300MW直接空冷机组运行情况介绍
李岗
1 漳山电厂直接空冷机组介绍
山西漳山发电有限责任公司位于山西省长治市北郊。于2001年10月11日成立，由北京能源投资（集团）有限公司和山西国际电力集团有限公司出资组建，出资比例分别为55%和45%。漳山一期工程装机容量为2×300MW，安装两台国产300MW直接空冷、脱硫、燃煤发电机组。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司设计和生产的单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机组;发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产; 锅炉为武汉锅炉厂有限责任公司生产。直接空冷系统采用德国巴克多尔公司设计，中国张家口巴克多尔公司生产的三排椭圆翅片管直接空冷系统。
漳山300MW机组每台机组空冷散热器配25个冷却单元，分为5列，每列的冷却单元的布置顺序为“K/K/D/K/K”。(K为顺流凝汽器, D为逆流凝汽器)单元排列方式如图1,2所示：空冷汽轮机的排汽经过排汽装置后，进入到主排汽管道固定点前的汽机排汽管道。排汽管道上设有大拉杆伸缩节，用于吸收此段管道的热膨胀。在管道底部有滑动支座。汽轮机的排汽经过固定点后进入固定点后的主蒸汽排汽管道。这段管道上设有固定点、安全阀、爆破片。管道在固定点右则经过三次变径逐次变成∮4900mm、∮4000mm、∮2800mm，在各变径段上分别引出五根∮2800mm 的蒸汽分配管道。这五根蒸汽分配管由中心高度﹢3.7m垂直上升到﹢41.117m，然后分别与各台机的五列空冷器的蒸汽分配管相连。通过蒸汽分配管汽轮机排汽首先进入顺流管束被冷却，然后进入逆流管束最终冷却并排出不凝结气体。本机组的空冷器由大管径的三排椭圆翅片管组成的管束、蒸汽分配管、凝结水联箱、支撑管束的构架组成。单台机共有250片管束，分成200片顺流管束和50片逆流管束，与风机组成20个顺流单元和5个逆流单元。冷凝所需要的冷空气由轴流风机从周围的环境中抽取，并吹到翅片管束的冷却表面。冷却空气量由变频风机进行调节。
排汽冷却成的凝结水汇集到空冷器的下部联箱，在自身重力作用下由凝结水管路引到凝结水箱。凝结水管中的凝结水沿管壁流下，进入除氧头内进行除氧排空，凝结水管中央空间是从除氧头中排出的不凝结气体逆流而上由抽真空系统抽走。另外，从主排汽管道上引出一根蒸汽平衡管道至凝结水箱，用于对进入凝结水箱疏水除氧以及保持凝结水箱中一定的温度和压力。凝结水泵设置两台，一台运行一台备用。如图1所示。
图1 直接空冷系统示意图
2 直接空冷凝汽器的热态冲清
对于空冷机组通常要在机组带大负荷之前完成热清洗。热态清洗的部件包括: 排汽装置、排汽管道、蒸汽分配管、散热器管束、凝结水收集管、凝结水箱等。要求凝结水中悬浮物的含量小于< 10 mg/L、铁含量〈1000ug/l时，就达到良好的清洗结果了。
根据经验, 蒸汽和凝结水的温度及流速越高, 冲洗效果越好。因此, 如何在最短的时间内达到最佳的冲洗效果，取决于冲洗的方案是否合理。一种方案是配备一个冲洗水收集池和冲洗水排放临时管道，在热冲洗时,, 凝结水通过临时管道被排放到冲洗水收集池, 再排放到雨水管道。一种方案是利用正式系统，冲洗水直接进入凝结水箱，由凝结水泵通过系统旁路排放到雨水管道。比较两种方案各有优缺点，前一种方案需要安装庞大的临时系统和防漏空措施；后一种方案由于直接进入正式系统，对凝结水泵和疏水泵入口滤网的及时清理显得非常重要，相对工作强度较大。两种方案的选取还取决于施工场地、施工成本等因素，漳山公司采用的是后一种方案。具体系统如图2 所示。
图2 空冷系统热态冲洗示意图
2.1 热态冲洗原则
为提高冲洗效果, 在管道和管束内希望有较大的蒸汽和凝结水流量及流速。经验表明, 当采用至少70% 的额定蒸汽流量时, 并不能保证在同一时刻在整个空冷装置内实现良好的冲洗效果。然而如果通过使单台风机和若干风机在全速下运行，而其它风机保持静止,利用部分凝汽器内形成较大的差压就可以实现部分空冷装置内部蒸汽和凝结水具有较大的流量和较高的流速。依次循环就可以逐步冲洗洗所有系统装置。为维持空冷系统真空在50KPa左右，当某一列装置被清洗时, 仅此列的风机全速运行, 其它各列的风机参与调整。
2.2 漳山发电公司空冷系统清洗的特点及冲洗效果
2.2.1漳山公司直接空冷系统在蒸汽分配管没有安装隔断蝶阀，热态冲洗采用正式系统，凝结水直接进入凝结水箱，简化的系统决定了冲洗有其明显特点。
2.2.2合理的风机控制方式满足了空冷系统冲洗效果。当某列被清洗时，此列的风机运行，其它各列风机低速运行或停止。其运行条件应保证机组背压和散热器安全。被清洗列的风机投运数量取决于环境温度，保持排汽压力50KPa。其风机的转速根据压力而定。
2.2.3冲洗系统增加的临时管路在系统冲洗结束后予以保留,以后在机组大修可以方便的进行热态冲洗,不需要再接临时冲洗管路。
2.2.4 清洗效果
热态冲洗从2004年7月24日8时至2004年7月28日8时结束仅用4天时间顺利完成,凝结水中悬浮物的含量由初始的979mg/L, 到结束时的6 mg/L、铁含量由开始冲洗时的1589ug/l,到结束时的305ug/l，效果良好.各阶段数据见图3、图4所示
图3 冲洗时间与铁含量关系
图4 冲洗时间与浊度的关系
2.2.5．空冷系统清洗的一些经验
(1) 排汽管道、蒸汽分配管和凝结水收集管在安装前进行喷砂处理是非常有效的基础工作，最好与现场系统安装配合进行，清洗完的管道尽快进行安装。
(2) 在空冷系统打风压试验前，系统内部的人工打磨和空气吹扫要等清洗工作要细致，不留死角，特别注意排汽装置内部、凝结水箱内部、散热管束的堵塞。
(3) 为保证空冷系统的大流量冲洗，对被冲洗的一列要监视凝结水的过冷度不超过5℃。
(4) 根据背压和凝结水温度是否饱和来对应决定如何调整风机。保持凝结水温度不低于70℃。
(5) 热冲洗结束之后, 为避免污垢藏于检测管路中，应将所用的仪表及管路进行冲洗。
2.2.6结论
漳山发电的直接空冷系统的清洗工作上成功的，其热态冲洗从2004年7月24日8时至2004年7月28日8时结束仅用4天时间顺利完成,凝结水中悬浮物的含量由初始的979mg/L, 到结束时的6 mg/L、铁含量由开始冲洗时的1589ug/l,到结束时的305ug/l，在此期间，有关的试验如汽轮机空负荷、电气试验、发电机并网、带负荷以及洗硅等同时进行，有效缩短了工期。虽然各个工程在系统布置上有所差别，但漳山发电工程的经验对其它机组的直接空冷系统清洗具有积极的借鉴意义。
3 直接空冷机组的冬季防冻措施
3.1 采用椭圆管束
由于采用了大椭圆管束，如果管束内发生了冻结，则椭圆形的管束就会向圆形胀去，从而减少了管束冻裂的可能性。在同样的迎风面尺寸下，三排管束外表面积比双排管及单排管都大，这在经济性上肯定是好的，但也存在其迎风面第一排管和第二排管、第三排管冷却热负荷不一致的情况，易发生冻结，所以三排管束一般在气候较温暖的地区应用。如图7所示：由于迎风的第一排管束的冷却负荷最大，其压降也较大，而出风侧的管束冷却最弱，其压降也最小。这样在压力差的作用下，
蒸汽就会从出风侧管束倒流入迎风侧管束，并在此处聚集不凝结气体，在寒冷季节就有可能发生管束冻结。
图7 管排数对空冷管束冻结的影响
为了避免此问题，迎风面的第一排管束在设计上采用较大的翅片间距，力图使各管排之间的热负荷一致，防止发生蒸汽倒流的工况。本厂的凝汽器管束的基本参数为：基管尺寸：72×20 mm；翅片尺寸：94×46.7 mm ；翅片间距： 5 mm（迎风面第一排管）、3 mm（迎风面第二排管）、3 mm（迎风面第三排管）。
但是在偏离设计工况下（如启动工况），各管排之间必然会存在热负荷不均的现象，也会发生冻结的危险。最有效的方法是采用顺逆结构，又称之为“K/D”结构。
3.2 挡风墙
电厂的空冷平台上布置了与蒸汽分配管中心线等高的挡风墙。采用这样的布置后，在冬季能挡御寒风直接吹在凝汽器管束，防止发生局部管束过冷而冻结的情况。它还有一个重要的作用是防止在夏季发生热风再循环，影响机组的真空。如图8所示。
图8 空冷凝汽器挡风墙示意图
3.3 K/D结构的凝汽器
为了防止凝汽器的冻结，目前大型的空冷机组的空冷凝汽器都采用了顺逆流结构（K/D）。
图9 空冷凝汽器的顺逆流结构（K/D ）示意图1
如图9，10所示，低压缸或低旁排出的蒸汽在差压的作用下进入蒸汽分配管，首先进入顺流凝汽器（K 型），在管束外冷却风的冷却作用下，蒸汽边往下流边凝结。凝结水与蒸汽以相同的方向流入底部联箱，此时大部分的蒸汽（70%~80%）已在顺流凝汽器中凝结。剩余的蒸汽与不凝结气体一同进入逆流凝汽器（D 型），蒸汽边向上流动边被凝结殆尽，凝结水在重力作用下与汽流逆向流回底部联箱，不凝结气体则被水环真空泵抽吸排入大气。
蒸汽及凝结气体
器
空泵
图10 空冷凝汽器的顺逆流结构（K/D ）示意图2
漳山两台机组采用K/D 结构，其两者之间的面积比为4∶1。即每台机组由5列凝汽器组成，每列凝汽器由5个单元组成，其中有4个顺流单元和1个逆流单元，每个单元由10片凝汽器组成，呈“A”型结构（底部角度为60°），由调频风机向其供风。如图10.所示
组成这样的蒸汽流程以后，则顺流凝汽器不会把蒸汽全部凝结完，也就是说其可以保证在冬季里一直有蒸汽对其加热，不会产生冻结。但是还有个最小流量问题，空冷厂家规定，如果进入空冷凝汽器的流量在30min 内达不到20%（132 t/h ），则空冷凝汽器就会有冻结的危险。也就是说，尽管有这样的流程，如果蒸汽量太少的话，那么在顺流凝汽器里蒸汽已凝结完了，甚至蒸汽仅走了顺流凝汽器的一部分，这样也会发生冻结，所以在运行方面必须对进入凝汽器的蒸汽流量进行控制，保证蒸汽的最小流量。 3.4 空冷凝汽器的运行控制
如前所述，对于空冷凝汽器防冻，从运行角度上讲正常运行中只能进行空气流量控制，即调节风机的转速、方向及启停，以实现对风量的控制。
只要蒸汽流量大于规定的最小流量，采用顺/逆流结构的空冷凝汽器可有效防止冻结。顺流凝汽
器一般在任何工况下都有蒸汽对其加热；而对于逆流凝汽器，由于不可凝结气体的影响，其上部还是要产生结霜冻结的现象，如果长期存在，就可能堵塞管束甚至冻坏管子。所以当环境温度小于零下2℃时，逆流风机的回暖循环（WARMING UP）将被启动，其动作过程为：第一列的逆流风机将被停运10min，然后该风机重新启动至控制器输出所对应的转速值，延时20min后，第二列逆流风机开始停运进行回暖，直至第五列也停运进行加暖后完成一个循环，这样当逆流风机停运时，利用蒸汽可将其已冻结的部分融化掉。如果环境温度仍低于零下2℃，则此回暖循环继续进行。
当逆流风机已停止运行，利用蒸汽加热仍不见效。抽气温度很低（特别是机组的真空严密性不合格或严寒季节），可手动将逆流风机置于反转，抽吸上部顺流凝汽器排出的热空气对其进行加热化冰。此措施同样对顺流凝汽器有效。
当以上措施实施以后，一般都会保证凝汽器的运行安全。但在特别严寒的季节或者机组的严密性不合格的情况下，还会出现凝结水温度、抽汽温度偏低，甚至低于0℃，为此还设计了冬季保护的程序：
顺流冬季保护：当环境温度小于3℃，本列的任一个凝结水温度小于15℃时，本列逆流风机被闭锁在当时的转速不变；本列顺流风机以10%/min的速度下降，只有当本列的凝结水温度都大于25℃后，顺流风机转速才停止下降，并以10%/min的速度上升至已被闭锁的控制器的输出值；否则将使顺流风机降到最低转速，直至断开停转。
逆流冬季保护：环境温度小于3℃，抽气温度小于15℃时，本列的顺流风机将被闭锁在当时的转速不变，本列逆流风机以10%/min的速度下降，只有当本列的抽气温度大于25℃后，逆流风机转速才停止下降，并以10%/min的速度上升至以被闭锁的控制器的输出值；否则将使逆流风机降到最低转速，直至断开停转。
在工程实践中，发现空冷岛上的测点过少，如其测量的凝结水温度还很正常时，实测的凝汽器的表面金属温度已经低于零度。如果长期不关注的话，很有可能发生冻结的危险，所以我们还安排了定期对其金属表面进行测温的工作，当发现其温度偏低时，及时进行风机转速的调整。
还发现个别空冷管束有时会发生水击的现象，尤其是在高负荷、低背压的工况下。经过分析认为主要是因为不可凝结气体的影响，使进入每列凝汽器的汽量不均，回水量过大所至。经过采用调节个别风机的转速，改变汽量分配的方法得以解决。
3.5 冬季启动特别注意事项
3.5.1 冬季启动主要围绕空冷凝汽器的最小进汽量大于20%额定流量来进行的, 在满足汽机、锅炉升温、升压的安全要求下，尽量加快燃烧，使空冷机组在短时间内进汽。
3.5.2 空冷进汽以后，要加大进汽速度，同时注意每一个凝结水温度、抽气温度测点的变化。如果长期偏离所对应的饱和温度甚至低于零度，则应马上作出反应，增加进汽量，否则会有冻结的发生。
3.5.3 当由于某种原因, 机组不能增加燃烧, 空冷的进汽量小于最低要求时，如暂时期不能恢复，则应切断空冷的进汽；当不能切除进汽时应果断灭火停炉，查明原因后再重新点火，以免发生空冷冻结。
3.5.4 当前由于机组的主汽流量是根据汽机调节级压力计算而来，炉侧没有装设专门的流量测点，在汽机冲车以前，主汽流量没有数值显示；根据给水流量及燃油流量的经验值进行判断。
3.5.5 在空冷进汽前，锅炉产汽量主要通过高过出口的生火排汽阀排出，且没有有效的汽压调整手段，因此汽压与汽温的协调控制方法，必须根据汽机冲车参数要求，主要通过控制炉膛火焰中心来实现，在锅炉热负荷达到相当水平后，可以适当使用减温水来作为辅助手段，但必须防止过热器积水现象；一般在过、再热汽温分别达到350℃、280℃的冲车参数时，主汽压力为3.6MPa，再热汽压为0.3MPa，分别低于要求的
4.2MPa和1.0MPa；此时由于先关闭了生火排汽阀，过、再热汽压分别升至要求值，但在此过程中汽温、汽压升速率偏快，特别是再热汽温，因此在对外排汽切换至空冷进汽过程中，必须调整好旁路，不要同时增加燃料，待汽压稳定后再加强燃烧以满足空冷预暖和最
低进汽量的要求；
3.5.6 启动过程中，低旁未开启前，再热器基本处于干烧状态，因此必须通过限制燃料量和控制炉膛火焰中心，防止炉膛出口烟温超过538℃；另外再热器出口及机侧管道疏水保持开启，通过高旁将再热汽压控制在0.5MPa左右，可以保证再热器有一定的蒸汽流通，对干烧现象有缓解作用；如果将生火排汽阀安装在再热器出口，对直接空冷机组的冬季启动来说更有实际意义。
3.5.7 空冷进汽后，必须严密监视真空和凝结水系统，防止室外管道容器发生汽水停滞甚至结冰现象：严密监视各空冷换热单元金属温度、凝结水温以及抽气温度，保证各处温度稳步升高，如发现某处温度长时间保持不变或有降低趋势时，必须立即增加空冷进汽量，以避免由于汽流不均局部结冰；严密监视凝结水箱和排汽装置水位，当发现凝结水箱水位变化、以及凝结水量与排汽量不对应，补水量不正常偏大时，必须立即检查空冷装置是否有结冰现象并增加空冷进汽量。
4 关于#1机空冷岛冻结的分析与处理总结
2006年1月6日，天气晴朗，西北风，风速大于10M/S，环境气温最低为：零下十五度。由于大风的关系，加速了空气的对流换热效果，使得安全岛上的换热加强。同时机组最低负荷为180MW，持续了6个小时。并且机组保持低的背压运行（当时背压为：12-13KPA，对应的凝结水温为51℃左右。空冷岛上所有的凝结水温度、抽气温度均显示正常。也满足厂家规定的正常运行当中机组的负荷应大于20%额定流量的要求）。
但是，在8：50左右，机组开始升负荷，由250MW升至300MW。风机的转速指令由83%升至94%（额定转速）。机组的背压开始上涨。由12.4KPA升至24.4KPA，升速率：0.06KPA/MIN。12：30 机组负荷由300MW降为250MW以后，风机的转速指令由94%降为83%。机组的背压由24KPA 降为16KPA。13：47，机组由250MW上升为300MW，风机指令由86%上升为94%（满负荷）。机组的背压由16KPA上升至36KPA。上升率：0.13KPA/MIN。当机组的负荷当时由于环境起大风，风速大于10M/S，风向：西北风。通知运行人员调整风机的转速，降低顺流风机的转速，使蒸汽通过顺流以后，还有剩余的蒸汽，保证顺流凝汽器有足够的蒸汽进行加热。
由于机组的负荷低, 环境气温低,机组的背压低。在这三种因素的共同作用下，使得蒸汽通过顺流凝汽器时，已经全部凝结完，并且在顺流凝汽器的出口发生冻结。空冷岛的部分顺流凝汽器管内发生了结冰现象。如图3所示:1月6日8：00，环境气温最低，为：-14.8℃.机组开始升负荷。由于空冷岛增加了进汽量,风机的转速开始增加，以增加冷却风量保持背压不变。这样部分结冰的管束其工作条件更加恶劣，致使其管内全部冻结。管内蒸汽不能通过。蒸汽转而流向容易通过的地方。这样就形成部分管束因冻结而不过汽进行加热，而其余管束因过量的蒸汽加热而保持通畅状态。当空冷风机转速增加以后，由于环境气温低使上述现象加剧。最后使得第五列的管束，第四列部分管束，第二列管束发生冻结。机组保持在一个较高的背压水平运行。
采取的措施：发生空冷局部冻结的情况后，首先提高机组的背压，使得排汽温度升高，降低冻结管束的风机转速，对空冷管束进行加热。加强对空冷凝汽器表面的测温工作，记录冻结的凝汽器单元。对逆流凝汽器实施手动倒转的措施，利用空冷岛上方的热空气加热管束。对冻结的顺流凝汽器停止风机运行，并且联系热工人员将其实施倒转，加热被冻的管束。经过二天的时间，于1月8日15：30，#1机组所有冻结的管束全部解冻，机组背压降到正常水平。
经验教训：
加强对空冷的监视，尤其是当环境气温低、负荷低、背压低的“三低”的情况下，更要加强对空冷岛上的测温工作。
保证所有的空冷风机的保护程序正常投入，尤其是逆流风机的回暖功能，保证逆流风机的加热。
当发现顺流风机出现低于零下温度的情况下，应立即降低对应风机的转速，防止冷风对其过度地冷却，同时监视情况应出现好转，凝汽器表面的温度应回升至对应压力下的饱和温度。否则，应停止此风机的运行，还有零度以下的情况下，联系热工对其进行倒转，利用上方的热空气加热化冰。
对一些恶劣的工况下，调整机组的背压，防止部分管束过冷发生冻结。
5 高温及大风天气对直接空冷机组的影响及对策
2005年6月22日，#1机组带240MW 运行， #2机组带250MW运行。当时天气炎热，气温达到38℃，机组背压为45KPa，空冷风机全速运行。17：30左右，东边的天边突然变黑,刹时狂风大作，风力估计在10m/s以上，风向为偏东风（炉后风），#2机组背压直线上升，平均上升速度为1.78KPa/min。机组快速降负荷，但最终还是由于背压达到65KPa而保护动作跳机。此后背压继续上升，直到狂风停止，大雨落下，环境气温也在十分钟之内由36℃降为28℃。此后背压才由80KPa 降为10KPa。而#1机组在#2机组的背压快速上升时，却只作轻微波动，并没有产生快速上升的现象。这说明直接空冷机组的背压变化不仅受天气气温，环境风场的变化，同样地理位置对其的影响也非常大。如图11所示。
图11 大风对机组背压影响趋势图
经验教训:
1．各级运行管理人员及运行人员应在平时，掌握最近的天气预报，及时作好事故预想。
2．平时应加强监视，包括对天气现象的监视，当大风袭击时巡检员应在室外观察并及时汇报，以使监盘人员按下发的措施作好应对措施。
3．大风对空冷岛的影响成因复杂，多变。单台机组发生背压上升的情况时，另一台机组也应加强监视，不能掉以轻心。
4．在降负荷的操作当中, 其操作的时间及速率应根据风向、风速、负荷、背压综合判断，及早降负荷。
根据厂家提供的性能曲线及空冷系统的运行特点，空冷系统在一定的条件下需要降负荷处理。具体如下：
项目漳山
日期05 September 2003
设计换热量417.63 MW = 100%
KPa 设计汽轮机排汽压力(100%) 34
kJ/kg 设计蒸汽焓(100%) 2544.6
kg/s 设计蒸汽流量(100%) 185.92
mbar 设计大气压力 907.5 设计空气温度(100%) 32°C 设计风机速度(全部风机) 100%
不包括侧风和其它影响
Ex P：不同温度下的排汽压力OP：机组负荷
X坐标（水平方向）：机组热负荷Y坐标（垂直方向）：汽轮机排汽压力
图12 漳山电厂空冷凝汽器系统特性曲线
a)从图上可以看出，当空冷系统在不考虑侧风影响(风速<3m/s)，风机转速为100%，环境温
度为32℃，真空系统严密性合格的前提下，空冷系统可以保持机组运行背压为34KPa，机组可带满
负荷运行。同时此运行背压也满足主机的要求。
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
负荷 (%)
背压 (k P a )
图13 哈汽厂提供的背压保护曲线
当环境温度高于32℃时，则由于空冷系统的容量问题，机组的背压不可避免地要升高，环境温度达到35℃时，从其曲线上可看出，其运行背压接近40KPa 。但是，由于空冷岛受大风的影响，严重影响机组换热。所以当环境温度升高时，其运行的背压高于提供的曲线所规定的值。
所以当环境温度低于32℃时（不考虑侧风的影响），机组可以带满负荷运行。当环境温度高过此值时，机组需限负荷运行。由于天气逐渐变热, 春、夏季到来,加之本地昼夜温差大,春季风大的特
点, 结合空冷系统的运行特点, 在春、夏季要特别注意空冷岛的热风再循环。
为了防止热风再循环，直接空冷系统的总体布置主要考虑环境大风对系统散热的影响，即热风循环问题。它与布置区域内的地形地貌和周围的建筑物有关，按照国外的风洞试验成果和设计运行经验，原则上空冷凝汽器的主进风侧的迎风面应垂直于全年或夏季的主导风向，所以漳山电厂的空冷岛的布置为南北走向。同时在空冷岛上凝汽器的四周安装有与其上部进行管道中心线等高的挡风墙，以防止热风回流。
整个空冷岛布置位于机房外部并与之平行，散热器顶部标高为41m,空冷平台四周安装与散热器顶部等标高的挡风墙，防止热风再循环。空冷岛远离机房侧的区域地势空旷平坦、无建筑物，有利于主导风向平稳均匀的进入空冷散热器的入口。受地区主导风向的限制，空冷岛布置为南北走向，锅炉等热源设备布置在空冷岛的东侧，避免环境风向对空冷散热器形成热风再循环。
东
图14 起风后环境风场的变化
从图14可以看出，当刮起东风时，在75米高的锅炉房和汽机房的顶部产生紊流。热空气流绕过高大的电站建筑物，加上从翅片管上方来的上升热空气，在空冷岛周围形成一个复杂的流场。当上面的气压高于空冷岛下面的气压时，有的风机就会产生一逆向流，即上升的热空气又被吸入风机的入口而流过凝汽器。那么凝汽器内的蒸汽就没有换热而不会凝结，导致排汽压力增大，真空迅速恶化。机组被迫停机。
现象：
1．厂房外起风，风力较大，风向为东风或偏东风尤甚。
2．机组的负荷稳定且空冷风机的转速稳定时，排汽压力摆动甚至大幅度波动。
3．由于排汽压力的变化引起锅炉燃烧率的变化，严重时机组的负荷下降，负压摆动，燃烧不稳，汽压不稳，水位波动。
4．空冷岛的热风再循环最恶劣的工况下，机组的排汽压力直线上升，机组负荷下降，锅炉燃烧不稳，主汽流量超过额定值，轴系各参数变大尤其是轴向推力及轴承温度、振动等参数。
原因：由于大风的作用，使得从空冷岛上排出的热空气又被风机卷吸进入空冷凝汽器，并且由于侧风的影响, 使得风机入口压力降低。使空冷凝汽器无法换热，导致排汽压力升高。这种现象类似于湿冷机组的循环水泵跳闸。
处理：
(1)注意当地天气预报，作好事故预想。当外界环境起风后，应密切注意风向、风力的变化。同时也应注意排汽压力的变化、及机组燃烧、负压、水位、轴系参数等变化。
(2)当机组的负荷处于高负荷时，如果是由于热风再循环引起的排汽压力的波动，当排汽压力达到34KPa以上时，或由于给粉机转速过高不能维持高负荷的燃烧时，应申请降负荷处理，直到机组的负荷小于34KPa或燃烧稳定。同时调整空冷风机的转速，保证过冷度不大于6℃，使空冷风机的转速不至于过高运行。
(3)当真空达到真空泵联启值时，备用真空泵应联启正常，否则应手动联启。
(4)当机组的排汽压力正常运行中由于外界大风引起的突然直线上升机组的背压上升率大于2~3KPa/min或排汽压力大于45KPa时，应立即快速降负荷.即将协调解除, 手动关闭汽机的调阀, 同时锅炉降低燃烧, 以保证锅炉不超压.尽量将机组的负荷降低，以保证排汽压力保护不动作。同时立即汇报上级领导。
注意事项：
(1)在发生热风再循环，背压快速上升时。目前唯一的手段即减少进入空冷凝汽器的蒸汽，以平衡换热工况，保证背压达不到保护值。所以应首先减少汽机的进汽量，同时减少锅炉燃烧，锅炉的压力在不超压的情况下可保持在较高水平。
(2)在关闭汽机调阀，减少空冷系统进汽的同时，要注意旁路系统的情况，防止高、低旁路快开，增加空冷系统的进汽。
(3)锅炉降低燃烧时，要注意汽压变化，保持燃料水位稳定，防止因水位低灭火。
(4)当一台机组发生热风再循环时，另一台机组的运行人员也应注意工况的变化，坚守岗位作好事故预想，及时作出预防处理。
6 直接空冷机组运行中的问题及展望
问题一:
由于直接空冷系统的真空体积庞大, 对其制造安装调试都提出了较高的要求.漳山电厂的#1机组的真空系统严密性自调试截止到2005年8月下旬一直严重超标准，在0.58~0.9Kpa/min间波动，第二机组真空严密性相对较好在0.18~0.2Kpa/min间波动。机组真空系统存在的泄漏不仅严重影响机组运行的经济性，同时在冬季给ACC系统的运行带来极大的安全隐患。ACC系统中存在过多的空气极易造成管束局部过冷，严重时将造成冻结。
根据机组真空系统的泄漏情况，在公司领导的统一安排下，机组维护与运行人员利用氦气检漏仪进行了多次全面细致的检查工作。第一机组在检查中发现泄漏主要集中在汽轮机低压缸调端下部（最严重的泄漏点）、低压缸大气阀、机组疏水集管、电动给水泵轴端密封、排汽装置液位计连接法兰、抽真空母管膨胀节、#7低加本体丝堵等部位。第二机组主要集中在低压缸大气阀、机组疏水集管、排汽装置液位计连接法兰等部位。
针对上述存在的泄漏部位，根据具体情况分别采取了焊接和胶密封的方案进行了封堵。对于电动给水泵轴端密封对密封水的多级水封进行了改造，杜绝了由于多级水封断水造成给水泵轴端的泄漏。
目前，通过对机组真空系统的处理，截止到2006年5月，第一机组真空系统严密性在18pa/min，第二机组在100pa/min，远远低于国家大型机组部颁真空严密性的标准。
问题二：
空冷散热器的清洗问题。随着气候进入春季，机组周围柳树的生长而产生的大量柳絮被空冷风机吸入，粘附在空冷散热器表面，同时散热器表面粘附的柳絮又吸附大量的尘土，增加了散热器的传热热阻，降低传热系数，导致换热效果下降，机组运行背压升高。针对此问题我公司组织维护人员于2005年4、6、9月分别对散热器进行了清洗。但由于柳絮具有一定粘附性，附着在散热器的翅片上，虽被高压水流冲出但其悬挂在翅片上，风机启动后又被风吹入散热器翅片间。对于上述问题我公司曾经向清洗装置设备供应商咨询，其未提供合理的解决方案，只能靠多次清洗逐渐将其清理干净。目前较多的柳絮积存在散热器翅片间仍然是一个较难解决的问题。
问题三:
凝结水含氧量偏高：机组在运行中凝结水含氧量偏高，#1机组在50~70mg/L。#2机组在150~200mg/L
原因分析：对于机组凝结水含氧量偏高问题主要是机组真空系统存在泄漏和系统补充的除盐水含有较高的含氧量。本机组虽然在凝结水箱设计有除氧装置，但由于凝结水回水压力较低，除氧形式只能采用填料淋水盘结构，除氧效果比较差，不能完全将水中氧气除去。在关闭机组除盐水补水后，凝结水含氧量下降到30~50mg/L，可见凝结水中氧气含量主要是来源于除盐水的补水。
建议改进措施：将除盐水补水改到机组排汽装置或蒸汽分配管，利用喷雾的形式进行补水。此方案计划在机组大修时进行，届时可望解决凝结水含氧量偏高的问题。
7 总结
7.1 漳山公司两台300MW直接空冷机组，是我国首次直接空冷技术的应用，在股东双方的大力支持和我公司全体员工及参建单位的共同努力下，两台机组分别比计划工期提前10、13个月投产发电，直接空冷系统设备的安装工期分别用了90天和80天，远远少于国外同类机组的安装工期，机组运行各项指标均达到了设计要求，机组运行良好。
7.2 我公司2台300MW直接空冷机组，在机组运行期间仍然暴露出一些问题，如夏季机组不能满负荷运行、ACC系统受不利风向的影响比较严重、机组真空系统的泄漏和凝结水含氧高等问题等。
7.3针对直接空冷机组出现的上述问题，我公司正积极与有关单位进行合作，如不利风向影响的问题已经与北京大学进行合作，其针对漳山公司的实际情况进行数模试验，寻找解决的方案。同时我公司对空冷平台的漏风也采取措施进行封堵，尽量减少不利影响。
7.4 在此，我仅将漳山公司300MW直接空冷机组在设计、安装、调试、运行期间出现的一些问题介绍给大家，由于对直接空冷机组缺乏经验，不妥之处敬请批评指正，也希望大家提供好的建议，共同解决ACC系统的问题，提高我国直接空冷机组的健康水平, 促进我国空冷机组的长足发展，为环保事业贡献力量。
作者简介：
李岗男，35岁，工程师，从事电厂运行管理工作。
直接空冷凝器器系统介绍 一、系统简介 直接空冷凝汽器系统（英文Air Cooled Condenser System，缩写为ACC）是指汽轮机的排汽直接用空气来冷凝，空气与蒸汽间进行热交换。所需冷却空气，通常由机械通风方式供应。直接空冷的凝汽设备称为空冷凝汽器，这种空冷系统的优点是设备少，系统简单，基建投资较少，占地少，空气量的调节灵活。该系统一般与高背压汽轮机配套。这种系统的缺点是运行时粗大的排汽管道密封困难，维持排汽管内的真空困难，启动时为造成真空需要的时间较长，机组效率低，一次能源消耗大。 二、系统构成概述 1、概述 通常ACCS一般主要由以下几部分构成： ?排汽管道和配汽管道 ?翅片管换热器 ?支撑结构和平台 ?风扇及其驱动装置 ?抽真空系统 ?排水和凝结水系统 ?控制和仪表系统 2、冷凝过程 空气冷却器一般采用屋顶结构（或称A型框架结构）。 来自汽轮机的尾汽通过排汽管道和配汽管道输送到翅片管换热器。配汽管道连接到汽轮机的排汽管道和位于上部的翅片管换热器。蒸汽被直接送入换热器的翅片管道内。蒸汽携带的热能由经过换热器翅片表面的冷却空气带走，冷却空气是由置于管束下面的轴流风机驱动的。 换热器一般采用KD布置方式，即顺流冷凝－反流冷凝的布置方式。
70％到80％的蒸汽在通过由上部的配汽管道到顺流冷凝的换热器中被冷凝成凝结水，凝结水流到底部的蒸汽/凝结水联箱中。顺流管束称为冷凝管束或称K 管束。 其余的蒸汽在成为D管束的反流管束中被冷凝，蒸汽是由蒸汽/凝结水联箱向上流动的，而凝结水由冷凝的位置向下流到蒸汽/凝结水联箱中并被排出。 这种KD形式的布置方式确保了在任何区域内蒸汽都与凝结水有直接接触，因此将保持凝结水的水温与蒸汽温度相同，从而避免了凝结水的过冷、溶氧和冻害。 从汽轮机到凝结水箱的整个系统都是在真空状态下。由于采用全焊接结构，从而保证整个系统的气密性。由于在与汽轮机连接的法兰处不可避免地会有空气漏进冷凝系统中，为了保持系统地真空，在反流管束的上端未冷凝的蒸汽和空气的混合物将被抽出。通过在上端部位的过冷冷却，使不可冷凝蒸汽的汽量被减小了。 反流（D）部分的设计应保证在任何运行条件下，不会在顺流（K）部分造成完全冷凝，以避免过冷和溶氧以及冻害的危险。 在不同热容量和环境温度下，通过调节空气流量的变化来控制汽轮机尾气的排汽压力。 3、换热器 热浸锌翅片管具有从管子到翅片良好的导热性能。这是由于在翅片根部和管子的间隙被充满锌而具有毛细总用。 由于钢制管子和钢制翅片是同种材质，从而避免热应力的产生，而热应力对热传导不利。 由于翅片管束必须承受极大的阻力，它们必须具有很高的强度。钢制翅片可以抵抗典型的机械冲击，比如冰雹、清洗设备的高压水（200bar），或维护工人的体重。在运输和安装过程中不易损坏。由于钢制翅片管束具有较短的深度，因此更能适宜清洗设备的高压水的冲击。 而且，热浸锌翅片管具有良好的防腐性能和长达超过25年的使用寿命。4、支撑结构和平台 根据实际经验，屋顶型结构的空气冷凝器具有可靠的凝结水排水功能并且减少了占地面积。
山西电厂2×300MW空冷机组低低温省煤 器改造工程 可研报告 项目名称：山西电厂2×300MW空冷机组低低温 省煤器改造工程 申请单位（盖章）：山西发电厂 联系电话：（待填） 申请日期：2014、9、10 项目负责人：（待填） 批准领导：（待填）
一、项目名称 山西电厂2×300MW空冷机组低低温省煤器改造工程 二、本技改项目的立项依据、必要性论证（包括该项目名称、目前现状，存在问题、改造的必要性，立项依据、背景、调查研究结论等问题，以上均要有“量”的概念）。 （一）目前现状： 山西发电厂一期锅炉为上锅厂2×300MW亚临界中间再热锅炉，配上汽厂一次中间再热抽汽凝汽式直接空冷汽轮机。燃用煤种为烟煤。锅炉额定蒸发量1014t/h,最大连续蒸发量1065t/h,主汽压力17.5MPa，主/再汽温度540/540℃，给水温度277℃。锅炉设计排烟温度122℃，设计效率92.61%。锅炉设计煤和运行煤的特性见表1。主要热力特性见表2。 表1 煤质分析表
表2 锅炉主要热力特性表 （二）存在问题 本机组锅炉设计排烟温度122℃,但实际运行排烟温度平均高达140℃，夏季高负荷甚至超过150℃。从140℃到约95℃之间，蕴藏着十分大的能源损失。此外，湿法脱硫的最佳反应温度为85℃左右，较高烟温的烟气进入脱硫系统，会导致脱硫耗水量增大，进而使烟囱含湿量增加、烟囱自拔力降低。 随着国家环保要求的日益严苛，锅炉污染物排放要求达到燃机的水平。目
前的除尘系统距离这一要求还有较大差距。 （三）改造的必要性 1、节能减排的要求 目前电厂锅炉的设计排烟温度都在125℃-135℃之间，当运行排烟温度超过设计值时，会带来煤耗增加。传统的节能理念是把设计排烟温度作为节能改造的目标值，而把排烟温度的运行值与设计值之间的温差值作为可资利用的余热资源。一般而言这个资源并不太大。但随着节能减排形势的发展，排烟的余热资源被进一步发掘。在不设GGH的系统，国内已普遍将排烟温度降低到90～100℃，使发电煤耗大为降低，年节标煤量数千吨以上。 2、节水的要求 山西地域水资源匮乏，节水具有重要意义。对于湿法脱硫机组，不论排烟温度高低，都要通过喷水，将排烟温度降低到85℃左右，然后进入脱硫塔。这意味着，安装低低温省煤器系统之后，从高烟温到95℃之间的烟温降不再需要喷水，而是直接通过低低温省煤器吸热实现，因此除节能之外，深度降低排烟温度还可大大减少烟气喷水。烟气中喷水量与喷水前烟温（排烟温度）的关系见表3。由表3可见，随着喷水前烟温的降低，烟气喷水量逐渐减少。 表3 烟气喷水与脱硫塔进口烟温关系 注：上表数值与机组容量无关。 3、环境保护的要求 国家发改委已明确要求，国内电厂在2017年以前，污染物排放要达到燃
1 空冷系统简介 1.1 空冷技术方案介绍 在火力发电厂中采用的空冷系统形式有：直接空冷系统、混凝式间接空冷系统、表凝式间接空冷系统。直接空冷系统是将汽轮机排汽由管道送入称之为空冷凝汽器的钢制散热器中，直接由空气冷却。混凝式空冷系统由于有水轮机和喷射式凝汽器等系统设备，设备多系统复杂，使得整套系统实行自动控制较难；而表凝式间接空冷系统与常规的湿冷系统比较接近，也是通过两次换热，以循环冷却水作为中间冷却介质，循环冷却水由水泵加压后，进入凝汽器冷却汽轮机排汽，热水进入自然通风冷却塔由空气冷却。表凝式间接空冷系统与湿冷系统不同之处是在冷却塔内（外）布置着钢（铝）制散热器，热水与空气不接触，进行表面对流散热。 1.1.1 直接空冷系统 直接空冷系统主要由排汽装置、大排汽管道（包括大直径膨胀节、大口径蝶阀等）、钢制空冷凝汽器、风机组（包括轴流风机、电动机、减速机、变频器等）、凝结水系统、抽真空系统（包括水环式真空泵）、清洗系统等设备构成。空冷凝汽器布置在汽机房A列外的高架空冷平台上。 直接空冷系统是将汽轮机排出的乏汽，通过排汽管道引入钢制空冷凝汽器中，由环境空气直接将其冷却为凝结水，多采用机械通风方式。其特点是：设备较少，系统简单，调节灵活，占地少，防冻性能好，冷却效率高；直接空冷受环境风的影响较大，运行费用较高，煤耗较大，风机群产生一定噪声污染，厂用电较高。 1.1.2 表凝式间接空冷系统 表凝式间接空冷系统是指汽轮机排汽以水为中间介质，将排汽与空气之间的热交换分两次进行：一次为蒸汽与冷却水之间在表面式凝汽器中换热；一次为冷却水和空气在空冷塔里换热。该系统主要由表面式凝汽器与空冷塔构成，采用自然通风方式。 表凝式间接空冷与直接空冷相比，其特点是： 冬季运行背压较低，所以煤耗较低；由于采用了表面式凝汽器，循环冷却水和凝结水分成两个独立系统，其水质可按各自的水质标准和要求进行处理，使水处理系统简单、便于操作；表凝式间接空冷塔基本无噪声，满足环保要求；空冷塔占地大，冬季运行防冻性能较差。 1.1.3 混凝式间接空冷系统 典型的混凝式间接空冷系统组成：主要由混合式（喷射式）凝汽器、全铝制的福哥型冷却三角散热器（带百叶窗）、（预热／尖峰冷却器）、自然通风冷却塔、循环水泵组、循环水管路、回收水能的水轮发电机组、贮水箱、充水泵组、
空冷系统介绍 摘要：电厂采用空冷系统可以大幅度降低电厂耗水量，在节水方面有显著的效果，因而空冷机组得到了越夹越多的应用。本文以2X3OOMW机组为例介绍了直接空冷系统及其控制;以2×2OOMW机组为例介绍了间接空冷系统及其控制。 一、概述 空冷系统主要指汽轮机的排汽通过一定的装置被空气冷却为凝结水的系统，它与常规湿式冷却方式(简称湿冷系统)的主要区别是避免了循环冷却水在湿塔中直接与空气接触所带来的蒸发、风吹损失以及开式循环的排污损失，消除了蒸发热、水雾及排污水等对环境造成的污染。由于空冷方式用空气直接冷却汽轮机排汽或用空气冷却循环水再间接冷却汽轮机排汽构成了密闭的系统，所以在理论上它没有循环冷却水的上述各种损失，从而使电厂的全厂总耗水量降低80%左右。 用于电厂机组末端冷却的空冷系统主要有直接空冷系统和间接空冷系统，间接空冷系统又分为带表面式凝汽器和带混合式凝汽器的两种系统。三种空冷方式在国际上都得到广泛的应用，技术均成熟可靠，在国际上三种空冷方式单机容量均已达到600MW。我国目前己有60OMW直冷机组投运，两种间冷方式在国内运行机组均为200MW。 采用空冷机组大大减少了电厂耗水，为水源的落实和项目的成立提供了便利条件。特别对缺水地区，有着重要的意义。内蒙古地区煤
资源丰富，近几年投产的机组，基本都采用了空冷系统，而且大部分为直接空冷系统。 二、空冷系统 2.1直接空冷系统 电厂直接空冷系统是汽机的排汽直接用空气冷却，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，冷凝后的凝结水，经凝结水泵升压后送至汽机回热系统，最后送至锅炉。电厂直接空冷系统主要包括以下系统:空冷凝汽器(ACC，Aircooledcondenser)，空气供给系统、汽轮机排汽管道系统、抽真空系统、空冷凝汽器清洗系统、空冷凝汽器平台及土建支撑。蒸汽从汽轮机出来，经过蒸汽管道流向空冷凝汽器，由蒸汽分配管道间空冷冷凝器分配蒸汽。目前直接空冷凝汽器大多采用矩形翅片椭圆管芯管的双排、三排管和大口径蛇形翅片的单排管。空冷凝汽器由顺流管束和逆流管束两部分组成。顺流管柬是冷凝蒸汽的主要部分，可冷凝75%一80%的蒸汽，在顺流管束中，蒸汽和凝结水是同方向移动的。设置逆流管束主要是为了能够比较顺畅地将系统内的空气和不凝结气体排出，避免运行中在空冷凝汽器内的某些部位形成死区、冬季形成冻结的情况，在逆流管束中，气体和凝结水是反方向移动的。 冷凝所需要的冷空气由轴流冷却风机从大气中吸入，并吹间换热器翅片。风机采用变频控制，系统可通过控制启停风机台数和对风机转速进行调整来控制进风量，能灵活的适应机组变工况运行，并且
空冷型发电机组简介 更新日期：2011-09-13 14:19:34 点击：105 1．发电机组空冷系统 1．1 空冷系统的单机容量 目前国内外电站空冷是二大类：一是间接空气冷却系统，二是直接空气冷却系统。其中间接空气冷却系统又分为混合式空气冷却系统和表面式空气冷却系统。世界上第一台1500KW直接空冷发电机组，于1938年在德国一个坑口电站投运，已有60多年的历史，几个典型空冷机组是：1958年意大利空冷电站2X36MW 机组投运、1968年西班牙160MW电站空冷机组投运、1978年美国怀俄明州Wodok 电站365MW空冷机组投运、1987年南非Matimba电站6X665MW直接空冷机组投运。当今采用表面式冷凝器间接空冷系统的最大单机容量为南非肯达尔电站 6X686MW；采用混合式凝汽器间接空冷系统的最大单机容量为300MW级，目前在伊朗投运的325MW(哈尔滨空调股份有限公司供货)运行良好。全世界空冷机组的装机容量中，直接空冷机组的装机容量占60％，间接空冷机组约占40％。 1．2 直接空冷系统的特点 无论是直接空冷，还是间接空冷电厂，经过几十年的运行实践，证明均是可*的。但不排除空冷系统在运行中，存在种种原因引发的问题，如严寒、酷暑、大风、系统设计不够合理、运行管理不当等。 这些问题有的已得到解决，从国内已投运的200MW空冷机组运行实践证明了这一点。 从运行电站空冷系统比较，直接空冷系统具有主要特点： (1)背压高； (2)由于强制通风的风机，使电耗大； (3)强制通风的风机产生噪声大； (4)钢平台占地，要比钢筋混凝土塔为小； (5)效益要比间接冷却系统大30％左右，散热面积要比间冷少30％左右； (6)造价相比经济。||| 2．直接空冷系统的组成和范围 2．1 直接空冷系统的热力系统 直接空冷系统，即汽轮机排汽直接进入空冷凝汽器，其冷凝水由凝结水泵排入汽轮机组的回热系统。 2．2 直接空冷系统的组成和范围 自汽轮机低压缸排汽口至凝结水泵入口范围内的设备和管道，主要包括： (1)汽轮机低压缸排汽管道； (2)空冷凝汽器管束； (3)凝结水系统；
概述 此节简单描述了GEA 公司的机械通风空气冷凝器即通常所称的空气冷凝器或ACC 。 GEA 公司的空气冷凝器由下列部件构成： ? 排气管道 (1) 和 配汽管道 (2) ? 翅片管换热器 (3) ? 支撑结构和平台 (4) ? 风扇及其驱动装置 ? 抽真空系统 (5) ? 排水和凝结水系统 (6) ? 控制系统和仪表 2 3 1 4 4 6 6 6 5 5 冷凝过程 GEA 公司的空气冷凝器将采用屋顶结构（或称A 型框架结构）。 来自汽轮机的尾气通过排汽管道和配汽管道输送到翅片管换热器。配汽管道连接到汽轮机的排汽管道和位于上部的翅片管换热器。蒸汽被直接送入换热器的翅片管道内。蒸汽携带的热能由经过换热器翅片表面的冷却空气带走，冷却空气是由置于管束下面的轴流风机驱动的。 换热器采用GEA 公司发明的KD 布置方式，即顺流冷凝－反流冷凝的布置方式。 70％到80％的蒸汽在通过由上部的配汽管道到顺流冷凝的换热器中被冷凝成凝结水，凝结水流到底部的蒸汽/凝结水联箱中。顺流管束称为冷凝管束或称K 管束。 其余的蒸汽在称为D 管束的反流管束中被冷凝，蒸汽是由蒸汽/凝结水联箱向上流动的，而凝结水由冷凝的位置向下流到蒸汽/凝结水联箱中并被排出。 这种KD 形式的布置方式确保了在任何区域内蒸汽都与凝结水有直接的接触，因此将保持凝结水的水温与蒸汽温度相同，从而避免了凝结水的过冷、溶氧和冻害。 从汽轮机到凝结水箱的整个系统都是在真空状态下。由于采用全焊接结构，从而保证整个系统的气密性。由于在与汽轮机连接的法兰处不可避免地会有空气漏进冷凝系统中，为了保持系统的真空，在反流管束的上端未冷凝的蒸汽和空气的混合物将被抽出。通过在上端部位的过冷冷却，使不可冷凝蒸汽的汽量被减小了。 反流（D ）部分的设计应保证在任何运行条件下，不会在顺流（K ）部分造成完全冷凝，以避免过冷和溶氧以及冻害的危险。 在不同热容量和环境温度下，通过调节空气流量的变化来控制汽轮机尾气的排汽压力。
简介 间接空冷系统，间接空冷系统指混合式凝汽器的间接空冷系统（海勒式间接空冷系统）和具有表面式凝汽器间接空冷系统（哈蒙式间接空冷系统）及其它。 (a)直接空冷系统——系利用机械通风使汽轮机排汽直接在翅片管式空冷凝汽器中凝结，一般由大管径排汽管道、空冷凝汽器、轴流冷却风机和凝结水泵等组成； (b)带表面式凝汽器的间接空冷系统——亦称哈蒙系统，由表面式凝汽器、空冷散热器、循环水泵以及充氮保护系统、循环水补充水系统、散热器清洗等系统与空冷塔构成。该系统与常规的湿冷系统基本相仿，不同之处是用空冷塔代替湿冷塔，用密闭式循环冷却水系统代替敞开式循环冷却水系统，循环水采用除盐水。 2资料 一、机械通风直接空冷系统（ACC） 该系统亦称为ACC系统，它是指汽轮机的排汽直接用空气来冷凝，空气与蒸汽间进行热交换，其工艺流程为汽轮机排汽通过粗大的排气管道至室外的空冷凝汽器内，轴流冷却风机使空气流过冷却器外表面，将排汽冷凝成水，凝结水再经泵送回锅炉。 其优点有： ⑴不需要冷却水等中间介质，初始温差大。 a* |& a ⑵设备少，系统简单，占地面积少，系统的调节较灵活。 其缺点有： ⑴真空系统庞大在系统出现泄漏不易查找漏点，易造成除氧器、凝结水溶氧超标。 ⑵采取强制通风，厂用电量增加。 ⑶采用大直径轴流风机噪声在85分贝左右，噪声大。
⑷受环境风影响大。 二、表面式间接空冷系统 表面式凝汽器间接空冷系统的工艺流程为：循环水进入表面式凝汽器的水侧通过表面换热，冷却凝汽器汽侧的汽轮机排汽，受热后的循环水由循环水泵送至空冷塔，通过空冷散热器与空气进行表面换热，循环水被空气冷却后再返回凝汽器去冷却汽轮机排汽，构成了密闭循环。 带表面式凝汽器的间接空冷系统，与海勒式间接空冷系统所不同的是冷却水与汽轮机排汽不相混合，进行表面换热，这样可以满足大容量机组对锅炉给水水质较高的要求。该系统与常规的湿冷系统基本相同，不同之处是用空冷塔代替湿冷塔，用不锈钢凝汽器代替铜管凝汽器，用除盐水代替循环水，用密闭式循环冷却水系统代替敞开式循环冷却水系统。 其优点有： ⑴设备较少，系统较简单。 ⑵冷却水系统与凝结水系统分开，水质按各自标准处理，冷却系统采用除盐水，且闭式运行，基本杜绝凝汽器管束内结垢堵塞情况，大大提高换热效率。 ⑶循环水系统处于密闭状态，循环水泵扬程低，消耗功率少，厂用电率低。 ⑷冷却水在循环过程中完全为密闭循环运行，基本不产生水的损耗，理论上该系统耗水为零。 其缺点有：. ⑴冷却水必须进行两次热交换，传热效果差。 ⑵占地面积大。 ⑶初投资较直接空冷大。. 三、直接空冷机组与间接空冷机组环境气象条件包括气温，风速及风向性能、厂址海拔标高及厂址处的大气压力、辐射热的对比： 直接空冷与间接空冷在气温、风速及风向性能、厂址海拔标高及厂址处的大气压力、辐射热对比表 气温 风速及风向性能（安全性分析）
“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。
发电机组直接空冷系统简介 [ 日期：2005-12-27 ] [ 来自：锅炉工] 1．电站空冷系统 1．1 空冷系统的单机容量 目前国内外电站空冷是二大类：一是间接空气冷却系统，二是直接空气冷却系统。其中间接空气冷却系统又分为混合式空气冷却系统和表面式空气冷却系统。世界上第一台1500KW直接空冷机组，于1938年在德国一个坑口电站投运，已有60多年的历史，几个典型空冷机组是：1 958年意大利空冷电站2X36MW机组投运、1968年西班牙160MW电站空冷机组投运、197 8年美国怀俄明州Wodok电站365MW空冷机组投运、1987年南非Matimba电站6X665MW直接空冷机组投运。当今采用表面式冷凝器间接空冷系统的最大单机容量为南非肯达尔电站6X68 6MW；采用混合式凝汽器间接空冷系统的最大单机容量为300MW级，目前在伊朗投运的325M W(哈尔滨空调股份有限公司供货)运行良好。全世界空冷机组的装机容量中，直接空冷机组的装机容量占60％，间接空冷机组约占40％。 1．2 直接空冷系统的特点 无论是直接空冷，还是间接空冷电厂，经过几十年的运行实践，证明均是可*的。但不排除空冷系统在运行中，存在种种原因引发的问题，如严寒、酷暑、大风、系统设计不够合理、运行管理不当等。 这些问题有的已得到解决，从国内已投运的200MW空冷机组运行实践证明了这一点。 从运行电站空冷系统比较，直接空冷系统具有主要特点： (1)背压高； (2)由于强制通风的风机，使电耗大； (3)强制通风的风机产生噪声大； (4)钢平台占地，要比钢筋混凝土塔为小； (5)效益要比间接冷却系统大30％左右，散热面积要比间冷少30％左右； (6)造价相比经济。
直接空冷系统技术规书 项目名称：。。。。。能源1×75t/h中温中压尾气锅炉+1×12MW汽轮发电机项目 需方：。。。。。热电厂 设计单位: 。。。。。设计工程有限责任公司 使用方: 。。。。。热电厂 投标方： 2017年2月16日
目录 一.总则 二.设备的运行条件 三.设备规 四.技术要求 五.供货围 六.设计、制造、验收标准 七. 监造 八. 技术资料要求 九.技术服务联络方式
一. 总则 1.1 本规书的使用围，仅限于。。。。。能源1×75t/h中温中压尾气锅炉+1× 12MW汽轮发电机项目，本期工程共安装1台中温中压75t/h的炭黑尾气锅炉及1台12MW空冷抽凝式汽轮发电机组，汽轮机排汽冷凝系统采用直接空冷系统。它包括本体、附属部件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2 本规书提出的是最低限度的技术要求，并没有对所有技术细节作出规定， 也未具体引述有关标准和规的条文。投标方应保证提供符合本规书和工业标准的优质产品。 1.3 如果需方有除本规书以外的特殊要求，应以书面形式提出，并对每一点 都作详细说明，载于本规书之后。 1.4 如投标方没有以书面对本规书的条文提出异议。那么需方可以认为投标 方提出的产品完全满足本规书的要求。 1.5 本规书为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。 二. 设备的运行条件 2.1直接空冷系统的安装位置：主厂房汽机间尾部，架空于道路上，单排室外布置。 2.2设备运行环境条件 大气压力：年平均气压904.8 mbar 相对湿度：年平均52 %
年平均气温：19℃ 绝对最高温度45.5 ℃ 绝对最低温度-19.9 ℃ 风速及风向：年平均风速 2.3 m/s, 主导风向： 年平均降雨量501.6 mm 最大积雪深度150mm 最大冻土深度610 mm 地震烈度：7度 三. 设备规 3.1 设备名称：直接空冷系统岛 3.2数量：1套， 3.3设计和运行条件 汽轮发电机组参数：（由买方提供） 汽轮机排汽背压：15kPa 汽轮发电机组额定功率：12MW 汽轮机排汽量：68t/h 排汽焓：2598kJ/kg 额定排汽温度：54℃ 四、技术要求
凝汽器冷却方式： 湿式冷却方式湿式冷却方式分直流冷却和冷却塔种. 湿式直流冷却一般是从江、河、湖、海等天然水体中汲取一定量地水作为冷却水，冷却工艺设备吸取废热使水温升高，再排入江、河、湖、海.文档收集自网络，仅用于个人学习 当不具备直流冷却条件时，则需要用冷却塔来冷却.冷却塔地作用是将挟带废热地冷却水在塔内与空气进行热交换，使废热传输给空气并散入大气.文档收集自网络，仅用于个人学习干式冷却方式在缺水地区，补充因在冷却过程中损失地水非常困难，采用空气冷却地方式能很好地解决这一问题.空气冷却过程中，空气与水(或排汽)地热交换，是通过由金属管组成地散热器表面传热，将管内地水(或排汽)地热量传输给散热器外流动地空气.文档收集自网络，仅用于个人学习 当前，用于发电厂地空冷系统主要有种，即直接空冷系统、带表面式凝汽器地间接空冷系统(哈蒙式空冷系统)和带喷射式(混合式)凝汽器地间接空冷系统(海勒式空冷系统).文档收集自网络，仅用于个人学习 直接空冷就是利用空气直接冷凝从汽轮机地排气，空气与排气通过散热器进行热交换. 海勒式间接空冷系统主要由喷射式凝汽器和装有福哥型散热器地空冷塔构成，系统中地高纯度中性水进入凝汽器直接与凝汽器排汽混合并将加热后地冷凝水绝大部分送至空冷散热器，经过换热后地冷却水再送至喷射式凝汽器进行下一个循环.极少一部分中性水经过精处理后送回锅炉与汽机地水循环系统.文档收集自网络，仅用于个人学习 哈蒙式间接空冷系统又称带表面式凝汽器地间接空冷系统，在该系统中冷却水与锅炉给水是分开，这样就保证了锅炉给水水质.哈蒙式空冷系统由表面式凝汽器与空冷塔组成，系统与常规地湿冷系统非常相似.文档收集自网络，仅用于个人学习 据统计目前世界上空冷系统地装机容量中，直接空冷系统约占，表面式凝汽器间接空冷系统约占，混合式凝汽器间接空冷系统约占.文档收集自网络，仅用于个人学习 直接空冷系统地工作原理 汽轮机排汽在空冷凝汽器中被空气冷却而凝结成水，排汽与空气之间地热交换是在表面式空冷凝汽器内完成.在直接空冷换热过程中，利用散热器翅片管外侧流过地冷空气，将凝汽器中从处于真空状态下地汽轮机排出地热介质饱和蒸汽冷凝，最后冷凝后地凝结水经处理后送回锅炉.文档收集自网络，仅用于个人学习 直接空冷凝汽器地发展现状 直接空冷凝汽器地作用直接空冷技术地发展主要是围绕直接空冷凝汽器管束进行地.空冷凝汽器是空冷机组冷端地主要部分，汽轮机排汽将几乎全部在凝汽器中冷凝成冷凝水.汽轮机排出地蒸汽在凝汽器翅片管束内流动，空气在凝汽器翅片管外流动对蒸汽直接冷却.从提高冷却效率角度出发，一般在管束下面装有风扇机组进行强制通风或将管束建在自然通风塔内，在现有运行地机组中，强制通风方式由于其可调控性能较好等优点而广泛应用.直接空冷凝汽器由于特点突出，已经逐渐在世界各国进行技术研究并逐步推广应用.由于间接空冷凝汽器系统相对于直接空冷凝汽器系统设备多、造价高、维修量大、运行难度大且可靠性较差，所以它将只是水冷凝汽器系统和直接空冷凝汽器系统之间地一个过渡，直接空冷凝汽器将是今后电厂冷却系统发展地重要方向.文档收集自网络，仅用于个人学习 直接空冷凝汽器地发展现状电厂空冷凝汽器技术地开发应用已有几十年地历史.德国早在年就建成了采用空气冷却地发电机组.年匈牙利地海勒教授首次提出电站间接空冷技术，电站空冷技术发展到现在已经经历了由不成熟到成熟地发展过程.空冷系统地翅片管散热器按材料分有：铝管铝翅、钢管铝翅以及钢管钢翅种.按结构分，现在空冷系统普遍采用地有种：圆形铝管镶铝翅片、热浸锌椭圆钢管套矩形翅片、大直径热浸锌椭圆钢管套矩形翅片、大直径扁管焊接蛇型铝翅片.直接空冷技术地发展主要是围绕直接空冷凝汽器管束进行地，目前
空冷器管束操作时应注意的事项 1.管内介质、温度、压力均应符合设计条件,严禁超压,超温操作. 2.管内升压、升温时,应缓慢逐级递升,以免因冲击驟热而损坏设备. 3.空冷器正常操作时,应先开启风机,再向管束内通入介质.停止操作时,应先停止向管束内通入介质,后停风机. 4.易凝介质于冬季操作时,其程序与3条相反. 5.负压操作的空冷器开机时,应先开启抽气器,管内达到规定的真空度时再启动风机,然后通入管内介质,停机时,按相反程序操作.冬季操作时,开启抽气器达到规定真空度后,先通入管内介质,再启动风机,以免管内冻结无法运行. 6.停车时,应用低压蒸汽吹扫并排净凝液,以免冻结和腐蚀. 7.开车前应将浮动管箱两端的紧定螺钉卸掉,保证浮动管箱在运行过程中可自由移动,以补偿翅片管热胀冷说的变形量. 空冷风机系统的维护保养及使用注意事项 1、日常巡检 运行中有无异常性声音和振动. 回转部件有无过热、松动. 2、定期维护保养 每三个月通过注油嘴加注锂基润滑油. 定期调整三角带的松紧度,并检查三角带胶带的磨损程度,磨损严重的应及时予以更换. 全面检查各零、部件的紧固状态一年一次.
风筒与叶轮的径向间隙检查一年一次. 叶片角度及叶片沿风机轴向跳动应每年检查、调整一次. 清除风机叶片表面油污,检查叶片损坏,半年一次. 3、使用注意事项 风机使用角度不得超过规定的调角范围以防电机过载. 加注黄油不应超过油腔的2/3,以免轴承过热. 每次检修和更换电机时,必须注意接线相应,应保证风机叶轮俯视顺时针方向旋转. 皮带传动机构的皮带应保持一定的张紧力。如过于松弛,则电机的动力无法有效的传递至风机,风机效率下降,甚至造成皮带飞出的事故。 如皮带过紧，摩擦阻力增大，容易造成电机超负荷，长时间运行还会造成电机，风机轴弯曲，轴承松动，致使振动，噪音增大，影响设备运行。 定期检查更换风机的皮带，确保风机使用正常。 兰州长征机械有限公司 2015年1月
300MW直接空冷机组运行情况介绍 李岗 1 漳山电厂直接空冷机组介绍 山西漳山发电有限责任公司位于山西省长治市北郊。于2001年10月11日成立，由北京能源投资（集团）有限公司和山西国际电力集团有限公司出资组建，出资比例分别为55%和45%。漳山一期工程装机容量为2×300MW，安装两台国产300MW直接空冷、脱硫、燃煤发电机组。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司设计和生产的单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机组;发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产; 锅炉为武汉锅炉厂有限责任公司生产。直接空冷系统采用德国巴克多尔公司设计，中国张家口巴克多尔公司生产的三排椭圆翅片管直接空冷系统。 漳山300MW机组每台机组空冷散热器配25个冷却单元，分为5列，每列的冷却单元的布置顺序为“K/K/D/K/K”。(K为顺流凝汽器, D为逆流凝汽器)单元排列方式如图1,2所示：空冷汽轮机的排汽经过排汽装置后，进入到主排汽管道固定点前的汽机排汽管道。排汽管道上设有大拉杆伸缩节，用于吸收此段管道的热膨胀。在管道底部有滑动支座。汽轮机的排汽经过固定点后进入固定点后的主蒸汽排汽管道。这段管道上设有固定点、安全阀、爆破片。管道在固定点右则经过三次变径逐次变成∮4900mm、∮4000mm、∮2800mm，在各变径段上分别引出五根∮2800mm 的蒸汽分配管道。这五根蒸汽分配管由中心高度﹢3.7m垂直上升到﹢41.117m，然后分别与各台机的五列空冷器的蒸汽分配管相连。通过蒸汽分配管汽轮机排汽首先进入顺流管束被冷却，然后进入逆流管束最终冷却并排出不凝结气体。本机组的空冷器由大管径的三排椭圆翅片管组成的管束、蒸汽分配管、凝结水联箱、支撑管束的构架组成。单台机共有250片管束，分成200片顺流管束和50片逆流管束，与风机组成20个顺流单元和5个逆流单元。冷凝所需要的冷空气由轴流风机从周围的环境中抽取，并吹到翅片管束的冷却表面。冷却空气量由变频风机进行调节。 排汽冷却成的凝结水汇集到空冷器的下部联箱，在自身重力作用下由凝结水管路引到凝结水箱。凝结水管中的凝结水沿管壁流下，进入除氧头内进行除氧排空，凝结水管中央空间是从除氧头中排出的不凝结气体逆流而上由抽真空系统抽走。另外，从主排汽管道上引出一根蒸汽平衡管道至凝结水箱，用于对进入凝结水箱疏水除氧以及保持凝结水箱中一定的温度和压力。凝结水泵设置两台，一台运行一台备用。如图1所示。 图1 直接空冷系统示意图
【火力发电厂直接空冷系统运行导则】二次修改稿 目录 1 围 (2) 2 规性引用文件 (2) 3 术语和定义 (3) 4 总则 (5) 5 直接空冷系统的启动与停运................................................................... 错误!未定义书签。 6 直接空冷系统的运行与试验 (6) 7直接空冷系统故障诊断............................................................................. 错误!未定义书签。附录A 600MW空冷机组背压运行限制曲线示例 .. (20) 附录B 汽轮机组空冷系统最小热负荷表 (22) 附录C 蒸汽压力与饱和温度对照表 (23)
（正文） 1 围 1.1本导则规定了火力发电厂直接空冷系统运行的一般性原则及要求。 1.2本导则适用于新建、改（扩）建和运行的直接空冷机组。 2 规性引用文件 下列文件对于本导则的引用是必要的。凡是注日期的引用文件，其仅注日期的版本适用于本导则；凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本导则。 GB3095-2012 环境空气质量标准 GB13223-2011 火电厂大气污染物排放标准 GB12348-2008 工业企业厂界环境噪声排放标准 GB 50660-2011 大中型火力发电厂设计规 DL/T552-1995 火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法 DL/T244-2012 直接空冷系统性能试验规程 DL/T245-2012 发电厂直接空冷凝汽器单排管管束 DL/T 932-2005 凝汽器与真空系统运行维护导则 VG DL/T 1052-2007 节能技术监督导则
电厂空冷系统简介图片： 图片：
图片： 图片： 1．电站空冷系统？ 1．1 空冷系统的单机容量？
目前国内外电站空冷是二大类：一是间接空气冷却系统，二是直接空气冷却系统。其中间接空气冷却系统又分为混合式空气冷却系统和表面式空气冷却系统。世界上第一台1500KW直接空冷机组，于1938年在德国一个坑口电站投运，已有60多年的历史，几个典型空冷机组是：1958年意大利空冷电站2X36MW机组投运、1968年西班牙160MW电站空冷机组投运、1978年美国怀俄明州Wodok电站365MW空冷机组投运、1987年南非Matimba电站6X665MW直接空冷机组投运。当今采用表面式冷凝器间接空冷系统的最大单机容量为南非肯达尔电站6X686MW；采用混合式凝汽器间接空冷系统的最大单机容量为300MW级，目前在伊朗投运的325MW(哈尔滨空调股份有限公司供货)运行良好。全世界空冷机组的装机容量中，直接空冷机组的装机容量占60％，间接空冷机组约占40％。？ 1．2 直接空冷系统的特点？ 无论是直接空冷，还是间接空冷电厂，经过几十年的运行实践，证明均是可*的。但不排除空冷系统在运行中，存在种种原因引发的问题，如严寒、酷暑、大风、系统设计不够合理、运行管理不当等。？ 这些问题有的已得到解决，从国内已投运的200MW空冷机组运行实践证明了这一点。？ 从运行电站空冷系统比较，直接空冷系统具有主要特点：？ (1)背压高；？ (2)由于强制通风的风机，使电耗大；？ (3)强制通风的风机产生噪声大；？ (4)钢平台占地，要比钢筋混凝土塔为小；？ (5)效益要比间接冷却系统大30％左右，散热面积要比间冷少30％左右；？ (6)造价相比经济。？ 2．直接空冷系统的组成和范围？ 2．1 直接空冷系统的热力系统？ 直接空冷系统，即汽轮机排汽直接进入空冷凝汽器，其冷凝水由凝结水泵排入汽轮机组的回热系统。？ 2．2 直接空冷系统的组成和范围？
空冷控制系统 1.直接空冷系统构成 电厂直接空冷系统汽机的排汽直接用空气冷却，汽机排出的饱和蒸汽各蒸汽经排汽管道排至安置在室外的空冷凝汽器中，冷凝后的凝结水，经凝结水泵升压后送至汽机回热系统，最后送至锅炉。直接空冷系统主要包括以下系统：空冷凝汽器（ACC，Air cooled condenser）、空气供给系统、汽轮机排汽管道系统、抽真空系统、空冷凝汽器清洗系统、空冷凝汽器平台及土建支撑。 蒸汽从汽轮机出来，经过蒸汽管道流向空冷凝汽器，由蒸汽分配管道向空冷冷凝器分配蒸汽。目前直接空冷凝汽器大多采用矩形翅片椭圆管芯管的双排、三排管各大口径蛇形翅片的单排管。空冷凝汽器由顺流管束各逆流管束两部分组成。顺流管束是冷凝蒸汽的主要部分，可冷凝75%~80%的蒸汽，在顺流管束中，蒸汽和凝结水是同方向移动的。设置逆流管束主要是为了能够比较顺畅地将系统内的空气和不凝结气体排出，避免运行中在空冷凝汽器内的某些部位形成死区、冬季形成冻结的情况，在逆流管束中，气体和凝结水是反方向移动的。 冷凝所需要的冷空所由轴流冷却风机从大所中吸入，并吹抽换热器翅片。风机采用变频控制，系统可通过控制启停风机台数和对风机转速进行调整来控制进风量，能灵活地适应机组变工况运行，产且起很好的防冻作用。 抽真空系统由3X100%水环真空泵组成。泵连接逆注管束的顶部和主排汽管道。在启动的时候，不凝气体在抽真空系统中被压缩，并排到大气中。在部分排派汽支管道上设置蒸汽隔离阀（启动排不设蒸汽隔离阀）当冬季汽轮机低负荷运行或启动时，切断某几个散热端的阀门，将热量集中在剩余的散热端中，增加热负荷达到防冻目的。为防止灰尘附着凝汽器翅片影响系统散热效果，设立冲洗系统，冲洗系统由冲洗水泵以及管道阀门组成。 为减少系统容积，大型机组的空冷凝汽器一般布置在紧靠汽机房A列柱外的平台上。为适应机组变工况运行各维护，空冷凝汽器被分为几组，每组由相同冷却单元组成，每个冷却单元由“人”型的冷却器排架构成，每个冷却单元下面设一台轴流风机。直接空冷机组原则性汽水系统如图1所示。
直接空冷系统技术规范书 项目名称：。。。。。能源有限公司1×75t/h中温中压尾气锅炉+1 ×12MW汽轮发电机项目 需方：。。。。。热电厂 设计单位: 。。。。。西安设计工程有限责任公司 使用方: 。。。。。热电厂 投标方： 2017年2月16日 目录 一.总则 二.设备的运行条件 三.设备规范 四.技术要求 五.供货范围 六.设计、制造、验收标准 七. 监造 八. 技术资料要求 九.技术服务联络方式 一. 总则
1.1 本规范书的使用范围，仅限于。。。。。能源有限公司1×75t/h中温中 压尾气锅炉+1×12MW汽轮发电机项目，本期工程共安装1台中温中压75t/h的炭黑尾气锅炉及1台12MW空冷抽凝式汽轮发电机组，汽轮机排汽冷凝系统采用直接空冷系统。它包括本体、附属部件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2 本规范书提出的是最低限度的技术要求，并没有对所有技术细节作出规 定，也未具体引述有关标准和规范的条文。投标方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。 1.3 如果需方有除本规范书以外的特殊要求，应以书面形式提出，并对每一 点都作详细说明，载于本规范书之后。 1.4 如投标方没有以书面对本规范书的条文提出异议。那么需方可以认为投 标方提出的产品完全满足本规范书的要求。 1.5 本规范书为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。 二. 设备的运行条件 2.1直接空冷系统的安装位置：主厂房汽机间尾部，架空于道路上，单排室外布置。 2.2设备运行环境条件 大气压力：年平均气压904.8 mbar 相对湿度：年平均52 % 年平均气温：19℃
直接空冷机组高背压供热改造研究 发表时间：2019-09-05T10:01:10.520Z 来源：《中国电业》2019年第08期作者：刘刚 [导读] 本文以西北地区某直接空冷供热机组为例，对直接空冷机组高背压供热改造实施方案、 山东电力工程咨询院有限公司山东济南 250013 摘要：本文以西北地区某直接空冷供热机组为例，对直接空冷机组高背压供热改造实施方案、关键技术点进行了详细的分析，提出了高背压供热经济运行的准则，为同类型项目的可行性研究和运行优化提供参考依据。 关键词：直接空冷；高背压供热改造 0 引言 “节能减排”始终是贯穿我国社会经济发展的一个核心问题，其根本措施是提高能源利用率和减少余热损失。对火力发电厂而言，汽轮机乏汽损失为火电厂热损失中最大的一项，大量的热量（占50%～60%）被循环水或空气带走并排放到大气中[1]。对300MW等级空冷供热机组来说，由于受低压缸最小冷却流量的限制，联通管抽汽能提供最高约310MW左右的供热量，且机组只有部分抽汽被用于供热，汽轮机排汽份额有所减少，但仍存在较大冷源损失。 因此，有必要对该类型机组进行高背压供热改造，以提高电厂的供热能力，降低年均供电煤耗。 1 机组介绍 拟改造电厂装机容量为2X310MW，为西北地区某直接空冷供热电厂。汽轮机型式为亚临界、中间再热、三缸两排汽、单轴、双抽汽、直接空冷式。CCK310-17.75/1.0/0.45/540/540，铭牌功率为310MW,抽汽方式为中压带旋转隔板调整抽汽、中低压联通管蝶阀调整抽汽。配套锅炉亚临界参数汽包炉、自然循环，单炉膛、一次再热、四角切圆、平衡通风、燃煤、固态排渣、全钢构架紧身封闭布置，锅炉最大连续出力1064t/h。机组设7级回热系统，包括2台高加+高加外置式蒸汽冷却器、1台除氧器、4台低加；空冷凝汽器布置在主厂房A排外，每台机组所配的冷却单元为30个，空冷器管束采用单排管。 该供热机组目前面临最大的问题就是供热能力不足，电厂原设计的供热系统中，由采暖抽汽直接加热采暖加热器。最大供热能力约，供需矛盾比较突出，急需进行供热改造。 该空冷机组设计背压：15 kPa，夏季设计背压：34 kPa，在最大进汽量、额定负荷下持续运行允许的最大背压值为 45.1 kPa，对应排汽温度在54～84℃，其背压变化幅度完全适应高背压运行的要求，无需对汽轮机末级叶片进行改造。 根据本地区往年供热记录，供热回水温度在50～60℃,供热回水最大有约20℃温升空间，因此该电厂具备实施高背压供热良好的基础条件。 2 高背压供热改造设计过程 空冷机组高背压供热改造设计需要确定以下关键边界条件： A.热网循环水进入凝汽器的温度 B. 热网循环水流出入凝汽器的温度 此温度由汽轮机排汽背压确定，一般比排汽背压对应的饱和温度小3～5℃。排汽背压参数的选择详见第4部分介绍。 C. 热网循环水量的确定 热网循环水量越大，对实施高背压改造越有利，本工程循环水量暂按12000t/h考虑。 D. 热网供水温度的确定 另外还需进行主要设备选型以及空冷岛的防冻计算等工作。 具体改造内容： a)对于汽轮机低压部分而言，冬季高背压供热运行时与机组夏季运行时工况基本一致，汽轮机本体部分不做大的改动，仅增加新的喷水装置和新的运行监测和报警设备。 b)从空冷汽轮机主排汽管上增设一旁路排汽至热网凝汽器，通过凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，在热网凝汽器入口蒸汽管道上装有大口径真空电动蝶阀。 c)在空冷岛上方原6列排汽支管中，原已有4列设有大口径真空电动蝶阀，布置于中部的2列原未装设阀门，为便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除，此2列处增设大口径真空电动蝶阀。 d)热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统。 e)热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，原机组具有的中排抽汽供热系统保留，作为尖峰热负荷时调整采用。 3. 具体改造实施方案 高背压供热改造具体方案如下：2台机组采用“二拖一”方案，不改变空冷岛现状，增设一台#1、2机组共用的高背压供热系统凝汽加热器（以下称“供热凝汽器”），从#1、2机空冷岛进汽总管中分别引出一路蒸汽至供热凝汽器，热网循环水回水通过供热凝汽器，利用供热凝汽器回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行一级加热，同时利用汽轮机中低联通管的抽汽作为尖峰加热手段，对热网循环水进行二次加热，满足供热要求。