降低125MW機(jī)組凝結(jié)水溶氧實(shí)踐探索

吳曉龍 張志剛

摘要：火力發(fā)電廠汽水系統(tǒng)中，氧腐蝕問題嚴(yán)重影響系統(tǒng)設(shè)備管路安全可靠運(yùn)行。針對(duì)125MW機(jī)組凝結(jié)水溶氧超標(biāo)情況進(jìn)行分析，我們對(duì)凝汽器補(bǔ)水方式進(jìn)行改造，由原來直接進(jìn)入熱水井改為進(jìn)入凝汽器喉部，增加噴霧裝置。通過技術(shù)改造，不斷提高了凝汽器真空，而且還有效降低了凝結(jié)水溶氧，延緩了加熱器的低溫腐蝕速度，延長(zhǎng)了加熱器管道的壽命，為設(shè)備長(zhǎng)期安全穩(wěn)定運(yùn)行創(chuàng)造了條件。

關(guān)鍵詞：凝結(jié)水；溶解氧；凝汽器；安全穩(wěn)定

中圖分類號(hào)：TB

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1672-3198（2013）05-0192-01

1前言

鍋爐汽包、受熱面、主汽管道、給水管道由于溫度高，在高溫下容易發(fā)生氧腐蝕，嚴(yán)重時(shí)發(fā)生爆管等事故，對(duì)電廠的安全運(yùn)行直接構(gòu)成威脅。因此，電廠對(duì)給水溶氧指標(biāo)的要求非常嚴(yán)格，要求凝結(jié)水溶氧小于40μg/L，除氧器出口溶氧（給水溶氧）小于7μg/L。電廠除氧方法有兩種，一種是化學(xué)除氧，一種是熱力除氧，有時(shí)兩種方法同時(shí)采用。不論是哪種方法，其最終目的都是控制給水溶氧在7μg/L以內(nèi)。自投產(chǎn)以來，新#1、#2機(jī)組凝結(jié)水溶氧一直超標(biāo)，溶氧在150μg/L（標(biāo)準(zhǔn)為不超過40μg/L）左右，采取凝汽器灌水查漏及軸封調(diào)整等一系列技術(shù)措施，但效果不大。由于凝結(jié)水溶氧長(zhǎng)期不合格，給除氧器的熱力除氧增加了很大的負(fù)擔(dān)，除氧器排氧門開度調(diào)整不合適（排氧門開度大小在考慮溶氧合格的情況下，同時(shí)必須兼顧汽水損失）或遇到除氧器降溫運(yùn)行時(shí)，給水溶氧指標(biāo)很難控制在合格范圍內(nèi)。

2凝結(jié)水溶氧超標(biāo)原因分析

在凝汽器熱水井之前，鍋爐蒸汽攜帶的氧或真空系統(tǒng)不嚴(yán)密漏入的氧，絕大部分都被抽氣裝置抽出而被去除，但是凝汽器熱水井、熱水井與凝結(jié)泵之間的管道、設(shè)備及泵盤根如果不嚴(yán)漏入空氣卻很難甚至無法被排除。熱水井及熱井與凝結(jié)泵之間的設(shè)備凝結(jié)水相對(duì)流速較高，漏入的氣體隨水流被泵吸入壓縮而溶于水中。盡管凝結(jié)水泵入口前設(shè)置有抽空氣管，由于管徑較小，水中小空氣泡很難靠重度差浮入空氣管被抽走。基于上述原因分析，結(jié)合新#1、#2機(jī)組凝結(jié)水溶氧量長(zhǎng)期不合格的實(shí)際問題，我們認(rèn)為造成凝結(jié)水溶氧量不合格的原因有三個(gè)方面：一是真空系統(tǒng)嚴(yán)密性差，空氣從不嚴(yán)密處漏入凝汽器，導(dǎo)致凝汽器內(nèi)不凝結(jié)氣體分壓力過高，不易凝結(jié)的氣體殘留在凝結(jié)水中。二是在凝汽器熱井至凝結(jié)水泵入口間的凝結(jié)水管道及附件接頭、法蘭等處，有空氣漏入凝結(jié)水中，將會(huì)溶解于凝結(jié)水中，幾乎無法除去和逸出，導(dǎo)致凝結(jié)水溶氧量大。三是新#1、2機(jī)組的凝汽器補(bǔ)水直接補(bǔ)入凝汽器熱水井，凝汽器補(bǔ)水雖經(jīng)過除鹽，但含氧量較高，它直接補(bǔ)至凝汽器熱井，沒有得到擴(kuò)散除氧，造成凝結(jié)水溶解氧超標(biāo)。

3解決凝結(jié)水溶氧超標(biāo)的措施及方案

3.1真空系統(tǒng)的檢漏和堵漏工作

針對(duì)真空系統(tǒng)嚴(yán)密性差的問題，我們充分利用機(jī)組大、小修的機(jī)會(huì)，對(duì)凝汽器灌水至喉部以上，并將疏水系統(tǒng)全部納入檢漏范圍，進(jìn)行全面查漏、堵漏，以消除真空系統(tǒng)漏空氣的問題。通過查漏工作，使新#1、2機(jī)組的真空嚴(yán)密性試驗(yàn)均達(dá)到0.4kPa/min以下的合格標(biāo)準(zhǔn)。

針對(duì)凝汽器熱井至凝結(jié)水泵入口間的凝結(jié)水管道及附件接頭、法蘭等處漏入空氣后，溶解于水中的氧氣幾乎無法除去和逸出的因素，重點(diǎn)利用機(jī)組檢修的機(jī)會(huì)，用灌水查漏方法。對(duì)機(jī)組A、B凝結(jié)水泵進(jìn)口到熱井一段凝結(jié)水管道進(jìn)行逐一詳細(xì)地查漏，排除了此區(qū)間管路的泄漏點(diǎn)的可能性。

3.2對(duì)凝汽器補(bǔ)水方式進(jìn)行改造

對(duì)新#1、2機(jī)組補(bǔ)水系統(tǒng)進(jìn)行分析，新#1、2機(jī)組凝汽器補(bǔ)水直接補(bǔ)入凝汽器熱水井中，由于補(bǔ)入凝汽器的除鹽水含氧量較高，補(bǔ)至熱水井，沒有得到擴(kuò)散除氧，而熱水井中的凝結(jié)水通過下降管直接進(jìn)入凝結(jié)水泵入口，凝結(jié)水相對(duì)流速較高，漏入的氣體隨水流被泵吸入壓縮而溶于水中，水中小空氣泡很難靠重度差浮入空氣管被抽走。這是造成凝結(jié)水溶解氧超標(biāo)的主要原因。根據(jù)分析結(jié)果，我們對(duì)凝汽器補(bǔ)水方式進(jìn)行改造，由原來直接進(jìn)入熱水井改為進(jìn)入凝汽器喉部，增加噴霧裝置。凝汽器的化學(xué)補(bǔ)水經(jīng)過改造后的補(bǔ)水裝置霧化后，從凝汽器喉部補(bǔ)入，在喉部形成一個(gè)均勻的霧化區(qū)域。霧化后的水顆粒直徑非常小，使得其在傳熱過程中的總面積變大，提高了換熱效率，達(dá)到強(qiáng)制冷卻排汽的作用；同時(shí)回收了一部分排汽廢熱，降低了排汽溫度，從而提高了凝汽器的真空度，增加了高品位蒸汽在機(jī)組內(nèi)的做功，提高了熱功轉(zhuǎn)換效率。

4方案的實(shí)施及效果

新#1、2機(jī)組進(jìn)行真空系統(tǒng)查漏及凝汽器補(bǔ)水方式改造后，對(duì)機(jī)組真空、凝結(jié)水溶解氧量進(jìn)行前后對(duì)比統(tǒng)計(jì)如下：

表1真空系統(tǒng)在方案實(shí)施前后的對(duì)比

通過統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析，通過改造，凝結(jié)水溶氧由2011年的150μg/L左右，降低到40μg/L左右（統(tǒng)計(jì)2012年10月份水汽監(jiān)督日?qǐng)?bào)表中凝結(jié)水溶氧數(shù)據(jù)）。機(jī)組真空投運(yùn)后比投運(yùn)前提高了0.45kPa。

通過方案的實(shí)施，125MW機(jī)組凝結(jié)水溶氧降低到40μg/L左右，延緩了加熱器低溫腐蝕速度，并延長(zhǎng)了加熱器管道壽命。

根據(jù)廠家提供的背壓——熱耗修正曲線，真空每提高1kPa，發(fā)電煤耗將降低8231×0.714%×1000/29260=2008 g/kWh。標(biāo)煤價(jià)格為400元/噸。凝汽器補(bǔ)水霧化噴淋裝置改造后，在機(jī)組補(bǔ)水20t/h的情況下，提高真空045kPa，則發(fā)電煤耗降低：0.45×2.008=0.9036g/kWh。機(jī)組年發(fā)電量按照140000×104kWh計(jì)算，年節(jié)約標(biāo)煤1265t，年產(chǎn)生效益50萬元。

5結(jié)論

凝汽式發(fā)電機(jī)組的凝結(jié)水溶氧問題是一個(gè)綜合的、動(dòng)態(tài)變化的問題，影響因素很多。特別是真空系統(tǒng)嚴(yán)密性隨著設(shè)備的運(yùn)行將不斷下降，造成凝結(jié)水溶氧超標(biāo)。所以，應(yīng)根據(jù)機(jī)組運(yùn)行情況，有針對(duì)性地進(jìn)行真空系統(tǒng)查漏堵漏工作。并且在電廠實(shí)際工作中，我們發(fā)現(xiàn)凝汽器補(bǔ)水接引方式不正確，在很大程度上影響凝結(jié)水溶氧。通過采取改變補(bǔ)充水的配水結(jié)構(gòu)以降低噴水強(qiáng)度，加裝霧化噴嘴，將有助于補(bǔ)水溶氧的脫除，從而提高凝結(jié)水溶氧合格率。

參考文獻(xiàn)

[1]DL/T 561-95火力發(fā)電廠水汽化學(xué)監(jiān)督導(dǎo)則[S].北京：中華人民共和國(guó)電力工業(yè)部，1995.