引言随着新能源发电装机规模迅速增长，火电机组深度调峰运行已成为常态和必然趋势。机组负荷率的降低将导致煤耗率明显上升，对于具有节水优势而在北方地区广泛应用的空冷机组，能耗指标和空冷凝汽器冬季防冻的压力将进一步增加。将空冷凝汽器防冻与机组冷端优化运行进行有机结合，对空冷机组节能降耗具有重要意义。目前，空冷凝汽器防冻的主要策略是在环境温度低于特定值时，监测各支管凝结水温度（或过冷度）、真空抽气温度（或过冷度）[1-5]、翅片管温度（或温差）[3,6-7]，若任意一处监测值超标，则提升机组背压2~3 kPa，同时调整该列风机频率或退出某列凝汽器，以实现空冷凝汽器防冻。实际运行中，几乎都以凝结水温度和真空抽气温度为依据。在空冷凝汽器防冻与机组背压优化方面，李永茂[2]等研究指出，应按照对应负荷下的阻塞背压设定机组运行背压，偏差不应超过3 kPa。范晓英[8]等建议冬季设定背压在阻塞背压以上1 kPa。刘海渊[9]等指出，冬季空冷凝汽器运行背压追求阻塞背压。田小林[10]等认为，应结合多种技术，以进一步降低背压和煤耗。以往机组负荷率较高，阻塞背压相对较高，运行背压偏离阻塞背压对经济性的影响有限。但随着近些年深度调峰时间的增长，机组阻塞背压随负荷率的波动而大范围变化，已有的运行方式和防冻策略若不随之改变，对经济性的影响将不容忽视。文中以某660 MW直接空冷机组为例，针对深度调峰期间问题，探讨深度调峰期间冷端防冻及低背压运行节能潜力。1机组现状及问题分析1.1机组概括某CZK660/646-28/0.49/600/620型直接空冷机组，设计背压11.0 kPa，阻塞背压5.63 kPa。THA工况和阻塞背压工况热耗率分别为7 596 kJ/kWh和7 441 kJ/kWh。机组阻塞背压和凝结温度与负荷率的关系如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.030.F001图1机组阻塞背压和凝结温度与负荷率的关系空冷凝汽器共分为8列、64个风机单元，每列3个逆流风机单元。空冷凝汽器每列设置1个抽气温度测点、6个凝结水温度测点。环境温度低于1 ℃时，若任意一处抽气温度或凝结水温度低于30 ℃，触发Ⅰ级防冻保护；若抽气温度或凝结水温度低于25 ℃，则触发Ⅱ级防冻保护。为了避免空冷凝汽器内部汽流超速引发腐蚀和结冻危害，当背压低于8.5 kPa时，开启低背压报警，提示调整风机转速或逐步退出几列空冷凝汽器。1.2运行中存在问题以2020年12月为例，机组负荷-背压关系如图2所示。在此期间环境温度为-20.33~2.55 ℃（均值-9.10 ℃），机组平均负荷率60.7%，背压介于4.95~13.63 kPa之间，平均背压8.22 kPa；其中，50%以下负荷期间，机组平均背压8.52 kPa，环境温度均值-15.11 ℃。负荷和气温下降，但机组背压却升高。与图1的数据相比，运行背压应有较大的优化空间。因为环境温度很低，背压与负荷无明显的相关性，可以断定背压偏高与空冷凝汽器防冻密切相关，即低背压报警设定值、各支管凝结水温度和真空抽气温度超限是影响该机组背压的主要因素。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.030.F002图2机组负荷-背压关系2背压偏高的原因分析2.1低背压报警设定值对机组背压的影响为了避免凝汽器内汽流超速并发生腐蚀现象带来的防冻危害，当背压低于8.5 kPa时，触发低背压报警。在空冷凝汽器投运列数一定时，凝汽器内汽流是否超速取决于汽轮机排汽容积流量。排汽容积流量近似与排汽量成正比、与背压成反比。机组THA工况下的排汽量为1 066.5 t/h，在背压为8.5 kPa时的容积流量约4 637 m3/s；30% THA工况下的排汽量只有424.56 t/h，当背压降至3.5 kPa时，排汽容积流量仍略低于4 637 m3/s，即在凝汽器全部投运前提下，若背压不低于3.5 kPa，空冷凝汽器内部汽流不会超速。即便只有半数凝汽器投入运行，背压不低于7 kPa，也不易超速。因此，低背压报警值设为8.5 kPa有待商榷。运行人员无法获取当前负荷下确保凝汽器内部汽流不超速的最低背压，在低背压报警的影响下，采取相对保守的措施，将背压维持在不必要的较高水平，是冬季背压偏高的原因之一。2.2真空抽气温度对机组背压的影响抽气温度-凝结水温度-背压对应关系如图3所示。抽气温度总体上与背压呈正相关。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.030.F003图3抽气温度-凝结水温度-背压对应关系根据混合气体水蒸气分压力公式[11]计算得到蒸汽温度随凝结率变化的关系。翅片管内温度变化规律如图4所示。空冷凝汽器翅片管温度红外成像如图5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.030.F004图4翅片管内温度变化规律10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.030.F005图5空冷凝汽器翅片管温度红外成像沿翅片管长方向，管内蒸汽凝结过程存在1个温度剧烈变化的转变界面[12]。该处温度由排汽温度急速向环境温度转变，温度梯度非常大，跨越的管长很短。转变界面上游温度接近排汽温度且几乎不变，转变界面下游，温度接近环境温度。当翅片管换热条件发生变化，内部蒸汽凝结率随之发生变化，转变界面的位置必然变化。若转变界面稍稍远离抽气口，则抽气温度快速降低，触发防冻保护，使抽气温度恢复至30 ℃以上。抽气温度高于30 ℃意味着更多未凝结蒸汽进入真空泵，使其工作水温度升高、抽吸能力下降，必然导致背压偏高。此外，防冻策略中缺少抽气温度偏高的应对措施，也是背压偏高的原因之一。2.3凝结水温度对机组背压的影响凝结水母管回水温度低于30 ℃的时间约占15%，考虑到母管凝结水由凝汽器48个支管中凝结水汇聚而成，至少1个支管中凝结水温度低于30 ℃的时间占比将明显增加。图5中，不同列乃至同列凝汽器不同顺流单元换热差别明显，部分顺流翅片管出口段存在长短不一的低温段，导致该处凝结水温度不同程度降低，触发防冻保护的概率增大。以图5中某列空冷凝汽器为例，其中1个顺流单元出口段低温区导致管内凝结水被过冷，触发防冻保护，全列顺流风机降速，换热减弱，该低温区缩小或消失，凝结水温度恢复正常。但原本无低温区的近端和远端单元翅片管换热也被削弱，将导致更多的蒸汽进入逆流区，在不强化逆流区换热的情况下，抽气中蒸汽含量明显上升，真空泵水温上升，机组背压随之升高。此外，30 ℃和25 ℃对应的饱和压力分别为4.24 kPa和3.17 kPa，假定排汽装置至空冷凝汽器压力损失1 kPa，即使凝结水过冷度为5 ℃，则机组背压为5.24~6.63 kPa，介于50%~60%负荷的低背压报警值之间，若排汽量因负荷降低或抽汽供热而减少，机组背压本可继续降低而内部蒸汽不超速，但此时凝结水温度因背压降低而降低，触发防冻保护，阻止背压继续降低。因此，空冷凝汽器防冻阈值设置不够合理以及空冷凝汽器换热不均匀导致的局部凝结水温度低触发防冻保护，是机组冬季低负荷期间背压偏高的主要原因。3防冻策略优化建议3.1低背压报警值的设定根据汽机厂提供的热平衡图，可以计算不同负荷下，8列空冷凝汽器全部运行时，内部汽流不超速容许的最低背压（此处称为限速背压），如表1所示。容积流量为4 636 m3/s。为了便于比较，将相应负荷下的阻塞背压一并列入表中。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.12.030.T001表1不同负荷率下汽流不超速的最低背压（限速背压）负荷率/%6段抽汽压力/MPa6段抽汽温度/℃排汽流量/(t/h)限速背压/(m3/s)阻塞背压/kPa1000.241195.71 0678.505.577850.209198.79307.564.785750.188200.98396.784.258600.155204.26975.573.467500.132206.65994.742.939400.109209.24973.892.411300.093211.04253.291.884由表1可知，负荷率一定时，保证空冷凝汽器内汽流不超速的限速背压高于阻塞背压，冬季该机组应按照限速背压而非阻塞背压设定低背压报警值。本机组冬季运行平均背压仍有2.65 kPa的降低空间，对应的节能潜力约4.6 g/kWh。低负荷期间背压降低空间可达4~5 kPa以上，节能潜力更大。本机组为供热机组，冬季低负荷时排汽量更少，对应的限速背压可以更低。变工况下排汽量与6段抽汽参数可以根据厂家给定数据（表1）结合弗留格尔公式计算。DcDc0=0.969×p6p60t60+273t6+273+0.034 24 (1)式中：Dc、Dc0——分别为当前排汽量和THA工况排汽量，t/h；p6、p60——分别为当前6段抽汽压力和THA工况6段抽汽压力（绝压），MPa；t6、t60——分别为当前6段抽汽温度和THA工况6段抽汽温度，℃。因汽轮机排汽比容近似与背压成反比，故当前排汽量下的容积流量关系为：QQ0=DcvcDc0vc0=DcDc0pc0pc (2)式中：Q、Q0——分别为当前工况和空冷凝汽器设计最大蒸汽容积流量，m3/s；pc——当前工况背压，kPa；pc0取8.5 kPa；vc——当前背压下排汽比容，m3/kg；vc0——背压pc0时对应的排汽比容，m3/kg。将式(1)和pc0带入式(2)，考虑到实际投运的凝汽器列数可能不是8列，得到限速背压pw近似如下：pw=8k8.236×p6p60t60+273t6+273+0.291 (3)式中：k——空冷凝汽器运行列数。3.2真空抽气温度设定若仍采用抽气温度触发防冻保护的策略，建议触发防冻保护的设定值不高于20 ℃，且最好设定上限值。当某处抽气温度过高时，该列需提升逆流风机转速乃至顺流风机转速，直至抽气温度回归合理范围。虽然抽气温度较低，但因内部蒸汽几乎完全凝结（否则温度不会低），不凝结气体沿翅片管进入抽气管中很难结冻；即使少量结霜，在逆流风机定期反转暖岛过程也可以消除；逆流管束中的凝结水在向下流动过程中一直被温度较高的蒸汽加热，不会被空气冷却而结冻。冬季实际运行中，逆流区经常处于大面积低温状态，但并未结冻，也说明降低抽气温度不存在问题。此外，建议增加空冷凝汽器温度监测系统，并以逆流区出口段温度或逆流区温度转变界面位置为依据，对风机频率进行调节[12]。逆流区温度转变界面远离抽气口时，降低逆流风机转速；温度转变界面过于靠近抽气口时，增加逆流风机转速。该方法实质上是对抽气温度的低值和高值都进行了限制，而且在环境温度高于1 ℃期间，也可以实现逆流风机的精细化节能运行。3.3凝结水温度设定任意一处支管中的凝结水通常来自其临近位置的2~3个单元部分或全部翅片管，其温度处于蒸汽压力下的饱和温度与局部最低凝结水温度之间，但无法感知局部最低凝结水温度。为了防止局部结冻，支管处凝结水温度不可过低。任意一处支管凝结水温度低于25 ℃且过冷度大于5 ℃时，建议启动Ⅰ级防冻保护，若过冷度不大于5 ℃，则不启动防冻保护；但若任意一处支管凝结水温度低于20 ℃时，则启动Ⅱ级防冻保护。根据低压湿蒸汽的热力特性，在冬季运行背压范围内，过冷度Δtci为：Δtci=-0.131 8×pc2+4.632 5×pc+12.852-tci (4)式中：Δtci——空冷凝汽器某支管凝结水过冷度，℃；pc——空冷凝汽器入口蒸汽压力，kPa；tci——空冷凝汽器某支管凝结水温度，℃。在设定最低凝结水温度的同时，加强空冷凝汽器换热均匀性控制，也有利于适当降低防冻期的运行背压。利用数字测温技术与智能算法结合，重现空冷凝汽器各风机单元翅片管温度分布，有针对性地定向控制特定风机转速，消除顺流区出口段低温区或将其控制在出口端不足1 m的范围以内，确保凝结水向联箱流动过程中不会结冻。以大唐托克托电厂某600 MW机组空冷凝汽器温度场监测结果为例，某风机单元顺流区底部距凝结水箱0.6 m处出现低温时，即降低该风机转速，直至低温区消失或者0.6 m处的温度测点温度恢复正常。通过上述方法，理论上可以将各处凝结水温度控制一致，机组可以在较低的凝结水温度下防冻运行，机组背压可以有效降低。4结语现行防冻策略下，机组冬季调峰期运行背压显著偏高，节能潜力很大。空冷机组冬季调峰期背压应在确保空冷凝汽器内部汽流不超速的前提下，追求阻塞背压。不同负荷下机组阻塞背压、空冷凝汽器内汽流不超速的最低背压由制造商提供或根据设计数据计算得到。触发防冻保护的参数值应根据负荷变化，建议低背压报警值选取空冷凝汽器内汽流不超速的最低背压；凝结水温度设置低限的基础上叠加过冷度限制；真空抽气温度应明显低于凝结水温度，以免多余蒸汽进入真空泵降低其抽吸能力，影响机组背压。加强空冷凝汽器各单元翅片管温度监测并定向控制风机转速，改善整个空冷凝汽器换热的均匀性，是防冻和节能运行的有效措施。