机组;
(3) 用海水或苦咸水做冷却水的高压机组及超高压机组;
(4) 带有间接空冷凝汽器的超高压机组。
3 凝结水精处理系统
3.1 低压凝结水处理与中压凝结水处理系统。
凝结水处理系统在热力系统中位置一般都处于凝结水泵和低压加热器之间, 这里水温不超过60℃, 能满足精处理设备及材料正常工作的基本要求。
这种系统由于凝结水泵运行压力较低 (1~1.3MPa) , 水经凝结水处理装置, 再经低压加热器送入高压除氧器时, 就显得压力不够, 为解决这个问题, 就设置了凝结水箱及凝结水升压泵, 将水升压。这种运行压力小于1~1.3M pa的凝结水处理系统称为低压凝结水处理系统。
低压凝结水系统的最大问题就是凝结水箱的密封性。由于凝结水含氧量很低, 要防止空气中氧进入凝结水, 必须对凝结水箱进行严格密封, 其次的问题是凝结水箱容积较大 (比如30万机组需500立方米的水箱) , 在汽机房中占地面积较大。
为了解决上述问题, 有设计将凝结水泵和凝结水升压泵同轴运行, 从而省去了凝结水箱, 但需设置密封式补给水箱, 以便于凝汽器热井以至除氧器的水位调节。为了解决凝结水压力较低而出现的问题, 可以将凝结水压力升至4M pa, 此即中压凝结水处理系统。
我厂凝结水精处理系统即采用了中压凝结水处理系统。它取消了凝结水升压泵和凝结水箱, 通过有压放水调节。凝结水泵直接将凝结水送入凝结水处理装置、低压加热器直至除氧器, 因此简化了热力系统。
3.2 凝结水处理系统目前常用的设备。
粉末树脂覆盖过滤器、电磁过滤器、阳离子交换器、微孔管式过滤器等。以下具体介绍前2种:
3.2.1 粉末树脂覆盖过滤器。
覆盖过滤器是将不同材质的助滤剂铺覆在滤元的外表面, 助滤剂包括粉末树脂、纤维粉、活性碳粉等。粉末树脂覆盖过滤器是把过滤器与离子交换器结合在一起进行精处理, 在正常运行过程中, 通过铺纤维粉作为除铁过滤器, 通过铺活性碳粉进行除油。在发生事故、启动期间或水质不好时, 通过将铺树脂粉或树脂粉与纤维粉进行混合, 将水汽系统中的杂质、污染物、盐类等进行清除。
该设备单台出力大, 占地小, 容易布置主厂房, 系统简单, 投资费用低, 精处理前后凝结水的压力损失小。运行时的起始压差为0.02~0.34MPa, 最大压差为0.175MPa。因凝结水水质好, 周期长, 粉末树脂用量不大, 与薄层分床相比, 运行费用差不多, 甚至还要小。
3.2.2 电磁除铁过滤器。
将不锈钢球作为电磁除铁过滤器的填料, 在线圈方面, 其磁场强度为1.5×105A/m, 磁通密度0.2T, 过滤速度1500m/h。根据滤床压力损失或预先选定的时间间隔判断其是否失效。失效后进行冲洗, 冲洗时间1~2min, 在冲洗的过程中必须对电气进行退磁处理, 在水量方面通常为过滤器体积的12倍。
3.3 设备比较。
通过对上述进行分析, 在基建投资、占地面积、操作管理、系统运行安全性等方面, 粉末树脂覆盖过滤器系统具有一定的优势。
3.3.1 我厂采用的是粉末树脂覆盖过滤器。
粉末树脂覆盖过滤器用于除盐时, 阴阳树脂比例1: (2~9) , 树脂用量为0.8~1千克/平方米。
机组启动阶段:受悬浮固体与溶解固形物高的影响, 通过选择阳 (氨型) 阴 (OH-) 比例2:1混合树脂和纤维进行一起使用, 控制树脂与纤维的比率为2:1, 铺膜剂量为0.74~1.20kg/m2。
正常运行阶段:选择阳 (氨型) 阴 (OH-) 比例为2:1混合树脂和纤维一起使用, 树脂与纤维的比率在1:1之间, 铺膜剂量为0.8~1.20kg/m2。通常情况下, 每台过滤器的铺膜量每次为0.98kg/m2。每台粉末树脂过滤器运行周期:20~30天。
3.3.2 覆盖过滤系统工艺。
按照2×100%设置每台机组的精处理设备按凝结水量, 按中压系统设计系统, 同时为每台机组设置一套铺膜及清洗设施。
工艺流程:凝结水泵来水→粉末树脂覆盖过滤器→低压加热器。
在系统中设置旁路, 系统在温度超出设定值时, 自动切换到旁路。
4 总结
4.1基于亚临界机组对汽水品质的要求, 直接空冷系统应设凝结水精处理装置, 进而减少系统中腐蚀产物的沉积, 同时避免CO2进入热力系统。需要对凝结水进行100%处理。
4.2 处理水质温度是选择空冷机组凝结水精处理系统的主要因素, 其材质、滤料和树脂等符合耐高温的要求。
4.3在选择凝结水精处理系统设备的过程中, 需要对水质适应性进行综合考虑, 特别是系统的先进性、经济性、环境影响以及机组炉内的水化学工况等诸多因素, 从而合理选择应用精处理设备。
摘要：基于直接空冷机组的运行工况及其特点, 文章通过对直接空冷机组的水质特点及亚临界发电机组对水质的要求, 阐述了电厂汽轮机凝结水精处理的必要性, 并且详细论述了凝结水精处理系统的适用技术。
关键词：空冷机组,凝结水,精处理系统
参考文献
[1]张晓丽.300MW机组凝结水精处理系统问题分析及安全经济运行[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2012 (2) .
[2]王学民, 韩军.直接空冷机组凝结水溶氧超标解决方案[J].价值工程, 2012 (16) .
直接空冷技术 篇4
发电厂直接空冷技术是指汽轮机的冷却系统以空气作为冷却介质, 辅以机力通风设备与空冷散热器的闭式循环系统, 彻底改变了常规热力系统冷端, 直接用空气冷却代替水冷却。直接空冷机组在缺水地区的优势显而易见, 与同容量机组比较, 直接空冷机组可比湿冷机组节水70%左右。随着我国越来越多的北方缺水城市兴建垃圾焚烧发电厂, 采用直接空冷技术作为冷却汽轮机排汽的解决方案将是最佳选择。因垃圾焚烧发电厂与常规火力发电厂的布置及运行特性不同, 本文主要结合垃圾焚烧发电厂的特点, 对空冷机组设计中需要注意的问题进行分析。
1 垃圾焚烧厂中空冷岛的布置形式
垃圾焚烧发电厂与常规火力发电厂的厂房布置形式不同。其综合主厂房按功能区域划分为垃圾卸料平台、焚烧主厂房、烟气净化厂房、发电厂房等。各部分的厂房高度各不相同, 卸料平台厂房高度约25m, 焚烧主厂房高度约50m, 烟气净化厂房高度约45m, 发电厂房高度约25m, 烟囱高度约80m。空冷岛通常布置在发电厂房旁侧或顶部。空冷平台的朝向在直接空冷发电厂的重要性是众所周知的, 为了不受热风回流和散热不通畅的影响, 直接空冷系统对自然风环境的要求非常高, 理论上空冷平台应该面向主导风向, 尤其要注意夏季风的主导风向。为方便比较, 下述3种布置方案均认为空冷平台的朝向面向夏季主导风向。
方案一为空冷岛布置于发电厂房旁侧, 如图1所示。该方案避开了垃圾焚烧发电厂的主立面, 但排汽管道需要从发电厂房外侧绕行, 且管线较长, 增大了管道压降, 不利于保证机组维持低背压运行, 抗大风影响能力差。另外, 空冷岛紧邻烟气净化厂房, 受烟囱及烟气净化厂房的影响, 需要适当增加空冷平台及挡风墙高度, 防止引起热风回流, 保证空冷机组安全运行。
方案二为空冷岛布置于发电厂房顶部, 如图2所示。该方案节约了厂区用地, 且空冷平台布置基本不受周边厂房高度的影响。但该方案情况下风机群的噪声, 直接影响邻近发电厂房主控室工作人员的正常操作运行。另外, 排汽管道需要在发电厂房内部进行布置, 对发电厂房内部的其他设备布置条件产生一定的影响。该方案布置形式在国内尚未有应用实例, 但在国外运行的垃圾焚烧发电厂中已有应用, 如日本舞洲垃圾处理厂。
方案三为空冷岛布置于发电厂房正面, 如图3所示。排汽管道走向顺畅, 直接从发电厂房引至厂房外, 然后爬升到空冷岛顶部, 管道整体压降小, 利于维持机组低背压运行。但该方案对焚烧主厂房的主立面的美观直接产生影响, 且风机群的噪声问题仍无法避免。
综上所述, 不建议采用布置方案一, 可合理优化方案二、方案三。
2 空冷平台及挡风墙的高度
除空冷岛的朝向外, 空冷平台的高度问题也备受关注。各空冷凝汽器厂家对同一工程的空冷平台设计高度也不尽相同。目前, 国内外常规直接空冷火力发电厂300MW机组空冷平台高度约35～40m, 600MW机组空冷平台高度约40～45m, 但针对小型直接空冷机组的平台高度问题, 尚未有统一的说法。垃圾焚烧发电厂空冷机组相对较小, 一般机组容量12～20MW。以12MW空冷机组为例, 空冷器总散热面积约75000m2, 配置12个空冷单元, 轴流风机直径约6.3m, 风筒高度1.5m。为保证送风系统进风通畅, 保证轴流风机运行性能要求, 其进风空间以不小于风机直径2倍以上尺寸为宜。则该空冷平台高度不应低于14m。结合相关工程参数, 可将空冷平台高度设置为16m。若空冷平台下布置电气室或其他辅助厂房 (笔者建议辅助厂房高度不宜超过5m) , 则需要相应提高空冷平台的高度。
空冷凝汽器冷却单元之间均设置分隔墙, 空冷平台四周设置挡风墙。挡风墙的设计高度也是具有争议的问题之一。通常情况下, 挡风墙的设计高度与空冷岛顶部蒸汽分配管道中心线或者管顶平齐, 也有相关工程的挡风墙高度高于蒸汽分配管。因垃圾焚烧发电厂空冷平台高度一般低于常规火力发电厂空冷平台高度, 同等条件下受自然风的影响相对弱一些。据了解, 采用直接空冷技术的太原某垃圾焚烧发电厂的空冷岛未设置挡风墙, 现场运行人员介绍, 运行3年来未发生大风影响而造成机组跳闸停机及冬季冰冻事故。同样, 东北地区某垃圾焚烧发电厂的空冷岛临近大海, 为防止海风影响机组正常运行, 挡风墙高度提高到蒸汽分配管道顶部0.6m处, 且在风机风筒周边加装5m高的挡风板。由此看来, 垃圾焚烧发电厂空冷平台上挡风墙的高度设置问题应与当地地理位置、气象条件紧密相连, 不能一概而论。据国内外工程设计参数, 挡风墙高度设置宜与蒸汽分配管道中心线平齐。
3 空冷汽轮机特点及设计背压的选取
空冷汽轮机与湿冷汽轮机的最大不同之处在于汽轮机尾部运行参数引起的排汽末端差异。空冷汽轮机运行的显著特点是背压较高、变幅较大、变化频繁。国内的空冷汽轮机基本以湿冷机组为母型, 修改末级叶片 (如优化末级叶片高度, 采用短而粗的新线型末级叶片等) 及通流部分。主要体现在运行功能上, 空冷汽轮机具备极佳的度夏能力, 在空冷系统运行正常情况下, 夏天不需要限流量运行, 垃圾焚烧处理量也就能得到保证。
垃圾焚烧发电厂为稳定其经济效益, 需要保证足够的发电量, 以获取尽可能多的上网电价补贴, 这样就对空冷汽轮机的运行背压提出了严格要求。在保证空冷机组安全运行的前提下, 尽可能使机组以低背压运行, 来维持高发电量。针对垃圾焚烧发电厂的运行情况, 空冷机组设计背压选取主要取决于ITD (初始温差) 值及设计气温。
ITD (初始温差) 值, 定义为空冷汽轮机低压缸排汽温度Tk与大气温度Ta的差值, 即:ITD=Tk-Ta。
大气温度Ta即设计气温, 可根据当地气象条件确定典型年份, 采用6000h法, 年平均气温法, 年发电量最大法, +5℃以上平均气温法等选取设计气温 (此4种方法均为经验统计法, 可靠性与该地域空冷工程数量及分布相关) 。笔者建议采用典型年份的+5℃以上平均气温法进行设计气温的计算。
根据国内外空冷文献及国内某垃圾焚烧发电厂空冷机组运行情况, 建议垃圾焚烧发电厂的直接空冷系统ITD值选取范围31～35℃。然后根据计算的Tk值选取对应的运行背压。国内东北地区某垃圾焚烧发电厂的ITD优化值为34℃, 设计气温为20℃, 汽轮机运行背压选取值为15kPa。
4 设置汽轮机旁通管道
垃圾焚烧发电厂要求年运行时间达8000h, 且每天要保证一定的垃圾处理量, 垃圾仓的存储空间一般能保证7d左右的日垃圾处理量。在汽轮机停机检修, 垃圾焚烧炉正常运行的情况下, 就需要设置汽轮机旁通管道, 使余热锅炉产生的蒸汽不经过汽轮机, 直接通过旁通管道上的减温减压装置, 达到正常设计排汽温度及压力后进入空冷岛进行冷却。
若旁通管道经减温减压装置直接引至空冷岛的主排汽管道, 则需要考虑排汽管道的承受旁通管道的推力。建议如无特殊情况, 将旁通管道引至汽轮机末端排汽装置, 避免对排汽管道产生影响。
5 冬季防冻措施
直接空冷系统中凝汽器的冷却能力在一定热负荷与风量的条件下, 取决于空气干球温度。如果空冷系统设计不合理, 在冬季低温时, 凝汽器各翅片管内的饱和蒸汽等温冷凝段缩短, 凝结水冷凝段增加, 过冷度增大。若气温继续下降到零度以下某一限度, 翅片管内的凝结水可能过冷却甚至发生冻结现象。轻者会使传热性能大大降低, 重者管束被冰块堵塞、真空下降, 就会被迫停机, 甚至会冻裂翅片管或使翅片管变形, 造成永久损害。发生冰冻的原因是蒸汽已在前段凝结完毕, 在后段很快地被冷却到管壁及外界空气的温度而结冰。这些管段称为“死区”。冰冻事故在国内外已投运的空冷系统上都曾有发生, 所以对在寒冷地区的直接空冷系统的防冻问题应引起足够的重视。对垃圾焚烧发电厂的空冷机组, 建议冬季防冻措施如下:
1) 空冷凝汽器管束采用顺、逆流两种布置方式, 即所谓的K/D比, 选取3∶1～5∶1 (注:由于不同地域的气候条件不同, 该K/D比也有所不同) 。
2) 轴流风机采用变频电机, 根据运行条件及时调节迎面风速, 必要时关闭运行风机。
3) 在蒸汽分配管上加装1～2个空冷真空蝶阀 (配备软密封及电伴热) , 关闭单列空冷单元, 减少有效换热面积。
4) 及时排清空冷凝汽器的不凝气体, 监测真空抽气口及凝结水温度。必要时, 在保证汽轮机安全运行的前提下, 适当提高汽轮机的运行背压。
5) 加强运行人员操作技能培养, 积累防冻运行经验。
摘要：垃圾焚烧发电是垃圾处理的主要方法之一, 但对于水资源相对短缺地区而言, 这一技术又受到限制。目前, 在缺水地区不断兴建的垃圾焚烧发电厂, 采用空气作为汽轮机排汽冷却介质, 是解决该矛盾的重要手段。结合垃圾焚烧发电厂的空冷机组, 对空冷岛的布置形式、空冷平台及挡风墙的高度、空冷汽轮机特点及设计背压的选取、汽轮机旁通管道、冬季空冷凝汽器的防冻等一系列问题进行分析, 为垃圾焚烧发电厂的空冷岛设计提供参考。
关键词：直接空冷,垃圾焚烧发电,空冷汽轮机,设计背压,防冻
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直接空冷机组空冷岛运行优化探讨 篇5
关键词：直接冷空机组,空冷岛,运行优化
本文根据空冷风机的运作模式, 设计出机组空冷岛运行优化的概念模型, 并以600MW直接空冷机为例, 对其进行了设备性能的运算和优化, 最后明确了空冷岛体系内冷却风机的优化运作形式以及背压最佳方式。
一、机组空冷岛运作机制
相关文献阐释, 当机组处于一定的温度条件下, 其负荷的不同会带来不同的风量、风机数目以及运作风机的转动时速, 但是有关风量和背压的最佳数据却无法确定。此外, 还有数据资料显示:当环境外在因素不一致时, 让一项机组背压得以维持的就是风量与负荷之间的内在联系, 而在机组的负荷和热力指数一致的情况下, 汽轮机设备的背压会对机组的经济性能产生一定的影响, 背压是受汽轮设备的排放量还有冷风机的风量共同影响的。当机组的负重和环境因素一致的时候, 随着风量的递增, 风机的损耗也会递增, 二者成正比递增或递减, 但是需要指出的是, 一旦风机的风量递减, 损耗虽然减小, 但是背压会变大, 经济性急剧下降。
二、空冷岛季节性运作分析
(一) 冬季运行特点
冬季气温骤降, 空气的凝结装置特别容易出现大规模的冷冻故障, 常常为机组的安全功能和经济效益带来负面影响, 可能造成空冷岛冻结的原因可以归为以下几点:
首先可能受到热负荷不均匀的影响。由于空冷凝结设备多采用多排管束运作, 管束接触到空气的时间各不相同, 由此产生的热量负荷也就不均匀。靠近风向的管束最先接触到外界冷空气, 导热的温差相对较大, 管接口处的压力比较低;而在外部的管束, 在与空气接触时温差不会很大, 产生的蒸汽比较少, 管口的压力非常大, 热量负荷比较小, 正是由于这种不平衡, 非常容易出现管道内部空气滞留的死角, 不能凝结的气体没有办法很好的被排放出去, 堆积在管道里面。背压的增加直接干扰到管束内部的换热机制, 带来一系列的灌输冷冻现象。如图1所示, 即空冷凝汽装置构造以及热负荷的示意图。
另外一种可能的情况就是蒸汽的流量较低以及冷空机量过度。一旦温度达到零下四十度的极限状态时, 蒸汽想要形成凝结的时间变短, 管束内极容易形成蒸气滞留。同时, 即便空冷器内部的蒸汽流量没有超出预计的范围, 运作流程中的任一行为不当都会造成冷冻现象。
(二) 冬季冷冻的解决途径
第一, 发现背压过高时, 及时开启抽气机制, 将无法凝结的气体抽出, 避免在管束内部形成死角。
第二, 机组处于常规运行状态时, 风机的负重要及时关注, 适时的降低其负荷, 间隔一段时间就要清理风机外侧的冻霜, 将定时测量的空冷管道温度绘制成观察表, 以便及时发现问题。
第三, 空冷岛热负荷温度太低引起的管道冷冻要即时关闭百叶窗装置, 在管道内部铺设挡板。控制空冷岛的热负荷在安全的范围间, 保障其安全运作。
(三) 空冷岛夏季运作特点
夏季温度较高, 空气所含的杂质也较多, 空冷岛在夏季常出现的问题主要集中在以下三部分:
第一, 夏季由于空气较湿润温度高, 蒸汽同空气的换热比例不如冬季, 昼夜温差的巨大差异也造成了空冷岛背压的起伏变化。
第二, 外界环境的风也是影响空冷岛夏季性能的一个主要源头。空冷风机在起始接口的位置产生负压区域, 原本应该吸引到风机的气体停滞在负压区域, 冷却效果大不如前。另一方面, 环境风沿着空冷体系形成负压也会造成热体回流。
第三, 空冷岛内部管束较多, 间距狭小。时间越长, 积压的灰尘杂质就会越多, 传热也会受到干扰, 机组的经济效益也会受到影响。
(四) 优化措施
首先要运作抽气机制, 将蒸汽实现凝结, 空冷岛背压较高的时候, 运作抽气装置, 及时将管道中的无效气体排除, 以此实现机组的安全运行。其次要定期清理灌输内的积尘。最后就是强化冷却系统, 降低温度和排压力, 实现机组性能的优化。
三、实例剖析
这里拿600MW直接冷机组举例说明, 空冷风机携带变频功能, 汽轮的压力排量为15k Pa, 排气量规格为4 0 0 k a/s, 空冷凝结装置散热设计为1600000㎡, 迎风部分为13000㎡, 风速设置为2m/s。
(一) 温度因素以及风量对机组的影响
机组的排汽流量不变, 空冷器风速与温度改变对背压的影响如图2所示。明显看出, 温度不同, 风速与背压成反比姿态, 风速越高, 被压受影响越小。
(二) 汽轮装置的排气量与温度对机组的影响
图3显示的是机组背压量伴随汽轮装置流量的递增而递增, 并且温度越高, 变化的趋势越为明显。图4显示, 机组背压与环境温度成正比递增, 同时汽轮排量越大, 机组背压的递增就越明显。
(三) 风量与汽轮排气量对机组的影响
温度设定一致, 正如图4所示, 迎面风速递增, 机组的背压明显下降;然而风量骤增时, 下降的情况变得不再明显, 趋于平缓。这也侧面说明了, 风量的增加对于机组背压的影响并不大。
(四) 优化方案
如图6与图7显示, 一旦温度低于零度, 汽轮最佳背压即处于极致状态下的背压, 其同时拥有最好的旋转速度。伴随温度的改变、温度升高整个机制的最佳背压升高后, 空冷风机要选取一定负荷以及温度状态下最乐观的旋转速度, 以此来弱化汽轮机背压运行产生的风机工作效率, 进一步实现经济效益的飞跃。
结语
直接空冷机组在我国的各个区域都得到了快速的应用和发展, 但是在其实际运作中还是会出现一系列的问题, 热空气回流、受热面遭遇污染、易冷冻等问题都会影响到机组的运作安全和经济效益。文章结合实际中常遇到的问题对于直接空冷机组在冬夏两季的相关内容进行分析, 并提出了优化的方案, 对于其安全性能的提升是非常有益的。同时, 本文针对600MW空冷机组其风量、温度以及汽轮机排量等数据进行曲线制图, 更加直观验证文中的观点以及优化策略的可行性, 对于最佳背压的探索也得到应有的答案。
参考文献
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直接空冷技术 篇6
空冷系统简介如下。
空冷系统包括空冷凝汽器管束、凝结水收集联箱、蒸汽分配管、排汽管道、空冷小管道 (凝结水管道、抽真空管道、清洗管道、补充水管道) 以及保证空冷凝汽器能够安装和安全运行的钢结构部分包括管束侧梁及其支撑、管束下部的密封板、水平单轨梁、冷却单元间的隔墙及门, 风机桥架, 平台至风机桥架间的踏步, 两列空冷凝汽器之间的联络步道、小爬梯, 踏板等。如图1所示。
空冷设备主要有散热器、轴流风机等。散热器由若干组镀锌椭圆钢管外套矩形钢翅片的翅管组成, 空冷凝汽器典型结构如图2。汽轮机排汽缸排出的乏汽经过管道引至空冷器的乏汽分配联箱, 然后由乏汽分配联箱再分配到各个顺流区的翅管中, 冷空气由轴流风机从空冷塔底部吸上来, 在翅管外部流过来冷却管内的乏汽, 热空气从空冷塔顶部排向环境, 从而使乏汽凝结成凝结水, 然后由凝结水管道回收至凝结水箱, 没有完全凝结的乏汽继续流经逆流区翅管继续冷却回收。
1 空冷散热器管束冻结的原因
(1) 影响空冷凝汽器冻结的主要原因有以下几点。
(1) 气象条件。
(2) 空冷凝汽器的进汽量、进汽参数、进汽时间。
(3) 空冷风机的运行方式的控制。
(4) 排汽参数的控制。
(5) 旁路系统及疏水系统的配合。
(2) 空冷机组运行在环境低于2℃的情况下, 再加上空冷散热器各管灌排之间的热负荷分配不均匀, 以及大量的不能凝结气体的存在, 就会发生管内流体凝固、堵塞和冻结现象。带来空冷凝汽器的传热性能大大降低, 严重时发生空冷凝汽器损坏, 甚至导致空冷系统及机组停运。
(3) 空冷器在稳定条件下, 底部和顶部排管与空气相接触的先后的次序不相同, 各排管的蒸汽冷凝区的分配是不相同。由于底部排管首先与冷空气接触, 如果冷凝器在管子中间的某一点结束, 其余管长就形成冷却区。在此冷却区内, 凝结水急剧过冷, 在低温下就会发生冻结。
(4) 在空冷器中, 如果不凝气体不能及时排出, 也会在低温条件下发生冻结, 产生死区和空气聚集现象, 在寒冷的冬季就会发生管束冻结。
2 防冻措施
2.1 空冷厂家推荐防冻措施
(1) 如果在环境温度<2℃时, 某一个凝结水的温度低于20℃, 排气压力相应提高3k Pa。如果半小时后局部过冷现象仍然存在, 第二台水环真空泵应投入使用。
(2) 当环境温度<2℃时逆流区风机反转程序启动, 间隔30min (此数据可以调整) 关闭排间连续的2个逆流风机, 并以反方向15Hz (30%) 的速度运行5min (此数据可以调整) , 其他风机保持在ON状态。5min加热周期结束后, 此逆流风机停运, 过一段时间, 将逆流风机速度调整为与其他风机方向速度均相同。半小时后, 第二街2个逆流风机按照上述同样进行操作, 其它街的逆流风机逐一进行。
(3) 如果排气温度和所有未隔离的抽空气的平均温度之差大于15℃, 且持续时间大于10min, 则第2台真空泵启动。如果上述温差小于6℃且持续5min以上, 第2台真空泵关闭。
(4) 启停机过程中空冷进气蝶阀开启的数量的多少, 对最小热负荷和最小排量有很大的影响。在4个蒸汽隔离蝶阀阀体上加装伴热带及保温, 防止阀内结冰无法开关。
2.2 实际实施的防冻措施
(1) 在16个逆流区抽空气管道支管加装保温。
(2) 在凝结水管道上加保温, 减少凝结水的过冷。
(3) 在补水管道上加装电加热, 冬季运行一直投运。
(4) 将每台机组第一列和最后一列散热器下联箱处加装保温及铝皮进行防冻。在最外侧两列散热器上铺帆布进行防风。
(5) 冬季风机停运时, 封闭风筒入口。
3 冬季空冷的注意事项
(1) 在12个逆流区抽空气管道加装伴热带及保温, 系统运行中必须投入。
(2) 在4个抽空气阀体伴热, 系统运行中必须投入防止阀内结冰无法开关。
(3) 机组在低负荷下长期运行, 通过运行采取调整措施仍有部分散热器过冷时, 应将产生过冷的散热器用准备好的帆布盖好保温, 并将其对应风机的风筒用帆布封堵, 减少散热器的通风量, 从而避免散热汽的进一步过冷。
(4) 机组在冬季启动前 (环境温度<2℃) , 应检查空冷凝结器各列进汽隔离阀关闭, 如果怀疑阀门关闭不严密, 应及时查明原因并进行处理。
(5) 在空冷系统投运前两小时检查空冷凝汽器进汽隔离阀电加热投入运行, 确保阀门开关灵活。空冷系统停运前一小时检查空冷凝汽器进汽隔离阀电加热投入运行, 待停机后四小时停运电加热。
(6) 在空冷系统投入运行后, 检查逆流抽空气管道伴热带必须投入运行, 机组停运两小时后停运抽真空管道伴热带。
(7) 机组正常运行中, 检查空冷凝汽器各列凝结水温度, 应控制在45℃以上运行。检查空冷凝汽器各列逆流区抽空气温度, 应控制在35℃以上运行。
(8) 空冷凝汽器投运运行后, 检查各列散热器之间的隔离门关闭, 防止窜风。
(9) 冬季运行期间应定期就地实测各列散热器上、下、中部的温度, 且各列散热器上、中、下部温度差不得超过5℃, 顺流散热器下部温度不得<50℃, 尤其应注意各列凝结水温度测点对应侧的联箱温度不得<50℃, (防止空冷散热器在运行中造成局部过冷) 。
(10) 冬季启、停机过程中应设专人对空冷凝汽器各列散热器迎风面下联箱 (凝给水温度) 及散热器管束进行就地温度实测, 有亦应时应增加检查和测量次数。
(11) 机组在停机过程中, 随着负荷的降低, 结合凝结水温度的下降, 逐渐进行降转速、停风机的操作, 保证凝结水温度在45℃以上。随着机组负荷的降低, 当风机全部停运后, 应逐渐停止单列散热器运行。
(12) 如遇可预见的特殊天气, 应提前做好防护措施 (如加负荷、增加背压等) 。特殊天气应增加就地检查的次数。
(13) 做好各种记录, 为防冻工作提供充足的一手资料。
4 结语
要保证直接空冷机组冬季滑参数启、停操作过程中不发生凝汽器大面积冻结, 必须充分了解机组特性, 合理地控制空冷凝汽器的运行方式、进汽参数及各项操作的时机, 尽可能缩短机组启、停过程的时间。即使在管子内部发生部分冻冰, 但只要能够及时发现并采取适当调整措施, 利用其相邻管子温度较高, 其辐射热量亦可使冰柱与管材分离解冻, 极个别的散热管发生冻冰时, 一般不会影响到运行机组的背压水平, 但是, 运行中绝对要加以控制, 避免发生大量成片管束因表面温度低而发生冻结。
直接空冷机组目前还无法避免极个别散热器冻结的显现, 遇到个别特殊气象条件仍然会严重威胁空冷岛的安全运行。在个别特殊情况下, 应在保证机组安全的前提下, 牺牲一部分经济效益, 确保空冷岛的安全稳定运行。
摘要：火电厂空冷机组空冷系统冬季凝结水的过冷很容易因结冰导致空冷散热器的堵塞, 尤其是启停机过程中以及低负荷运行状态下, 空冷防冻措施就显得尤为重要。本文就300MW空冷机组过冬的实际情况进行介绍, 为同类型机组运行提供借鉴。
直接空冷技术 篇7
一、基于负压系统严密性的防冻措施
对于直接空冷机组而言, 负压系统的严密性是否良好对其是否能够达到真空运行状态有着直接影响, 也对空冷散热管束是否会出现冻结带来一定影响。若负压系统的密封性较差, 再加上空冷散热管束或者冷凝水管出现了泄漏现象, 则必定会出现空冷散热片冻结的现象。
1负压系统严密性对空冷散热片冻结的影响。在直接空冷机组的运行中, 若负压系统的严密性不佳, 空冷散热片出现了泄漏, 那么出现泄漏部位的温度就会降低而冻结, 这种现象在冬季尤为明显。而泄漏后的水凝结后会是的机组的真空逐渐下降, 负压系统的严密性则会进一步的下降, 导致机组无法正常运行。而之所以会造成空冷散热管束出现冻结, 主要是因为当负压系统严密性不符合要求时, 就会有外部的空气进入负压系统中, 使其内部的蒸汽方向发生改变, 从而对周围的散热片造成影响, 形成空冷散热管束冻结现象。
2防范措施。对于上述情况, 在直接空冷机组的运行中, 可以采取一定的措施来加以防范, 来避免空冷机散热管束冻结。首先, 加强巡查和检修工作, 定期对负压系统进行检查, 通过试验检测其真空严密性。一旦发现严密性低于相关要求则立即对其进行修复。修复时可以根据情况决定机组是否保持正常运行。其次, 在进入冬季后, 尤其是进入高寒期时, 在对机组的空冷散热管束开展检查工作的过程中应该特别重视对低温区的检查, 以便于及时的发现泄漏点并采取合适的封堵措施。若直接空冷机组正处于运行状态无法停机检查, 则可以采用超声波技术进行查漏检测。可采用的封堵措施主要有焊接、粘结、注胶等多种, 可视泄漏部位的具体情况合理选择。再者, 若直接空冷机组可以停止运行, 则可以对其进行全面的检查和大修, 并利用充气和注水等检测手段来检验其严密性是否符合要求, 并及时处理泄漏点。但是值得一提的是, 在这些检测工作开展期间, 应该避免影响到其他系统, 最好采取安全隔离措施。
二、基于低负荷运行的防冻措施
目前电厂所使用的直接空冷机组一般都具备一定的防冻保护控制逻辑, 但是在冬季较为寒冷的时期, 机组的自动防冻功能可能不会起到有效作用, 这就要求技术人员在冬季应该加强检查, 做好空冷各处的温度测试工作, 并根据实际情况对防冻保护控制逻辑进行调整和修改。尤其是低负荷运行时, 更是应该注重对其运行方式的调整。
具体来讲, 当直接空冷机组处于低负荷运行状态时, 其风机的运转速度会非常低, 甚至会全部停止运转, 此时直接空冷机组内部的风向和风力都会出现一定的变化, 甚至会使机组出现大幅摆动的现象, 此时就更容易造成空冷散热管束的冻结。为此在冬季低负荷运行的过程中, 应该尽量防止出现风机全部停止运转的情况发生, 最好可以通过对风机各项运行参数的调整来实现风机的不停机低负荷运转, 还可以使逆流式凝汽器风机进行反转, 以很好的抵制自然通风对系统内部的影响, 从而避免空冷散热管束在较长的时间内都保持较低的温度, 进而避免了空冷散热片的冻结。
三、其他防冻措施
1退出部分空冷凝汽器。目前, 在直接空冷系统中在, 在各组空冷进汽口一般设计有隔离阀, 运行中可以根据实际情况将其关闭, 退出部分散热面积, 达到防冻的目的, 然而因隔离阀关闭不严密, 会造成运行中的空冷凝汽器受冻, 所以机组在冬季滑参数停机过程中, 应在一定时机将其及早退出, 以减轻其它运行中的空冷凝汽器因受热流量分配不均而受冻的可能性。
2投入旁路系统增加空冷岛的进汽量。汽轮机组在冬季滑停时, 如对缸温无特殊要求, 则应在滑停阶段达到55%~60%额定负荷后, 通过锅炉降温降压, 当汽缸温度达到最低时, 及时打闸停机。这样有利于机组消缺后安全顺利地启动:按机组停运5d~7d计, 机组再次启动时的缸温一般在250℃~300℃之间, 可以缩短暖机时间, 尽快升负荷至最小防冻负荷以上, 这有利于空冷凝汽器的防冻当汽轮机本体有消缺计划, 需要较低的汽缸金属温度时, 就需要投入旁路系统参与配合。来防止滑停过程中空冷凝汽器受冻。
3注意观察凝结水的过冷度。一旦凝结水过冷度不正常增大, 应主动降低真空设定值, 尽可能避免触发防冻保护。防冻保护是机组防冻的最后一道防线, 一旦保护动作, 说明运行方式或设备已经存在较大问题, 应及时进行调整和检查。
结语
当然, 在电厂直接空冷机组的冬季运行中, 可采取的空冷散热管束防冻措施不仅仅只有本文所阐述的几种。还可以通过控制机组冬季滑参数、对空冷运行方式的调节等方式来避免空冷散热片的冻结。而在此过程中, 做好检查工作十分重要, 只有及时发现机组运行中出现的异常情况, 才能尽早采取应对措施来加以防范, 以确保直冷空冷机组在冬季也可以稳定可靠运行。
摘要：目前在我国一些水资源短缺的地区, 已经开始使用直接空冷机组作为电厂的生产设备, 其与湿冷机组和间接空冷机组相比, 具有更多的应用优势, 能够很好的解决水资源短缺的问题。但是这种机组也存在一定的弱点, 即在冬季较为寒冷的时期容易出现空冷散热管束冻结的问题, 从而影响到机组的正常运行, 为此需要对这一问题加以防范。现本文就从几个不同的角度来探讨直接空冷机组的防冻措施, 并提出几点建议, 以供参考。
关键词：直接空冷机组,空冷散热管束,防冻,负压系统
参考文献
[1]雷平和, 李怀普.环境自然风对直接空冷系统的影响及预防措施[J].电力建设, 2006 (06) .
[2]李中典, 董宝全, 马广娟.环境风对直接空冷机组性能的影响分析及研究方法[J].科技信息, 2013 (13) .
高寒地区直接空冷系统启动探讨 篇8
直接空冷即汽轮机作完功的乏汽排至翅片管式空冷散热器中, 若干个空冷风机群不断鼓风并横向掠过空气冷却热交换器, 使乏汽凝结。由于冷却介质空气比热小, 密度小, 所以散热器体积庞大。由于空冷装置 (空冷岛) 布置在厂外, 在冬季启动时或运行中有可能由于蒸汽量过小, 管内聚集空气等使管束结冻损坏。
2 设备规范
新特能源股份有限公司2x350MW机组汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产, 型号为:CZK350/326-24.2/1.3-566/566的直接空冷凝汽式汽轮机 (全电调) , 空冷凝汽器采用报警首航公司 (斯必克冷却技术SPX) 生产的三排管 (管束布满翅片) 空冷凝汽器, 冷却换热面积573638平方米, 空冷岛东西向共有6列分布, 每一列从北往南有四个单元 (对应四台空冷风机) , 其中第二个单元为逆流单元 (抽真空单元) 。
新特能源股份有限公司2x350MW机组汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产, 型号为:CZK350/326-24.2/1.3-566/566的直接空冷凝汽式汽轮机 (全电调) , 空冷凝汽器采用报警首航公司 (斯必克冷却技术SPX) 生产的三排管 (管束布满翅片) 空冷凝汽器, 冷却换热面积573638平方米, 空冷岛东西向共有6列分布, 每一列从北往南有四个单元 (对应四台空冷风机) , 其中第二个单元为逆流单元 (抽真空单元) 。
3 冬季安全启动的方法
3.1 进行疏水改造
针对空冷岛冬季启动由于外界环境温度极低, 在锅炉蒸发量未达到空冷凝汽器所要求的最低热负荷前, 避免主再热蒸汽高低旁管道疏水进入空冷凝汽器的特点, 采取主再热蒸汽管道疏水增加一路排入锅炉启动疏水扩容器的技术方案。锅炉点火初期, 将疏水排至启动扩容器。
3.2 对各凝结水集水箱进行改造
加装放水门在空冷岛长期停运时打开放水门, 防止空冷岛凝结水集水箱冻结。
3.3 冬季启动过程中应设专人检查
冬季启动过程中应设专人对空冷岛各列散热器凝结水下联箱及散热器管束表面各部 (顺流凝汽器加强中下部测温、逆流凝汽器加强中上部测温) 和散热器翅片管各边角处表面各部进行就地温度实测, 有异常时应增加检查和测量次数。
3.4 机组启动抽真空前各阀门的状态
机组启动抽真空前, 保持真空破坏门在开启状态, 关闭主再热蒸汽气管道至排汽装置的全部疏水门, 开启汽轮机主再热蒸汽管道疏水到启动扩阀门。
3.5 锅炉点火后注意事项
锅炉点火后, 高低旁保持关闭状态, 控制炉膛出口烟温不超过538℃, 升温升压至0.8-1.0MPa (此过程应严密监视汽缸温度、温差, 如有异常及时采取措施) , 然后启动3台真空泵抽真空 (不投轴封供汽) , 当背压达30k Pa以下时, 关闭空冷岛各列散热器进汽蝶阀及抽真空电动门, 各列凝结水回水阀保持开启状态, 开启主、再热蒸汽疏水到启动扩容器的阀门。
3.6 机组启动过程中注意事项
主汽压力达0.8MPa时, 可适当开启高旁阀, 再热器暖管后逐渐开大高旁阀, 当再热器压力达1.5-2.0MPa时, 主汽压力达2.5-3MPa时, 开启低压旁路, 开大高压旁路向空冷岛供汽, 并在规定时间内使空冷岛进汽量达到规定的最小进汽量以上 (在5分钟之内将低旁开度逐渐增加至50%, 再过10分钟将开度开至80%, 注意背压不得高于40k Pa) 。
3.7 机组启动过程中空冷岛进汽温度的控制
开启低旁前30分钟投入轴封供汽, 待真空有明显增加时方可投入低压旁路, 低旁开启后, 在保证空冷岛进汽温度小于121℃情况下, 尽量提高空冷岛进汽温度, 并注意监视排大气安全门不动作。
3.8 机组启动过程中空冷风机启动注意事项
当第1、2列空冷凝汽器管束下联箱中凝结水的温度 (平均值) 高于35度后风机开始运行, 首先开启第2、4单元逆流风机, 在20-35rpm之间运行, 将机组背压设定在25k Pa, 随着蒸汽负载的增加风机转速上升, 当风机转速达到35rpm时, 满足不了排热量的要求即实际排出蒸汽压力高于设定值, 依次增加风机的开启台数。
3.9 机组启动方式的选择及注意事项
蒸汽参数接近冲转参数时, 调整高低旁开度, 使各参数达到冲转要求, 锅炉运行稳定, 汽轮机开始冲转 (冲转时应保持低旁开度在30%以上, 以增加空冷岛进汽量) , 采用高中压缸启动方式。
3.1 0 机组启动后空冷风机启动注意事项
机组启动后根据背压及各列凝结水管温度逐列投入空冷散热器, 投入次序为3-4-5-6列 (尽量最后投机组迎风面空冷凝汽器列) 。
4 结论
在冬季特别注意冬季启动特点, 在再热器压力无法满足最小空冷岛进汽量的情况下, 凝汽器中严禁进入一切热水、热汽。通过疏水的改造, 将这些启动中的疏水引入锅炉的启动扩容器中。机组启动要充分利用再热器的干烧能力, 采用多种手段尽快使得高低旁路起温起压。要控制好机组启动过程中空冷凝汽器的进汽时间和进汽量, 保证空冷岛进汽一次开机成功, 不会发生结冻情况。
参考文献
[1]邱利霞等.直接空冷汽轮机及其热力系统[J].北京:中国电力出版社, 2006.
[2]温高等.发电厂空冷技术[M].北京:中国电力出版社, 2008.