27 空冷机组的安全运行与优化.docVIP

空冷机组的安全运行与优化 夏尊宇 （大唐国际托克托发电有限责任公司　内蒙古　呼和浩特　010206） 【摘　要】根据直接空冷系统在夏季运行和冬季运行中遇到的问题，分析了其产生的原因，提出了改进的方法，总结了取得的效果，同时也指出了运行中的注意事项及调整方法。 【关键词】直接空冷机　溶氧　背压　真空RB　防冻 1　设备概况 1.1　托电三、四期 4×600MW 直接空冷汽轮发电机组，#5 机组于2005年9月28日投产，#6 机组于2005年11月22 日投产，#7 机组于2006年6 月19日投产，#8 机组于2006年8月22日投产，汽轮机排汽采用直接空气冷却技术冷却，空冷岛主要设备由德国 GEA能源技术有限公司和北京基依埃能源技术有限公司供货。直接空冷系统由空冷凝汽器、空冷风机、凝汽器抽真空系统及空冷散热器清洗系统等组成，每台机组空冷平台上共安装有 56组空冷凝汽器，分为 8排冷却单元垂直于 A列布置，每排有7组空冷凝汽器，其中第2、第6组为逆流凝汽器，其余5组为顺流凝汽器。每组空冷凝汽器由12个散热器管束组成，以接近60角组成等腰三角形A型结构，两侧分别布置6个散热器管束。散热器管束为单排扁平翅片管，采用镀铝防腐工艺处理，顺流散热器管束是冷凝蒸汽的主要部分，逆流散热器管束主要是为了将系统内空气和不凝结气体排出，防止运行中在管束内部的某些部位形成死区，避免冬季形成冻结的情况。 2　影响直接空冷机组运行的问题 2.1　夏季运行时机组背压高，机组供电煤耗大。 2.1.1　托电公司2011年空冷机组年平均供电煤耗为344.69g/kwh，其中6月份供电煤耗为354.40g/kwh，7月份供电煤耗为355.66g/kwh，8月份供电煤耗为358.68g/kwh，9月份供电煤耗为350.30g/kwh。夏季机组供电煤耗明显增大，同比湿冷机组煤耗大约高出30g/kwh。 2.2　夏季运行机组背压变化大，严重时影响机组安全运行。 2.2.1　空冷机组夏季运行时，受环境温度影响，机组背压较高，根据运行经验，当风速小于5m/s时，对机组背压有影响，但变化不大，如果风速超过8m/s，特别是风速来回变化时，机组背压将大幅变化，影响机组安全运行。2010年6月15号5号机组发生了一次由于风速突变引起的真空RB动作情况，事故前工况：负荷490MW，环境温度31.1℃，风力5.8m/s。20:59风速突变，最大时达到19m/s，机组真空-49.2KPa，21:01机组真空降至-43.4KPa，机组投入空冷岛喷淋、空冷岛风机超频运行，21:03机组真空降至-40KPa，机组真空RB保护动作。 其中红色线为机组真空，绿色为环境温度，蓝色为风速。 2.2.2　当机组背压大幅度变化时，同时也引起机组的主汽压力的变化，当背压升高时，主汽压力降低，在炉跟机为主的机炉协调系统的调节下，锅炉将会大量加煤，维持主汽压力，这时当机组背压摆动回来后，由于锅炉减煤滞后的影响，将会引起主汽超压，严重时会使锅炉安全门动作，汽包水位大范围波动，进而造成锅炉MFT、汽机跳闸等事故。 2.3　空冷机组溶氧大，凝结水溶氧量是发电厂重要的汽水指标之一。凝结水溶氧量长期超标,第一,会造成凝结水管道和低压加热器的严重氧腐蚀,从而缩短设备的使用寿命,降低了机组的运行可靠性；第二,腐蚀产物附着在换热器表面,凝结水中溶解的氧也会在换热器表面形成气体薄膜,使得换热器热阻增大,机组抽汽量增加,降低回热系统热效率；第三,过多的空气漏入凝汽器,会降低机组真空,影响机组经济性。 2.3.1　由于空冷机组的特殊性，真空系统体积庞大，600MW的空冷机组的真空体积大约为同等湿冷机组的4-5倍，而且由于空冷岛位置高，大部分真空部位在空中，影响真空查漏工作，所以空冷机组的真空泄漏量比湿冷机组大，漏入空气量大，是造成空冷机组溶氧大的原因之一。 2.3.2　机组负荷及排汽装置（即空冷凝汽器）的除氧能力对凝结水溶氧的影响。凝结水从空冷岛流回空冷凝汽器后，经过装在管道顶部的喷嘴进行除氧，喷头的数量、大小决定了排汽装置的除氧能力。 2.3.3　空冷机组冬季运行时，由于环境温度低、机组排气量小、凝结水回水管道较长等原因，造成凝结水过冷度大，一般都大于设计值1-3℃，也是造成机组溶氧大的原因之一。 2.3.4　排汽装置的补水量的多少，补充水的含氧量大小也是影响空冷机组溶氧大小的因素之一。 2.4　冬季空冷机组的防冻。 2.4.1　受冬季环境温度低的影响，在机组启停机时或在机组低负荷运行蒸汽量小时，机组排汽在未到散热片之前提前凝结，破坏了汽水循环，机组经济性下降；同时造成排汽管道和散热片结冻，损坏设备。 3　直接空冷机组相应问题的安全措施及优化运行 3.1　直接空冷机组夏季运行背压高、真空低、负荷出力受限的情况很普遍，是共性问题，