660MW直接空冷机组高背压供热模式下真空异常分析

0引言

在全球能源转型和环保意识增强的背景下,空冷机组因其高效节水特性而备受电力行业青睐。与传统水冷系统相比,空冷机组利用空气作为冷却介质,显著减少了对水资源的依赖,降低了水处理和供水成本[1—2]。同时,其结构简单、易于维护,有助于提升环境可持续性。但随着技术发展,系统复杂性增加,尤其是将高背压凝汽器与传统空冷岛结合的冷却方式,虽有多重优势,却也面临新挑战。

高背压凝汽器作为空冷机组的关键部件,夏季可降低背压、提高发电效率,冬季则可作为城市供热热源,提升能源利用效率,降低城市供热成本,减少污染。然而,随着高背压凝汽器的投运,系统的复杂性和操作难度也会提高,操作人员需深入理解并精细控制,以保障机组稳定运行。

真空的好坏直接影响到机组的安全经济运行[3],本文通过详细记录某电厂机组异常运行,深入分析了影响空冷岛与高背压凝汽器结合的冷却系统真空严密性的因素,为机组真空异常的全面排查提供了思路。

1 机组介绍

某电厂660 MW超临界汽轮机为哈尔滨汽轮机集团生产的一次中间再热、单轴、两缸、两排汽汽轮机,采取高背压凝汽器与空冷岛相结合的空冷方式。高背压凝汽器为N—28500—1型凝汽器,具体参数如表1所示。

空冷岛配备了56个单排管空冷凝汽器单元,这些单元被有序排列成8列,每列包含7个单元。每个单元由10片管束构成,而每列中则有8片逆流管束。在每个空冷凝汽器单元的底部都安装有一台φ9 750 mm或φ9140 mm的轴流风机,风机均配备了变频调速电机,能以最高50 Hz的频率运行,在实际运行中,风机会根据机组的负荷变化和环境温度的波动进行调节,以达到最佳运行状态。直接空冷汽轮机在额定出力工况下的背压通常在9~33 kpa变化。背压的设定区间为8.5~12 kpa,当背压超过12 kpa时,风机频率将达到最高值。

图1为该系统汽水流程图。通过汽轮机底部的排汽装置将低压缸的排汽分别引向高背压凝汽器和空冷岛,这一设计有效降低了排汽的温度和压力,减轻了汽轮机内部的排汽负担与整体背压,分流至高背压凝汽器的蒸汽还作为热源,用于加热热网循环回水。蒸汽凝结后,凝结水重新流入排汽装置,成为机组循环水的一部分。此外,真空泵通过抽空气母管持续不断地从系统中抽出不凝结气体,以维持系统真空。本机组配备了三台水环真空泵,型号为2BE1403—0MY4,功率为200 kw,最高转速为565 r/min,最大抽吸能力为120 kg/h,正常运行模式为一台运行、两台备用。

2机组运行异常描述

2024年11月9日,某电厂3号机组在运行过程中监测到高背压凝汽器的真空水平出现异常下降,从92.1 kpa降至87.8 kpa。尽管增加了备用真空泵的投入,真空度有所回升,但随后又开始下降,难以保持正常的真空水平。

进行异常分析时发现,在11月8日的运行中空冷岛风机的频率就出现异常上升,并长时间维持在50Hz,变化趋势如图2所示。通常情况下,风机频率的提高会增强空冷系统的散热效果,并相应降低背压。然而,风机频率的增加也会导致风机电流增大,进而影响厂用电率,鉴于经济性考量通常不会让风机长时间以高频率运行。

凝结水过冷度发生异常增大,空冷机组允许正常过冷度为5℃以内,在此次异常情况下,凝结水的过冷度出现了异常增大,达到了—23℃,这一数值远远超出了正常运行范围,图3所示为凝结水过冷度的异常变化趋势。过冷度的这种异常增大不仅影响了机组的热经济性,还可能对机组的安全可靠运行造成严重影响,同时也相应地影响了凝结水的溶氧量。

根据DL/T561—2022《火力发电厂水汽化学监督导则》,660 MW超临界空冷机组的凝结水溶解氧含量应控制在100 μg/L以下。然而,在此次异常运行中,如图4所示,凝结水的溶氧量出现激增,最高值达到了253 μg/L,远超标准规定。

3机组真空异常分析

3.1 真空下降常见原因

影响空冷机组凝汽器真空下降的原因主要包括以下几点:1)真空系统的严密性差;2)汽轮机轴封供汽压力低;3)凝汽器循环冷却水影响;4)水环真空泵影响;5)真空系统阀门操作不当或误操作。这些因素都可能导致空冷机组凝汽器真空下降,需要通过相应的维护和调整措施来确保真空系统的稳定性和机组的经济运行。

3.2 系统全面排查

1)发现系统真空下降后,首先组织人员检查系统是否存在泄漏或堵塞,首先采用塑料薄膜粘贴法对3号机空冷岛、排汽装置、凝结水泵入口及真空泵等设备进行查漏。待机组负荷升至80%额定负荷后,进行了真空严密性试验,结果显示系统试验后5 min真空下降值为76 pa/min。根据DL/T 932—2019《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定,660 MW机组真空严密性试验真空下降速度小于100 pa/min时,认为系统的严密性良好,因此排除系统严密性差。

2)当汽轮机轴封供汽压力偏低时,会导致轴封处密封不严而漏汽,进而使排汽温度上升,凝汽器真空度下降[4]。经检查确认,在机组运行异常期间轴封供汽压力始终维持在58.2~64.4 kpa,轴封供汽压力处于正常范围内,因此排除轴封供汽不足对机组的影响。

3)凝汽器循环冷却水的温度、流量及热井水位等因素会影响系统真空。循环水温度的升高会降低换热效果,带走的热量减少,导致真空下降;循环水量不足或中断也会减少带走的热量,影响真空度;热井水位升高会淹没换热管束,降低换热效率,使蒸汽凝结变慢,排汽压力和温度升高,真空下降。但检查发现这些因素均稳定,故可排除循环冷却水对机组真空的影响。

4)当真空泵发生故障停运,或者备用真空泵未能启动或出现倒转情况时,将无法维持或建立所需的真空状态,进而导致机组真空度下降。在监测到真空度下降后,启动一台备用真空泵,但系统仍难以维持正常的真空水平。经检查发现,在机组负荷发生变化时,已投运的2号和3号真空泵工作电流基本保持恒定,分别为264 A和269 A,由此可以排除真空泵存在机械故障的可能性。

5)在真空系统中,阀门的操作至关重要[5—6],其密封性能、控制精度、保护作用以及运行效率对机组的真空度和整体性能有着直接且显著的影响。在对真空系统内的阀门进行排查时,发现高背压凝汽器抽真空管的手动阀门开度过大(开度为12扣,而全开为16扣),导致真空泵抽吸了过多的高背压凝汽器内的蒸汽,从而使得来自空冷岛的抽汽量减少。随着空冷岛各排抽真空管内聚集了大量不凝结气体,其冷却能力也在下降,为了维持系统的正常运行,空冷风机的频率不得不增加,进一步导致了凝结水回水的过冷度上升。

此外,排汽装置的除氧效果也受到了影响,使得凝结水中的溶氧量增加。

3.3 异常处理

异常的主要原因在于对高背压凝汽器投运后对原本真空系统影响的认识不足,未能准确调整抽真空管道手动门的开度。将3号机高背压凝汽器抽真空管的手动门逐步调整至3扣开度后,空冷风机的频率逐渐恢复至正常水平,凝结水的溶氧量也回归到了正常范围,随之系统真空度开始稳步回升。

4 结束语

本文通过对某电厂660 MW超临界汽轮机在冬季供热期间异常运行的分析,深入探讨了空冷岛与高背压凝汽器结合的冷却方式的应用。空冷机组有其技术优势,包括节水、节能等,然而,随着系统复杂性的增加,操作难度也会提高,这就对操作人员提出了更高的要求。

在案例分析中,本文详细描述了机组真空度下降的现象,并通过系统排查,排除了真空系统泄漏、汽轮机轴封供汽压力低、凝汽器循环冷却水影响以及水环真空泵故障等因素,最终确定真空系统阀门开度过大是导致真空度下降的主要原因。通过对高背压凝汽器抽真空管手动阀门开度的调整,成功恢复了机组的正常运行,使空冷风机频率、凝结水溶氧量和系统真空度均回归正常。

最后,本文强调了操作人员对系统深入理解和精细控制的重要性,并提出了提高系统运行效率和安全性的措施。

这些研究成果不仅为该电厂的运行维护提供了指导,也为电力行业的可持续发展和空冷机组的优化运行提供了有益的参考。

[参考文献]

[1]许诚.燃煤电站余热资源的热力学评估、能级提升与高效利用[D].北京:华北电力大学(北京),2016.

[2]殷鹏飞,吕国生,任桂林.防止空冷岛凝结水下降管振动的研究[J].山西电力,2023(6):59-62.

[3]张国军,梁岚清.汽轮机抽真空系统波动问题浅析[J].电站系统工程,2024,40(6):69-70.

[4] 胡蓉蓉,肖承明.双背压凝汽器真空“倒挂”异常诊断及处理[J].机电信息,2024(17):61-65.

[5] 田小慧,刘强,代元锋,等.汽轮机真空波动原因分析及处置[J].四川化工,2024,27(4):41-43.

[6]王胜辉.余热汽轮机真空严密性不合格原因分析及应对[J].煤化工,2022,50(6):127-130.

《机电信息》2025年第23期第18篇