直接空冷机组冷端系统节能措施及优化运行

北方联合电力有限责任公司达拉特发电厂2×600MW直接空冷机组冷端系统节能措施及优化运行可行性研究与应用报告2014年01月第页目录TOC\o"1-1"\h\z\u1 概述 12 技术方案的确定 43 方案的计算及优化 74 工程设想 125 投资估算及成本效益分析 246 结论及存在的问题 267 工程应用实例 27概述项目背景及其必要性目前，我国电力产业处于持续快速发展的时期，但电力节能工作的压力也随之而来。《国家国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》明确要求：推进传统能源清洁高效利用。电力工业是节能减排的重点领域，近些年开，我国一大批亚临界、超临界和超超临界高效环保机组相继投产，短期内我国燃煤机组平均供电煤耗有了大幅降低；但是投产早、能耗高的火电机组仍占一定比例，新投运的机组在主要辅机等方面节能减排也存在一定空间，火电厂节能减排的潜力依然很大，因此必须大力推进节能减排工作。作为汽轮机的主要辅机，直接空冷凝汽器系统（ACC）是我国西北地区火力发电厂近年来新兴的蒸汽冷凝技术。目前国内空冷电厂主要集中在西北、华北等地区，直接空冷系统以其无污染、理论上不耗水、不受水源限制等优点得到了社会的认可，部分地区甚至被强制采用。但是，我国西北内陆地区多属于中温带干旱区，具有典型的大陆性气候特征。冬冷、春旱、夏热，昼夜温差大，冬春季风沙天气较多。基于以上气温、大风、沙尘等外界客观因素，加之设备使用年限的增长系统真空严密性的降低、污垢热阻的增加，致使直接空冷凝汽器的换热性能的恶化，从而直接导致汽轮机背压变幅较大、机组出力受限、煤耗率提高，凝结水品质降低，电厂热经济性降低等结果，严重时会导致直接空冷机组运行背压骤升而造成机组跳闸停机，对于直接空冷机组比较集中的地区，将直接影响电网运行安全。目前，国内直接空冷机组的主要特点有：（1）夏季环境干球温度较高时，汽轮机排汽压力随温度变化升高且变幅较大，机组难以安全满负荷运行，额定出力为70~90%之间，且供电标准煤耗升高，导致电厂热经济性降低。 （2）直接空冷机组风机数量多、功率大，夏季运行风机群总功率占机组额定功率的0.754%左右。为解决夏季满负荷问题采用调节风机转速的方法更是使风机消耗功率增加至1.00%。且由于直接空冷系统的容量限制及换热原理的局限，部分电厂给水泵多采用电机拖动形式，电厂生产厂用电率较高难以控制。（3）直接空冷系统对不同风向和不同风速的影响比较敏感，较高横向风风速导致风机工作能力减弱，不同的风向会对空冷系统形成热回流。在空冷机组较为集中地地区，夏季负荷比较紧张时,因天气原因突发大风导致直接空冷机组运行背压骤升造成的跳闸，给电厂及电网带来的安全隐患，例如著名的南非Matimba6×665MW空冷电站，曾经由于大风的影响而出现过停机事故，国内大部分地区亦是如此。（4）极端温度对换热面积需求不同的自身矛盾，为提高夏季机组热经济性，建设期间采用较低的ITD值（本项目为36.7）且采用较大的顺逆比（（本项目为5.67:1）），从而增加建设投资，导致后期冬季运行管理费用增加，甚至导致换热管束变形冻裂。（5）夏季凝结水温度较高，对于有凝结水精处理系统的机组，将直接影响凝结水精处理系统工作性能，较差的汽水品质将导致锅炉受热面结垢，汽轮机叶片喷嘴等通流部分结垢程度，增加锅炉爆管机率，降低电厂机组运行的安全性与经济性。因此，只有解决直接空冷系统目前面临的问题，提高直接空冷机组迎峰渡夏能力，才能有效的达到节能减排，安全经济运行，本项目便是在此背景下提出进行建设的。项目概况项目名称：北方联合电力有限责任公司达拉特发电厂2×600MW直接空冷机组冷端系统节能措施及优化运行研究与应用。工程建设规模：本工程是在#7、#8发电机组空冷岛周边可利用的场地上进行技术改造。工程建设特点采用FQN(Z)-15500换热装置，较其他方案高效，节能、环保。可以充分利用电厂再生水，提高水资源的利用率。项目建设周期短，机组停机安装时间极短，有效保证电厂生产任务。项目单位概况达拉特发电厂位于内蒙古鄂尔多斯市达拉特旗境内，发电厂东靠包(头)西(安)公路，西邻包(头)神(木)铁路，北距黄河约18公里，南距东胜煤田万利川煤矿50公里。电厂四期工程装机容量2×600MW亚临界空冷机组，由北方联合电力有限责任公司全资建设，锅炉、汽轮发电机组分别由上海锅炉有限公司、上海汽轮机有限公司制造。机组编号为7号、8号，其中7号机组于2006年12月正式投产，8号机组于2007年6月正式投产。编制依据汽轮机热力计算说明书；直接空冷系统技术协议及设计基础资料；相关专题项目研究成果；DL/T5375-2008《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》；现行国家和行业有关火电厂设计技术规定的有效版本；研究范围根据《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DL/T5375-2008）及其他编制依据的有关要求，结合本工程实际，确定本阶段研究工作的范围主要包括：根据项目实际情况，初步拟定工程技术方案；工艺系统、供水水源、建筑结构等设施；设备计算选型，总规划布置；环境保护；投资估算和经济效益分析。主要设计原则和指导思想主要技术设计原则建设地：毗邻#7、#8机组空冷岛进行建设。工程规模：设计分流240t/h排汽量。设备选型：采用FQN(Z)-15500换热装置。项目水源：主要水源为工业循环冷却水，补充水源为电厂再生水。技术方案的确定对于空冷机组而言，降低蒸汽终参数是提高机组热经济性的有效方法之一，也是保证其安全运行的有效途径。之前所述，直接空冷机组对环境流场、温度的变化影响十分敏感，尤其对夏季高温大风天气。因此，在保证机组安全经济运行，同时降低供电标准煤耗的前提下，增加空冷机组冷端散热能力，便成了保证直接空冷机组迎峰渡夏的有效方。目前，国内现有的工程实例或理论基础有：增设喷淋（雾）装置，其特点主要是设备投资成本低，安装简易、快捷，运行维护简单。喷淋（雾）系统热经济性效率不明显，且采用除盐水，运行成本较高，达不到节能目标；喷淋水易造成轴流风机损坏，空冷岛下部空间染污严重，对空冷岛下部主变等设施造成污闪等安全问题。增加直接空冷系统风机风量通过调整叶片角度或提高风速可以增加风机风量，此为有效快捷的方案之一；提高转速增加至少30%以上的风机消耗功率，导致运行费用激增；调整风机叶片角度易受机械振动的影响，当叶片角度接近临界角度时，振动频率剧增而导致叶片产生裂纹，同时对空冷岛整体结构稳定性构成威胁；另外以现有电机功率及减速机型号限制，此方案实现难度大，另外对抵抗大风影响作用基本无效。增加散热器面积增加直接空冷凝汽器面积有两种方式，第一种：新增一列（与汽机房A列垂直）8个冷却单元。第二种：新增一行（与汽机房A列平行）8个冷却单元。鉴于可利用场地、施工工程量、停机时间的限制，应采用第一种增容方式，其特点主要是：现有空冷系统为保证汽轮机排汽进入每列空冷冷却单元的蒸汽均布，蒸汽分配管设计成对称分布，新增一列空冷冷却单元必然造成蒸汽分配管不对称分布，造成蒸汽进入每列空冷冷却单元时发生偏流现象，偏流部分空冷冷却单元背压高，冬季空冷换热管易冻裂。建筑和安装工程量大，空冷机组配套的抽真空系统（真空泵）因空冷系统容积变化也要相应改变，投资费用增加，造价高。夏季受高温环境影响，换热温差降低，空冷换热系数降低，仅靠增加空冷冷却单元数不能有效解决空冷机组夏季出力受限问题。施工困难，增加空冷冷却单元受场地条件限制，土建、钢结构、管道等施工难度较新建工程难度大。增加水冷系统，其特点主要是水冷系统由水冷凝汽器、凉水塔、循环水泵、管线、阀门等组成，水冷系统循环管网与原地下管网相互影响，系统复杂，改造施工困难。循环水量大，1kg水升高1℃带走1kcal热量，1kg凝汽放出570kcal热量，假设循环水温升8℃，则冷凝1kg蒸汽需要50～耗电量大，冷却循环水量大，水泵扬程大（凉水塔所需循环水泵扬程一般为22~26m），造成循环水泵功率大；凉水水塔风机功率大。耗水量大，采用凉水塔冷却循环水冷凝蒸汽吸热的温升所需补充水量主要由三部分组成：蒸发损失、风吹损失和排污损失，总耗水量一般为循环水量的2~3%左右。循环水质有一定的要求，如果水质不好，会造成凝汽器管内结垢堵塞，管内结垢清洗比较困难。自动化程度较低，不能跟据环境温度变化调节负荷。采用FQN(Z)-15500换热装置本工程主要采用FQN(Z)-15500换热装置增加直接空冷系统迎峰渡夏能力。该改造工程是在直接空冷凝汽器基础上配置FQN(Z)-15500换热装置，以空冷换热为主，FQN(Z)-15500换热装置为降低背压的优化措施。分流部分汽轮机排汽，减少空冷凝汽器换热负荷，可将汽轮机排汽压力下降，满足机组夏季出力。冬、春、秋季节气温较低时，FQN(Z)-15500换热装置可以停用；夏季气温较高时，直接空冷凝汽器不能满足要求时，投用FQN(Z)-15500换热装置，保证机组满发同时大幅降低发电煤耗，提高机组运行的安全性和经济型。其特点主要是：节能，FQN(Z)-15500换热装置只有一次换热，它把汽轮机乏汽的热量直接传递给周围空气，而水冷系统为二次换热，多一次换热温差。FQN(Z)-15500换热装置主要利用水的蒸发潜热换热，其换热效果取决于当地的湿球温度，相对于水冷，冷凝背压更低，因此汽轮机冷凝温度降低，背压低，机组能耗降低，经济性高。FQN(Z)-15500换热装置循环水仅需保证换热管表面布水均匀即可，循环水量仅为水冷循环水量1/5。FQN(Z)-15500换热装置设备全封闭，在风机作用下形成微负压状态，蒸发温度低潜热大，降低蒸发用水。FQN(Z)-15500换热装置采用高效收水器，可保证风吹损失在0.01%以下，大大降低风吹损失。节电，FQN(Z)-15500换热装置循环水量小，扬程低，循环水泵功率较水冷系统大大降低。对水质要求较低，能有效利用电厂再生水，减少废水的排放，提高水资源的有效利用。受环境温度场风场影响较小，FQN(Z)-15500换热装置的换热性能取决于环境湿球温度，因此环境干球温度的变化对设备换热性能的影响较弱；供风系统采用引风式，对低于环境横向风有明显的作用。自动化程度高，能够根据环境温度变化对风机、水泵进行调节，达到节能的效果。运费费用低，占地面积小，安装施工短、操作维护简单可靠。综合比较序号项目喷淋（雾）增加空冷面积湿冷系统蒸发式凝汽器1工艺系统简单简单复杂简单2占地布置小大节省节省3安全性一般一般好好4冷凝效果一般一般好好5节能效果一般一般好好6操作费用高低高低7施工周期短较长较长短8停机时间无较长短短9投资少最大较少较少综上，本项目拟采用FQN(Z)-15500换热装置提高空冷机组冷端散热能力。方案的计算及优化厂址条件基本气象资料项目单位数据发生时间平均气压hPa901.7平均气温℃6.3极端最高气温℃40.21975.7.16极端最低气温℃-34.51971.1.22平均最高气温℃14.1平均最低气温℃-0.6最热月平均气温℃24.72最冷月平均气温℃-16.37平均相对湿度%55最小相对湿度%0年平均降水量mm301.3年最大降水量mm436.01994年最小降水量mm141.91980年平均蒸发量mm2016.6多年最大冻土深度cm176多年最大积雪深度cm381975.4.10平均风速m/s3.050年一遇设计最大风速m/s28.950年一遇设计风压kN/m20.522多年定时2min最大风速m/s241974.3.10多年最多雷暴日数d461960、1980地震厂址地震动峰值加速度为0.2g，地震动反应谱特征周期为0.35s。相应地震基本烈度为8度，ACC平台及其支撑结构（乙类建筑）抗震设计烈度应提高1度，按9度采取抗震措施。工程地质厂址位于河套断陷带南侧，呼包次级断陷西缘正负地质构造单元分界带上。河套断陷在古老的太古界变质岩基底上，依次沉积了白垩系、第三系和第四系地层，其中第四系主要为河湖相沉积物，最大沉积厚度约200m。与厂址有关的断裂主要有大青山山前断裂、鄂尔多斯台地北缘断裂和达拉特基底隐伏断裂，大青山山前断裂位于厂址以北，相距约30km，该断裂为一深大发震断裂，全新世以来曾多次发生过7级以上地震；鄂尔多斯台地北缘断裂北距厂址约10km；达拉特基底隐伏断裂位于厂址南约1km。这些断裂对厂址稳定性不构成直接影响。气温典型年逐时气温分级统计表气温分级(℃)出现小时数(h)累计小时数(h)频率(%)气温分级(℃)出现小时数(h)累计小时数(h)频率(%)39.939000.004.9417655450.6338.938000.003.9318957340.6537.937110.002.9220059340.6836.936120.001.9121661500.7035.935240.000.9019663460.7234.934260.00-0.1-118965350.7533.9334100.00-1.1-219267270.7732.93228380.00-2.1-319569220.7931.93139770.01-3.1-418171030.8130.930581350.02-4.1-513572380.8329.9291052400.03-5.1-616173990.8428.928933330.04-6.1-714575440.8627.9271184510.05-7.1-813576790.8826.9261195700.07-8.1-914778260.8925.9251417110.08-9.1-1011579410.9124.9241588690.10-10.1-1111980600.9223.92320310720.12-11.1-129481540.9322.92222012920.15-12.1-138782410.9421.92122415160.17-13.1-146283030.9520.92026117770.20-14.1-156683690.9619.91923320100.23-15.1-165684250.9618.91825822680.26-16.1-175084750.9717.91727825460.29-17.1-183485090.9716.91631428600.33-18.1-194085490.9815.91526431240.36-19.1-205085990.9814.91426333870.39-20.1-214386420.9913.91324136280.41-21.1-222386650.9912.91221038380.44-22.1-232686910.9911.91118940270.46-23.1-242887191.0010.91026242890.49-24.1-251587341.009.9923045190.52-25.1-26987431.008.9821647350.54-26.1-27487471.007.9724349780.57-27.1-28987561.006.9617951570.59-28.1-29387591.005.9521253690.61-29.1-30187601.00设计条件直接空冷系统性能保证的考核点在夏季空气干球温度为32℃，不利风向风速5m/s，每台汽轮机的排汽量为1308.395t/h，排汽焓为2523.0kJ/kg时，应保证空冷凝汽器风机在100%额定转速条件下汽轮机排汽口处背压不大于29.5kPa。在空气干球温度为16℃，每台汽轮机的排汽量为1204.752t/h，排汽焓为2423.7kJ/kg时，应保证汽轮机排汽口处背压为13kPa时，空冷机组全年处于经济运行状态。直接空冷系统各工况主要参数序号项目单位设计工况THA工况TRL（关键考核点）TMCR工况阻塞背压VWO工况1现场海拔高程m1023.0（黄海高程）2环境温度℃163214.34.212.83汽轮机排汽量kg/s334.65363.44356.77350.50371.584排汽焓kJ/kg2423.72523.02416.42394.72412.15汽轮机排汽背压kPa(a)1329.513.2913.26汽轮机输出功率MW600.274604.088639.299645.304664.2957散热面积m2164847616484761648476164847616484768迎风面风速m/s2.212.162.222.252.229风机直径m9.1449.1449.1449.1449.14410风机台数台646464646411风机消耗功率kW4499426345254690454912汽轮机排热量MW741.2812.7787.0777.3818.113计算散热量MW741.2812.7787.0777.3818.1保证值14风机消耗功率kW44994263452546904549汽轮机排汽背压KPa1329.513.2913.216散热量MW17凝结水温度（凝结水箱出口处）℃49.367.749.540.349.418℃1.811.93.52

直接空冷系统初步性能曲线说明：以上初步性能曲线基于设计值绘制而成。增容改造容量的确定按夏季机组负荷率均在85%作为边界条件1；电厂原水及再生水量作为边界条件2；现场可利用占地作为边界条件3；考虑设计裕量。设计分流排汽量按TRL工况（1308.395t/h）进行计算，计算结果如下：TRL工况排汽流量t/h分流排汽量t/h分流比率设备数量（台）1308.395240~18%12增容改造结果计算蒸发式凝汽器运行方式为夏季尖峰时段运行，通过经济性比较及实际运行经验，设备于5、6、7、8、9月（共5月）运行，夏季运行小时数：5×30×24×5500/7500=2640小时。根据项目地典型年气温累积频率计算成果表，取环境温度在17℃以上进行汽轮机变工况计算，参考下式：汽轮机变工况计算结果表项目改造前（kPa）改造后（kPa）32℃排汽背压37.0027.58与改造前背压差——9.4217℃以上加权背压24.1117.77与改造前背压差——6.34说明：以上汽轮机原则性热力系统计算均基于设计工况，后修正到实际运行工况，既所有计算过程均考虑热风循环导致的风机进口温度升高，设备使用年限增长而增大的污垢热阻，系统真空严密性的降低等因素对直接空冷系统的影响，并停运喷雾装置。工程设想方案流程简介本次改造项目主要是在直接空冷系统的基础上配置FQN(Z)-15500型尖峰冷却装置，以直接空冷系统为主要运行方式，尖峰冷却装置为降低背压的优化措施。由原空冷岛主排汽管道上引接出蒸汽分配管，汽轮机部分排汽经蒸汽分配管道送至尖峰冷却装置进行冷凝，凝结水通过凝结水管道送回至排汽装置热井，尖峰冷却装置设置有抽真空管线，并入原空冷岛抽真空母管（见下图）。在蒸汽分配管道上设有膨胀节和电动蝶阀，膨胀节用以吸收管道的横向和轴向等位移；电动蝶阀，在夏季机组运行背压高时，打开阀门使一部分蒸汽流至凝汽器进行冷却，缓解直接空冷散热器的压力，达到降低背压的目的。春、秋、冬季机组运行背压较低时，关闭阀门，仅直接空冷运行，达到节水节能之目的，同时安装隔离阀方便缺陷消除，确保机组运行安全。整套项目包含的主辅工程有：尖峰冷却装置设备配置12台FQN(Z)-15500换热装置；设备性能描述采用传热效率高、空气阻力小、性能先进、强度能满足安装、运行、维修、冲洗要求的冷却元件。蒸发式凝汽器采用单管程结构，冷却器冷却面积满足系统冷却能力要求，并留有10～15%的裕度。蒸发式凝汽器具有蒸汽进口（进口蒸汽分配均匀）、抽真空口、凝结水口、水箱有补水、排污、溢流口。蒸发式凝汽器换热管采用“碳钢+锌铝合金”椭圆管，支撑构架采用Q235B，支撑构架部分采取热浸锌防腐工艺。换热管单管试压试验压力不低于2.0MPa，换热管束整体进行整体水压试验试验压力不低于0.1MPa，并进行真空试验，时间不少于24小时。冷却器满足蒸汽均匀分配到每一根换热管，换热管束不存在换热死区。尖峰冷却装置蒸汽分配系统从原直接空冷凝汽器的单根主排汽管道（DN6000）上引接出单根蒸汽分配管道DN2400；每两根再汇合成一根总管DN3400送至换热装置平台外，再分配至单台尖峰冷却装置。支管道上设电动蝶阀，夏季机组运行背压高时，打开阀门使一部分蒸汽流至凝汽器进行冷却，缓解直接空冷散热器的压力，达到降低背压的目的。春、秋、冬季机组运行背压较低时，关闭阀门，使全部排汽通过直接空冷散热器冷却，也作为设备检修维护时隔断用。排汽管道的设计满足与机组原有排汽管道接口处不产生对原有排汽管道造成不安全影响的额外的力和力矩，包括管径选择计算、强度计算、支架的设计与布置、补偿器的选型计算、加固肋布置和选型计算、管道应力及推力计算、管系阻力计算、柔性计算、支吊架荷载分配等。在排汽管上设置人孔以便对排汽管道内部进行检查和维护。接口处考虑保证进入蒸发式冷却器足够的蒸汽量，有必要设置导流板，同时排汽管道留有一定的坡度以保证冬季冷凝水能够顺畅地排回，不在管道内积存以免结冰。排汽管道的设计考虑留有系统安装完成后进行改造系统整体气密性试验所需的临时堵板（气密试验压力按照0.055MPa设计）。为减少机组停机时间，利用真空隔离阀在机组小修期间引接旁路，便于后期能短时间并机运行。凝结水系统本改造系统不设置凝结水泵，改造系统的所有凝结水依据重力自流到机组排汽装置，并依靠重力实现排汽装置内雾化除氧（可以考虑接到低加疏水管回排气装置附近，以便热力除氧）。凝结水系统的设计要求在设备停运后冷却器内部的凝结水能够顺利流入排汽装置，不在管道/设备内部积存。改造系统凝结水母管沿机组排汽管道下部穿越A列进入汽机房。在进行冷却器热态清洗时的凝结水排放与机组启动热态冲洗同期进行。由于尖峰冷却装置为夏季时间运行，为防止较长时间停运换热管内产生的锈蚀对凝结水品质产生影响，设置独立的水箱在尖峰冷却装置启动时收集不合格的凝结水。抽真空系统为排除系统内的不凝性气体，尖峰冷却装置同样设置有抽真空管道，其直接并入原抽真空系统的抽真空母管上，由于主厂房内主机水环真空泵富裕量较大，因此暂不考虑增加抽真空设备容量。供水系统尖峰冷却装置喷淋水采用循环水泵统一供水，未蒸发的喷淋水统一收集至蓄水池，往复使用，蓄水池与设备支撑平台为一体，系统水容积的设计按照GB50050-2007《工业循环冷却水处理设计规范》。尖峰冷却装置取水初步定为水库水，电厂再生水作为补充水源，冷却水系统采用母管制运行方式，设置3台35%容量的循环水泵，不设备用。循环冷却水系统采用母管制运行方式，设置3台35%容量的循环水泵，不设备用。冷却水分配系统要求流量、压力满足要求、喷洒均匀；尖峰冷却装置设计补水量327.53m3/h，主要取水点初步定工业循环冷却水；电厂再生水等也接入尖峰冷却装置蓄水池，作为补充水源。喷淋水水质指标及控制方案补充水水质指标项目单位许用值浊度NTU≤20PH值6.5~9.0钙硬度（以CaCO3计）mg/l50～300甲基橙碱度（以CaCO3计）mg/l50～300Cl-mg/l≤1000硫酸盐mg/l≤250硅酸（以SiO2计）mg/l≤250BOD5mg/l≤40CODcrmg/l≤100氨氮mg/l≤10总磷（以P计）mg/l≤5细菌总数个/m/l≤500悬浮物mg/l≤100经初步论证达拉特电厂水质指标基本满足使用要求。工业循环冷却水控制方案阻垢缓蚀处理循环冷却水的阻垢缓蚀处理药剂综合补充水水质、浓缩倍率、换热设备材质、循环冷却水温度等因素，选择高效、低毒、化学稳定性及复配性能良好的环境友好型水处理药剂。循环冷却水阻垢缓蚀剂的首次加药量按系统水容积及单位循环冷却水加药量确定；系统运行时阻垢缓蚀剂的加入量按排污水量、风吹损失水量及单位循环冷却水加药量确定。均采用手动加入，不再设置加药装置。微生物控制除了防垢阻垢缓蚀外，还要控制微生物的生成。系统首次注满水时以及运行期间要定期进行生物控制，循环冷却水微生物控制以非氧化型杀生剂为主。可根据微生物监测数据不定期手动加入，不再设置加药装置，加药量按系统水容积及单位循环冷却水加药量确定。清洗和预膜换热装置在长时间停运后第一次运行前可以进行清洗和预膜处理，由专业水处理厂家进行。排污处理换热装置装置的系统排污水直接排至工业废水排水系统。药剂的贮存及投配换热装置装置水处理的药剂量按7~10d的消耗量并根据药剂性质进行贮存；各种药剂和杀生剂的投加点靠近换热装置装置蓄水池补水口，以便于与循环冷却水混合。电气部分供电方案本期空冷系统FQN(Z)-15500换热装置工程用电设备有：水工工艺所需增设的独立循环水泵，换热装置自带的轴流风机，电动隔离阀，以及其它热控负荷及照明设施。系统用电负荷统计如下：序号设备名称电压参数1蒸发冷冷却风机380V75×122循环水泵380V75×33照明及其它380V/220V504合计kW1175所有用电设施单独设置配电装置，包含6kV高压输电电缆、干式变压器、进线柜、配电柜及所属的土建设施。供电原则本工程接于PC上的大于75kW的电动机、100kW及以上的静态负荷回路采用框架断路器供电，其余MCC一般静态负荷由塑壳断路器供电。低压电器的组合保证在发生短路或异常运行时，各级保护电器有选择性的正确动作。供电设备动力负荷中心（PC）变压器采用环氧树脂浇注的干式变压器，不低于SCB10，效率不低于99%，F级绝缘，B级考核。绕组绝缘水平（包括工频/雷电冲击〈全波，截波〉）应符合GB6450、GB311.1及GB10237的规定）。动力负荷中心（PC）和就地电动机控制中心（MCC）低压盘柜采用金属铠装低压抽屉式开关柜（即MNS型），室内安装。电缆敷设、防火及设备接地电缆敷设主厂房电缆通道主要采用架空电缆桥架的方式，本次改造工程利用原有的电缆通道及地下埋管的方式敷设。0.4kV动力电缆、控制电缆、信号电缆等按有关标准和规范分层（或分隔）敷设。电缆设施符合相关的标准和规范。电缆选型电缆选型应与原来电厂所用电缆型号一致。0.4kV电缆采用0.6/1.0kV阻燃型交联聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装铜芯电力电缆。0.4kV动力电缆及控制电缆没有中间接头。0.4kV动力电缆的终端采用终端接头。60V以上的测量和控制电缆为ZR-KVV（P2）型电缆。仪用互感器电缆必须符合“60V以上的测量和控制电缆”的要求。电缆防火阻燃为防止电缆着火时火灾蔓延造成严重的后果，本次改造工程采取以下措施：电力电缆、控制电缆、测量信号电缆及计算机电缆采用C级阻燃电缆，保安负荷采用耐火电缆。在电缆敷设完成后，对所有贯穿楼板的电缆孔洞，所有高低压开关进行防火封堵、盘柜、动力箱等采用有效阻燃材料进行防火封堵。对重要的电缆及高温、易燃场所采用阻燃槽盒。设备接地接地系统符合GB、DL及IEC标准的相关要求。新增设备部分的重复接地与原有接地干线或支线连接引入主接地网。电缆选型本次改造的新增设备，根据全厂设计一致的原则，都采用与原工程控制方式和保护实现方式保持一致。其中需远方控制的电动机纳入热控DCS或PLC，重要电动机设置就地启停按钮或事故按钮。带控制箱的设备控制箱由设备厂家成套供应。就地控制箱上应包括必要的操作按钮，控制开关和信号灯等，远方和就地控制应设相应的闭锁开关。控制箱外壳防护等级为IP44。热工自动化水平本工程北方联合电力有限责任公司达拉特电厂2×600MW机组冷端系统节能措施及优化运行研究与应用工程的仪表和控制包括：——蒸发式凝汽器系统的仪表和控制；——循环水系统的仪表和控制；——凝结水系统的仪表和控制；——补给水系统的仪表和控制；——抽真空系统的仪表和控制；本工程空冷系统采用集中控制方式：单元机组部分控制（包括蒸发式凝汽器系统、循环水系统、凝结水系统等）纳入原汽机DCS控制系统；直接在机组控制室控制和监视。本次改造项目尖峰冷却装置所增加的I/O点数约为150点。控制水平本工程空冷系统采用DCS控制，不设常规仪表盘及常规仪表，以LCD、键盘和鼠标为主，实现对蒸发式凝汽器系统、循环水系统、凝结水系统的启停、正常运行及事故处理的监视和控制。设置的自动调节系统、保护联锁逻辑能使本工程的所有系统良好地运行在各种工况和状态下，并自动完成相应的事故处理。控制要求本工程采用就地无人值班的控制方式，整套系统采用现有空冷机组DCS分散控制系统进行控制。本项目的检测与控制系统分为以下两个级别：(1)现场级；包括各种检测仪表和执行器。(2)过程控制级；采用DCS来实现对本系统的实时监视和控制。过程控制级采用DCS软逻辑来完成有关的联锁保护、顺序控制和闭环回路控制。控制系统的可靠性为了保证系统安全可靠地运行，控制系统的设计遵循下列原则：a．控制系统的单一故障，不会导致整个控制系统的失效，也不会影响系统的正常运行和保护功能。b.在控制机柜模件的配置上，尽可能做到被控对象的合理配置。部份模件故障时，只影响部份设备的控制。c.控制系统的人机接口、控制网络、控制电源及控制器冗余配置，当部份显示设备故障时，不会因部份设备的故障而影响整个系统的运行。d.当控制系统发生失控故障时(如断电断气等)，控制回路的设计保证被控对象的系统处于安全状态。e.控制系统具有自诊断功能，故障时及时发出报警信号，防止事态扩大，以致影响系统正常运行。热工自动化功能热工检测包括：系统主要运行参数；仪表和控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数；必要的环境参数；电动执行机构的运行的参数与状态检测。控制系统功能(1)操作员站基本功能如下：程序开发系统状态诊断控制系统组态数据库的管理和维护上位机画面的编辑和修改监视系统内每一个模拟量的数值和数字量的状态显示并确认报警信息显示操作指导和帮助建立趋势画面并获取趋势信息自动定时生成报表，并自动或手动打印报表远程控制现场设备的开、关、启、停等远程手动和远程自动方式的切换对模拟量的设定值和偏置在上位机可开放式设定(2)显示功能：画面丰富，完全满足系统需要：报警画面：显示当前或历史报警信息趋势图：对重要的数据进行图形化显示控制画面：对设备进行控制故障诊断画面动态画面参数修改画面：对工艺参数（步序时间/条件）进行修改(3)历史数据管理：可对所有采集数据任意设定存取间隙和存取方式。(4)打印报表：可按用户定义的报表格式进行定时、报警和随机打印。(5)事件记录：事件和内部时钟可按时间顺序区分和管理，并可及时显示和打印。热工自动化设备选择本工程所采用的仪表和控制设备具有当今实践证明先进的技术，即具有高的可用性、可靠性、可操作性、可维修性和可扩展性。控制系统本工程控制系统采用现有空冷机组的DCS集成控制系统。测量仪表智能压力/差压变送器可选用先进，性能可靠的产品；过程量原则上尽量采用变送器代替，必须采用的则选用在同类机组上有良好业绩的国内外知名品牌。执行机构电动执行机构、重要的阀门电动装置等均选用国内外知名品牌。电动门及电动调节阀执行机构均采用防震、一体化智能型（含动力控制装置或伺服放大器）。本系统中用于调节的电动执行机构采用全智能一体化产品（含伺服放大器），应配有阀门定位器和位置转换器,能接受和输出4-20mADC的控制信号和位置反馈信号。用于全开全关控制的电动执行机构采用全智能一体化产品（含动力控制装置或伺服放大器），能接受开关量控制信号和输出开关量位置反馈信号。用于两位式快速动作的阀门采用气动式阀门，一般两位式阀门及所有闭环控制回路的执行器应采用智能电动执行机构。电动执行机构的运行环境温度适用于室外安装，其防护等级为IP56，包括电动机和接线端子。执行器的电动机绝缘应按F绝缘等级设计。选用合适的护罩可保护联轴器和驱动轴。调节阀门的执行机构应设计成能使阀门保持在全开及全关之间的任何位置而不会漂移或抖动，且转距适合于阀门要求并有适当的设计裕量。控制台、箱、柜由于本工程采用现有空冷机组的DCS集散控制系统，故本工程不再另行设立控制柜及操作台；热控涉及的执行机构、电动门、仪表等设备供电需重新配置电源分配柜。电缆 电缆主要包括控制电缆、计算机电缆和电力电缆。所有电缆均为阻燃铜芯电缆，阻燃等级为A级。控制电缆选用带屏蔽控制电缆，计算机电缆选用对绞分屏蔽及总屏蔽。电缆敷设采用埋管、槽盒、电缆沟敷设方式,主电缆通道采用电气缆沟。设备布置据现场主厂房、#7机组空冷岛、岛下建构筑物、及地下管网来的布置分析，#7机组的尖峰冷却装置布置较为容易，且可以避开地下管线。初步布置在#7机组正北侧。单台机组占地约50m×20m。#8机组毗邻五期扩建工程，原则上不允许布置在#8机组空冷岛南侧，也不能布置与东侧升压站，因此可以将管道引接至#7机组北侧与#7机组尖峰冷却装置共同布置，该措施会导致管道等初投资的增加，且施工难度较大，对后期运行及管理较为困难，因此本阶段不建议#8机组进行节能改造，或在下步工作再次详细论证其可行性。设备可利用占地见下图：土建结构及水工结构部分概述根据工艺专业提出的资料，本期改造包括以下土建工作量：蒸发式凝汽器设备支撑平台，统一水池（建在支撑平台下），蒸汽分配管支墩及钢结构支撑。设备支撑平台设备支撑平台按钢筋混凝土结构考虑，下部空间为蓄水池，应考虑渗透，腐蚀的因素。蒸汽分配管道支墩蒸汽分配管道采用钢筋混凝土基础，钢结构支撑型式。循环水泵基础循环水泵布置在换热装置装置附近，建设简易泵房。。蓄水池蓄水池与设备支撑结构为一体，考虑水池的排污、漏水排水。尖峰冷却装置设计参数序号项目单位设计参数1厂址标高m10252设计湿球温度℃213夏季通风相对湿度%40尖峰冷却装置运行参数序号项目单位运行参数1设计补水量m3/h218.352平均补水量m3/h174.683电机消耗轴功率kW900投资估算及成本效益分析工程概况项目名称：北方联合电力有限责任公司达拉特发电厂2×600MW直接空冷机组冷端系统节能措施及优化运行研究与应用。工程规模：2×600MW直接空冷系统#7、#8机组增容扩建改造。工程性质：节能改造。投资方：北方联合电力有限责任公司工程静态投资估算（按单台机组）设备数量（台）分流排汽量t/h平均降低背压kPa投资估算（万元）122406.342472经济效益分析原始参数尖峰冷却装置运行小时数：2640小时；上网电价：310.9元/MWh；厂用水价：0.30元/吨；设备维护费：按项目总投资1%取，含减速机用油、换热管阻垢、除垢等；设备折旧费：按5%残值率计提，20年使用年限。主要热经济性指标（按TRL工况）项目单位改造前改造后加权平均背压kPa24.1117.77与改造前差值kPa06.34发电功率MW·h540.00557.01热耗值kJ/kWh85388277厂用电率%7.947.86发电标准煤耗g/kWh322.93313.06供电标准煤耗g/kWh350.78339.77供电输出功率MW·h497.12513.23差值MW·h——16.11*说明：夏季负荷率按90%。增加供电收益计算（按单台机组计）16.11MW·h×2640h×310.9元/MW·h=1322.27万元说明：收益=增加供电量×尖峰冷却装置运行小时数×上网电价机组运行费用（按单台机组计）尖峰冷却装置消耗水费：174.68t/h×2640h×0.3元/t=13.83万元经济效益算结果汇总序号项目名称单位计算结果1年总收益万元1322.271.1增加供电收益1322.272年运营费155.972.1水费13.832.2设备维护费24.722.3设备折旧费117.423年净收益1166.304项目总投资2472.005回收投资年限年2.12社会效益对于空冷机组较为集中地地区，在夏季高温天气及用电高峰期间，能有效保证用电负荷和电网的安全运行。煤耗的降低，减少了硫化物、氮氧化物、粉尘等污染物的排放；另外换热装置装置能有效利用电厂排污水，减少废水的排放，提高水资源的有效利用，有利于国家“节能减排”目标的实现。结论及存在的问题结论从以上各专业的分析与论证可看出，北方联合电力有限责任公司达拉特电厂2×600MW机组冷端系统节能措施及优化运行研究与应用工程，采用FQN(Z)-15500换热装置改造方案，从技术与经济的角度分析看，其改造方案是可行的。由于#8机组毗邻5期扩建工程，通过前章节论证，项目初投资的较高，且施工难度较大，对后期运行及管理较为困难，因此本阶段不建议#8机组的节能改造项目。在下步工作中进行详细论证。问题及建议直接空冷系统为减少项目改造所需的机组停机时间，可以在机组小修停机期间从排汽主管道引接一段管道并加装真空隔离阀，待设备安装完整后可直接开启真空隔离阀，由于大直径真空隔离阀的采购周期较长，因此建议提前编制真空隔离阀采购计划。空冷排汽管道布置方案对于本改造工程现阶段空冷排汽管道的布置方案，建议由设计方通过详细的排汽管道应力计算、核算。本次改造工程下阶段的设计过程中，可能还需要原直接空冷系统、DCS系统等供货商设计方提供一些必要的技术数据，以及对有关技术参数的确认、配合等工作。工程应用实例应用实例一：660MW超临界机组项目简介项目单位：神华国能宁夏煤电有限公司项目地点：宁夏回族自治区灵武市宁东能源重化工基地鸳鸯湖电厂。锅炉：上海锅炉厂有限公司超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉。汽轮机：东方汽轮机有限公司超临界空冷汽轮机，型号：NZK660-24.2/566/566。空冷岛：斯必克斯（SPX）冷却技术有限公司,配56台直径9.754m的轴流风机。一期2×660MW机组于2010年底投入运行，空冷岛设计工况为环境温度31℃时空冷系统运行背压32kPa，实际运行当环境温度超过30℃(实际夏季气温曾高达41.4℃)时，汽轮机背压升高，发电煤耗增大，汽机背压一般在35kPa左右，较高时近40kPa，机组出力在80%～90%之间。鸳鸯湖电厂项目采用蒸发式凝汽器进行机组冷端优化改造，具体方案：从原直接空冷凝汽系统主排汽管道分流320t/h的蒸汽，采用16台FQN(Z)-15500换热装置进行换热冷却，设计达到的要求：夏季（6月～9月）实际运行排汽背压在原基础上降低8kPa～14kPa，预留再扩建条件。项目于2012年5月开始施工，7月安装成功，9月装置投入运行，效果明显。先后于2012年9月，2013年7月经过山东电科院性能检测，结果表明系统各项设计参数均达到设计要求。项目改造结果2013年5月17日至7月23日期间鸳鸯湖电厂对尖峰冷却装置夏季工况性能进行自试验，机组运行小时数为1512h，其中尖峰冷却装置运行小时数为1067h。对机组运行各项指标进行统计并计算，结果如下。机组排汽背压对比（摘取某日运行数据）07月02日负荷（MW）排汽压力（kPa）差值（kPa）环境温度℃#1#2#1#2256325062025526644638213211276426292234122863953026381229642600243713306335362538133163155126381232638560264014算术平均值638569243512发电水耗率自试验期间，对尖峰冷却装置耗水量及全厂水平衡进行数据统计，尖峰冷却装置平均耗水量为206.14t/h，发电水耗率指标为0.133m3/s·GW，低于DL/T1052-2007《节能技术监督导则》中0.20m3/(s·GW)的要求。生产厂用电率自试验期间，尖峰冷却装置电机平均消耗功率为717.77kW·h（名牌功率1320kW），计算#1机组厂用电率为8.83%，#2机组（未改造）为8.86%。发电功率及供电标准煤耗率统计#1机组在15℃以上运行尖峰冷却装置时的加权平均背压为18.21kPa，去年未投运尖峰冷却装置时的加权平均背压为26.30kPa，#1机组排汽背压平均降低8.09kPa。根据汽轮机排汽背压对功率的修正，增加发电功率约4.4%。根据汽轮机排汽背压对热耗的修正，机组排汽背压