直接空冷机组

直接空冷机组（精选十篇）

直接空冷机组 篇1

火电厂在进入冬季时很容易发生空冷散热器堵塞的现象, 究其原因是因为由于冬季天气较为寒冷, 当环境的温度在低于2摄氏度的时候, 空冷凝汽器的凝结水过于冰冷, 由此会导致凝结水结冰的现象出现, 进而造成空冷散热器堵塞, 假如工作人员没有注意到这个状况, 也没有进行相关的防范措施, 日积月累就会使得空冷散热器出现变形, 严重的会使得空冷散热器受到严重损害。所以说, 当空冷机组系统在低温下工作运行的时候, 一定要注意做好防冻措施, 避免出现因为凝结水过于冰冷导致空冷散热器堵塞甚至损坏的现象发生。

1 直接空冷系统的基本构造和特点

1.1 基本构造

简单来说, 直接空冷系统就是汽轮机排汽直接进入了空冷凝汽器, 排出的气汽体液化产生冷凝水, 冷凝水通过凝结水泵再次排入汽轮机组的循环过程。直接空冷系统的基本构造主要分为以下几个部分, 其中主要有汽轮机低压缸排汽管道;空冷凝汽器管束;凝结水系统;抽气系统;疏水系统;通风系统;直接空冷支撑结构;自控系统;清洗装置等。

1.2 直接空冷系统的特点

由于目前科学技术在直接空冷系统方面的技术还不够完善, 在直接空冷系统的运行方面还存在一些难以克服的问题, 比如受到严寒、大风等环境因素的影响严重, 系统自身设计存在一定的缺陷, 在运行管理方面还不够到位。当然与运行电站空冷系统相比较, 直接空冷系统还是存在不小的优势。直接空冷系统的有优点也有缺点, 它的背压较高, 由于安装了强制通风的风机, 使得用电量增加许多, 同时强制通风的风机在运行过程中产生了较大的噪音污染, 还有直接空冷系统的钢平台占地面积较大, 直接空冷系统所产生的效益要远远超过间接冷却系统, 比它的大30%左右, 直接空冷系统的散热面积比间接的少30%, 最关键的是直接空冷系统的造价相对经济。

2 直接空冷系统冻管的原因分析

直接空冷系统在进入寒冷天气时, 容易发生空冷系统冻管的现象, 严重危害了直接空冷现象的正常运行, 经过分析发现, 影响因素主要分为以下几个方面;

首先是系统本身的原因, 如果直接空冷系统存在漏气现象, 尤其是在当系统漏气量较大的时候, 系统本身的抽气功能会相对的降低, 由此会导致由于换气换热的不均匀, 使得空气容易在系统中发生聚集现象, 进而形成冷区。所谓冷区, 其中的蒸汽含量较低, 蒸汽凝结产生的热量也较小, 空气也就很容易冷却到环境温度。所以当凝结产生的水流经过冷区的时候, 由于温度较低, 很容易被冷却, 如果冷区的温度到达冰点, 凝结的水流就会发生结冰的现象, 所以说, 只要是能导致空气发生聚集的, 都会使得冻管的几率增加。其次是外界环境因素, 当外界环境的温度到达冰点以下时, 尤其是在启动时间长且蒸汽流量较小的机组, 如果进入ACC的蒸汽流量很小的话, 即便是风机不运行, ACC同样也会因为自然换热的因素而发生冻结的现象。所以说要想避免此类现象的发生, 一定要保证进入到ACC的蒸汽量十分充足, 并且还要极力缩短进汽的时间, 最好不要超过两个小时, 由于进入ACC的蒸汽量会随着某些因素变化, 特别是他会随着ACC的换热面积的降低和环境温度的升高出现一定的下降现象, 所以即便是在连续运行时, 也要注意保持蒸汽量的充足。

3 有关的防冻措施

由于环境温度的降低, 对于空冷系统的正常运行造成了一定的危害, 为了有效解决空冷凝汽器的冻结问题, 提出相应的防冻措施。

(1) 为了避免冷区现象的发生, 需要确定最小的防冻热负荷。因为汽轮机直接空冷系统的排汽管道大部分都分布在室外并且管道系统十分庞大复杂, 所以使得在室外温度较低的时候, 蒸汽进入空冷凝汽器之前就发生了大量凝结, 进而使得进入空冷凝汽器的热负荷严重降低了, 由此会出现在散热器内部运行时热力和蒸汽流量分配不均匀的问题。因此当在计算最小的防冻热负荷时, 要首先考虑由于各排间热量的偏差使得管束系统散热量和管束系统被冻结的危险。

(2) 为了保障机组的正常运行, 一定要对直接空冷系统的重要部位进行彻查, 以防不测。由于对于空冷岛的防冻相对复杂, 更要对其进行重点部位的检查工作, 并做好有关的温度记录, 重点检查的部位有:各投运列顺流管束下部、逆流管束上部, 进汽阀、凝结水阀、抽空气阀等阀门的前后温度以及空气抽出管和凝结水管的温度, 另外空冷器各列凝结水温度要尽量控制在45摄氏度以上, 这些部位一定要认真检查, 并做好有关的记录。

(3) 由于逆流管束容易发生过冷的现象, 所以要在逆流区尽量安装一些具有反转功能的风机, 即便是逆流管束产生过冷的现象, 该风机也可以产生局部的热风, 使得温度上升, 可以进行再循环。

(4) 在停机过程中, 需要人为的将空冷系统的自动调整状态, 改为降低各列风机的转速, 并将凝结水的温度控制在35摄氏度以上。还有在停机过程中, 空冷系统的排汽量会相应的减少, 所以这就需要人为的强制性的停止某一空冷列, 并先对温度低的那列进行解列处理。

(5) 冬季温度降低, 机组长期低负荷进行运行, 有一部分散热器出现过冷的现象, 这时应该将出现此类状况的散热器进行保温处理, 用帆布盖好散热器, 还要将风机的风筒用帆布堵上, 由此来减少散热器的通风量, 进而避免散热器出现温度过低的现象。

4 结语

综上所述, 针对直接空冷系统在温度较低是出现的问题及原因, 本文提出了有效的解决办法, 希望对同类型机组的安全运行及生产提供有效的指导作用, 虽然还有一些有待克服的难题, 一些因素还会影响空冷岛的正常运行, 但是一定要保证安全的前提下, 即便是损失一些经济效益, 也要维护空冷岛的安全。

摘要：现阶段, 虽然我国目前的科学技术水平在全世界的地位有很大的提高, 但是还是有一些科学技术不能实现的。比如, 在300MW直接空冷机组空冷岛的防冻技术方面还是没有达到预想的良好效果。因为我国处于一个四季比较明显的纬度, 大部分地区到了冬季还是比较寒冷的, 尤其是一些高寒地区, 所以对于直接空冷机组空冷岛的防冻任务, 自然就成为了保障整个直接空冷系统安全运行关键条件。笔者在本文主要探讨的就是关于300MW直接空冷机组空冷岛的防冻措施, 详细内容见下文。

关键词：直接空冷系统,原因分析,防冻措施

参考文献

[1]王学民.300MW直接空冷机组空冷岛的防冻措施[J].工业技术, 2012 (04) .

直接空冷机组 篇2

“十二五”期间，将重点开发山西（晋北、晋中和晋东），内蒙古准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟和霍林河，新疆哈密、准东和伊犁，陕西陕北和彬长，宁夏宁东，甘肃陇东，黑龙江宝清，安徽淮南，贵州等共16个大型煤电基地，其他地区不再布局新的电源点。十二五能源规划有两个主要特征。一是能源开发重点西移，支持新疆经济加快发展，新疆煤炭开发成为重头戏；山西全省作为大型基地以配合山西综合配套改革试验区建设。二是“16个大型煤电基地”取代十一五规划的“13个大型煤炭基地”，大型煤电一体化发展战略确立，大型煤电基地成为电力主要来源。其中前13个大型煤电基地的新建电站都明确规定必须采用空冷技术。

1.神东基地包括神东、万利、准格尔、包头、乌海、府谷六个矿区。在国家十二五规划的十六个国家大型煤电基地中，神东煤炭基地被缩小为鄂尔多斯煤电基地，而准格尔矿区虽为鄂尔多斯盆地一部分且属于鄂尔多斯市辖区，仍被单列出来，这可能与准格尔旗的水资源优势有关。准格尔旗地域辽阔，资源富集。煤炭探明储量544亿吨，远景储量1000亿吨，且地质构造简单、埋藏浅、煤炭厚、低瓦斯、易开采，发热量均在6000大卡/千克以上，为优质的动力煤和化工煤。该旗年降水总量30亿立方米，黄河年过水量248亿立方米，国家批准黄河用水指标2亿立方米，属轻度缺水地区。国家规定火电机组采用空冷技术。准格尔国家大型煤电基地及辐射区托克托拟在建火电项目如下。项目进度 1 略。华能北方内蒙华电准格尔魏家峁电厂7320MW机组二期2×1000MW超临界间接空冷机组，一期2×660MW超临界间接空冷机组在建。华能北方准格尔黑岱沟坑口电厂8×600MW空冷机组一期2×1000MW空冷机组。华能北方准兴坑口电厂一期2×600MW。华电湖北能源准格尔十二连城电厂4×660MW超临界空冷机组。华电准格尔大路煤矸石电厂4×300MW 机组一期2×300MW直接空冷供热机组。北能准格尔酸刺沟电厂三期4×1000MW超超临界燃煤空冷机组二期2×600MW矸石电厂空冷机组，一期矸石电厂2×300MW直接空冷机组已投运。北能准格尔大路电厂8×300MW一期2×300MW空冷机组。国电准格尔旗长滩8×600MW空冷机组一期2×600MW超临界空冷机组。国电蒙能准格尔大饭铺电厂4×300MW+２×600MW+２×1000MW机组一期2×300MW空冷机组已投产。国电蒙能准格尔友谊电厂2×660MW超临界直接空冷机组。神华准能煤矸石电厂二期2×300MW空冷机组在建。珠江投资准格尔朱家坪电厂6×600MW空冷机组一期2×600MW超临界直接空冷机组。大唐北能托克托电厂五期2×600MW超临界空冷机组，三，四期4×600MW空冷机组在役。大唐国际准格尔铝硅钛项目动力车间2×300MW空冷机组。

2.蒙东（东北）基地含有东北阜新、铁法、沈阳、抚顺、鸡西、七台河、双鸭山、鹤岗8个矿区。在国家十二五规划的十六个国家大型煤电基地中，仅有双鸭山市的宝清矿区位列其中。宝清县位于著名的北大荒腹地，是国家级生态示范区。宝清矿区储量在数千万吨以上的大煤田10个，煤炭储量86亿吨，以褐煤为主，是东北地区硕果仅存的未被充分开发的大矿区。宝清煤电基地所处的挠力河流域属于工程性缺水地区，工业用水需要修建水库解决。尽管挠力河流域现有大中型水库4座，近远期规划水源工程5座，但水资源供给能力尚难满足这一地区煤电基地建设发展的需要。宝清国家大型煤电基地拟在建火电项目如下。项目进度略。国家尚未明确该基地火电机组的冷却方式。鲁能宝清朝阳矿区发电厂一期2×600MW超临界湿冷机组，二期4×1000MW机组。鲁能宝清七星河南矿区二区电厂4×1000MW机组；鲁能宝清大和镇矿区电厂4×1000MW机组。国电龙兴大合镇4×1000MW发电机组。国电龙兴七星河南2×1000MW发电机组。国电龙兴宝清县城2×300MW 热电联产机组。3.呼伦贝尔国家大型煤电基地呼伦贝尔煤炭资源丰富，探明及预测储量1948.48亿吨，可采储量1271.19亿吨，主要煤种为褐煤储量大于200亿吨的有 伊敏煤田、宝日希勒煤田、诺门罕煤田、呼和诺尔煤田、大雁煤田、红花尔基煤田。这些煤田大部分具有埋藏浅、煤层厚、易开发的特点，且结构稳定，开采条件好，适合于综合技术的应用和集约化生产。在我国富煤地区，呼伦贝尔水资源最为丰富，但因为地处高寒，植物生长期短,土层薄,大自然的修复能力很差,其内在的生态体系十分脆弱。因此，国家规定火电站采用空冷技术，并于2006年3月发文开始呼伦贝尔360万千瓦煤电基地大型空冷电站项目评选工作。呼盟有扎赉诺尔、宝日希勒、伊敏、大雁四大矿区，属于国家十一五能源规划13个亿吨煤炭基地之一蒙东基地主产区，列入国家十二五能源规划16个大型煤电基地。呼盟当前重点支持华能伊敏四期2×100万千瓦机组、鲁能鄂温克二期2×100万千瓦发电机组、鲁能大雁2×60万千瓦发电机组、大唐河东2×60万千瓦发电机组四个项目。呼伦贝尔国家大型煤电基地拟在建火电项目如下。项目进度略。鲁能鄂温克电厂2×600MW＋4×1000MW机组二期2×1000MW超超临界空冷机组，一期2×600MW超临界空冷机组在建。鲁能大雁电厂2×600MW空冷机组。鲁能雁南电厂4×300MW机组一期 2×300MW机组。鲁能陈旗完工镇呼山煤田6×60万千瓦煤电联营电厂。鲁能海拉尔谢尔塔拉4×30万千瓦电厂。国电蒙能新巴尔虎左旗诺门罕电厂6×660MW机组一期2×600MW级超临界空冷机组。国电蒙能呼伦贝尔盟牙克石4×300MW机组一期2×300MW空冷热电机组。国电蒙能呼伦贝尔扎兰屯市4×300MW热电联产机组一期2×300MW热电联产机组。国电蒙能鄂伦春旗2×300MW火力发电机组。华电2×4×600MW机组和4×300MW机组。华能伊敏四期2×1000MW机组。华能深能满洲里扎莱诺尔6×600MW超超临界空冷机组一期2×600MW超超临界空冷机组。华能深能源满洲里达赉湖热电厂2×200MW直接空冷热电机组已竣工。华能满洲里低热值煤电厂2×200MW机组。华能牙克石汇流河发电厂２×２００ＭＷ供热机组。华能北方联合与北能陈巴尔虎旗宝日希勒电厂4×600MW空冷机组。华能北方东海拉尔电厂2×600MW机组。华能北方牙克石汇流河电厂2×600MW机组。北能与沈阳建设投资新巴尔虎左旗阿尔公呼伦贝尔电厂4×60万千瓦(或2×60万千瓦)直接空冷机组。大唐国际海拉尔电厂4×600MW机组一期2×600MW燃褐煤超临界空冷机组。大唐国际呼伦贝尔电厂6×600MW机组一期2×600MW超临界空冷机组。神华国华陈巴尔虎旗宝日希勒呼伦贝尔电厂6×600MW机组二期2×600MW（2×1000MW）超临界直接空冷机组，一期 3 2×600MW超临界直接空冷机组已投产。

4.霍林河国家大型煤电基地通辽市煤炭保有量121亿吨，境内霍林河属于国家十一五能源规划13个亿吨煤炭基地之一的蒙东基地，列入国家十二五能源规划16个大型煤电基地。国家规定火电机组采用空冷技术。霍林河国家大型煤电基地及辐射区兴安拟在建火电项目如下。项目进度略。中电投霍林河坑口电厂二期2×600MW空冷机组，一期２×600MW国产空冷机组已投产。中电投霍林河地区微电网3×350MW空冷劣质煤机组。中电投通辽发电厂四期2×600MW超临界机组，三期1×600MW直接空冷机组已投产。中电投兴安盟乌兰浩特电厂２×1000MW空冷机组。华润通辽奈曼热电厂2×300MW机组。京能通辽奈曼火电厂一期2×600MW机组。国电通辽奈曼蒙龙电厂2×600MW机组。国电蒙能兴安热电厂4×300MW，一期2×340MW空冷供热机组在建。国电蒙能兴安盟右中电厂2×660MW机组。国电蒙能兴安盟右前旗归流河霍乌路口电厂6×660MW超临界空冷机组一期2×660MW超临界空冷机组。北能兴安科右中电厂二期2×1000MW空冷机组，一期2×300MW空冷机组已投产。华能科右前旗德伯斯电厂2×600MW机组。华能北方通辽扎鲁特电厂2×600MW机组。5.锡林郭勒盟国家大型煤电基地内蒙古锡林郭勒盟煤炭资源丰富，探明及预测储量2500亿吨，估算可采总储量1452亿吨，褐煤为主，宜就地煤电化转化，总储量在全国居第一位，资源储量大于100亿吨的有，锡林浩特市胜利煤田，西乌旗白音华、高力罕和五间房煤田。10—100亿吨的煤田现发现21处。全盟属气候干燥，降水量少，地表水系不发育地区。临近的赤峰市元宝山平庄矿区煤炭资源接近枯竭，但水资源相对丰富。锡盟属于国家十一五能源规划13个亿吨煤炭基地之一的蒙东基地，列入国家十二五能源规划16个大型煤电基地。目前，国家发改委已批复11个矿区总体规划，规划生产能力3.2亿吨。国家规定火电机组采用空冷技术。锡林郭勒盟国家大型煤电基地及辐射区赤峰拟在建火电项目如下。项目进度略。大唐锡林浩特电厂8×660MW一期2×660MW超临界空冷机组。大唐锡林浩特煤矸石电厂2×300MW直接空冷机组。大唐西乌旗五间房电厂2×660MW机组。大唐西乌旗五间房煤矸石电厂2×300MW机组。大唐多伦电厂6×600MW机组一期4×600MW空冷机组。大唐赤峰克什克腾电厂一期2×1000MW超超临界国产空冷机组2009年科技部国家科技支撑计划项目“1000MW空冷机组成套技术研究开发与工业示范”示范项目。大唐赤峰 4 富龙热电2×300MW空冷热电机组。华电白音华金山电厂二期2×660MW超临界直接空冷机组，一期2×600MW空冷机组已投产。神华胜利发电厂8×660MW+8×660MW一期2×600MW超临界直接空冷机组。鲁能峰峰查干淖尔电厂2×660MW+2×1000MW机组一期2×660MW超临界空冷机组。鲁能多伦电厂4×1000MW一期2×1000MW超超临界空冷机组。辽宁春成工贸西乌金山煤矸石电厂一期1×300MW（2×135MW）空冷机组在建。中电投白音华电厂2×600MW+2×1000MW机组一期2×600MW国产亚临界空冷机组。中电投白音华工业区自备电厂8×135MW+ 2×300MW发电机组一期2×135MW间接空冷机组。中电投赤峰巴林右旗大板电厂6×600MW空冷机组二期2×1000MW机组，一期2×600MW空冷机组已竣工。中电投赤峰元宝山电厂四期2×1000MW超超临界机组。中电投蒙东能源赤峰新城区2×300MW热电机组。国电锡林浩特电厂三期2×600MW超临界空冷机组二期2×300MW空冷热电机组，一期2×300MW空冷热电机组已投产。国电赤峰林东4×1000MW空冷机组一期 2×1000MW空冷机组。国电赤峰元宝山2×300MW热电机组。国电蒙能锡林郭勒乌拉盖电厂6×660MW超临界空冷机组一期2×660MW机组。国电蒙能赤峰克什克腾热电厂2×300兆瓦空冷供热机组。华能内蒙华电锡林郭勒上都电厂四期2×660MW空冷机组，三期2×660MW超临界直接空冷机组在建。华能北方锡林郭勒乌拉盖电厂5200MW二期4×1000MW超超临界空冷机组一期2×600MW超临界空冷机组。华能北方巴彦宝力格电厂8×600MW二期2×660MW空冷机组，一期2×660MW超临界空冷机组。华能北方锡林浩特第三热电厂2×300MW供热机组。华能北方赤峰克什克腾电厂2 × 600MW 机组。北能赤峰翁牛特旗红山电厂2×600MW＋2×1000MW机组一期2×600MW超临界空冷机组。保利协鑫中能硅业2×300MW空冷热电机组。

6.宁东国家大型煤电基地宁东位于鄂尔多斯盆地南部，宁夏中东部的灵武、盐池、同心、红寺堡地区，已探明煤炭储量273亿吨，远景储量1394.3亿吨，是一个全国罕见的储量大、煤质好、地质构造简单的整装煤田，被列为国家十一五13个重点开发的亿吨级矿区之一。2008年宁东能源化工基地将被正式命名为国家重要的大型煤炭基地、煤化工产业基地和“西电东送”火电基地。在国家十二五能源规划中列为国家16个大型煤电基地之一。宁东处于黄河流域，鄂尔多斯盆地，主要水源为黄河，工业用水依赖农业用水通过水权转换取 5 得，国家明确火电机组采用空冷技术。根据规划，到2020年，煤炭生产能力达到1亿吨以上，火电装机容量达到1600万千瓦，电力已输出为主。宁东国家大型煤电基地及辐射区拟在建火电机组如下。因篇幅所限，项目进度省略。华电灵武电厂4×1000MW+ 2×600MW空冷机组，三期2×1000MW超超临界空冷机组计划2011年开工建设，二期世界首台百万千瓦空冷机组2×1000MW超超临界直接空冷机组将投产，一期2×600MW空冷机组已投产。华电永利电厂4×1000MW一期2×1000MW超超临界直接空冷机组。华电宁夏发电中宁电厂二期2×1000MW空冷机组。中电投宁夏发电集团枣泉电厂2×600MW＋2×1000MW一期2×600MW超超临界空冷机组。中电投中卫热电厂4×330MW 一期2×330MW空冷热电机组。中电投宁夏“西电东送”电厂6×1000MW空冷机组。中电投临河动力站3×330MW超临界直接空冷机组2台在建1台拟建。中电投国电青铜峡铝业自备电厂4×300MW一期2×300MW空冷机组已投运。宁夏发电集团马莲台发电厂二期2×600MW三期2×1000MW。宁夏发电集团六盘山热电厂4×330MW一期2×330MW空冷热电机组已投产。华能宁夏发电韦州煤矸石电厂2×300MW空冷机组。华能罗山电厂一期2×600MW超临界空冷机组。华能青铜峡大坝电厂四期2×1000MW机组。华能吴中太阳山煤矸石电厂2×350MW机组。国电石嘴山发电厂以大代小2×600MW空冷机组。国电方家庄电厂4×1000MW+1200MW超超临界空冷机组一期2×1000MW超超临界空冷机组。国电英力特宁东热电2×330MW间接空冷机组。国电吴忠热电厂2×350MW超临界直接空冷热电机组。国电石嘴山大武口煤矸石电厂2×300MW直接空冷机组。北能水洞沟电厂二期2×1000MW超临界空冷机组，一期2×600MW超临界表面式间接空冷机组已投产。神华宁东电厂4×1000MW+2×300MW二期、三期4×1000MW超超临界直接空冷机组，一期煤矸石电厂2×330MW直接空冷机组已投产。神华灵州电厂4×600MW机组。鲁能鸳鸯湖电厂2×660MW+4×1000MW二期2×1000MW超超临界空冷机组，一期2×660MW超临界直接空冷机组将投产。鲁能马家滩电厂6×600MW一期2×600MW机组。

7.甘肃河西空冷火电机组 河西走廊拟在建火电站如下。中电投酒泉金塔电厂4×1000MW，一期2×1000MW超超临界间接空冷机组。中国水利水电建设集团金塔电厂2×1000MW机组。甘肃电投瓜州县常乐电厂8×1000MW，一期2×1000MW超临界间接空冷机组。华电瓜洲柳沟火电厂8×1000 MW机组，一 期4×1000 MW机组。酒钢鲁能酒泉市肃州区嘉酒煤电基地3600MW机组，一期2×600MW超临界直接空冷机组。甘肃电投大唐永昌电厂2×1000MW机组。甘肃电投金昌市热电联产2×330MW间接空冷机组。国电酒泉热电厂2×300MW+4×1000MW机组，一期2×300MW直接空冷供热机组在建。大唐玉门昌马火电厂2×600MW。大唐八○三发电厂上大压小2×300MW空冷机组。甘肃电投国投电力张掖电厂2×600MW超临界空冷机组。国电电力武威热电厂４×330MW燃煤机组，一期2×330MW直接空冷机组。中电投武威凉州区2×1000MW火电机组。华电武威民勤2×600MW火电机组。

8.青海省空冷机组青海玉树震后重建3万千瓦应急燃油发电工程为减少对自然生态的影响,经过多方案比较和详细的分析计算,最终确定了工程柴油发电机组采用空冷方式。青海省投资集团宁北铝电二期2×330MW国产空冷机组已于2009年开工建设。华能与青海省投资集团拟建西宁热电厂4×300MW热电机组，一期将建设2×300MW空冷燃煤热电机组即将开工建设。

9.新疆地区正在筹划的煤制天然气等煤制燃料项目昌吉州（即准东地区）神东天隆吉木萨尔年产13亿立方米20090225备案，新疆2010年重点项目。华能奇台县年产60亿立方米一期40亿立方米，新疆2010年重点项目，20100608奠基，已备案，计划2013年投产。豫煤奇台县年产60亿立方一期40亿立方米新疆2010年重点项目，已上报自治区发改委申请备案。福建三爱奇台县20亿立方米新疆2010年重点项目，已上报自治区发改委申请备案。中煤能源吉木萨尔县年产40亿立方米新疆2010年重点项目，20100802公众环评。华电奇台县年产2×20亿立方米2010-08-20可行性研究报告通过评审。开滦集团奇台县年产2×20亿立方米20101018通过评审。伊利集团奇台县年产16亿立方米20101104环保公示。鲁能奇台县年产40亿立方米。浙江能源集团奇台县年产40亿立方米。中泰化学奇台县年产40亿立方米。安徽晋煤中能玛纳斯县一期年产40万吨合成氨二期20亿立方米煤制天然气。大唐奇台县煤制天然气项目。兖矿煤制天然气项目。中石化新疆到浙江煤制天然气专属管道。此外，神华300万吨煤制油和伊泰540万吨煤制油示范项目洽谈之中。哈密地区 广汇伊吾县年产120万吨甲醇/80万吨煤制二甲醚项目发改能源[2010]571号计划2010年投产，煤制天然气项目。吐鲁番地区 神华吐鲁番50亿立方米，万向集团鄯善县40亿立方米。伊犁州 庆华集团伊宁县55亿立方米一期13.75亿立方米2010年8月国家 7 能源局同意开展前期工作。新汶矿业伊宁市年产100亿立方米一期20亿立方米2010年新疆重点项目已备案。中电投新汶察布查尔县60亿立方米2010年新疆重点项目，中电投霍城年产60亿立方米一期20亿立方米。中煤能源察布查尔县40亿立方米项目。中亚华金矿业集团察布查尔50亿立方米。伊泰集团年产60亿立方米。国电平煤尼勒克县40亿立方米。潞安察布查尔县40亿立方米已上报申请备案。国投宝地尼勒克煤焦化基地20亿立方米。永煤年产40亿立方米。新赛股份年产40亿立方米。中石化伊犁煤制气及伊犁至广东输气管道项目。此外，伊泰集团察布查尔540万吨煤制油项目，新汶矿业煤制甲醇360万吨/年120万吨烯烃，中煤察布查尔180万吨煤制烯烃，国电平煤尼勒克县100万吨煤制烯烃。塔城地区 中电投和丰年产20亿立方米。徐矿和丰煤制天然气一期年产４０亿立方米二期年产４０亿立方米。阿勒泰地区 广汇富蕴县年产120亿立方米煤制天然气液化一期40亿立方米项目，已立项，2010年新疆重点项目，20100421公众环评。此外，广汇富蕴县360万吨/年煤制油项目，蒙古（香港）能源100万吨/年煤制油项目。

10.中电投准东煤电基地三座2×1000MW空冷机组通过可研审查 中电投准东煤电基地吉木萨尔县五彩湾电厂4×1000MW机组，一期2×1000MW国产超超临界空冷机组。20100722电规发电[2010]248号文.项目年耗煤468万吨，由天池能源准东煤田大井矿区南露天煤矿供给。中电投准东煤电基地奇台县将军庙电厂4×1000MW机组，一期2×1000MW机组。20101014可研报告通过审查.20100910公司与奇台县人民政府签订了1000万吨煤矿（一期）开发建设项目合同书，取得在准东将军庙煤电煤化工产业带投资开发建设年产1000万吨煤矿项目。中电投准东煤电基地奇台县岌岌湖电厂4×1000MW机组，一期2×1000MW机组。20101014可研报告通过审查.地处中电投黑梭井北勘查区。2010-07-20《新疆准东煤田奇台县黑梭井北勘查区地质勘探报告》审查。20100901《中电投新疆准东煤田西黑山矿区黑梭井矿井及选煤厂可研报告》审查，认为项目可研报告中推荐矿井设计1000万吨/年的生产能力，有必要与配套建设的坑口电厂同期建设。准东黑梭井北煤炭项目为中电投新疆能源有限公司准东煤电基地配套煤源及中电投新疆能源有限公司“西煤东运”基地项目的补充项目，规划煤炭年产1000万吨，2010年开工建设，2012年投产，列入自治区煤炭工业“十一五”发展规划。

11.甘肃省陇东国家大型煤电基地陇东大型煤电基地是国家十二五能源规划拟建十六个大型煤电基地之一。陇东即陇山以东的甘肃地区。指陕北狭地以西、六盘山关山陇山以东，这一广袤区域。处陕、甘、宁三省（区）交汇处，居黄土高原西端，水资源稀缺。陇东包括庆阳市及平凉市、天水市等地。甘肃全省煤炭资源大部分分布在鄂尔多斯盆地南端陇东的庆阳市及平凉市，其中，庆阳市预测煤炭储量2360亿吨，平凉市预测煤炭储量650亿吨。陇东煤层埋深大，煤层较薄，可采储量占比较低，但资源量集中、煤质优良，距用户较近，而且是未经开发的整装煤田。国办发〔2010〕29号指出：加快陇东（庆阳，平凉）煤电化建设。加强煤炭资源勘探和开发利用，逐步建成一批大型煤炭矿区，高起点、高水平地建设国家大型煤炭生产基地。加大对陇东地区煤炭资源勘查的支持力度。延伸煤炭产业链，实施煤电联营，建设大型电站，先行启动建设崇信、平凉二期等一批条件具备的电厂项目，开展正宁、环县电厂前期论证工作。构建以平凉、庆阳为中心，辐射天水、陇南的传统能源综合利用示范区。《陇东煤电基地发展潜力研究报告》提出了建设大基地、大企业，发展煤电一体化，煤炭就地转化与外运并重，电力就地消纳与外送相结合、以外送为主的总体思路，以及建成千万千瓦级火电基地、亿吨级煤炭生产基地的目标。陇东地区拟在建火电站如下。华能庆阳正宁电厂4×1000MW，一期2×1000MW超临界空冷机组。华能环县电厂4×1000MW机组，一期2×1000MW国产超临界空冷机组。华能西峰热电厂2× 300MW亚临界空冷机组。华能平凉庄浪韩店电厂2×1000MW超超临界空冷机组。华能平凉灵台2×1000MW机组。华能平凉电厂三期2×1000MW机组，二期2×600MW超临界空冷机组已投产。华能天水麦积区电厂4×1000 MW+2×350MW空冷机组。一期2×350MW空冷热电机组。中电投天水清水电厂2×1000MW火电机组。酒钢平凉泾川县煤矸石综合利用电厂4×300 MW热电机组，一期2×300 MW热电机组。中水崇信电厂2×600MW +4×1000MW机组，二期2×1000MW超超临界直接空冷机组，一期2×600MW超临界直接空冷机组即将投产。中水华亭电厂二期2×1000MW超超临界空冷机组，一期2×135MW直接空冷机组已投产。中铝庆阳正宁罗川2×600MW机组。甘肃电投宁中2×1000MW机组。

12.新疆电站重点建设项目 1 中石油乌鲁木齐石化分公司 乌市 100万吨大芳烃项目 石化 在建 2 新疆华泰重化工有限责任公司米东区 年产36万吨聚氯乙 9 烯树脂、30万吨离子膜烧碱配套2×135MW热电装置 石化 在建 3 国电新疆红雁池发电有限公司 天山区 建设2×330MW亚临界燃煤单抽供热发电机组 4 神华米东热电厂 米东区 2×300MW热电联产项目 电力 在建 5 中泰化学自备电厂 米东区 2×135MW自备电厂项目 电力 在建 6 新疆中泰矿冶有限公司 阜康市 年产50万吨电石，配套2×150MW煤矸石发电改造项目 石化 新开工 7 新疆宜化化工有限公司 吉木萨尔县 煤制40万吨合成氨2×300MW热电厂 煤化工 新开工 8 新疆华电昌吉新热电有限公司 昌吉市 2×30万千瓦热电联产项目 电力 在建 9 华能新疆阜康热电有限责任公司 阜康市 2×135MW热电联产机组 电力 在建 10 大唐呼图壁热电厂 呼图壁县 2×300MW热电联产项目 电力 新开工 11 新疆天龙矿业股份有限公司 阜康 20万吨每年电解铝、配套10万吨碳素及2*30万千瓦电厂 有色冶金 12 国投伊犁能源开发有限公司 伊宁县 2×330MW发电工程 电力 前期 13 新疆凯禹源矿业有限公司 富蕴县 装机容量2×200MW（2×20万千瓦）火电项目，电力 在建 14 中电投黄河上游投资分公司 乌苏市 2×30万千瓦热电联产项目 电力 在建 15 新疆哈密英格玛煤电投资公司 淖毛湖 建设2×66万千瓦电厂，配套300万吨/年煤矿工程 电力 在建 16 哈密鲁能煤电化开发有限公司 哈密市 建设2×33万千瓦电厂，配套1000万吨/年煤矿工程 电力 在建 17 华能新疆能源开发有限公司 轮台县 2×350MW热电联产项目 电力 前期 18 徐矿阿克苏热电厂 阿克苏 2×200MW热电联产项目 电力 拟建 19 国电巴楚发电厂 巴楚县 2×135MW电厂项目 电力 前期 20 华威和田发电有限公司和田市规划容量870MW，一期拟建2×135MW供热发电机组。二期拟建2×300MW燃煤发电机组 电力 前期 13.包头呼和浩特乌兰察布火电包头，呼和浩特和乌兰察布位于鄂尔多斯煤海北部，煤炭资源相对较少，国家规定火电项目采用空冷技术。乌兰察布火电项目煤炭来自周边地区。拟在建火电项目有，北能乌兰察布丰镇发电厂四期2×660MW超临界空冷机组，三期2×600MW空冷机组二期4×200MW间接空冷机组在役；北能乌兰察布市凉城县岱海电厂8×600MW机组三期2×600MW国产超临界空冷机组，二期 2×600MW空冷机组2007年投运；北能乌兰察布市察哈尔右翼后旗平地泉电厂2×300MW空冷机组。呼和浩特市火电项目煤炭资源来自周边地区。拟在建火电项目有，华能北方和林二期2×1000MW超临界空冷机组，一期2×660MW超临界间接空冷机组在建；华能北方呼和浩特热电2×350MW超临界空冷供热机组在建；华能北方呼和浩特金桥热电2×600MW超 临界空冷供热机组；华能北方呼和浩特市土左2×600MW机组；大唐托克托五期2×600MW超临界直接空冷机组，三，四期2×600MW直接空冷机组在役；国电蒙能土左旗第二金山热电厂4×350MW热电联产机组，一期 2×300MW直接空冷供热机组201005投产；北能玉泉热电4×300MW 机组，一期2×300MW直接空冷机组。包头市辖区内的煤炭资源主要集中达茂旗的白彦花煤田，资源储量为86.05亿吨，为中高发热量的褐煤，适合露天开采，目前还未开采。拟在建火电项目有，华能北方包头一热2×600MW超临界空冷供热机组，异地扩建2×300MW空冷供热机组在役；华能北方包头二2×600MW超临界空冷供热机组，三期2×300MW空冷供热机组在役；华电包头东华热电二期工程2×1000 MW机组；华电包头河西二期2×1000MW超超临界空冷机组；华电包头土右5×200MW一期2×600 MW超临界空冷机组；国电蒙能包铝自备（东河热电）1800MW机组，一期2×300MW空冷供热机组。

14.陕北国家大型煤电基地陕西省是我国重要的煤炭工业基地之一，全省探明资源量1700亿吨，主要分布在鄂尔多斯盆地及其周边地区。从地域上说，陕北包括榆林和延安，是国家十二五规划的16个大型煤电基地之一。榆林的榆神、榆横和府谷三个矿区，含原神府矿区的神东矿区与延安矿区属于国家13个大型煤电基地98个矿区。榆林煤炭资源预测2800亿吨，探明储量1500亿吨。主力煤田侏罗纪煤田探明储量1388亿吨埋藏浅，易开采，是国内最优质环保动力煤和化工用煤。吴堡、佳县和府谷的煤田产稀缺的焦煤和肥气煤，探明储量54.74亿吨。延安的黄陵矿区煤质优良，地质储量15.7亿吨；子长矿区二期规划区资源量7.22亿吨。国家规定火电机组采用空冷技术。陕北国家大型煤电基地拟在建火电项目如下。项目进度略。神华国华神木锦界电厂三期4×1000MW超超临界空冷机组一，二期4×600MW空冷机组在役。神华神东电力神木店塔电厂2×660MW超临界直接空冷机组。神华神东电力店塔电厂2×300MW煤矸石空冷机组。神华神东电力府谷郭家湾煤矸石电厂4×300MW机组。一期2×300MW直接空冷机组2010投产。神华神东煤炭神木大柳塔热电厂2×300MW煤矸石机组。神华神东煤炭大柳塔矸石电厂2×300MW机组。华电榆横电厂2×600MW+ 6×1000MW机组，一期2×600MW超临界空冷机组在建。华电榆横煤矸石电厂1200MW机组，一期2×300MW机组。华能延安电厂二期2×1000MW机组，一期2×600MW机组。华能府谷段寨电厂8×1000MW空冷机 组，一期2×1000MW超超临界空冷机组。府谷皇甫川煤矸石电厂2×300MW机组。华能榆林靖边电厂6×1000MW机组，一期2×1000MW机组。国电榆林靖边电厂6×1000MW.机组，一期2×1000MW直接空冷机组。国电横山矸石电厂2×300MW机组。鲁能府谷电厂2×600MW＋4×1000MW空冷机组二期2×1000MW超超临界空冷机组，一期2×600MW直接空冷机组2008年投产。大唐府谷煤电化一体化自备发电厂4×100MW空冷机组。大唐榆林府谷县西王寨煤矸石电厂2×300MW机组。大唐延安发电厂2×300MW直接空冷机组。陕西投资府谷清水川电厂二期2×1000MW超超临界直接空冷机组，一期2×300MW直接空冷机组在役。陕西有色榆林铝镁合金项目5×330MW直接空冷机组，一期3×330MW直接空冷机组在建。陕西煤化黄陵矿业低热值综合利用电厂2×300MW空冷机组在建。陕西煤化府谷清水川矸石电厂2×300MW 机组。陕西煤化红柳林煤矸石电厂2×300MW热电机组。陕西煤化黄陵煤矸石发电及资源综合利用工程2×300 MW直接空冷机组。中铝榆林煤电铝产业链4×300MW自备电厂。榆神煤炭榆林北郊热电厂二期2×600MW机组，一期2×300MW机组。榆神煤炭榆林上河热电厂2×300MW机组。神府经济开发区锦界热电厂2×300MW机组。神木热电厂2×300MW机组。吴堡横沟煤矸石电厂1×300MW机组。子长煤矸石电厂1×300MW机组。

15.巴彦淖尔煤电基地火电项目巴彦淖尔市水资源丰富，黄河自东向西横贯全区，流经磴口县、杭锦后旗、临河区、五原县、乌拉特前旗，境内全长345千米。多年平均过境水流量为315亿立方米。该市煤炭资源不多，资源储量为86.05亿吨的白彦花煤田部分位于该市，华润金能磴口项目的煤炭资源是通过与鄂尔多斯水资源交换得到的。火电项目的开发拟利用蒙古国丰富的煤炭资源。巴彦淖尔拟在建火电项目如下。项目进度略。巴彦淖尔十二五能源规划项目有 ：华能北方巴彦卓尔市临河热电厂二期2×300MW空冷机组；华能北方乌拉特前旗乌拉山电厂四期2×600MW机组，国家大型电站空冷系统国产化示范项目三期2×300MW直接空冷机组2006年投产；神华神东电力乌拉特中旗金泉工业园区4×600MW机组一期2×660MW超临界空冷机组；大唐乌拉特中旗金泉4×1000MW机组；甘其毛都口岸加工园区2×300 MW热电机组；国网公司白彦花8×10000MW机组一期2×10000MW机组；杭锦后旗蒙海工业园区4×600MW机组；大唐巴彦淖尔市五原电厂2×600MW空冷机组。此外，拟建项目还有： 12 华润金能磴口二期2×660MW（或2×1000MW）热电机组一期2×330MW空冷热电机组20091002投运；华电巴彦淖尔盟乌拉特中旗电厂4×200MW国产空冷机组；国电蒙能巴彦淖尔农垦2×660MW机组，国电蒙能乌拉特前旗电厂2×300MW供热机组；京能乌拉特中旗金泉4×600MW机组

直接空冷机组 篇3

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

火力发电机组直接空冷系统研究 篇4

关键词：直接空冷,节水,措施

0 引言

我国是一个富煤缺水的国家，淡水资源总量为28 000×108m3，人均2 300 m3，仅为世界平均水平的1/4、美国的1/5，在世界上名列121位。虽然近年来国家大力发展可再生能源发电(水电、核电、风电、生物质发电、垃圾发电)技术，但在很长一段时间内火电的龙头地位不可动摇，因此在我国水资源短缺的地区，采用节水发电技术就显得尤为重要。当前火力发电厂乏汽冷却技术分为湿冷和空冷，空冷分为直接空冷与间接空冷，间接空冷又分为海勒式和哈蒙式，本文就直接空冷技术进行讨论[1]。

1 发电厂乏汽冷却技术

1.1 湿冷技术

传统的湿冷方式是凝汽器﹢冷却塔的湿冷技术，汽轮机低压缸做功后的乏汽进入凝汽器的腔室，循环冷却水从凝汽器的冷却管内通过，管外的乏汽被冷却凝结后进入热水井，管外的循环水进入冷却塔降温，降温后的循环冷却水再返回到冷凝器冷却乏汽，如此反复，不断循环。由于大量循环冷却水散发到空气中，冷却塔内需要不断补充循环水[2]。

1.2 直接空冷技术

直接空冷的工作原理是：做功后的乏汽经过主排汽管进入空冷岛的散热片，轴流风机吸入的空气对散热片内的乏汽进行冷却，形成凝结水后汇集到凝结水箱。轴流风机从下部吸入冷空气，冷却乏汽后经空冷散热器上部流走，如此反复，不断循环。

1.3 海勒式空冷技术

汽轮机排汽与冷却塔的水在接触式喷射冷凝器中直接混合，混合冷却后的水大约有2%(相当于冷凝汽量)回到热力系统继续循环做功，其余的水进入冷却塔降温，以便继续冷却乏汽，如此反复，不断循环，整个过程为闭式循环。

1.4 哈蒙式冷却技术

汽轮机排汽以冷却水为介质将乏汽与空气之间的热交换分为2步：第1步是在冷凝器中乏汽与循环水的交换，第2步是在冷却塔中循环水与空气的交换,整个过程为闭式循环。

2 直接空冷系统的特点

2.1 节水性好

我国是一个水资源匮乏的国家，而一般湿冷电厂冷却系统耗水非常大,采用直接空冷技术可节水70%以上，下面是2×300 MW空冷机组和湿冷机组耗水比较，见表1。

2.2 环境对运行的影响大

直接空冷机组出力受诸多因素的影响,包括气温、风向、风速,凝汽器表面脏污等，这些影响的存在对机组的安全运行造成很大的威胁[3]。

a)防冻的问题。凝结水在严寒低温环境下可能出现结冰,致使管束换热性能下降,重者管束被冰块堵塞、真空下降,被迫停机,甚至会冻裂翅片管或使翅片管变形,造成永久性损害;

b)度夏及热回流问题。在夏季当实际环境温度高于设计气温时,空冷岛循环空气的热交换能力将大幅下降,对机组负荷的影响将较为明显。电厂运行时，冷空气通过散热器排出的热气上升，呈现羽流状况。从炉后吹向散热器的大风速度超出8 m/h，上升的热气流被炉后来风压至钢平台以下，热风又被风机吸入，形成热风再循环，热风回流的出现使空冷凝汽器的冷却能力急剧下降,在短时间内造成汽轮机背压急剧升高,严重时导致汽轮机掉闸停机[4];

c)管束表面积灰问题。空冷岛为管束结构,管子数量多,管间距小,翅片结构复杂,翅片间距小,极易出现积灰现象。一旦积灰,将使空气流动阻力增加,造成管束传热效率下降,影响机组的出力,在北方地区和空气环境相对恶劣条件下运行的机组尤为明显;

d)真空度低的问题。直接空冷机组相对湿冷机组有庞大的负压区域,管道纵横交错,各种焊口,法兰等薄弱环节较多,运行中系统泄漏量增加而抽真空设备抽气性能不足时,将直接导致机组真空度降低,背压升高,机组出力和经济性变差。根据有关统计资料,系统真空度每降低1%,蒸汽消耗量增加1%～2%。

3 预防措施

3.1 防冻措施

a)设计上采用合理的顺流与逆流面积比，即K/D结构，对严寒地区“K/D”取小值，对炎热地区取大值;

b)根据设计数据合理调整机组的负荷,尽可能保证机组出力高于防冻流量对应负荷;

c)通过电机变频技术适当降低风机转速,保证凝结水温度提升达到管束防冻目的;若机组最大负荷低于设计最小防冻流量,且气温偏低时,此时的生产控制就不能完全依赖风机变频技术调节,应提前通过试验制定该工况下的风机手动切换运行方式,确保管束不发生冰冻;

d)计算汽机排汽压力与环境气温的关系，以此来确定风机合理运行方式;

e)严格控制凝结水的过冷度和逆流管束出口温度，及时投入逆流风机的运行，以形成内部热风循环;

f)运行中先停顺流单元风机，后停逆流单元风机;

g)冬季尽量不安排空冷机组的计划性检修工作,机组安排临停时也必须采取相应措施,如凝结水管路放空积水等。

3.2 度夏及热回流问题

针对夏季气温对负荷出力的影响,可考虑在轴流风机叶片上部增加喷淋换热装置,以降低环境风温,提高传热效率;针对夏季大风影响形成的热回流现象，可通过增设挡风墙来减弱热风再循环，挡风墙高度要通过气象资料计算确定。为了使大风的影响降低到最低限度，设计上必须研究夏季高温时段某一风速出现最大频率的风向，在设计布置时应避开，甚至适当拉大与A列的距离。

3.3 管束积灰问题

针对空冷器管束表面积灰后对传热效率和负荷的影响,在实践中配套高压水冲洗装置,定期与不定期进行冲洗，以及时清理管束表面积灰[5]。

3.4 真空度低问题

针对真空系统不严密对机组出力的影响,建议采取如下措施:

a)配置抽气能力较原始计算值高一级容量的真空泵,为今后系统漏空气量储备抽气容量;

b)配备专业的真空检漏设备,对空冷系统定期检漏,对真空系统漏风情况有进行客观分析，提前制定防范措施。

4 结语

坚持科学发展观，建设资源节约型、环境友好型社会，是我国可持续发展的必经之路，实践证明，在“富煤缺水”的华北及西北地区采用直接空冷技术建设节水型电厂是可行的和必要的。虽然直接空冷机组的运行受自然因素(特别是大风、严寒、酷暑)影响较大，但是只要在设计上进行优化，并且采取科学的运行方式，问题都是可以解决的。尽管如此，仍需要我们根据电厂的实际情况进行研究，不断积累经验，更好地发挥空冷系统节水作用[6]。而且目前空冷技术已经摆脱了前些年美国GEA、德国SPX的垄断，国内的哈空调、国电龙源、江苏双良、首航艾启威也都占有一定的市场份额，随着空冷技术的国产化，设备投资的价格在逐年下降。

参考文献

[1]丁尔谋.发电厂空冷技术[M].北京:水利电力出版社,1992,123-128.

[2]伍小林.我国火力发电厂空气冷却技术的发展现状[J].火力发电,2005,(12):45-47.

[3]王佩璋.我国火力发电厂直接空冷技术发展[J].电力设备,2007,(10):32-36.

[4]GEA能源技术有限公司,GEA及直接空冷发电技术简介[M].2007.(8):32-34.

[5]王松龄等.直接空冷机组喷雾增湿系统的研究[J].动力工程,2008,(7):24-27.

直接空冷机组 篇5

关键词：煤直接液化 空冷管束 防腐 SHY-99

中图分类号：X703 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（c）-0119-02

煤直接液化催化剂废水蒸发器蒸发出来的蒸汽经过丝网除沫器进入空冷器内进行冷凝，由于丝网除沫器的特殊性，不能完全避免蒸发器蒸发出来的蒸汽产生雾沫夹带现象，导致产品蒸汽含有少量硫酸盐等杂质进入空冷管束内，对空冷管束管板与换热管的焊缝及换热管上部造成腐蚀。空冷管束如进行材质升级费用非常昂贵，价格是目前使用空冷器的8倍左右，椭圆管空冷管束目前了解只能做碳钢材质无法做成不锈钢材质的空冷管束，做圆管的空冷管束换热面积需重新核算、尺寸需要更改且进入冬季后圆管的空冷管束极易发生冻害，无法正常使用，所以对蒸发器空冷管束在内壁做防腐上进行了探索研究。

1 煤直接液化催化剂废水蒸发器空冷管束在存在问题及概况

1.1 煤直接液化催化剂废水蒸发器空冷管束概况

1.1.1 工作参数及材质

工作压力：64～86k；工作温度：93℃～103℃，主蒸汽管线材质：316L；主空冷入口管线及主空冷管束材质：碳钢。工艺介质分析指标。（见表1）

1.2 煤直接液化蒸发器空冷管束在使用中存在的问题

煤直接液化催化剂废水蒸发器空冷器为斜顶式空冷器每列空冷有24片管束共计两列，每4片空冷管束对应1台风机，空冷管束换热管为双层椭圆管。从2010年投用后空冷器管束频繁发生泄漏，停工后检查发现蒸发器空冷管束焊缝及内壁腐蚀严重，在空冷管束上管板焊缝及换热管内壁上有少量硫酸盐积存，上管板与换热管焊缝有明显腐蚀且换热管管壁明显减薄，蒸发器空冷管束每次发生泄漏的部位主要发生在上管板与换热管的焊缝处与靠近焊缝的换热管处，蒸发器产生的蒸汽无法被空冷器完全冷凝，蒸发器空冷负压无法正常维持，使整个蒸发系统处理负荷下降。

经过两次检修发现蒸发器内丝网除沫器上板结硫酸盐较多，分析空冷器上管板上少量积盐是由产品蒸汽通过丝网除沫器雾沫夹带产生，由于这种煤直接液化蒸发器特殊工艺，蒸发器蒸发出来的产品蒸汽只经过丝网除沫器直接进入空冷管束，如有操作不当、工况波动或丝网除沫器效果不好等原因，会使丝网除沫器产生硫酸盐板结加剧丝网a除沫器雾沫夹带的发生，造成蒸发器空冷管束的腐蚀。

蒸发器空冷管束腐蚀严重无法满足蒸发装置长周期稳定运行，根据上述情况准备对蒸发器空冷管束进行材质升级或更改形式，但经过调研发现对蒸发器空冷管束材质升级的价格是目前空冷管束的8倍左右，而且不锈钢椭圆管空冷无法制作，其中镀锌翅片施工难度较大。如将椭圆管空冷改为普通不锈钢圆管空冷需要重新核算换热面积，且在冬季运行中圆管空冷管束防冻难度极大，无法满足装置正常运行。经与多家换热器防腐单位沟通并针对现有蒸发器空冷管束使用介质、温度、压力及非正常工况下的了解，并特别对空冷管束导热系数做了要求，各防腐单位均有做好蒸发器空冷管束的想法。

2 煤直接液化蒸发器空冷管束防腐的选用

从运行成本及投资角度考虑，将在蒸发器空冷管束内表面做防腐层，经过与多家防腐公司沟通决定在将各公司做好的防腐挂片放置在空冷管束内进行试验。各个单位根据蒸发器空冷工况制作的挂片在运行一个周期后发现SHY-99防腐涂料的使用效果较好，根据价格等综合因素考虑决定将新购置的两片管束进行防腐。

2.1 SHY99防腐涂料特点介绍

SHY-99涂料是我单位与山东华仪科技开发有限公司针对蒸发器空冷管束的介质、压力、温度等工况选用的一种涂料由改性耐热、防蚀高分子合成树脂和耐热、耐蚀性、填料及特种添加剂，经特殊生产工艺加工研制开发的单组份新型冷换设备专用防腐涂料。该涂料除具有前两代涂料耐酸、耐碱、耐油、耐有机溶剂和盐、水溶液等介质腐蚀的特性外，还具有以下特点：（1）耐温性高，长期使用温度在240℃以下，能满足炼油企业中低温部位使用。（2）能耐240℃，10 kg蒸汽吹扫。能满足炼油厂开停工蒸汽扫线要求。（3）可根据介质的不同，进行配方微调，以满足炼厂不同介质要求。（4）硬度高，可耐一定强度的冲击涂层不脱落。（5）该涂料的物理指标及化学指标（见表2）。漆膜耐化学介质性能指标（见表3）。

2.2 适用范围及年限

适用于石油炼制、石油化工、化纤、化肥、氯碱、发电、冶金、食品、制药等行业生产所需的冷凝器、油冷器、换热器、空冷器、贮冷器、凝汽器及压力容器的腐蚀防护。

涂料使用温度、工作温度≤240℃。

2.3 SHY99防腐涂料的施工要求

进件验收及预处理；管束应已打压试漏，无可见漏焊等；管束应无可见磨伤、硌伤、列管弯曲、挤靠等机械损伤，发现上述情况及时通知设备制造商进行处理；管束应无影响正常施工的结构问题、材质问题。

2.3.1 表面化学清洗

（1）碱洗除油：将碱液通过循环泵泵入需清洗除油的设备后进行清洗，清洗完毕后中和并水洗，然后进行检验；设备工作表面应水膜完整并达到浸润状态。

（2）酸洗除锈：将碱液通过循环泵泵入需清洗除绣的设备后进行化学处理，处理完露出金属本色，除锈酸洗应达到JB/T6978中附录B“钢铁件酸洗后的表面状态”的要求。

（3）钝化：将设备吊入钝化液槽中进行钝化处理，时间为30 min。

（4）干燥：进加热炉进行烘干处理，一般干燥后24 h内涂刷第一道底漆。

2.3.2 管束涂装施工

（1）调漆：按施工技术要求将分装的SHY-99防腐涂料和专用稀释剂按比例混合搅匀，施工时采用40～100目筛网渐次过滤。（2）将调好的漆通过循环泵泵入设备内，保证设备灌满停留5 min放出涂料并控干。（3）涂装表面必须干燥。每道漆涂敷后应在空气中表干，判断漆膜实干的方法为以手指用力按压漆膜不出现指纹为准。（4）漆膜表干后，方可送入固化炉中按照步骤8的规定进行高温固化。固化合格后进行下一道漆的涂装。（5）升温速度控制在每小时小于30℃，第一层到此外层渐次升温，最后一道漆200±5℃恒温2 h。（6）涂第二遍漆：重复骤1和步骤2。（7）SHY-99涂料共涂装4遍，干膜总厚度不小于120 ?m。（8）质量检测：涂层均匀，总厚度不小于120 um；外观光洁平整，颜色正常，表面无油、无锈，不露金属本色。无流挂、滴坠。

3 煤直接液化蒸发器空冷管束使用现状

2012年将新购置的两台蒸发器空冷管束管内壁及上、下管板做了SHY-99涂料，安装后在使用过程中未发现冷却效果与其它空冷管束有明显差别，使用效果良好。在2013年装置大检修中对蒸发器空冷管束进行专项检查，发现做过SHY-99涂料的空冷管束换热管内表面及管板上防腐层完好未发现明显腐蚀，但未做过防腐层的空冷管束换热管内表面及管板均有不同程度的腐蚀。

4 结语

煤直接液化催化剂废水蒸发器空冷管束腐蚀经过多年的研究探索，根据蒸发器空冷管束做完防腐使用2～3年的试验效果，且SHY-99涂料在该工况下使用未发生鼓包、起皱、脱落等现象分析，SHY-99涂料在煤直接液化催化剂废水蒸发器空冷的工况下可以继续使用数年，要想使蒸发器空冷管束较长周期稳定运行还需要在蒸发器工艺操作的优化，SHY-99涂料的调制、施工工艺等方面进行进一步探索研究。

参考文献

[1]工业生产装置的防腐蚀工程设计[M].

直接空冷机组真空系统漏点治理研究 篇6

直接空冷机组是我国针对北方地区富煤少水地区的特点引进和建设的新型机组。随着大型直接空冷机组运行时间的增加, 真空系统漏入空气的可能性也不断增加, 给机组经济运行带来了很大挑战。目前, 国内外电力行业竞争日趋激烈, 机组经济性越来越受到重视, 真空严密性对直接空冷机组经济性影响较大, 为提高机组经济性, 需大幅提高机组真空严密性。

直接空冷汽轮机真空系统主要涉及排汽装置、低压缸轴封系统、排汽管道、空冷岛蒸汽分配管道、空冷换热管束、凝结水支管及母管、抽真空支管及母管等系统, 也包括系统管道上的各阀门、膨胀节等。空冷凝汽器散热管束多, 导致真空系统容积极其庞大, 如我厂600 MW机组真空系统容积约为12 000 m3, 是同容量湿冷机组真空容积的5倍左右。空冷凝汽器散热管束体积大、数量多, 涉及的系统和设备很多, 给空冷系统的漏点治理带来了很多困难。

1 真空系统对机组运行的影响

背压的高低对汽轮机经济性有着直接影响, 背压低, 排汽压力低, 汽轮机可用的有效焓降大, 被冷端带走的热量减少, 机组的热效率提高。一般汽轮机真空值每降低1 k Pa, 发电机功率就增加1.5~2.5 MW, 汽轮机热耗降低4%~5%, 供电煤耗降低2.85 g/k W·h (600 MW亚临界设计满负荷条件下) 。空冷凝汽器内漏入空气后, 背压升高, 传热效果降低, 汽轮机的可用焓降减少, 被冷端带走的热量增多, 机组的热效率降低。其次, 漏入空冷系统的空气会使系统内空气分压力增大, 致使凝结水含氧量增加, 凝结水呈微酸性, 会加剧水系统管路及设备腐蚀, 并增加除氧器负担, 影响机组安全运行, 此外, 空气聚集在空冷凝汽器内会使蒸汽被部分阻塞, 并在换热管束内部形成空气膜, 降低换热管束传热性能, 冬季低负荷严重时会导致部分管束冻裂, 危害机组安全稳定运行[1,2,3]。

2 直接空冷机组真空系统常见漏点

(1) 真空系统常见漏点主要有空冷凝汽器散热管束、排汽管道及凝结水管路。空冷凝汽器和管路因安装、焊接等因素运行防冻失效或腐蚀, 会导致真空系统漏空气。

(2) 空冷凝结水回水管路三通处在凝结水下降管路顶部, 运行时振动较大, 焊缝很容易在运行中开裂, 从而使大量空气漏入系统, 并使凝结水容氧超标。

(3) 真空泵入口气动门漏空气, 机组正常运行中真空泵须有备用, 真空泵抽空气管道停运时使用气动蝶阀与真空系统隔离, 如气动蝶阀存在内漏, 就会有大量空气漏入真空系统中。漏入空气较多后不但影响真空系统严密性试验, 而且会使空冷散热管束第一排出现汽阻, 凝结水温度异常 (偏低10~15 ℃) , 给冬季防冻运行带来很大隐患。其次, 低压缸轴封也是常见漏点之一, 低压缸轴封间隙过大、轴封供汽压力过低等因素, 会使空气漏入低压缸并进入真空系统。

3 空冷凝汽器的查漏及处理

大型空冷机组空冷凝汽器散热管束分为多列多排布置, 每列都由多片换热管束组合、呈A字形布置在空冷岛上, 散热管束又分为单排管、双排管和三排管, 每列管束均有凝结水回水管道和抽真空管道。散热管束最容易泄漏的部位为管束与蒸汽分配管和凝结水联箱焊接处、蒸汽分配管人孔门处等。我厂空冷凝汽器采用三排管布置, 对于空冷散热管束两侧焊接处的漏点查找比较困难, 特别是中间管束泄漏, 在运行中很难进行查找[4]。

3.1 空冷凝汽器换热管束正压查漏法

正压查漏就是将空冷凝汽器散热管束充压缩空气, 在凝汽器外部使用超声波仪器进行查漏, 对于微小的漏点, 只要有漏气声, 超声波仪器都能准确迅速地找到。空冷凝汽器充压时需进行严密的隔离, 方法有全系统隔离法和分列隔离法两种。全系统隔离法是将汽轮机排汽母管、空冷凝结水母管及抽真空母管切断加装堵板, 由于汽轮机排汽母管粗大, 加装堵板时需要对堵板尺寸进行强度计算, 防止充压时堵板强度不够发生事故, 将整个空冷凝汽器全部隔离后方可开始充压。分列隔离法的前提是空冷凝汽器各列都有排汽蝶阀、凝结水回水蝶阀和抽真空蝶阀, 如果没有这些阀门, 则只能使用全系统隔离法进行查漏。分列隔离法是将空冷凝汽器每列分别进行隔离, 隔离点为每列蒸汽分配管蝶阀、空冷凝结水回水蝶阀及抽真空蝶阀, 隔离后分别对每列管束进行充压查漏, 也是使用超声波仪[5,6]。

3.2 空冷凝汽器两种正压查漏法的比较

两种隔离方法各有优劣, 全系统隔离法的优点是隔离严密性好、可靠性高, 缺点是隔离系统大、投资大、需要时间长;分列隔离法的优点是工作灵活、投资小, 隔离系统小、需要时间短, 缺点是隔离点阀门要求严密性好, 一旦有阀门内漏就会使系统压力无法升高, 而且分列隔离法对隔离点后管道和焊缝无法进行查漏。

空冷凝汽器系统隔离充压后就可使用超声波查漏仪对换热管束进行查漏, 充压50~80 k Pa, 并使用精密压力表对系统压力进行监测记录, 当压力无法保持时应查明原因, 特别是分系统查漏时隔离点多, 蒸汽分配管蝶阀很可能出现内漏, 如果内漏较小, 压力能够建立, 也可以进行查漏, 查漏时要保证系统压力始终处于正压状态。

3.3 空冷凝汽器换热管束漏点的处理

对于查出的漏点应可靠地进行处理, 处理前应先将系统内压力放尽, 在漏点处没有漏气感觉最好, 最好的处理时间是早晨, 因为早晨气温低, 如换热管束经太阳暴晒内部气压必然升高, 就会在漏点处漏气, 影响焊接质量。焊接完毕后应再次充压, 对焊接处进行再次重点检查, 如果焊接在外部, 应使用防腐涂料进行防腐处理, 防止焊缝腐蚀后再次泄漏。

4 大机真空泵入口气动门内漏治理

4.1 入口气动门的开关对位

大机真空泵入口气动门气缸限位装置会在使用过程中产生磨损, 导致气动门位置过关或关不到位, 如果蝶阀不能关闭到位或过关, 就会不同程度地产生内漏, 影响机组真空严密性。入口气动门的内漏情况可以在机组运行中使用氦气检漏仪进行检测, 调整时也可使用检漏仪配合, 当泄漏量最小时, 将气动门位置进行对位, 就能确保对机组严密性的影响最小。

4.2 入口气动门前加装逆止门

我厂大机真空泵入口气动门是蝶阀, 关闭时依靠阀蝶与阀体橡胶产生紧力进行密封, 在负压情况下, 阀体橡胶会变形, 导致气动门内漏, 为了有效隔离真空泵与真空系统, 可以在入口气动门与手动门之间加装逆止门, 逆止门可以有效地将真空泵与真空系统隔离, 且真空泵运行时又能打开。应选用依靠简单原理工作的逆止门, 如我厂选用的SVAG DN300PN16不锈钢逆止门是对夹式蝶阀, 依靠管路中介质本身的流动产生的力而自动开启和关闭阀门, 阀蝶与阀体使用O形圈进行密封, 检修时只需更换密封圈。逆止门安装在水平管道处, 阀门应垂直于管道安装。安装逆止门后阀门能够实现自动开关, 关闭后密封效果良好。

5 结语

通过对空冷凝汽器查漏及处理, 对真空泵入口气动门开关对位及加装逆止门, 能够有效减少漏入真空系统的空气, 保证机组真空严密性。在最近一次的严密性试验中, 5号机真空下降速度为64 Pa/min, 6号机真空下降速度为40 Pa/min, 均达到了非常优秀的范围, 提高了机组运行稳定性和经济性。

参考文献

[1]何庆龙.大型直接空冷机组真空系统查漏方法[J].东北电力技术, 2014 (1) :54-56.

[2]居文平, 马汀山, 于新颖.一种新的凝汽器及真空系统漏入空气流量测量方法[J].热力发电, 2008 (2) :56-58.

[3]刘邦泉.直接空冷机组的真空严密性试验方法及标准[J].华北电力技术, 2004 (5) :10-11.

[4]苑敬桃, 李小军.600 MW直接空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理[J].热力发电, 2009 (4) :68-72.

[5]马汀山, 蒋安, 郄彦明, 等.真空严密性与凝汽器漏入空气流量的定量关系[J].热力发电, 2009 (6) :65-67.

直接空冷机组冷端传热特性研究 篇7

我国是严重缺水的国家,尤其在我国煤炭资源丰富的“三北”地区,水资源日益匮乏,已成为制约我国大部分地区发展的重要因素之一[1]。直接空冷技术可以有效地解决富煤贫水地区的发电问题,因此大力发展直接空冷机组是该类地区发电的主要方向之一[2]。

冷端系统是火电厂机组系统中的重要组成部分,其效率的高低直接影响电厂的经济性与安全性。直接空冷机组的冷端系统主要是汽轮机低压缸的末级组、排汽装置、空冷凝汽器、真空抽气器及相关的风机设备等。汽轮机排汽进入排汽装置之后经排汽管道进入凝汽器分配管在“人”字型散热器内与风机鼓入的冷空气进行间壁式换热,排汽冷凝后回到凝结水箱进而进入回热系统,流程图如图1所示。

研究直接空冷机组冷端问题,主要是研究其冷端各种设备的传热、运行特性及其相互关系,以使其处于最佳运行状态,保障冷端设备的安全、经济运行。对冷端系统换热模型的研究及对影响其传热的各个因素的分析,是研究冷端问题的基础,将为冷端设备的安全和经济运行提供依据。

1 直接空冷机组冷端传热模型

排汽压力是冷端系统的综合指标,它直接将冷端系统和机组的性能联系起来,排汽压力的高低直接影响到机组的内效率。考虑到直接空冷机组排汽管道较长且管径的变化并有较多的阀门和弯头,因此存在压降,记为ΔP1;从汽轮机排汽口到空冷凝汽器入口存在几十米的高度差,存在一个压力差,记为ΔP2。因此,空冷机组的排汽压力和凝汽器压力在数值上是不同的。另外,排汽流在经过较长的排汽管道过程中,必然存在一个散热量,记为ΔQ。

根据文献[3,4,5]可以得知,对于200MW、300MW、600MW的空冷机组,在设计工况下,ΔP1和ΔP2都比较小,以kPa为单位,则ΔP1的数量级为10-1,ΔP2数量级为10-2,并且ΔP1+ΔP2均小于1kPa。故对于具体机组可以计算各个定排汽量下的ΔP1+ΔP2的值,以ΔP表示,这样在特定的排汽量下凝汽器压力加上对应的定值就得到了相应的排汽压力。因此凝汽器压力在一定程度上就代表了排汽压力。同样可知,排汽管道的散热量也很小,以300MW机组在夏季工况下计算,散热量占排汽总热量的0.1%,故散热量是可以忽略的。基于此,对直接空冷机组冷端系统换热特性的研究,可以说主要是对空冷凝汽器传热特性的研究,即对凝汽器压力影响的因素分析。

直接空冷凝汽器的换热只有一次,其换热模型如图2所示。针对直接空冷系统研究其换热模型,所研究的对象是具体的空冷机组,其换热面积和结构尺寸已确定,故采用传热单元数法η-NTU[6]进行研究。

基于以上分析,对空冷凝汽器建立数学模型如下:

pn=ps-(Δp1+Δp2) (1)

式中:Ps—汽轮机排汽压力,kPa;

Pn—凝汽器压力,kPa;

ΔP1—排汽管道压力损失,kPa;

ΔP2—水蒸汽柱引起的压差,kPa。

针对空冷凝汽器的传热过程,分别列出蒸汽、空气的能量平衡方程以及空冷凝汽器的传热方程如下:

式中:Qn—散热器热负荷,MW;

F—散热器翅片管束与环境的散热面积,m2;

D0—汽轮机排汽量,kg/s;

hs—汽轮机排汽比焓,kJ/kg;

hc—凝结水比焓,kJ/kg;

Ay—空冷凝汽器的迎风面面积,m2;

νy—迎面风速,m/s;

undefined—冷热空气平均密度,kg/m3;

ca—空气比热,kJ/(kg·K);

ta1—空气进口温度,℃;

ta2—空气出口温度,℃;

Δtm—空冷凝气器对数平均温差,℃。

该传热过程的传热单元数可表示为:

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对于饱和蒸汽的等温凝结过程,效能和传热单元数满足如下关系:

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联立方程(3)～(6),得到空冷凝气器温度:

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而凝汽器压力与凝汽器内蒸汽温度的关系为[7]:

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式中:tn—凝汽器入口处蒸汽的温度,℃。

从式(6)、式(8)可知,总传热系数k的求取是凝结温度计算的关键,空冷凝汽器管内是有相变的汽液两相流的对流传热,管外冷源空气外掠散热器管的对流换热,两种流体进行间壁式换热。根据传热学理论[8]可得:

凝气器的总热阻为:

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式中:ηo—肋面效率,ηo=(F1+ηfF2)/Fo;

Fm—管壁的对数平均表面积,m2,Fm=(F2-Fi)/ln(F2/Fi);

Fi、Fo—分别为换热器内外换热面积,m2;

δ1—换热器壁厚,m;

F1—管外光管部分面积,m2;

F2—管外翅片表面积,m2;

εi、εo—翅片管内、外污垢热阻,(m2·K)/W。

虽然直接空冷散热器管为斜坡布置,但当蒸汽在管内的流速不大时,当液膜下端某处的雷诺数Re>2100,液膜下部出现紊流现象,但其上部为层流,Kirkbride采用区域加权平均,得出沿整个液膜高度的平均凝结换热系数,其计算公式为:

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式中:Nu—努谢尔数,Nu=αi·L/λNu;

Ga—伽利略数,Ga=g·L3/ν2;

Pr—普朗特数,Pr=ν/a。

除Prw用壁温tw计算外,其余物理量的定性温度为饱和温度tn,且物性均是凝结液的,特性尺度L为竖壁高度。

空冷凝汽器管外为强制对流换热,国产矩形翅片椭圆管簇的管外对流换热系数经验公式(定性温度取为空气进、出口平均温度)为[9]:

α0=0.19λRe0.6/dH (11)

dH=4f/u (12)

式中:dH—水力直径,m;

f—流通面积,m2;

u—湿润周长,m;

Re—雷诺数,Re=νmaxdH/υ,2×103

νmax—最窄截面处的气流速度,m/s;

υ—运动粘度,m2/s;

λ—空气导热系数,W/(m2·K)。

经过以上分析,可以得出Pn影响因素的表达式有:

Pn=F(Qn,vy,tal,εi,εo) (13)

经计算得知,管内凝结热阻、管壁导热热阻与管外换热热阻相比较小,故只考虑管外换热热阻的影响。利用上述计算模型可以得到任意工况下凝汽器压力值。

2 直接空冷机组冷端传热特性

为了能清楚地表述各个影响因素对凝汽器压力的影响规律,以某电厂300MW直接空冷机组为例。汽轮机额定排汽压力为15kPa,对应饱和水温度为54℃,排汽焓为2441.5kJ/kg,排汽量为624038kg/h,迎面风速为2.44m/s,迎风面积为5565.56m2,设计温度为14℃,夏季背压34 kPa。

空冷凝汽器采用热镀锌矩形翅片椭圆管束,有关资料如下:顺流管束尺寸/数量为(10200×2116)mm/240,逆流管束尺寸/数量为(9200×2116)mm/48,每片管束37根椭圆管,椭圆管基管特征尺寸为(219×19×1.5)mm,矩形翅片特征尺寸为(219×57×0.3)mm,翅片间距为2.31mm,翅化比为15.2。

根据以上参数和直接空冷系统凝汽器传热模型,计算结果如下。

2.1 忽略管内外热阻对凝汽器内传热特性的影响

为便于计算分析,忽略了管内外污垢的影响,对比了不同风速、温度和排热量对凝汽器传热特性的影响规律。另外重点分析了迎面风速2.44m/s和设计温度14℃下的凝气器传热特性。

图3所示为排热量为384.05MW时凝汽器压力随环境温度和迎面风速变化曲线。

由图3可以看出:在定排热量时,凝汽器压力随环境温度的升高和迎面风速的增大而升高;迎面风速越小,变化幅度越大即变化斜率越大曲线越陡;当环境温度小于10℃时,凝汽器压力变化率较小,环境温度大于10℃时,无论迎面风速大或小,压力变化幅度增大。原因在于:随着温度的升高,冷热空气进出口平均密度减小,且凝汽器换热温差减小。在迎面风速小时,风量的减少和空气密度的减小导致冷流体的质量减小,其吸热能力下降,散热量减小,冷却效率下降,故凝汽器压力上升。

图4所示为迎面风速2.44m/s时凝汽器压力随排汽热负荷和环境温度变化曲线。

由图4可以看出:在定迎面风速时,凝汽器压力随着热负荷的增大和环境温度的升高而上升;环境温度越高,曲线斜率越大;在环境温度较低时,热负荷对凝汽器压力的影响较小,凝汽器压力不但较低且变化不大;但温度较高时,凝汽器压力受热负荷的影响较大。因此,在环境气温较大时,机组应降负荷运行,才能保证汽机背压低于夏季背压34 kPa。

迎面风速为2.44m/s,排汽热负荷从260MW变化到480MW时,当环境温度5℃对应的压力均为10kPa以下,且变化量为5kPa;而环境温度为25℃对应的压力12kPa以上,变化量为22kPa。

图5所示为环境温度为14℃时凝汽器压力随排汽热负荷和迎面风速变化曲线。

由图5可以看出:在空冷凝汽器进口温度不变时,凝汽器压力随热负荷增加而升高,随迎面风速的增大而下降,且迎面风速越小,变化幅度越大,趋势越明显。

2.2 管内外污垢热阻对凝汽器内传热特性的影响

忽略管内外污垢热阻时,是在假定当时凝汽器冷凝管内壁、空气侧管壁清洁、抽气设备性能良好的前提下进行计算的。当凝汽器冷凝管内、空气侧翅片脏污时,存在管内外污垢热阻导致传热总热阻的增大,从而降低了总传热系数,增加传热端差,使凝汽器传热性能下降。当凝汽器管内外污垢热阻不同时,凝汽器压力也会有所改变。以下计算了机组在排热量384.05MW、环境温度14℃、迎面风速2.44m/s时,考虑管内外污垢热阻对凝汽器压力的变化。

由图6和图7可以看出:凝汽器压力随管内、外污垢热阻的增大而升高,凝气器压力随管内、外热阻变化关系基本呈线性变化;在管外污垢热阻一定,管内污垢热阻在0～0.001(m2·K)/W变化时,凝汽器压力变化幅度较大,而管内污垢热阻一定,管外污垢热阻在0～0.001(m2·K)/W变化时,凝汽器压力变化幅度较小。即同等数量的污垢热阻,管内污垢热阻比管外污垢热阻对凝汽器压力的影响大的多。当机组在额定工况下运行,各设备运行良好,外部条件负荷符合设计值时,如若实时排汽压力大于额定排汽压力值较多,则应考虑对凝汽器管束的冲洗,确保凝汽器的换热性能良好。

3 结语

在已有文献的基础上,引用了单元函数法、传热热阻等理论公式,将其应用于300MW直接空冷机组,建立了冷端传热模型,分析了影响直接空冷机组冷端传热的因素,得到以下结论:

1)考虑了排汽管道压损、水蒸气压差对排汽压力的影响,得出在定排汽量下,排汽管道压损、水蒸气压差均为定值,凝汽器压力在一定程度上就反应了排汽压力。并且讨论了排汽管道散热量的大小,可以将其忽略。

2)建立了直接空冷凝汽器传热模型,分析了排汽热负荷、环境温度、迎面风速及冷凝管内、外污垢热阻对凝汽器传热特性的影响规律。

3)同时考虑了管内、外污垢热阻对凝汽器传热特性的影响,得出管内污垢热阻对凝汽器压力的影响比管外污垢热阻大得多。因此,应对凝汽器管定期进行内外清理,确保凝汽器的换热性能,增加机组出力。

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直接空冷机组 篇8

1) 我国目前的发电主力机组以燃煤发电为主, 其配套的循环冷却系统多为自然通风冷却塔湿冷型式, 以水为冷却介质, 其中循环水损失约占电厂耗水量的70%以上;我国又是一个严重缺水的国家, 人均需水量仅为世界平均水平的1/4。随着水资源的综合利用和可持续发展观念的深入拓展, 以空冷技术替代当前湿冷工艺是火电工业建设发展的一个趋势。

2) 直接空冷机组是指汽轮机的排汽直接由空气来冷凝, 即汽轮机排汽通过粗大的排汽管道送到室外空冷凝汽器内, 所需的冷却空气由轴流风机提供, 轴流冷却风机使空气流过散热器外表面将排汽冷凝成水, 凝结水再经泵送回到汽轮机的回热系统。由于直接空冷凝汽器采用空气直接冷却, 避免了常规水冷凝汽方式下大量的水蒸发损失。根据理论计算和实践证明, 与同容量湿冷机组相比, 空冷机组冷却水系统可节水90%以上, 全厂性节水65%左右。

3) 直接空冷机组的工艺特点及常见问题

(1) 直接空冷机组中汽轮机排汽直接由空气冷凝, 机组背压随空气温度变化而变化, 特别是我国北方地区, 一年四季乃至昼夜温差都较大, 机组背压和小时出力波动较大。

(2) 汽轮机排汽用空气作为直接冷却介质, 通过钢制散热器进行表面交换, 故需要庞大的真空散热系统, 投入运行后对真空系统严密性的要求高。

(3) 夏季空冷机组负荷出力受诸多因素的影响, 包括环境温度、风向、风速, 凝汽器表面脏污等, 夏季工况下负荷出力达不到设计是该类型机组面临的普遍问题。我厂运行的空冷机组在夏季最高气温条件下小时负荷最低降为设计65%以下, 同时机组背压高, 相应使凝结水温度高达80℃左右, 只能以连续投后汽缸减温水或降负荷方式维持。但长期投入减温水运行, 对机组后汽缸末级叶片铆钉和平衡块的冲刷较为明显;且有可能发生冲刷不均匀, 导致运行振动增加等不良后果。

(4) 冬季空冷机组运行, 室外空冷凝汽器的防冻问题也是该类型机组在北方地区面临的主要问题。尽管从设计的角度, 设置了逆流管束, 轴流风机采取了变频技术等措施, 但在机组低负荷运行工况下, 空冷凝汽器某些边缘管束仍可能形成死区, 造成冬季结冰冻裂管束现象。

2 空冷机组夏季负荷影响因素

1) 现场风向、风速作用及周边障碍物的影响。

(1) 在不同风向下, 空冷岛进风口来风时换热能力最好、侧面风次之、炉后风最差;

(2) 在同一风向下, 换热能力随风速升高而迅速下降;

(3) 在环境风速12m/s以下时, 空冷岛进口来风可使空冷系统换热能力基本满足环境温度30℃, 机组背压30KPa时设计要求;

(4) 环境风速3~12m/s的侧面风和炉后风, 使空冷系统换热能力小于机组排热量, 将影响机组的背压;

(5) 空冷岛平台高度一般要求在30m以上, 周边150m范围内尽可能不设计永久性高层建筑。

(6) 此因素在空冷机组设计阶段应根据当地气候条件和现场场地等合理设计, 尽可能为投产后的优化运行创造条件。

2) 直接空冷系统运行中, 普遍存在的热风再循环现象, 在夏季工况下若无很好的应对措施, 也会对负荷出力构成负面影响。减少热风再循环措施, 主要从设计、施工阶段重点考虑。如合理布置设备安装位置, 减少空冷平台的漏风量以及空冷平台上部四周设置一定高度的挡风墙等。

3) 环境温度的影响。空冷机组设计气温是根据机组优化设计, 综合各种因素后确定的当地年“气温一时间”分布的加数平均数, 并不一定是当地的最高气温。当实际环境温度高于设计气温时, 空冷岛循环空气的热交换能力将大幅下降, 对机组负荷的影响将较为明显。

4) 真空系统漏空对负荷出力的影响, 直接空冷机组相对湿冷机组有庞大的负压区域, 管道纵横交错, 各种焊口, 法兰等薄弱环节较多, 运行中系统泄漏量增加而抽真空设备抽气性能不足时, 将直接导致机组真空度降低, 背压升高, 机组出力和经济性变差。根据有关统计资料, 系统真空度每降低1%, 蒸汽消耗量增加1~2%。

5) 空冷凝汽器管束表面积灰, 造成管束传热效率下降, 对负荷的影响也较为明显, 这点在北方地区和空气环境相对恶劣条件下运行的机组更为明显。以山西省介休市安泰集团发电厂空冷机组为例, 在其它工况参数一致的情况下, 管束积灰清洗前、后的负荷相差15~25%。

3 夏季提高出力的综合性改进措施

直接空冷机组夏季负荷出力的影响因素是多方面的, 而且各因素之间相互作用, 故实际运行中对负荷出力的改善建议采取综合性措施, 下面侧重从运行角度提出如下建议:

1) 针对气温对负荷出力的影响, 可以考虑在轴流风机叶片上部增加强雾喷淋换热装置, 以降低环境风温, 提高传热效率, 增加该装置须考虑如下因素:

(1) 喷嘴的设计选型和雾化质量是考虑的重点;

(2) 根据空冷管束结构合理布置喷嘴的数量和层高;

(3) 通过小型试验或设计确定喷嘴的角度;

(4) 喷淋用水采用除盐软化水, 喷水压力0.4Mpa左右;

(5) 增加喷淋装置后, 管束内湿度增加, 对轴流风机、电机、照明等线路部分绝缘提出更高要求, 要考虑防护等级匹配性, 并现场作好电机接线盒等部位的密封工作。

2) 针对真空系统不严密对机组出力的影响, 建议采取如下措施:

(1) 空冷真空系统非常庞大, 实际运行中对整个系统的检测和维护相对复杂, 即使找到漏点, 目前所采取的普遍作法也是对管束的封堵, 修复费用很大。所以对真空系统的管理, 应体现预防为主的指导思想。

(2) 加强空冷管束制造, 施工阶段的质量管理工作, 以维持系统高度的严密性。机组投产前的气密性试验应严格按照验收规范执行。气密性试验不合格, 不应投入生产。

(3) 考虑真空系统漏风量随运行时间逐渐增加的事实, 在设计阶段可以配置抽气能力较原始计算值高一级容量的真空泵, 以为今后系统漏空气量储备抽气容量。

(4) 加强运行水质监督管理, 重点复水系统含O2量, 含Fe的监管, 防止空冷器管束内壁腐蚀发生泄漏, 具体措施如下:

(1) 树立水质管理“预防为主, 工作重在平时”的指导思想, 从运行、停运保养等各个环节采取综合性措施, 确保各项水质指标在控制范围内;

(2) 要求化水、汽机专业建立工作协调、监督机制, 避免因职责不清而可能导致的水质事件;

(3) 空冷机组有相对庞大的真空系统, 对水质含O2控制比较困难。化学专业应积极开展水质含O2量控制的试验研究工作, 改变湿冷机组靠化学方法除氧的思路, 充分利用O2的双重性, 开展汽包炉给水局部轻微氧化性无除氧剂水化学工况的运行试验工作 (只加氨不加联氨) , 确保水质含O2数据合格。

(5) 配备专业的真空检漏设备, 对空冷系统定期检漏, 对真空系统漏风情况有一客观的分析并提前制定防范措施。

3) 针对空冷器管束表面积灰后对传热效率和负荷的影响, 建议配套高压水冲洗装置, 以定期冲洗的方式剥离管束表面积灰, 使其不形成硬垢层, 具体操作中注意以下几点:

(1) 现场冲洗, 强调人员分工及协作配合, 安全第一;

(2) 制定科学、合理的冲洗方式和频次;

(3) 对管束表面形成的硬垢层, 考虑采用化学清洗和高压水力冲洗相结合方式处理, 先利用化学药剂剥离松动后, 再用高压水冲洗清除。

4) 空冷机组增加喷淋装置和高加水冲洗系统后, 相应增加了系统除盐水的消耗量, 部分除盐水溅落地面形成了二次浪费。针对此现象, 可以考虑将地面除盐水回收, 经混凝, 过滤处理后循环利用, 以提高水资源的利用率。

4 空冷凝汽器管束冬季防冻问题的预防措施

空冷机组在室外环境温度低于0℃的情况下, 若机组负荷低, 各管束间热负荷分配不均, 就有可能导致管束冰冻等恶性工况发生, 在实际生产中应高度重视。建议从如下方面着手:

1) 从生产工艺上, 要根据设计提供的机组最小防冻流量数据合理调整机组的负荷, 尽可能保证机组出力高于防冻流量对应负荷;

2) 目前, 空冷机组对轴流风机的设计基本采用变频技术, 为防止空冷系统冬季发生冰冻提供了更为灵活的控制手段, 在冬季生产控制上要确保风机变频技术的可靠运行;

3) 若机组最大负荷低于设计最小防冻流量, 且气温偏低时, 此时的生产控制就不能完全依赖风机变频技术调节, 应提前通过试验制定该工况下的风机手动切换运行方式, 确保管束不发生冰冻;

4) 从生产工艺参数调节上, 针对冬季防冻需求, 可采取适当降低风机转速, 机组运行背压偏上限, 保持凝结水温度40~50℃范围内运行, 通过凝结水温度提升达到管束防冻目的;

5) 加强现场设备巡检力度, 对管束底部, 三角架边缘管束等重点检查, 发现管束冰冻发冷时, 及时调整机组运行方式, 灵活采取防冻措施;

6) 从管理角度, 冬季尽量不安排空冷机组的计划性检修工作, 机组安排临停时也必须采取相应措施, 如凝结水管路放空积水等;

摘要：分析了空冷机组运行中存在的常见问题及影响因素, 介绍了实践生产中解决空冷问题的一些具体作法和建议, 强调综合治理, 持续改进对解决问题的必要性。

关键词：发电厂,空冷机组,问题对策,综合治理

参考文献

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直接空冷机组 篇9

1.1 直接空冷机组的含义

发电机组空冷系统是指通过一定的装置将排放的热气汽冷却为凝结水。而直接空冷系统以用取之不尽、用之不竭的空气作为冷却介质。汽机的排汽直接用空气冷却, 而汽机排出的饱和蒸汽经排汽管道排至安置在室外的空冷凝汽器中, 最后送至锅炉, 从而实现循环利用。

1.2 直接空冷机组的特点

随着科学技术的发展和环境保护要求日益严格, 火电厂采用空气冷却汽轮机冷端技术也日趋成熟, 在国际上单机容量均已达到600MW200MW的直冷机组应用已经较为广泛。直接空冷机组的快速推广无疑具有有别于其他冷却机组的特点。

另外, 直接空冷机组不仅直接直接解决了富煤贫水的矛盾, 同时也代表了未来空冷系统的发展方向。不仅节水, 而且也减少了大量的运输成本。而我国是全球13个贫水国之一, 而北方地区缺水情况更加更甚。直接空冷机自然成为未来我国火力发电的主要发展趋势之一。

其次, 由于直接空冷机组直接采用空气来冷却汽轮机或采用空气冷却循环水来间接冷却汽轮机, 从而使得整个冷却系统成为一个有机的整体。因此, 直接空冷机组理论上没有采用循环冷却水所产生的各项损失。进而使得采用直接空冷机组的电厂总耗水量降低80%左右。

1.3 文章研究的意义

随着我国工业化的迅速发展, 超临界、超超临界机组的大量投入应用, 而直接空冷机组大大减少了电厂耗水, 并因此而使得电厂选址不受水源限制, 为水源匮乏地区发电厂项目的落实奠定了技术基础, 从而为这些地区的发展提供了便利条件。同时, 直接空冷技术代表了未来空冷系统的发展方向, 直接一次冷却, 不需中间换热介质, 换热温差大, 冷凝效果好。因而占地少, 节省投资。无疑, 采用空冷机组对缺水地区有着特别重要的意义。而深入探究和分析直接空冷机组存在的问题和运行中可能遇到的困难, 对进一步保证直接空冷机组的平稳健康运行同样具有积极的意义。

2 影响直接空冷机组稳定运行的因素

直接空冷机组因具有卓越的节水性能而在北方富煤缺水的煤矿坑口地区备受青睐, 成为北方水源匮乏的地区发电机组的核心。然而, 由于自身的特点, 直接空冷机组还存在不少问题。

直接空冷机组与常规机组的主要区别在冷端系统。由于直接空冷机组以周边环境种的空气而不是以水作为汽轮机排汽的冷却介质。因此, 环境变化会显著影响直接空冷机组的健康稳定运行。

2.1 汽轮机背压随季节及昼夜的变化影响

我国北方四季及昼夜温差大。而直接空冷机组的冷却极限温度干球温度随着环境温度的变化而变化, 因此, 直接空冷机组的一年四季的干球温度温度变化范围更大, 故空冷汽轮机的背压昼夜变化大, 一年四季的变化范围更大。空冷汽轮机的背压变化范围是湿冷汽轮机的3~4倍, 直接影响机组出力及安全性与经济性。

2.2 空冷凝汽器冷却性能受环境沙尘影响

伴随着寂静的飞速发展, 我国空气污染日趋加剧, 沙尘天气异常多发。风沙大, 扬尘多, 空气质量在使得人们的生活甚为令人担忧的同时也对空冷机组造成巨大的威胁。沙城往往成为空冷机组平稳安全运行的慢性毒药, 甚至定时炸弹。直接空冷机组采用翅片管结构, 翅片布置紧凑而翅片间距较小。因此, 沙尘极易在翅片管上聚集, 最终导致凝汽器传热性能急剧恶化, 使得整个机组经济性弱化。

3 保证直接空冷机组稳定运行的对策

针对影响影响直接空冷机组健康运行的因素必须采取针对项措施, 解决其运行中存在的缺陷和不足才能保证直接空冷机组稳定运行。

3.1 喷水增湿降温, 关注汽轮机背压

根据直接空冷汽轮机背压高及背压变幅大的的特点, 首先, 在设计和选用直接空冷汽轮机背压汽轮机时就必须提前配套设计特殊的具有末级叶片结构的变背压以及变功率汽轮机。其次, 在天气温度高时可向散热器翅片表面喷水增湿或尽量采取向冷却空气流中喷水来促使其蒸发冷却达到降温的目的, 防止汽轮机的背压可能升高超过设计范围, 进而改善直接空冷汽轮机安全度夏能力。特别是高温季节应适当降低机组功率或使用时间, 确保机组不因背压过高而导致保护动作停机。

3.2 定期维护空冷凝汽器, 避免空气质量影响散热

只要在使用运行中, 直接空冷机组的老化以及受到环境的侵蚀就是难以避免的, 因此能做的就是努力去维护和延长其运行的寿命和质量。针对沙尘影响冷凝汽器外表面的散热效果, 能够设计移动与固定相联系的自动清洗水力系统, 因而达到对空冷凝汽器维护保养与定期清洗的目的。

4 结束语

随着国民经济水平的提升和经济结构调整的加快, 居民进一步提高了资源保护意识。拥有很好的节水性能的直接空冷火电机组一定会在富煤缺水地区进一步的发展。

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[4]石维柱.直接空冷机组优化运行关键技术研究[D].华北电力大学, 2010.

直接空冷机组 篇10

关键词：空冷机组,火力发电,节水技术

0 引言

随着我国能源消耗的不断增加, 如何有效的降低能源的消耗成本成为能源领域的重要课题。亚临界直接空冷技术经过几十年的发展, 其在节水方面效果较为明显。我们都知道火力发电的用水量在整个工业的用水量的比重比较大, 而随着我国水资源的不断匮乏, 如何更好的节约发电过程中的用水问题成为火电发电厂不断发展的关键环节, 而亚临界直接空冷技术的运用为提高火力发电厂的节水要求提供了可靠的保证。

1 亚临界直接空冷技术的特点

1.1 直接空冷机组的流程分析

直接空冷技术是这几年国内外广泛采用的系统之一, 其主要组成包括:排气管道、散热器组件以及各个类型的风机组设备等。直接空冷系统是在其主要组成部分的汽轮机组的排气直接运用空气进行冷凝聚, 从而形成制造的蒸汽和外界的空气进行热量上的交换。而其主要的工作流程主要包括汽轮机所排出的气体, 通过排气管道将气体运输到室外的空冷凝汽器的设备内, 然后在通过轴流冷却风机是外部的空气不断流过冷却器的外部, 进而将汽轮机排出的气体进行冷凝从而形成水, 而凝结水后还要通过水泵将其运送到锅炉内, 从而形成整个空冷过程。

1.2 直接空冷机组节水效果明显

对于那些湿冷机组来说因其具有较高的耗水量, 从而与空冷机组存在着较大差异, 湿冷机组的通风冷却塔在循环用水方面所运用的水量要占到其用水总量的75%以上, 而对于直接空冷机组来说没有循环水的损失, 在运行的过程中仅仅是需要一些锅炉补水和其它环节的局部用水。因此直接空冷机组就有较好的节水效果。

1.3 直接空冷与间接空冷机组的特点对比

间接空冷是空冷系统的另外的一种型式, 它主要的工作原理就是利用汽轮机进行排气, 然后利用水为中间的介质, 就是将排出的气体与空气进行两次不同形式的交换, 最后形成整个节水的过程。

依其具体特点分析来看, 直接空冷系统通过直接利用空气来进行冷却排气的目的, 从而减少了中间的部分环节, 在一定程度上提高冷却的时间和效率, 在其内部构造上将凝汽器和散热器等设备进行有效的整合, 从而形成一个整体空冷凝汽器, 并且将其位置放置在机房较高的位置上, 从节省用地的方面来考虑, 比间接轮机节省设备用地, 从投资方面来看, 直接空冷系统一次性投入较低, 在系统的使用上也比较灵活, 而在冬季进行使用的过程中, 为了能更好的防治设备结冻, 可以根据调解风机的转速以及风机的数量来完成防冻的效果。而其主要缺点就是, 运行费用比较高, 耗煤量也比较大, 大型风机的数量也比较多, 也存在噪音的问题。

间接空冷系统其背压数值要低于直接空冷系统, 虽然在耗煤量以及噪音的问题上比直接空冷系统要好, 但是在具体的运行过程中, 循环冷却水和锅炉补给水发生了混淆, 对循环水的水质也要求比较高, 还有就是间接空冷系统的设备比较多, 设备占用的空间位置也比较大, 在整个系统的控制上也比较复杂, 从而造成了一定程度的安全隐患。

2 直接空冷技术节水技术分析

2.1 热量交换分析

在我们常见的热电厂汽轮机排气冷却技术当中湿冷技术是最为传统的一个, 湿冷技术在工作原理上主要是在冷却塔中通过空气的蒸发以及具体的接触传热为中心, 而其循环水的温度在一定条件下取决于当时大气的湿度状况, 比如:如果环境的温度为30℃时, 其所相对的湿度值就会达到75%, 而与之相对应的湿球的温度也将在19℃左右。所以其在运行中循环水温度在一定条件下必然要低于环境的绝对温度, 而该机组的与其它机组相比, 其排气背压值也较低。而直接空冷系统在进行换热的过程中, 主要是通过对空气和蒸汽等物质进行直接的对流, 空气中的热量传输的系数也在一定条件下低于水传输的速度, 在一定条件下存在一定的传热偏差, 循环水的温度也不能低于所在环境的温度。

2.2 经济性分析

直接空冷机组在耗水量方面大约是湿冷机组耗水量的一半以下, 比如:如果按照小时来进行计算, 一台700MW的直接空冷机组在一年的节水量上大约是500万吨左右, 节水费用就高达1500万元, 而在耗煤量上来计算的话, 一台直接空冷机组比湿冷机组的耗煤量要多出30g/k W·h, 每年在煤量的投入费用达到2500万元左右, 而且直接空冷机组在初期投资比起湿冷投资费用上也要高出很多, 从中可以看出直接空设备在运行费用上比起湿冷设备来说要高出许多, 但是从长远的角度来考虑, 其还是具有一定的技术和经济优势。

3 直冷技术节水措施

直接空冷技术节水工作原理。汽轮机排气进入空冷凝气器中, 被空气冷却凝结成水, 而排气和空气之间的交换是在空气凝气器中来完成的。在直接空冷运转的过程中, 通过内部散热器的相应翅片及外部流过的冷空气的利用, 将凝汽器中还处在真空状态下的热介质不断饱和成蒸汽冷凝, 然后把冷凝后的水集中收集作为凝结水, 通过给水泵注入汽包继续加热循环做功。在其中省去了较大一部分水资源的利用, 从而实现了节水的目的。

4 结语

火电厂的节水作为一项重要的技术举措, 其在具体运行中要按照正规的程序来进行, 通过对直接空冷系统在各个环节的结构特征进行分析研究, 针对其特点制定适合火电厂节水需要的设计方法, 从而较好的推动火电厂节水工作的由于平稳的进行, 从而为建设经济节约型环境友好型社会做出重要贡献。

参考文献

[1]王斌, 刘政修.火力发电厂节水技术[J].全面腐蚀控制, 2014 (10) :34-40.

[2]郭昆.空冷节水技术在火力发电厂的应用[J].内蒙古科技与经济, 2008 (08) .