电站直接空冷机组调试技术分析

2014-09-10张军承

综合智慧能源 2014年2期

关键词：凝结水旁路汽轮机

张军承

(国核工程有限公司，上海 200233)

0 引言

传统电站的汽轮机乏汽，通过循环水-冷却塔系统进行热量交换冷却，也即采用所谓湿冷技术。相对而言，电站空冷岛采用的是干冷技术，这是一种节水型的火力发电技术，更多应用于我国西部、北部等水资源较为匮乏的地区。

空冷技术分为直接空冷型和间接空冷型。目前，全球空冷机组的装机容量中，直接空冷机组约占60%，间接空冷机组约占40%。

我国的电站空冷技术始于20世纪60年代末期，起初只是在一些小容量机组上进行有限的探索、尝试，大型电站直接空冷技术在国内应用较晚。近年来，在一些300 MW亚临界及600 MW超临界机组上更多引进的是直接空冷技术，并逐渐实现了空冷岛系统及设备设计、制造的国产化。同时，在直接空冷机组启动调试过程中，不断暴露出一些设计、设备以及运行方面的问题，需要认真进行分析，以确保空冷机组安全、经济运行。

1 直接空冷系统的热力计算

由传热学原理可知，汽轮机排汽通过空冷凝汽器与空气进行热交换过程中满足以下热平衡关系：

Qw=Qa=Qt，

式中：Qw为凝结水的放热量，kW；Qa为空气的吸热量，kW；Qt为总传热量，kW。

即汽轮机排汽冷凝成水所释放的热量与通过空冷凝汽器管束的散热量、环境空气吸收的热量相同。

空冷凝汽器的传热基本方程为

Qt=kAΔTm，

式中：k为总传热系数，W/(m2·K)；A为空冷凝汽器总传热面积，m2；ΔTm为传热平均温差，K。

排汽冷凝成水的放热量为

Qw=Dk(hk-hc) ，

式中：Dk为汽轮机的排汽量，kg/s；hk为汽轮机的排汽比焓，kJ/kg；hc为凝结水的比焓，kJ/kg。

空气的吸热量为

Qa=AFvFρacp(T2-T1) ，

式中：AF为空冷凝汽器迎风面积，m2；vF为迎面风速，m/s；ρa为空气密度，kg/m3；cp为空气比热容，kJ/(kg·K)；T1为空冷凝汽器进口空气温度，K；T2为空冷凝汽器出口空气温度，K。

从上述热力计算公式可以看出，空冷岛周围空气的吸热量受空冷岛凝汽器迎面风速、迎风面积、所处环境温度等因素的影响，而这些因素又会直接影响机组冷源的热量交换，使得空冷凝汽器背压变化很大。因此，直接空冷机组的稳定运行受气候变化影响很大。夏季排汽压力高，机组运行经济性较差，冬季排汽压力低，机组运行经济性较好。

2 空冷岛系统的组成及原理

直接空冷系统由排汽管道、空冷岛(蒸汽分配管、换热管束、冷凝水管、轴流风机、挡风墙、清洗设备)、凝结水箱、真空泵及其管阀系统构成。

空冷岛散热单元依照垂直、平行汽轮机房的不同布置方向，分别称之为列、行。300 MW机组通常设计为6列5行，单元总数为30，每列有1组逆流单元；600 MW机组设计为8列6行(7行或8行)，单元总数为48(56，64)，每列有2组逆流单元。近期空冷岛冷却元件广泛采用大口径扁管翅片管的单排管技术。

空冷凝汽器由顺流(指蒸汽和凝结水的相对流动方向)管束和逆流管束2部分组成。顺流管束是冷凝蒸汽的主要部分，可冷凝75%～80%的蒸汽。设置逆流单元主要是排出不可凝气体，并且在气温低于冰点时，能够起到防冻作用。

汽轮机排出的乏汽经由主排汽管道引出汽轮机房“A”列柱外，垂直上升至一定高度后水平分管，再从水平分管分出支管，垂直上升引至空冷凝汽器顶部。蒸汽从空冷凝汽器上部联箱进入散热单元，与空气进行表面换热后冷凝。冷凝水由凝结水管汇集，最后进入凝结水箱，由凝结水泵升压，经凝结水精处理装置处理后送至汽轮机热力系统,实现工质的循环利用。

3 直接空冷系统调试与研究

3.1 空冷岛热力系统设计问题

在空冷机组试运行过程中，经常遇到诸如凝结水溶解氧偏高，水质较差，以及空冷管束易冻结等问题，对于空冷机组的这些特点，相关热力系统进行了针对性的补充设计，但仍然存在一些需要改进的方面。

3.1.1 空冷岛凝结回水除氧问题

凝结水过冷度偏高和空气的进入会影响凝结水中溶解氧的含量。大容量机组对凝结水水质的要求比较高。在亚临界、超(超)临界空冷机组的排汽装置内，一般设计有除氧装置以及汽轮机排汽直接加热凝结水的热力系统。

例如，新疆西部合盛电厂330 MW直接空冷供热机组，其空冷岛的凝结水回水原先设计采用上海汽轮机厂生产的STORK盘型喷嘴进行雾化除氧。

STORK大容量喷嘴属于盘型弹性喷嘴，以往主要设计应用于600 MW以上超临界机组的内置式除氧器中，用于对凝结水泵出口输送到除氧器的主凝结水进行初级除氧。STORK喷雾装置依靠弹性喷嘴内、外压力相互作用迫使圆盘相互分开，压力水喷出后，雾化并喷射到蒸汽所在空间。由于喷头弧形圆盘的调节作用，当喷头内外压差增大时，弧形圆盘开度亦增大，流量随之增大。当喷头内外压差降低时，弧形圆盘开度亦减少，流量随之减少。喷嘴内部无位移部件，靠水压自动调节喷水量。

合盛电厂直接空冷机组凝汽器平台设计标高为32 m左右，在正常运行工况下，空冷岛平台上凝结水联箱上部真空度比汽轮机排汽装置内要高，因此，正常工况下考虑到管道系统沿程阻力的影响，STORK喷雾装置喷头内外压差甚至低于0.3 MPa。如此低的压差无法保证STORK喷雾装置的正常雾化效果，并会导致空冷岛凝结水回水不畅，甚至造成空冷岛满水事故。在冬季极端严寒气候条件下，若机组被迫停机，凝结水在空冷岛内长时间滞留，很可能造成凝结水在空冷岛回水管道内冻结。

鉴于上述原因，建议取消原先设计的空冷岛凝结回水STORK盘型喷嘴装置，在保证通流面积条件下，采用ø273 mm盲管开4排ø3 mm小孔，进行凝结水回水雾化除氧。这样可以保证空冷岛回水畅通，凝结水不会滞留于空冷岛回水总管中，并避免凝结水回水管冻结，保证空冷岛系统安全运行。

3.1.2 直接空冷机组蒸汽管道疏水及防冻问题

直接空冷机组冬季启动防冻是一项很重要的工作。

为了防止机组启动前少量蒸汽窜入空冷岛造成冻结，同时又不影响主蒸汽管道暖管，内蒙古HLBL电厂600 MW直接空冷机组增设了主蒸汽母管及左右支管至锅炉疏水扩容器的3根疏水管道。每次锅炉启动时，汽轮机侧所有管道疏水门在点火初期均关闭，只打开主蒸汽管道至锅炉扩容器的疏水阀进行启动疏水。

实践证明，无需增设主蒸汽至锅炉疏水扩容器管道，采取喷水减温等措施后，即可避免空冷岛冻结情况的发生。

其实，完成锅炉点火启动并升温、升压后，在打开汽轮机疏水扩容器减温水阀、汽轮机低压缸喷水阀、凝汽器水幕保护喷水阀后，可以开启主、再热蒸汽管道的疏水阀门，进行主、再热蒸汽管道暖管疏水。但要将汽轮机低压旁路阀全关，避免大量蒸汽进入汽轮机排汽装置。

该阶段进入排汽装置的蒸汽大部分通过喷水减温冷凝下来，少部分蒸汽沿着排汽母管出厂房在未进入各空冷单元前已经凝结，凝结的水即使冻结也是附着在排汽母管内壁形成一层薄冰，待空冷岛进汽后即可融化，不影响机组安全运行。

但随着汽轮机主蒸汽压力升高，主蒸汽疏水流量不断增大，若汽轮机疏水扩容器温度特别高，减温水减温效果下降明显时，需要调整主蒸汽管道疏水阀门开度进行节流，确保不会有大量蒸汽进入空冷岛，避免出现空冷岛冻结现象。

合盛电厂330 MW空冷机组、山西DTE电厂600 MW空冷机组都没有增加主蒸汽管道至锅炉扩容器的疏水管道。经历多次启动，均没有出现空冷岛系统冻结情况。

3.2 空冷岛系统热态冲洗

热态冲洗是空冷岛系统首次投用进汽后必须进行的一项工作，热态冲洗的效果除了影响空冷岛系统的换热效率外，还将影响热力系统汽水品质，特别是对于超(超)临界直流锅炉，严重影响其防SPE(固体颗粒侵蚀)能力。

为了保证空冷岛系统冲洗效果，缩短汽水品质合格时间，要求增加如图1所示的临时冲洗系统。图1中：①为空冷岛凝结水至排汽装置真空截止阀；②为空冷岛凝结冲洗水外排真空截止阀；③为冲洗水箱补水阀；④为空冷岛冲洗水取样阀；⑤为冲洗水箱底部放水阀。

图1 空冷岛临时冲洗系统

3.2.1 对临时冲洗水箱的要求

临时水箱的高度不低于2 m，边长不小于2 m。水箱容积不能太小，否则在冲洗水排放系统切换时，由于真空的影响，水箱水位变化剧烈，若补水不及时，将无法维持水箱正常水位，汽轮机真空就会遭到破坏。临时外排管道管径不小于空冷岛凝结水回水正式管道管径的1/2。

3.2.2 空冷岛热态冲洗过程注意事项

(1)空冷岛热态冲洗，在机组启动前后、并网及低负荷阶段进行。期间，空冷岛凝结水不回收，通过冲洗临时水箱溢流管道排放至雨水井，直到水质符合要求：固体悬浮物的质量分数小于0.01‰，凝结水的质量浓度小于1 000 μg/L。

(2)在空冷岛热态冲洗过程中，汽轮机排汽装置由除盐水正常补水系统供水。必要时，排汽装置需增加临时补水管道进行连续补水，以确保热态冲洗连续进行。

(3)在系统抽真空前，关闭凝结水外排管道阀门。通过水箱临时补水管路向临时水箱补水；系统真空基本稳定后，缓慢开启外排管道阀门，临时水箱中的水将被吸入空冷岛凝结水回水管道中，水箱水位下降，此时需要及时开启补水管路，以维持临时水箱水位，避免真空度突降；临时补水采用除盐水。

3.3 直接空冷机组启动问题研究

3.3.1 空冷机组启动方式选择

对于具有中间再热系统的空冷机组，汽轮机数字电液调节系统(DEH)通常具有2种启动方式，即汽轮机高压缸启动方式和高、中压缸联合启动方式。

其实，2种启动方式皆可应用于空冷机组，但由于空冷岛本体的安全运行受制于气候的变化，因而空冷机组的启动方式选择着重考虑环境温度的影响。

当环境温度>0 ℃时，空冷机组汽轮机可以采用“高压缸启动”或“高、中压缸联合启动”2种方式中的任何启动方式。

当环境温度≤0 ℃时，由于空冷岛需要采取防冻措施，为确保空冷岛蒸汽流量满足最低热负荷要求，空冷机组启动只能选择“高、中压缸联合启动”方式。机组启动初期及低负荷阶段，汽轮机本体的进汽量是有限的，无法保证空冷岛启动的最低热负荷要求，还要借助于高、低压旁路系统投运，将锅炉的蒸汽输送到空冷岛系统，避免空冷岛出现冻结。

3.3.2 旁路系统与机组启动方式匹配

空冷机组采用“高压缸启动”方式时，汽轮机冲转前将汽轮机高、低压旁路阀关闭，仅有汽轮机本体排汽以及疏水系统的部分蒸汽进入空冷岛系统冷却凝结。

空冷机组若采用“高中压缸联合启动”方式，当环境温度>0 ℃时，机组并网后可及时关闭高、低压旁路阀门；环境温度≤0 ℃时，为了增大空冷岛进汽量，避免空冷岛冻结，在机组启动及低负荷阶段，经常将低压旁路全开，手动控制高压旁路开度，维持再热蒸汽压力，以确保进入空冷岛的蒸汽流量。当机组负荷升高，汽轮机蒸汽量大于当时环境温度相对应的空冷岛最低蒸汽流量后，可关闭高、低压旁路系统阀门。

3.3.3 空冷机组启动初期蒸汽流量估算

某330 MW空冷机组汽轮机冬季冷态启动，直接空冷系统(ACC)所需最小热负荷与环境温度的关系见表1。

通常情况下，空冷岛的供货商会提供空冷系统冬季安全运行的最小蒸汽流量。表1中：不装隔离阀表示330 MW空冷机组空冷岛6个运行列入口都没有安装蒸汽隔离阀，也即该空冷岛6个列运行方式为同时投入或同时退出；装4个隔离阀表示330 MW空冷机组空冷岛6个运行列中，有2个列是启动列，入口没安装蒸汽隔离阀，其余4列入口设计安装有蒸汽隔离阀。

通常情况下，电站主蒸汽流量是根据汽轮机调节级后蒸汽压力与温度直接计算推导出的。但是在机组启动前及启动初期，由于汽轮机调节级压力变送器无法正常投用，因此，当时工况下主蒸汽流量无法准确计算并显示。但在这个阶段，主蒸汽流量参数的正确显示，对于空冷岛系统的安全防冻至关重要。

表1 330 MW空冷机组最小防冻热量及流量

对于亚临界机组，机组启动初期，蒸汽流量可以进行如下估算：主蒸汽流量≈省煤器入口给水流量-吹灰蒸汽流量-锅炉连排流量-锅炉定排流量。

但由于锅炉吹灰蒸汽流量、锅炉连排流量、锅炉定排流量所占份额不大(一般情况下，只要水质没有问题，凝汽式电厂连排量约为1%，热电厂连排量约为2%)，若取估算值，可以忽略不计。因此，机组启动初期，若汽包水位基本稳定，则进入空冷岛的主蒸汽流量约等于给水流量。另外，给水流量是个瞬时值，因此，参考给水流量数据时最好取平均值。

对于超(超)临界机组，机组启动初期蒸汽流量可以进行如下估算：在直流锅炉处于“湿态运行”工况下，蒸汽流量约等于省煤器入口给水流量减去直流锅炉启动系统排水量；在直流锅炉转“干态运行”工况后，蒸汽流量约等于省煤器入口给水流量。

3.3.4 空冷岛系统冬季安全投运问题

空冷机组冬季防冻是个严峻的问题，尤其是在气候严寒地区，直接影响机组的安全、稳定运行。

3.3.4.1 空冷岛列的正常投用

空冷岛各列投用原则：空冷岛进汽时，首先投运中间的列，随着热负荷的增大，再依次投运两侧的列；解列顺序相反。

各列热力系统投运顺序：先打开该列凝结水回水阀门及抽空气阀门，再开该列蒸汽隔离阀。

各列热力系统切除顺序：先关闭蒸汽隔离阀，大约30 s后停运风机，5 min后关闭抽真空隔离阀，8～10 min后关闭左、右侧凝结水回水隔离阀。

3.3.4.2 空冷岛各列冷却风机正常投用

空冷岛各列冷却风机投运原则：蒸汽进入空冷岛的一列，当该列左、右凝结水支管温度以及抽空气母管温度都>35 ℃后，才可启动该列风机，并首先启动该列的逆流单元风机，初始频率为8～10 Hz, 随着蒸汽流量的增加，背压升高，逆流风机转速增加，仍无法满足需要时，距离进汽口较远的顺流单元风机可以依次启动，顺流单元风机转速尽量与逆流单元风机转速一致。

当投运列风机频率都达到40 Hz以上且负荷还在增加时，下一列投入运行；当下一列投入后，之前已投用列风机应整体适当降速，随着负荷的变动，调节风机转速并尽量避免大幅度调整风机转速。各风机转速应尽量保持同步。

3.3.4.3 直接空冷机组冬季启动过程

下面以1台330 MW亚临界空冷机组为例，说明直接空冷机组冬季启动过程。

(1)锅炉点火后，将高压旁路阀置于10%左右的初始开度，低压旁路阀保持关闭状态。

(2)投运汽轮机疏水扩容器减温水系统，投运凝汽器水幕保护系统，投运汽轮机低压缸喷水系统。

(3)打开主蒸汽管道疏水阀、再热蒸汽冷段及热段管道疏水阀、低压旁路阀前疏水阀，进行主、再热蒸汽管道暖管。

(4)当锅炉起压后，打开锅炉启动排汽阀及电磁释放阀，提升锅炉主、再热蒸汽温度。

(5)当主蒸汽压力超过2.5 MPa，注意调节关小高压旁路阀开度，控制再热蒸汽压力不超压，避免再热系统安全阀动作。

(6)锅炉升温升压，通过锅炉启动排汽及电磁释放阀控制主蒸汽压力不超过5.0 MPa，尽量维持汽轮机冲转参数。

(7)当锅炉第2台磨煤机启动，锅炉出力约250 t/h(参考表1中数据，气温按-40 ℃考虑，空冷岛最小防冻流量为186.012 t/h(51.67 kg/s)，考虑到其他系统疏放水等蒸汽损失，需要保证一定的蒸汽富裕流量)左右时，开启低压旁路阀，向空冷岛送汽。逐渐将低压旁路阀全开，调节高压旁路阀开度，控制低压旁路前再热蒸汽压力约为1.0 MPa。逐步关闭锅炉启动侧启动排汽阀及电磁释放阀，保证空冷岛的最小蒸汽流量。

(8)空冷岛投运后，通过调整空冷岛风机转速，维持汽轮机排汽装置真空度为-72～-65 kPa。并将空冷岛凝结水及抽空气温度控制在55 ℃以上，注意空冷岛防冻。

(9)当机组启动条件满足后，保持低压旁路阀全开，逐渐关小高压旁路阀开度，将再热蒸汽压力降低至0.1 MPa左右，其他冲转参数满足后，选择“高中缸联合启动”方式，汽轮机冲转，机组启动。

3.3.4.4 空冷岛的冬季防冻

将空冷岛散热单元上的积雪(若有)清扫干净；冷却风机润滑油温加热装置投运，保证冷却风机润滑油温在5 ℃以上；空冷系统的防冻重点主要在各列的凝结水下联母管和各列逆流管束顶部抽气管处。因此，可将空冷岛凝结水回水母管以及抽真空母管加上保温层，并将空冷岛凝结水回水管道、抽空气管道加装伴热带(伴热带功率30 W/m)；确认空冷岛各列进汽隔离阀严密，避免少量蒸汽漏入备用列造成因蒸汽流量不足而导致该列管束冻结；空冷岛每列的各单元之间都应安装独立的分隔墙，尤其是逆流单元与顺流单元之间分隔墙一定要安装好，避免各风机冷却风串流，以免空冷管束冻结；冬季运行期间，在环境温度低于-10 ℃时，任何情况下均要保证空冷岛真空度低于-88 kPa，否则容易造成管束低温结冻。

因为空冷岛各单元蒸汽热负荷分配不均，而空冷岛系统温度测点有限，当环境温度较低时，应该派专人对空冷系统进行监护巡查，测取空冷系统各处温度，判断是否结冻，重点监视各列的凝结水下联母管及抽气管道。此外，热工仪表管等部位应采取保温措施，避免运行人员误判。

严寒情况下，空冷岛的控制要切为“手动控制”，因为空冷岛“自动控制”时不会因个别管束温度低而降低该单元冷却风机转速，从而可能导致空冷岛个别管束冻结。只有在手动状态下才能人为干预，避免这种情况发生。

当空冷管束局部过冷时，及时降低顺、逆流风机转速，直至停止离过冷管束最近的逆流风机。若不能恢复管束温度，立即将逆流风机低频反转，利用热空气提高顺流风机入口空气温度的同时，加热逆流区管束，直至恢复正常温度。

3.3.5 直接空冷机组启动其他问题

3.3.5.1 空冷岛的防风运行

直接空冷机组的背压对于环境风非常敏感，遇到大风天气时，机组背压会出现大幅度波动，严重时会引起机组低真空跳闸。对此，可采取以下措施：

(1)空冷岛周围设计挡风墙；

(2)大风天气时，提高空冷岛冷却风机转速，维持机组高真空度运行；

(3)当汽轮机排汽装置真空度的摆动幅度超过10 kPa时，启动备用真空泵，维持机组真空度稳定；

(4)当汽轮机真空度下降，达到低真空报警值时，机组要降负荷运行。

3.3.5.2 空冷机组夏季运行

夏季环境温度高，在机组大负荷运行期间，容易出现机组真空度偏低的情况。这种情况下可采取以下措施：空冷岛冷却风机超频运行；备用真空泵投运；投入汽轮机低压缸喷淋系统；投入汽轮机排汽装置水幕保护系统；投入空冷岛冲洗喷淋系统；定期检查空冷岛冷却单元散热片脏污程度，并及时进行清洗，保证换热效率；若汽轮机真空度下降至低真空报警值，则机组需要降负荷，以维持真空度稳定，保证机组安全运行。