600 MW三排管空冷凝汽器结冻因素分析及防冻措施探讨

刘振盛

600 MW三排管空冷凝汽器结冻因素分析及防冻措施探讨

刘振盛

（宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，宁夏 青铜峡 751607）

空冷凝汽器在冬季低负荷运行时，换热管束内蒸汽热负荷与管束换热能力不匹配是导致空冷凝汽器管束发生结冻的主要原因，不凝结气体未及时抽出，在空冷凝汽器内部聚集使结冻现象加剧。本文对直接空冷凝汽器发生结冻的因素进行分析，并提出防止空冷凝汽器结冻的有效措施，主要有：设计时管束采用顺流和逆流结构相结合的方式；运行时控制冷空气流量与蒸汽流量相匹配，并提高真空系统严密性，及时抽出真空系统内不凝结气体。

空冷凝汽器；结冻因素；防冻措施

直接空冷系统是将汽轮机低压缸排出的乏汽经由各排汽支管引入空冷凝汽器的换热管束中，采用机械通风方式由环境空气直接将其冷凝为水的系统。但是由于空冷凝汽器换热管束呈“A”型布置在距地面一定高度的平台上，在一定热负荷与风量的条件下，空冷凝汽器的冷却能力取决于周围环境空气的干球温度，受气温影响较大。同时换热面积很大的空冷凝汽器在低负荷运行过程中经常出现换热量和蒸汽流量不均衡现象，尤其在机组启停过程中以及低负荷运行时这种现象更加突出。当冬季环境温度降至0℃以下时，空冷凝汽器内的凝结水过冷，可能结冻，如果环境温度继续下降，仍不采取可靠的防冻措施，换热管束会结冻变形，甚至冻裂，造成不可逆的永久性损害。

1 空冷凝汽器结冻因素

1.1 管束内蒸汽流量过少或管束表面冷风量过大

在机组启停机时，流入空冷凝汽器的蒸汽量较少，而换热面积未发生变化，此时虽然停运了全部空冷风机，但空冷凝汽器的换热量远大于进入的蒸汽量［1］。当蒸汽经排汽支管流入换热管束时，在流动过程中迅速发生凝结，如果环境温度持续降低，蒸汽等温冷凝过程缩短，凝结水过冷度增大，从而发生结冻现象。在环境温度较低情况下，如果运行人员对空冷风机频率调整不当，在流经管束表面的冷风量过大情况下也会发生管束结冻现象。

1.2 换热管束各排管热负荷不均衡

由于三排管空冷凝汽器管束与空气接触的顺序不同，造成各排管束所受的热负荷也不同。当冷风通过管束时，首先与“A”型架内部靠近迎风面的第1排管接触，流经后再与第2排管接触，最后与第3排管接触。所以第1排管束内所凝结的蒸汽量将大于第2排管，第3排管次之。在入口压力相同的情况下，第3、第2排管束出口压力将大于第1排管的出口压力，第3排管束出口未凝结蒸汽会倒流进入第1排管的出口形成停滞死区，致使第1排管内蒸汽中所含的微量空气无法排入出口凝结水集箱而被抽走，随着空气不断聚集，最终形成气堵，气堵使第1排管内的凝结水无法流走，在低温条件下，该段管束会发生过冷，直至使凝结水结冻［1］。结冻初期，在管束内形成的冰壳较为疏松，如果此时不增加蒸汽流量或减少冷空气流入量，冰壳将急剧增大，直至第1排管束全部结冻，管束发生变形或胀破。

1.3 空冷凝汽器系统内漏入的空气未及时抽出

机组运行时空冷凝汽器系统内处于负压状态，环境中的空气会通过泄漏点进入系统，这些漏入的空气在管束中会严重阻碍蒸汽凝结放热，因此需要及时将其从系统中抽出。由于抽真空管口装设于逆流换热管束的最顶部，因此在抽真空过程中，所抽的气汽混合物流向与凝结水流向相反，且温度低于凝结水温度，当环境温度较低时，逆流管束中未完全凝结的蒸汽在抽真空管口发生凝结而结冰，此时若不及时进行防冻，结冰现象会加剧，最终堵塞管口而阻止管束中漏入空气的抽出，这样管束内的空气会越积越多，最终使顺流管束发生结冻［2］。

2 空冷凝汽器防冻措施

2.1 前期设计中的防冻控制

a.优先选择单排管换热管束。从结构上看，单排管换热管束流通截面积较三排管换热管束大，管道内的流动阻力和压降较小，有利于汽液两相分离，因此单排管换热管束具有良好的防冻性能，在冬季低温环境下运行时抗冻能力较三排管强，所以在空冷凝汽器前期设计时优先选用单排管换热管束结构［3］。

b.采用顺流和逆流结构相结合的换热单元。为了有效防止逆流管束中未完全凝结的蒸汽在抽真空管口发生凝结而结冰，在空冷凝汽器最初设计时应采用顺流和逆流结构（K／D）相结合的方式［4］。经过汽轮机低压缸的蒸汽首先进入顺流换热管束（K），在管束内蒸汽向下流动同时凝结，此时凝结水和蒸汽以相同的方向流入底部汇集联箱。经过顺流换热管束后大部分蒸汽已凝结，剩余的部分蒸汽和不凝结气体一起进入逆流换热管束（D），此时凝结水和蒸汽以相反的方向流动，未凝结蒸汽在向上流动的过程中完成凝结，凝结水在自身重力的作用下向下流入底部汇集联箱，不凝结气体由抽真空管被真空泵抽走［5］。

2.2 运行中的防冻控制

a.空冷凝汽器进汽量控制。机组启停机或低负荷运行时进入空冷凝汽器的蒸汽流量较小，换热量和蒸汽流量不均衡，通过控制进汽量，保证换热管束内流过的蒸汽与换热量匹配。在实际运行中，当机组启停机或低负荷运行时，关闭空冷凝汽器排汽支管上的真空电动蝶阀来解列某几列温度较低的换热单元，以减小空冷凝汽器的换热面积，将全部蒸汽集中在剩余的换热单元中，确保进汽量与换热面积匹配，防止凝结水过冷度过大造成换热管束结冻。同时，冬季机组启动时应严格控制进入空冷凝汽器的蒸汽流量，保证进入空冷岛的蒸汽流量大于最小防冻流量要求，避免长时间向空冷凝汽器排入蒸汽，且应将真空抽到6～15 kPa（尽可能低）之后，再导入蒸汽，导入蒸汽时必须将空冷凝汽器置于自动运行方式，确保顺流、逆流防冻保护以及回暖加热循环一直处在正常投用状态。

b.空冷风机进风量控制。通过控制空冷风机电机变频调速的方式，合理控制空冷风机进风量是最有效的防冻措施。冬季运行时监视抽真空管道及冷凝水管道温度的过冷度，正常情况下冷凝水温度比排汽温度低2～3℃，抽真空温度比排汽温度低5～10℃。如果空冷凝汽器凝结水收集管上有任一点温度比其它温度点低，且过冷度大于以上规定值，环境温度小于2℃，则可以相应减小该处风机转速，甚至停运该列几台或者全部风机，必要时在风机入口加盖帆布，直至此处凝结水温度升高。冬季启动风机时，确保先启动逆流风机，后启动顺流风机，停运时操作反之，时刻保持逆流风机转速大于或等于顺流风机的转速，以确保蒸汽、凝结水流动畅通，防止形成气阻。

c.空冷凝汽器内不凝结气体的抽出。当漏入的空气进入真空系统后形成不凝结气体，由于空冷凝汽器的真空度很高，这些不凝结气体便在换热管束内聚集，形成气阻。同时，由于不凝结气体的焓值较低，当环境温度较低时，很容易造成空冷凝汽器换热管束结冻。为了保证逆流换热管束的传热能力，应及时抽出空冷凝汽器内聚集的不凝结气体，通常在环境温度较低时启动2台或3台真空泵同时运行，以便最大限度抽出空冷凝汽器系统内的不凝结气体［6］。

d.冬季采用防冻自动保护控制。冬季运行时空冷凝汽器采用防冻自动保护控制也是一种非常有效的方法，投入后控制系统可根据环境温度、凝结水温度、抽气温度、机组背压等自动进行调节［7］。某发电公司的自动保护控制为：环境温度低于-2℃时开始启动回暖加热，当环境温度高于0℃时停止回暖加热。回暖加热的顺序是：从第1列开始，列1的逆流风机停运，1 min后，列1风机以15 Hz的指标反转3 min，然后再停运1 min。2.5 min后，列2逆流风机进行同样的操作，一直进行到第8列，共用时间为1 h。然后再从第1列开始，反复循环。如果某列蒸汽立管阀关闭，则回暖加热循环将跳过这列。冬季工况（环境温度低于3℃）下，在暖机阶段结束30 min后，防冻保护将处于可触发状态。防冻保护有2种：防冻保护Ⅰ和防冻保护Ⅱ，均对空冷系统每列1单元（包括1、2、3、4排）和2单元（包括5、6、7、8排）进行防冻保护。防冻保护Ⅰ的触发条件：该单元任一凝结水温度或抽汽温度低于25℃且环境温度低于3℃；复位条件：该单元所有冷凝水温度高于35℃且所有抽汽温度高于30℃或环境温度不低于5℃。防冻保护Ⅱ的触发条件：该单元任一抽汽温度低于20℃且环境温度低于3℃；复位条件：该单元所有抽汽温度高于30℃或环境温度不低于5℃。

e.提高空冷凝汽器真空严密性。冬季空冷凝汽器运行时，应定期做真空严密性试验，确保机组泄漏量小于100 Pa／min，此值越低越有利于防冻和空冷性能（欧洲标准为50 Pa／min）。否则，大量泄漏的冷空气积存于换热管束内，无法被抽真空系统抽出，容易导致结冻。试验时如果真空严密性大于100 Pa／min，要对真空系统进行查漏和处理，直到严密性试验合格为止。

f.空冷凝汽器换热管束装设在线温度监测装置。在空冷凝汽器换热管束上加装在线温度监测装置，使运行人员实时了解空冷岛蒸汽凝结状态，了解管束局部温度分布，运行人员根据其温度分布对空冷风机进行实时有效的调整，提高空冷凝汽器抗冻能力，同时也可有效提高空冷凝汽器防冻工作的质量，减小防冻工作的盲目性［8］。

3 结束语

对空冷凝汽器换热管束冬季结冻因素进行探讨，认为换热管束内凝结水发生结冻的主要因素是换热管束冷却能力与蒸汽热负荷不平衡，从控制空冷凝汽器蒸汽进汽流量和风机冷却风量、不凝结气体的抽出、采用防冻自动保护控制、提高空冷凝汽器真空严密性等方面提出了防止空冷凝汽器换热管束发生结冻的措施。同时根据空冷凝汽器的结构特点和地处环境区域，对于冬季环境气温较低的地区，在进行空冷凝汽器前期设计时建议选用抗冻性能更好的单排管换热管束，同步装设换热管束在线温度监测装置，所有排汽支管均安装真空电动蝶阀。

［1］ 徐传海，刘 刚，李晋鹏.三排管直接空冷凝汽器结冻原因［J］.电力设备，2006，7（9）：51-54.

［2］ 朱 斌.直接空冷机组防冻控制策略分析［J］.东北电力技术，2013，34（12）：37-39.

［3］ 傅 松，于淑梅.空冷电站冬季防冻措施［J］.东北电力技术，1998，19（8）：39-42.

［4］ 田亚钊，晋 杰.600 MW直接空冷机组冬季运行防冻要点［J］.电力建设，2006，49（2）：4-6.

［5］ 孙立国，田亚钊，孙康明.600 MW直接空冷机组的防冻及解冻［J］.电力设备，2007，8（5）：20-23.

［6］ 王 军，张宏胜.极寒地区机组停运后防冻措施探讨［J］.东北电力技术，2011，32（7）：12-15.

［7］ 李 波，杨 辉.600 MW直接空冷机组空冷控制系统逻辑优化［J］.东北电力技术，2010，31（4）：40-41.

［8］ 金秀章，许 铁，张建辉.300 MW机组空冷岛温度监测系统的设计［J］.计算机仿真，2013，30（11）：112-114.

Analysis on Freezing Factors of 600 MW Three⁃row⁃piped Air⁃cooled Condenser

LIU Zhen⁃sheng
（Ningxia Datang International Daba Power Generation Co.，Ltd.，Qingtongxia，Ningxia 751607，China）

Themain reason is that heat loads and heat transfer capability in the tube bundles do notmatch which lead to air cooled steam condenser freeze at low load operation of air cooled steam condenser in winter.If non⁃condensable gas is not removed timely，non⁃condensable gas does collect result in increased freeze.Antifreezing measures are adopted，tube bundles design mix with down stream structure and contraflow structure and make sure cooling air flow matches steam flow during the operation，improving the tight⁃ness and non⁃condensable gas is removed timely in vacuum system.

Air⁃cooled condenser；Freezing factors；Antifreezingmeasures

TM621；TQ545

A

1004-7913（2015）07-0041-03

刘振盛（1979—），男，工程师，主要从事火力发电厂辅机技术管理工作。

2015-01-26）