300MW直接空冷机组夏季优化调整分析
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［摘要］郭家湾电厂地处陕北富煤缺水地区，机组的凝气设备采用了直接空冷系统（ACC），从运行的实际情况来看，夏季低真空问题已成为影响机组安全经济运行的一个重要问题。我厂机组运行的极限安全背压一般控制在40Kpa，为保证机组安全运行，在高气温下，机组不同程度地限负荷运行。由于夏季运行工况正处于电网迎峰度夏高负荷运行时期，因此机组在夏季必然会出现较长时间大负荷高背压限负荷运行工况。一旦出现大风天气及热风回流等不利的情况，极易出现背压高保护动作跳机的事故发生。这样不但给机组安全经济运行带来严重的威胁，同时也直接影响到电网的安全经济运行。
中图分类号：P618.11 文献标识码：A 文章编号：
郭家湾厂空冷系统各设计工况主要参数（见表1），按照设计值：在TRL工况下，环境温度达到31.5℃时，ACC背压最高为30Kpa。根据西安热工研究院实验结论，空冷凝汽器进气温度为31.5℃的设计条件下，汽轮机低压缸排汽质量流量177.90±1.10kg/s，小于设计保证值191.40kg/s；考虑试验不确定度后，排汽质量流量比设计保证值至少低6.48%。排汽质量流量转化为排汽压力为33.410kPa，大于性能保证值30kPa；TRL工况未达到设计保证性能。但根据日常运行参数报表统计，环境温度到29℃，机组负荷220MW时，ACCA背压已经达到极限安全运行背压40 Kpa。
表1
针对上述工况远较设计值差现象，提出以下优化调整措施：
1）空冷凝汽器空气侧表面脏污，有塑料纸、飞絮、灰泥等杂物（见
图1）使传热性能下降；另外空气通流面积减小，风阻增加，冷却风量减小；使ACC冷却能力严重下降，机组背压增大。在夏季高温季节来临前，一定要对空冷凝汽器空气侧表面进行清洗，否则不但影响机组运行安全，并且将影响机组夏季带负荷能力。
图1
2) 凝汽器管束导轨与平台间隙大，使部分冷却风量短路，不经过散热器管束，减少了通流冷却风量，造成冷却风量减小。对此间隙进行封堵，提高凝汽器换热能力。
3）部分管束间的安装间隙过大，使冷却空气不能有效换热，导致冷却风量损失。封堵过大的间隙，有效利用冷却空气。
4）采用尖峰冷却方式如喷雾加湿系统。其主要原理是利用高气温时段在空冷凝汽器迎风面喷水雾，一部分与翅片管束进行热交换，水雾在管束表面升温后蒸发，利用汽化潜热吸收了热量；另一部分雾化后的小水滴与环境空气直接换热，降低了环境温度，增大了传热温差，强化了传热效果。（见表2）是汽轮机背压与环境温度的关系，在机组高背压下，背压随排汽温度的变化十分显著，如在排汽温度80℃时，其每变化1℃，其背压变化率是排汽温度30℃时的8倍。在一定的排汽热负荷下，环境温度的增加基本等效为排汽温度，也就是说，在高的环境温度下，环境温度每增加1℃，将使机组背压增加2Kpa。因此在高的环境温度，投运喷雾强化换热系统，使进入空冷散热器的空气温度降低，可有效的降低系统的背压。如机组背压45Kpa的情况下，在汽轮机排汽热负荷不变的情况下，进入空冷散热器的空气温度降低5℃，机组背压可降低8Kpa。
根据日常报表统计每天13时至15时的2个小时内环境温度最高，因此每天只需投入2—3小时，喷淋水量100吨左右除盐水就能为电厂在整个夏季带高负荷创造良好条件。
表2
5）控制水环真空泵汽水分离器液位和工作液温度。保持合适的分离器液位高度，水位升高时通过底部放水阀放水，水位过低时加大工作室补水量，可以有效提高水环真空泵的工作效率。同时我厂水环真空泵工作液冷却水使用的是辅冷水，在夏季高温时辅冷水温度也会随着环境温度的升高而偏高，冷却能力会明显下降。其它电厂有采用单独地下冷水供真空泵冷却水的系统，对提高水环真空泵抽吸能力有显著提升。因此我厂应增加一套单独的水环真空泵冷却水系统，系统较简单，投资也不大。
参考资料
[1] VGB-R131Me：德国空冷凝汽器在真空状态下验收试验测量和运行监控导则。
[2] 郭家湾电厂空冷凝汽器技术协议。
[3] 西安热工研究院有限公司：神华神东电力郭家湾电厂空冷考核实验报告