600MW直接空冷电站方案设计书经验Word格式.docx
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600MW），托克托电厂三、四期4×
600MW（+2×
600MW），岱海电厂二期2×
600MW（+4×
600MW），丰镇三期2×
600MW（＋2×
600MW），神头二电三期2×
600MW等工程采用直接空冷系统，阳城电厂二期2×
600MW采用表面式凝汽器间接空冷系统。
其他还有300MW、135MW、100MW、50MW空冷工程。
大二2台600MW机组（7号机和8号机）已于2005年4月和7月相继投入运行。
7号机在严冬条件下顺利通过冷态起动，8号机在夏季高温条件下满负荷顺利通过168h考验，证明国产空冷机组和空冷系统的设计、制造、施工、调试和运行是成功的。
托克托电厂2台600MW空冷机组（5、6号机）也于2005年9月和11月顺利通过168h试运行。
1
我国空冷电站技术特点
由于我国电网缺乏调峰容量，夏季电负荷紧张，电网要求空冷机组夏季需带满负荷且年不满发小时数越少越好。
这与空冷机组的运行特点是相矛盾的,需要合理解决汽机容量（主汽流量）和空冷系统容量的问题。
空冷机组运行特点是：
（1）机组背压是随大气温度升高而升高的，夏季气温高，汽机背压高，发电能力减少，为追求满发，必然加大空冷系统投资。
超（超）临界机组由于锅炉汽水质量标准比亚临界高，夏季满发的矛盾更为突出。
目前，为了控制投资，建议在正常情况下，亚临界机组的不满发小时数为200h左右，可作为亚临界汽轮机容量选型的参考。
大二夏季满发的设计条件是环境温度为30℃、背压为30kPa（甚至于32kPa），汽机额定流量（TMCR流量）为1975.88t/h。
空冷凝汽器的容量应通过优化确定,真空严密性必须满足空冷系统的要求。
大二的空冷凝汽器总散热面积为153万m2（56台风机）。
当条件恶化，如环境气温较高,风速大，空冷凝汽器变赃,汽机设计误差较大,汽机阀门泄漏等不利因素,必然导致背压升高，出力受到影响。
（2）直接空冷机组对环境风向风速极其敏感，我国北方地区风大。
不利风向容易造成机组跳闸。
即使有利方向的大风也易造成机组负荷突然降低。
空冷机组夏季不满发小时数实际要超过200h。
而国外空冷机组不规定不满发条件。
如南非马廷巴6×
665MW机组，在气温为21℃，机组背压为22kPa，可满发665MW；
当气温升高至30℃，背压约为30kPa，发电负荷为600MW。
高气温可降负荷运行，负荷调度符合空冷机组的规律。
允许使用汽机调门全开（VWO）流量增加出力，在VWO流量条件下，气温为35℃，背压为35kPa，可满发665MW。
但须严格控制机组背压不超过33kPa（亚临界直流炉，凝结水温不宜超过70℃）。
又如澳大利亚Millmerran电站2×
425MW超临界直接空冷机组，在气温18℃，背压为25kPa时，发电负荷为425MW，气温升高，控制机组背压不超过25kPa，在31℃条件下，机组发电负荷为360MW（由于阴树脂耐温的原因，凝结水温不宜超过67℃）。
如果过分强调夏季满发，则势必加大汽机进汽量（容量加大），为控制背压不至过高,势必加大空冷系统的投资。
所以我国电网调度应研究空冷机组运行特点，按空冷机组运行特性进行负荷调度。
2
汽轮机技术条件的拟定
2.1
设计思路
（1）汽机考核工况的确定。
采用电站负荷模式中100%额定工况的气温-小时分布，以5℃（5℃以下按5℃计）及以上气温－小时的加权平均值确定设计条件下的气温，以空冷优化的对应背压作为机组热耗考核工况的背压。
为什么不用6000h加权平均呢？
因为在6000h运行模式中，机组低负荷的气温-小时会对统计产生影响，在同样气温条件下，当低负荷、低背压情况下求出的加权平均值不是汽机额定功率的加权平均值。
6000h法仅用于空冷系统寻找参考点的方法，不同于确定汽机特性参数的条件。
大二600MW空冷汽轮机热耗考核工况为15kPa。
（2）最低运行背压的确定。
机组最低运行背压取决于汽机的特性、空冷系统散热能力、空冷系统及排汽管道的阻力，还取决于空冷系统的过冷度。
通过优化，在TMCR流量条件下，单排管或双排管空冷凝汽器在最低运行背压为8～8.5kPa时机组经济性最佳。
背压再低造成过冷度损失加大，回热系统负荷增加，也会增加真空泵选择的难度。
（3）汽机满发背压的确定。
对亚临界机组，可参照电站气象条件，根据夏季保证率为90%确定不满发小时数为200h左右，并根据优化的ITD（初始温差）值,大二及以北地区，一般采用30kPa作为满发条件。
虽然VWO流量满发背压可达48kPa左右，但应留出防止机组跳闸安全背压裕量（汽机跳闸背压与机组最高运行背压之差,下同）在25kPa以上，控制电站最高运行背压不宜超过35～40kPa。
2.2
空冷机组运行情况
大二2台600MW机组运行情况良好，轴系稳定性好，轴振符合要求，但汽封供汽压力偏高。
机组考核工况（15kPa）基本符合要求。
但在高气温高背压时（30kPa），各段回热抽汽压力偏低,温度偏高（如2005年5月15日14∶
00，汽机背压为30.65kPa，负荷为601.9MW,七段超温53℃，六段超温48.6℃，五段超温53.9℃，四段超温12℃，三段超温19.1℃，二段超温14.5℃，一段超温14℃）。
显然高背压时机组效率降低，低压缸排出热量偏大，造成空冷散热器热负荷增大，背压增高。
这种情况在大同二电厂一期工程200MW机上也显现出来，说明我国空冷机组有待改进。
汽机轴封冷却器面积偏小，高背压条件下不能有效冷却轴封抽汽量。
轴封供汽压力偏高，说明轴封泄漏空气问题还有待改进。
机组本体阀门不够严密，漏流现象时有发生。
总体来看，哈尔滨汽轮机厂第1台600MW空冷机组在大二运行是成功的。
2.3
提高空冷汽轮机运行经济性对策
（1）改变汽封结构。
保证高背压条件下低压轴封的有效性，防止空气漏入真空系统；
加大轴封冷却器冷却面积，高背压条件下，凝结水温高，冷却面积拟按机组最高背压条件下凝结水温情况计算配置合适的轴封冷却器；
同时还应加大轴封冷却器抽真空冷却风机容量。
（2）汽机热耗考核点向高背压方向移动。
汽机考核工况为THA，距TRL（汽轮机铭牌工况）点较远，由于末级叶片偏长，高背压工况低压缸尾部各级叶栅的负荷计算误差较大，空冷机组在高背压条件下对各级汽温影响估计不足，造成设计制造误差较大（工程未对TRL工况作出验收，应该对背压为30kPa，满发600MW负荷时的主汽流量作出验收）。
为了避免设计制造误差过大，建议今后汽机热耗考核点往高背压方向移动。
例如马廷巴电厂考核背压为22kPa，澳大利亚M电厂考核背压为25kPa。
将来对于超临界机组可否考核TRL的热耗，值得研究。
因为机组最高运行背压对凝结水精处理树脂耐温影响较大，应严格控制机组设计制造误差对空冷凝汽器负荷的影响。
2.4
超（超）临界空冷机组满发背压拟定的初探
超（超）临界采用直流炉，对炉水品质要求严格，凝结水精处理必须有效地在线运行，而精处理树脂有耐温要求，目前尚未掌握阴阳树脂高温条件下使用情况，因此必须深入了解：
（1）进一步落实阴、阳树脂实际耐温情况及高温条件下分解产物对炉水的影响。
（2）从已运行的直接空冷机组在凝结水温65℃切除阴床后，应了解炉水品质恶化情况，落实阳树脂耐温情况。
（3）进一步落实粉末树脂耐温情况及分解产物对炉水品质的影响。
由此根据树脂耐温情况及炉水品质要求，确定超临界机组正常运行的最高背压值（含VWO流量最高背压限值）。
另外，根据国外机组运行情况，提供可参考运行方式：
马廷巴电厂最高运行背压控制在33kPa以下。
即凝结水温约70℃（阳树脂限制）。
澳大利亚M电厂425MW机组最高运行背压控制在25kPa以下，即凝结水温约65℃（阴树脂限制）。
由此可见超（超）临界机组“满发”问题值得研究，应该找出对策。
但不宜过分加大空冷系统投资。
还应研究间接空冷系统应用在超（超）临界机组的可行性。
3
空冷系统的容量
3.1
（1）为了保证机组运行经济性，机组最低运行背压尽可能低，排汽管道及空冷凝汽器内蒸汽流速不宜过高（TMCR流量条件下流速控制在100m/s左右）。
与马廷巴空冷系统容量相比较，马廷巴最低运行背压为11.5kPa，空冷系统的总散热面积约为113万m2。
根据优化，我国北方地区气候严寒,低气温时间较长，最低运行背压宜控制在8.0～9.0kPa之间经济性最佳，则汽机排汽比容比近似等于压力比,11.5/（8.0～9.0）≈1.3～1.4倍，因此直接空冷凝汽器的顺流管束入口截面积的总和应比马廷巴大1.3倍左右较为合理。
根据大二的条件ACC容量宜控制在130万m2左右比较合适。
我国北方地区ACC管束长度宜为8～9m，不宜过长。
迎面风速宜控制在2.3～2.5m/s之间,由于投标商产品的原因,大二的ACC散热面积为153万m2（偏大）,因电厂厂界噪声问题,迎面风速为2.1m/s（偏低）。
600MW机组排汽管道为2×
Φ6000mm。
（2）根据我国600MW空冷汽轮机变工况的排汽量，153万m2的总散热面积在迎面风速2.1m/s情况下，可满足30℃、30kPa发额定功率，当电站处在大同以南地区，可采用提高迎面风速的办法满足机组对夏季功率的要求。
如果规模过大，则投资过大，建议600MW机组的空冷系统容量不宜超过160万m2左右。
有些工程采用180万m2以上的散热面积，投资增大，而空气供应系统能力配置不足，没有发挥庞大散热面积的散热能力，冬季低负荷时为了防冻反而要关闭部分散热器。
（3）空冷凝汽器的裕量问题。
从空冷计算公式分析
式中，Q为汽机排热量；
A总和A迎为散热器总面积和迎风面积，迎面风速为ωa1，空气密度为ρa1，比热为Cρa1，空冷凝汽器入口处的蒸汽饱和汽温为ts，冷却空气温度为ta1，（ts-ta1）为空冷凝汽器的ITD值，K为综合散热系数。
从公式知A迎∝1/ωa1和A迎∝1/ts-ta1。
当工程需要加大ACC散热裕量时，可采用加大迎面风速的办法解决，即在加大风量的基础上进行风机的选型（含电动机功率和变频器容量等）。
对噪声要求严格的厂址，应通过优化采用合理的空冷系统（直冷还是间冷）。
（4）我国北方地区环境风速较大，VGB·
R131准则要求直接空冷蒸汽分配管顶部1m处的设计环境风速为3m/s，但满足不了要求，大二工程环境风速提高到5m/s，有助于提高抗外界大风的能力。
对间接空冷也应该提出抗大风影响的要求。
3.2
运行情况
（1）大二7号机，在2005年2月（春节最冷期间）冷态起动，顺利通过严冬运行考验。
机组做电气试验时，机组排汽量仅为25～30t/h，是防冻流量的1/10左右，调试时间约16～17h，凝结水全部冻结在ACC管束内，但没冻坏，这从反面经验证明单排管束抗冻性能优越，严寒地区推广采用单排管，有利于防冻。
（2）直接空冷机组在ACC清洁的情况下，当环境风速不大时，夏季可满足气温为30℃、背压为30kPa，发额定功率，甚至气温为32℃、背压为32kPa条件下也能发600MW，32kPa及以下机组运行基本符合ACC特性曲线。
证明大二采用的空冷散热器基本是合理的。
（3）直接空冷机组对环境大风影响较大，特别是不利风向的大风，造成机组背压突然升高，机组负荷突然下降。
这是直接空冷的固有特性，这种情况是不可避免的，但要防止在不利风速条件下，运行背压过高使机组跳闸。
因此建议亚临界直接空冷机组（汽包炉）正常运行的最高背压控制在35～40kPa。
大一、大二等电厂运行初期,在夏季均出现机组跳闸事故，原因是今年夏季高气温时段长，气温高。
为了夏季多发电，机组运行背压很高，当不利风向吹来大风时，安全背压余量太少，使机组跳闸。
例如大二在超过历史最高气温36℃情况下（当时气温37.7℃），机组高最运行背压曾经高达55kPa，当机组在降背压过程中，背压降至52kPa时，突然从炉后来了一阵大风，造成机组跳闸，而此时安全背压余量仅13kPa（机组跳闸背压为65kPa）。
又如2005年7月7日，大一机组跳闸的同一时刻，大二从正面刮来一阵大风，在30℃气温时，机组背压从32.4kPa突然升至46.6kPa，负荷从600MW降至537MW，这种变化是突然的，是来不及调节的。
3.3
存在问题及对策
直接空冷对大风非常敏感，为了尽量避免机组跳闸事故发生，建议：
（1）合理选择机组布置方位。
应尽量减少夏季炉后大风的几率，应对厂址处的气象条件进行详细的分析，至少有近10年风环境变化资料，并详细分级分析夏季不同高气温时段炉后范围内风速变化规律，避免夏季炉后大风造成机组跳闸现象发生。
（2）亚临界汽包炉空冷机组夏季正常运行背压不宜过高，宜控制在35～40kPa左右。
（包括VWO流量条件下的机组背压）留出足够的安全背压裕量（不少于25kPa）。
不应过分追求满发，应充分认识直接空冷系统的运行特点。
（3）对超（超）临界机组的正常运行最高背压，应根据对炉水品质要求和凝结水精处理树脂耐温情况及其分解产物对炉水品质的影响，选择合理的最高运行背压值，夏季高气温时该降负荷就降负荷运行。
合理配置ACC裕量，选择合理的空冷系统。
4
真空系统的严密性
间接空冷真空系统严密性与湿冷相当，采用水冷凝汽器，真空严密性易于保证。
但直接空冷真空系统体积庞大，是同容量湿冷的4～5倍。
机组验收试验不宜采用湿冷标准。
建议采用0.1kPa/min的真空衰减量进行验收。
真空系统不严，除了使机组运行背压升高，机组煤耗增加之外，还造成空冷凝汽器散热效率下降。
更严重的是：
当大量空气漏入到微碱性炉水中，空气中的CO2在炉水中形成大量碳酸根和亚碳酸根，与水中杂质生成碳酸盐和亚碳酸盐，使炉水呈微酸性。
长期运行易使水系统设备和管道产生腐蚀作用，并且易于在锅炉管壁和汽机叶片积盐。
大二和一些工程严格把住真空系统严密性这个关口。
例如投运前对真空系统严格查漏，7号机查出泄漏点360多处，及时作了处理，使气密试验达到0.06kPa/min压力变化量。
对汽轮机汽封设计及汽封加热器容量应给以足够的重视，防止高气温高背压条件下造成真空恶化。
大二在高背压条件下出现过真空恶化现象，真空压力变化率曾达到0.26kPa/min。
5
回热系统
（1）由于空冷机组运行背压高，低压缸比湿冷少一级叶片，最后一级抽汽压力与排汽压力差很小，所以一般采用7级回热系统。
（2）机组旁路容量除满足机组启动外还应满足空冷凝汽器冬季防冻要求。
根据大二汽机高中压缸联合启动的实践及机炉冷态启动所能提供的启动排热量情况，配置40%低压旁路，可满足冬季启动要求。
（3）真空泵容量。
国内直接空冷600MW抽真空泵一般选用3×
100%容量，正常1台运行能满足机组真空要求，启动时3台运行。
50min达到机组起动要求。
即使真空系统体积再大，提前投入真空泵是可以满足要求的。
目前配置国内的真空泵可以满足空冷机组要求。
（4）给水泵选型。
目前推荐采用电动给水泵，运行稳定。
有的工程采用带独立湿冷凝汽器的汽动给水泵，水耗增加，投资增大，运行维护工作量较多（但必须保证汽机具有更多的进汽量）。
有的工程酝酿采用间接空冷汽动给水泵，重点在于小汽机调速系统能否适应背压变化幅度，且频繁变化的特点及变工况运行轴系稳定性，还要处理好主汽轮机（直冷）的背压与小汽机（间冷）的背压之间的关系，间冷背压不宜过高。
还要防止大风的影响，间冷小汽机的容量裕度考虑大些。
至于间冷小汽机功率变化是否能很好满足大机要求，有待于通过工程实践并取得经验后方能推广。
6
空冷机组的经济性
（1）空冷机组节水效果显著。
干除灰，脱硫机组水耗可达到0.15m3/s·
GW左右。
高浓度湿除灰脱硫机组水耗可控制在0.19m3/s·
比同容量湿冷机组节水4/5～3/4，节水效果显著。
（2）空冷机组煤耗高。
以大二为例，标准发电煤耗可达305g/kWh。
按负荷核式计算，年加权平均（烟煤条件）供电标煤耗可达350g/kWh（接近电厂实际煤耗），节水及多耗煤成本基本抵消。
（3）空冷机组投资大，2×
600MW直接空冷系统（按岛计算）约5.2亿元，比同容量湿冷机组的冷端投资（按岛计算）多3.4亿元，以20年计算，投资成本比湿冷多出约0.01元/kWh左右。
7
风机群噪声问题
在大二工程建设之初，风机群噪声在厂界是否满足厂界噪声环境标准是困扰直接空冷系统建设的重要问题。
使用直接空冷系统的大型火力发电厂，空冷平台一般布置在汽轮机房A列外和升压站之间的场地上，A列外至围墙有升压站作为屏障，一般相距200m左右，但扩建端距离较近，通常扩建端道路外侧即为围墙，至主厂房扩建端距离通常为50～100m。
这种条件下，根据《城市区域环境噪声标准》（GB
3096—1993）和《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—1990）的要求，处于开放空间的直接空冷系统单台风机噪声如何确定？
单台风机噪声值确定后，风机群噪声在厂界是否超标？
空冷平台与厂界的最小允许距离是多少？
均需在设计过程中予以回答。
经不同噪声预测模型计算和对国外不同时期空冷电厂的考察，大二工程确定了距围墙100m满足55dB（A），符合《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—1990）Ⅲ类标准的技术要求，最终采用的风机性能为：
单台风机声功率级91.5dB（A）,声压级70dB（A），距空冷平台边缘80m处，两套空冷系统风机群噪声满足55dB（A）的要求。
运行实践表明，风机噪声在大二控制相当成功，空冷平台下感觉不到明显的噪声干扰，与考察结果对比，基本达到比利时Brugge空冷电厂的噪声控制水平。
噪声控制付出了相当的代价，减小风机噪声的基本方法是：
选用流线型风机叶片的低噪声风机，减小风机转速，降低迎面风速。
导致的直接结果是，为满足散热的要求，风机直径增大，空冷凝汽器面积增加。
如果与南非马廷巴电厂风机噪声水平相比较，空冷凝汽器及空气供应系统造价增加在1/3
左右。
关于噪声标准和ACC面积选取关系，下面几个问题值得讨论：
（1）《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—1990）中Ⅱ类标准昼间60dB（A），夜间50dB（A），Ⅲ类标准昼间65dB（A），夜间55dB（A），在电厂远离居民区建设时，可考虑均按昼间标准执行。
夜间噪声超标但不扰民，同时通常夜间负荷降低，降低风机转速后，噪声水平将大幅度降低。
（2）电厂建设在城市边缘或周围可能建设居民区时，建议设置噪声防护区，防护区距离不应小于200～300m，且防护区内不应建设民居。
（3）在
（1）、
（2）条成立的情况下，建议采用80dB（A）左右普通流线型低噪声风机，并将空冷凝汽器迎面风速从2.0m/s左右提高到2.5m/s左右
国产风机，空冷凝汽器及空气供应系统总体价格有望降低15％以上。
8
汽轮发电机基座
通常大型湿冷汽轮机的低压轴承箱一般都座落在低压外缸下半涡壳上，排汽温度的变化直接影响轴承座标高的变化，由于湿冷机组背压变化范围小，相应温度变化范围也较小，这种设计对湿冷机组是可行的。
但空冷机组排汽背压受环境温度变化的影响，背压变化范围较大，相应温度变化范围较大，影响座缸轴承的标高，对轴系稳定性可能产生严重影响。
大二工程将低压缸轴承座脱离汽缸落地布置，所谓以落地轴承适应直接空冷汽轮机背压高及背压变化范围大的特点，轴承箱直接落在基础横梁上。
大二工程汽轮发电机基础动力优化设计研究，利用华北院“汽轮发电机框架式基础动力优化”研究成果，以减少结构动响应幅值和提高机组运行安全性及降低基础造价为目标建立了基础双目标优化数学模型。
求解双目标优化数学问题，减少基础结构动响应幅值和降低基础结构自重是一对矛盾的设计目标，为此引入分目标权系统调整因子进行不同选择，以实现设计目标。
根据《动力机器基础设计规范》的要求，在扰力频率为2250～3750r/min时基础主要控制点的振动线位移小于20μm，在机组启动过程（扰力频率为0～2250r/min时）中基础主要控制点的振动线位移小于30μm。
经理论计算和1∶
10模型试验预测，推荐模型试验方案与原型基础方案相比推荐方案在基础动力特性方面得到了改善，振幅由15.62μm降为12.23μm，下降22%，同时，基础混凝土耗量明显的减少，由2700m3降为1950m3，下降28%。
实现了基础动力优化设计的总体目标。
投产后现场实测数据表明，完全达到设计要求。
9
空冷平台支撑结构
针对直接空冷凝汽器平台结构形式开展了专题研究工作，确定空冷平台结构形式为：
钢结构平台与混凝土支柱的组合形式，即平台本体为双向连续大跨度钢桁架结构，平台支撑采用大直径钢筋混凝土薄壁圆筒柱，柱下为钢筋混凝土独立基础；
直接空冷凝汽器平台紧邻主厂房A列外，单元群排列成矩形方阵。
2台机组共计112个传热单元按7行16列布置，空冷凝汽器平台（含步道）尺寸为185.4m×
81.3m。
空冷平台结构高度为40.0m，为空间钢桁架结构，双向单跨分别为22.4m和22.8m，空冷平台钢桁架高6.114m。
整座空冷平台由32根直径为3.80m，壁厚300mm的钢筋混凝土薄壁圆筒柱支撑，采用柱下独立基础，天然地基。
空冷凝汽器管束布置在空冷平台上，直径8.91m的轴流风机安装在单元管束下部，每台风机包括驱动装置悬挂于风机桥架上，风机桥架支撑在平台桁架上。
为防止热风再回流，在空冷平台的周围设有挡风墙，高度从空冷平台40.0m标高到蒸汽分配管顶部，高13.0m。
直接空冷凝汽器平台具有高大、结构复杂等特点，结构形式受风荷载作用大，尤其是平台上布置的ACC装置具有高大、透气、形状特殊（为A字型结构，顶部设有大直径蒸汽分配管）等特点。
国内外针对直接空冷凝汽器平台的风荷载体型系数研究不多，外商提出的风荷载体型系数经验值过于简单，且并未经过风洞试验验证。
600MW直接空冷虽然在世界范围内已不是第一次采用，但是采用单排管束、112台全变频风机的600MW直接空冷系统却
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