直接空冷机组高背压供热改造分析
刘冬升;王文营
【摘要】针对直接空冷机组热效率低、冷端损失大、经济性差的问题,提出直接空冷机组高背压供热的改造方案,从改造后经济性和安全性方面对该方案进行分析,认
为该方案改善了机组经济性,增加了机组供热能力,降低了发电煤耗,并对其安全性方面存在的问题提出相关处理措施及建议.
【期刊名称】《河北电力技术》
【年(卷),期】2016(035)001
【总页数】3页(P48-50)
【关键词】直接空冷;高背压供热;节能;防冻
【作者】刘冬升;王文营
【作者单位】河北华电石家庄鹿华热电有限公司,石家庄 050200;国网河北省电力
公司电力科学研究院,石家庄 050021
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
河北华电石家庄鹿华热电有限公司(简称“鹿华热电”)汽轮机采用亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机，型号为CZK330-16.7/0.4/537/537。
主要技术参数为：汽轮机进汽压力16.7 MPa，汽轮机进汽温度537 ℃，再热蒸汽温度537 ℃，额定背压15 kPa，夏季背压33 kPa，阻塞背
压8 kPa。
额定抽汽工况：抽汽量550 t/h，电负荷264 MW，蒸发量1 167 t/h。
鹿华热电主要承担石家庄市西部城区采暖的供热任务，2台330 MW供热机组于2011年10月25日、12月24日投产发电。
直接空冷系统的汽轮机低压缸排汽直接进入空冷岛翅片管束，空气通过空冷风机以一定流速流过空冷岛的翅片管束，将汽轮机排汽直接冷凝结成水。
直接空冷机组与湿冷机组相比，省水约65%，节水效果明显。
直接空冷机组的总热效率较低，其
中通过空冷岛排放到大气中的能量约占总能量的50%以上，大量的余热未被利用。
高背压供热改造不改变机组空冷岛现状，汽轮机及原抽汽不做任何更改，在鹿华热电1号机组增设1台高背压凝汽器，回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行初
级加热。
如图1，1号机组低压缸排汽至空冷岛进汽总管中引出一路蒸汽至高背压凝汽器，通过调整空冷岛背压和低压缸进汽量，调节高背压凝汽器进汽量。
高背压凝汽器抽真空管路接入1号机组抽真空管路，供热凝汽器的凝结水回收至1号机
组排汽装置。
高背压供热凝汽器与原热网加热器采用串联布置方式。
热网循环回水首先进入高背压凝汽器进行初级加热，然后进入热网循环泵升压，送至热网加热器入口母管。
热网循环水回水经高背压凝汽器初级加热，水温由55 ℃加热至68 ℃，然后经热网
循环水泵进入原热网加热器对热网循环水进行二级加热。
3.1 经济性分析
高背压供热利用低压缸排汽加热热网循环回水，可利用乏汽供热，将余热损失降低为0，增加机组总供热量，降低机组煤耗，减少二氧化碳等废气排放。
高背压供热运行期间，汽轮机排汽大部分进入供热凝汽器，空冷风机停运，可降低空冷风机电耗。
供热初、末期供热负荷较小，高背压供热系统可以满足热网供热要求时，原热网加热器不进抽汽，进入热网加热器的蒸汽量可用于发电负荷，增加机组发电能力。
3.2 安全性分析
直接空冷机组进行高背压供热改造后，机组经济性明显提高，但高背压改造后对机
组安全性造成一定影响。
3.2.1 低压缸末级叶片的安全性
机组进行高背压供热改造后，采暖季需提高机组背压运行，为充分利用机组余热，需将机组背压提高至额定背压，当机组背压高于额定背压时，排汽温度高于额定背压下的饱和温度，低压缸末级叶片会发生鼓风发热。
当低压缸末级叶片长时间发生鼓风，低压缸进入危险运行工况。
热网系统发生泄漏或热网循环水泵跳闸使热网水流量骤减时，热网循环水量无法冷却低压缸排汽，会造成机组背压升高，而此时机组背压已在额定背压或接近额定背压下运行，对低压缸末级叶片安全性造成较大影响，尤其当热网循环水量大幅减少，机组背压迅速上升时。
3.2.2 机组水质的影响
高背压供热投运前，必须对高背压供热凝汽器进行汽侧冲洗，通过排污泵将不合格的冲洗水外排，待水质合格后，将凝结水回收至排汽装置。
由于高背压凝汽器处于真空系统，高背压凝结水与机组排汽装置通过管路连接，冲洗水可能通过管路上关闭不严的阀门进入凝结水系统，对凝结水水质造成影响，使凝结水铁含量短时超标。
3.2.3 空冷岛翅片防冻的影响
防冻问题是空冷机组最重要的问题，特别是在我国北方严寒地区，空冷凝汽器冻结是常见现象，严重影响机组的安全运行。
空冷凝汽器管内蒸汽通过换热管及翅片把热量传给管外空气，使蒸汽凝结，当管内蒸汽量过小或管外空气量过大时，蒸汽在管束中沿管长大部分提前凝结为水并沿管壁向下流动，且在流动过程中继续被冷却。
当温度下降至0 ℃以下时，流体开始冻结。
随着流体不断向管壁放热，冻结程度
不断加剧，最后液体变成固体，凝结为冰。
冻结现象发生以后，蒸汽流道变窄，空冷翅片管内流体出现流动速度慢、流动中止或断流等现象，进一步加剧空冷翅片管内流体冻结现象的发生，严重时会冻坏冷却管束[1]。
高背压供热期间，低压缸排汽进入高背压凝汽器，空冷岛停运列的进汽隔离阀关闭，如进汽隔离阀关闭不严，有少量蒸汽漏流，空冷岛管束增加了冻结风险。
空冷岛每一列的始端和末端翅片最先出现变形。
空冷岛翅片管束变形会从S型(见
图2)发展至Z型(见图3)。
S型变形一般为弹性变形，可以随着翅片管束的回暖恢复。
Z型变形为永久性变形，不会随着翅片管束的回暖恢复。
3.2.4 机组真空系统严密性的影响
高背压凝汽器进汽管路直接取自空冷岛进汽总管，阀门直径3 m左右，直径较大，受阀门开关数次和受热以及阀门本身质量的影响，阀门难以保持严密。
供热期过后，由于高背压凝汽器进汽阀门不严，高背压凝汽器内真空与机组真空一致，对机组真空严密性造成一定影响，而此时无法打开高背压凝汽器汽侧入孔门进行内部检修，只能利用停机时间对高背压凝汽器进行汽侧检修。
4.1 保障低压缸末级叶片安全性的措施
为保证机组安全，应控制低压缸排汽流量，保证低压缸流量大于低压缸最小冷却流量，控制低压缸排汽温度不大于额定压力下的饱和温度。
当低压缸末级叶片发生鼓风，低压缸进入危险运行工况时，应增加低压缸进汽流量，或通过停运列空冷岛进汽阀门，调整空冷风机转速降低机组背压，使低压缸末级叶片脱离鼓风区域。
通过低压缸末级叶片监视软件，在低压缸末级叶片鼓风摩擦时，及时发出报警信号，提醒操作人员注意，及时做出调整，缩短危险工况运行时间。
当热网循环水量大幅减少时，立即开启空冷岛进汽隔离阀门，投运空冷岛风机，降低机组背压。
4.2 保障机组水质的措施
机组检修期间，对高背压凝汽器凝结水与机组凝结水相连管路上的阀门进行精细检修，可增加一道手动截止阀，增加阀门的严密性。
在接近供热前的检修期间，可通过外接除盐水或凝结水对高背压凝汽器汽侧进行数次冲洗，提高高背压供热投运时高背压凝汽器的冲洗水水质，同时可以缩短高背压
凝汽器冲洗时间。
4.3 保障空冷岛翅片防冻的措施
机组检修期间，对空冷岛各列进汽隔离阀门进行精细检修。
高背压供热投运时，空冷岛某列进汽阀门关闭后，可以用热成像仪或点温计比较阀门前、后温度是否接近，来判断阀门是否关闭严密。
对于阀门严密的列，保持长期停运，减少进汽阀门操作，同时用篷布覆盖各空冷风机的进口格栅，减弱冷空气对空冷岛管束冲击。
对于阀门不严的列，可采取回暖措施，每日中午对阀门不严列的空冷岛开启进汽阀门
40 min进行回暖。
在出现极寒天气时，要加强对空冷岛管束翅片的变形检查，一
旦某列出现较大的S型变形或小的Z型变形时，应开启此列空冷岛进汽隔离阀门，保持该列在极寒天气时运行。
4.4 保障机组真空严密性的措施
机组检修期间，对高背压凝汽器进汽阀门进行精细检修。
高背压供热投运前，对高背压凝汽器水侧进行灌水查漏，防止水侧管束泄漏进入汽侧。
运行期间通过真空严密性试验加强真空系统监视，在机组真空严密性下降时及时对真空系统排查。
真接空冷机组进行高背压供热改造后，节能效果显著。
鹿华热电通过高背压供热改造，相比改造前增加供热量143 MW，相当于原热网系统增加了接近200 t/h供
热抽汽，可实现年增加供热量1 480 TJ，采暖季发电标煤耗降低80～100 g/kWh，提高了机组的循环热效率。
对直接空冷机组高背压供热改造给机组带来的安全性影响采取上述针对性的保障措施，增加了高背压供热的安全性，解决了对低压缸末级叶片安全性、机组水质、空冷岛翅片防冻、机组真空严密性造成的影响。
直接空冷机组高背压供热改造充分利用了机组余热损失，提高了机组循环热效率，通过采取保障措施，可以增加高背压供热改造的安全性。
对高背压供热改造后机组出现的新问题应认真分析，如高背压凝汽器冲洗泵为负压系统运行的泵，在设备选
型时要充分考虑冲洗泵的气蚀余量，保证冲洗泵的出力。
对空冷岛防冻、热网循环水骤减等问题应制定专项预案。
空冷岛进汽阀门不严，高背压凝汽器漏汽、水侧阀门泄漏，都会对机组安全性与经济性造成较大影响，因此对高背压的安装工艺、检修质量要求较高。
【相关文献】
[1] 邱丽霞.直接空冷汽轮机及其热力系统[M].北京：中国电力出版社，2006.。
