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发电机组凝结水溶氧超标的原因及解决方案

作者:原创论文网 时间:2017-05-11 16:32 加入收藏
摘要

  随着参数、自动化程度的提高,大机组对热力循环工作介质的品质要求也越来越高,所以汽轮机凝结水水质的标准逐步提高[1 -3]。凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。凝结水溶氧,对管道的腐蚀较大,设备损坏严重,同时降低机组的运行经济性[4 -5]。凝结水溶氧的机理: 凝结水溶氧主要是凝汽器至凝泵的管道、阀门及附属设备有空气漏入和凝结水存在过冷度,使凝结水中溶解氧,这就是凝结水溶氧的机理[6 -7]。文中以某公司机组为例,深入分析凝结水溶氧增大的原因,并针对原因提出解决方案,供同类型机组运行、维护和设计参考。

  1、设备概况

  1. 1、汽轮机

  中电国际芜湖发电有限责任公司五期扩建 2台 660MW 机组,采用东方汽轮机厂股份有限公司生产的汽轮机,型号为 N660 - 25/580/600。型式为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯 凝 汽 式 汽 轮 机。最 大 连 续 出 力 为709. 872MW,额定出力 660 MW,具有八级非调整回热抽汽。高中压缸采用合缸、双层缸结构。2 个低压缸采用对称双分流结构,中部进汽,同时采用三层缸结构。低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节连接方式。

  1. 2、凝结水系统

  凝结水系统配置 2 台 100% 容量凝泵,1 台运行 1 台备用。凝泵出水经化学精除盐装置、轴加、8#/7#一体式加热器、6#低加、5#低加至除氧器。凝汽器为双背压、双壳体、单流程、表面式式凝汽器,由 2 个斜喉部、2 个壳体( 包括热井、水室、回热管系) 、循环水连通管及底部的滑动、固定支座等组成的全焊接钢结构凝汽器。

  凝泵型号为 NLT500 -570 ×5S 筒袋型立式多级离心泵,首级双吸,轴向导叶,泵轴向推力由每级叶轮上的平衡孔、平衡腔平衡,其余由推力轴承承担,泵与电机弹性联接; 泵导向轴承为高分子材料,水润滑,确保泵组稳定运行。凝泵采用机械密封,密封水压 0. 3 ~0. 8MPa。

  1. 3、真空系统

  每台机组共配置 3 台型号为 200EVMA 水环式真空泵。真空泵热交换器冷却水采用开式水,最高温度 33℃,正常 20℃。正常运行时,2 用 1 备。

  真空泵的抽空气量保证凝汽器的背压维持在4. 31kPa( a) ( 冷却水水温 20℃ ) 、11. 3kPa ( a) ( 冷却水水温 33℃) 。真空泵启动时,先启动泵,待进口气动蝶阀前后差压达到5kPa 时打开进口气动蝶阀。

  2、凝结水溶氧量异常增大过程

  2014 年 9 月中旬,运行中发现凝结水溶氧持续偏大,最大达到 70μg /L,且其随负荷变化有一定关系。若负荷小幅增加,凝结水溶氧将减小,若负荷大幅增加,凝结水溶氧反而明显增加。负荷在450MW 左右,凝结水溶氧一般维持在 32μg / L 左右。规程规定,凝结水溶氧应何持≤20μg /L。机组稳定运行时,凝结水溶氧变化如表 1 所示。

表 1 凝结水含氧量随负荷变化情况
表 1 凝结水含氧量随负荷变化情况

  3、凝结水溶氧增大的原因分析

  3. 1、补水系统

  1) 补水量过大和补水含氧量过高。

  2) 补水方式方法不合理。

  3) 凝汽器补水管的喷头雾化效果差。

  3. 2、凝汽器热井至凝泵入口管道、阀门及附件不严

  1) 凝结水系统负压侧密封性不好。

  2) 凝泵密封水误关或压力过低。

  3) 凝泵进口滤网端盖、凝泵入口阀门盘根处漏空气。

  4) 凝泵进口管道上仪表一次门处泄漏。

  5) 凝泵抽空气门开度不足。

  3. 3、疏水回收系统

  1) 给泵、凝泵密封水的回收利用。

  2) 疏水回收的回收利用。

  3. 4、负压系统

  1) 负压系统漏空气。

  2) 抽气器工作不正常。

  3) 本体疏水连接管阀存在泄漏。

  3. 5、凝结水存在过冷度的现象

  实际运行中,由于循环水量过大、水温过低,易造成凝结水的过冷却。这样,凝结水达不到饱和温度,析出的气体又溶入凝结水中,导致凝结水溶氧急剧增大。

  3. 6、凝汽器本体状况

  1) 凝汽器钢管泄漏。

  2) 凝汽器热井底部防水阀漏空气。

  3. 7、机组负荷的影响

  负荷对凝结水溶氧的影响主要通过 2 种途径表现,即: 一是低负荷时,汽轮机负压区增加,凝汽器漏空气点增多,真空严密性变差,造成溶氧增加;二是在循环水量不变的情况下,如果循环水温度过低,低负荷时凝结水会出现一定的过冷,而另一方面,低负荷时汽轮机排汽量减少,这使得部分本应用于热井回热的排汽在未到达回热区之前已经凝结,原设计的凝汽器回热功能减弱或消失,加剧了凝结水的过冷,从而造成凝结水溶氧增加。当机组负荷稳定时,负荷与凝结水溶氧的变化关系如表 1所示。

  4、采取措施

  4. 1、运行调整方面

  1) 在运行中,应控制补水量均匀,避免补水阀开度大幅度波动。

  2) 加强化学制备除盐水的溶氧控制,加强除碳器除气效果,保证其含氧量 <100mg /L。

  3) 在凝泵启动前必须要检查凝泵抽空气门全开。

  4) 采用水环式真空泵抽真空系统,运行中必须保证: 真空泵的效率、水环真空泵内工作水温、汽水分离器水位、水环偏心、电机设备等良好,及时将凝汽器内的空气及不凝结气体抽出,确保机组真空正常。

  5) 降低凝结水的过冷度。试验与运行经验表明,在一定的蒸汽负荷下,当冷却水入口温度降低或流量增加时,凝汽器压力降低,真空增加,进入热井的凝结水的过冷度将增大。为此,在冬季冷却水温较低时,为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电,应减小冷却水流量。该公司可采用 2 机2泵运行方式。

  4. 2、检修工艺方面

  1) 提高凝泵进口滤网及入口阀门盘根的严密性,确保进口滤网端盖及入口阀门盘根的严密性合格。为了提高严密性,凝泵现已改为机械密封,密封效果明显改善。

  2) 利用大、小修或机组停运期间,进行高水位加水找漏。机组在停役期间,只要缸温允许,尽量创造条件对凝汽器汽侧进行加水找漏。先将水侧积水放尽,用风扇吹干,对汽侧进行加水( 除盐水)至要求水位,及时找到负压侧可能的漏点,以便采取措施及时进行堵漏。

  3) 正常运行时,定期进行机组真空严密性试验。按规定应每月进行一次,在条件许可的情况下,必须执行。即使当时条件不满足,如负荷过低、负荷波动大,也必须择日补做。若真空不合格,及时进行查找,找出可能的漏点。

  5、结语

  凝结水溶氧,对机组安全性、经济性会造成不利影响,在运行中因尽量降低其含量。运行中,严格按规程进行操作,及时调整; 同时要加强巡检、全面分析,减少可能出现的泄漏问题。在大、小修时,积极查找可能的漏点。通过采取上述措施,有效将凝结水溶氧降至 12μg /L 左右,确保凝结水溶解氧量在允许的范围内,保障机组安全、经济运行。

  参考文献
  [1]黄占清,陈亮,武建国. 330MW 机组凝结水含氧量大的原因分析[J]. 内蒙古电力技术,2004,( 22) 4: 27 -28.
  [2]程洁,郑燕杰. 关于凝结水含氧量超标的若干因素[J].科技创新与应用,2013,21: 24.
  [3]李青,张兴营,徐光照. 火力发电厂生产指标管理手册[M]. 北京: 中国电力出版社,2007.
  [4]刘振海. 火电厂节能与指标管理技术手册[M]. 北京:中国电力科技出版社,2006.
  [5]王强,朱纪庆. 空冷机组凝结水除氧的实验与研究[J].电站辅机,2010,( 31) 3: 15 -18.
  [6]唐建伟. 锦界电厂 1 号机组凝结水及补水除氧改造分析[J]. 华北电力技术,2011,( 11) : 35 -36,44.
  [7]赵右先,何洋. 凝结水溶解氧超标的原因分析及处理措施[J]. 科技致富向导,2011,( 36) : 396.


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