水电之家讯：摘 要：针对严寒地区、电网负荷率低、抽汽供热直接空冷凝汽器冬季运行防冻难的问题，对直接空冷凝汽器管束结冻的机理进行了深入的分析，并对原防冻保护及在实际运行中的效果进行了解析，将过冷度保护引入ACC逻辑控制，对防冻保护进行了创新，优化了空冷防冻保护，提高了空冷凝汽器的防冻能力，实现了供热期空冷凝汽器安全经济运行。
引言
华能白山煤矸石发电公司安装2×330MW循环流化床直接空冷供热机组。地处吉林省东南部，年平均气温4.5℃，历年最低气温达至-35.5℃，地处电网末端，肩负电网调压、调峰任务;吉林省范围内用电负荷低，火电机组负荷率在50%左右，排汽量相对减少，同时肩负着对外供热任务。该公司从投产至2016年1月历经四个供热期，前两个供热期在防冻保护投入的情况下多次发生顺流单元个别管束、逆流单元局部翅片管束变形、结冻，先采取回暖循环效果不明显，后采取提高背压加回暖循环措施，冻结管束缓慢化开。迫于空冷凝汽器防冻压力，背压控制较高，冬季运行存在如下问题：
1冬季对外供热，电负荷不变，随着环境温度的降低，供热抽汽增大，空冷岛进汽量减少，各列各单元蒸汽分配不均，局部翅片管冻结，严重威胁机组的安全性和供热的可靠性。
2为了空冷翅片管防冻，采取传统提高背压的方法，2012年度供热期背压平均在13.8KPa，2013年度供热期背压平均在13.0KPa，与厂家热力性能修正曲线中经济背压8.0 KPa比高5KPa，影响供电煤耗12.5 g/kwh，使得能耗水平比较高。
3真空严密性超标，最大在450Pa/min，为了减轻防冻压力，冬季运行两台真空泵，增大了厂用电率。
4凝结水过冷度大，2012、2013年度供热期平均为5.47℃，比正常湿冷机组高5℃左右，使凝结水溶氧超标，造成热力系统设备、管道氧腐蚀，严重威胁机组的安全。
因此如何控制凝结水过冷度，提高空冷凝汽器冬季防冻能力，在保证供热可靠性的前提下，保持低背压运行、降低能耗成为了首要任务。
1系统概述
空冷凝汽器由北京龙源冷却技术有限公司设计制造。每台空冷装置总共由30个单元组成，对应30台通风机。翅片管顺流总面积684390m2，翅片管逆流总面积154157m2，管束迎风面顺流面积5823m2，管束迎风面逆流面积999m2，空冷岛冷却系统有6列A形散热装置，每列A形散热装置有5个单元，其中4个顺流单元、1个逆流单元。空冷管束为单排管布置。额定背压13KPa，夏季工况背压30KPa，阻塞背压7.3KPa。风机采用变频电机驱动。抽真空系统配置三台真空泵，启动时运行三台真空泵，正常运行一台真空泵。空冷凝结水下联箱无保温设计。两台机组分别于2012年5月和2012年9月投入运行。
2 凝结水过冷度的定义和表示方法
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