超超臨界燃煤機組除氧器超壓的原因分析及處理

曹揚 彭輝 吳建標 張嵐清 陳鑫

摘要：在發(fā)電廠回熱系統(tǒng)中，除氧器是抽汽回熱系統(tǒng)的樞紐，除氧器涉及的參數(shù)較多，如果調(diào)節(jié)不合理，則容易引起給水溫度過低、管道腐蝕、給水泵汽輪機跳機等現(xiàn)象，嚴重影響機組的安全運行及運行效率?，F(xiàn)以華電句容新建1 000 MW機組為例，對除氧器超壓問題進行研究，提出合理有效的解決方案，以保障除氧器正常安全運行，減少汽輪機組熱損失，同時也為以后同類型機組的調(diào)試和運行生產(chǎn)提供技術(shù)參考。

關(guān)鍵詞：超超臨界機組;除氧器;超壓;處理措施

0 引言

除氧器是利用道爾頓分壓定律以及亨利定律來進行熱物理除氧的，為確保除氧效果，在除氧器中給水的溫度必須加熱到與除氧器壓力相對應(yīng)的飽和溫度[1]。本文針對機組首次滿負荷運行時出現(xiàn)的除氧器超壓及低壓管道安全閥動作事件，通過新增外置式蒸汽冷卻器危急疏水至疏水擴容器管路，優(yōu)化凝泵控制策略等處理措施，有效避免了除氧器超壓現(xiàn)象的發(fā)生，提高了系統(tǒng)的可靠性，保證了機組的安全穩(wěn)定運行[2-3]。

1 除氧器超壓情況及數(shù)據(jù)分析

1.1? ? 機組簡介

句容電廠新建機組汽輪機由上海汽輪機有限公司設(shè)計制造，采用德國西門子公司的技術(shù)，汽輪機型號N1000-31（THA）/

600/620/620，汽輪機型式為超超臨界、二次中間再熱、單軸、五缸四排汽、雙背壓、十級回熱抽汽、反動凝汽式。除氧器為內(nèi)置式、臥式噴霧除氧設(shè)備，利用蒸汽直接與給水混和，從而加熱給水至除氧器運行壓力所對應(yīng)的飽和溫度，除去溶解于水中的氧氣及其他不凝結(jié)氣體，以防止或減輕鍋爐、汽輪機及其附屬設(shè)備、管道等的氧腐蝕，同時通過回熱使熱能得到充分利用，提高發(fā)電機組熱效率[4-5]。

1.2? ? 除氧器超壓數(shù)據(jù)分析

句容電廠除氧器工作壓力為0.978 MPa，工作溫度為183 ℃。當機組首次滿負荷運行時，發(fā)現(xiàn)除氧器運行壓力最高達到1.22 MPa，高于除氧器的工作壓力0.978 MPa，就地檢查系統(tǒng)狀態(tài)時，發(fā)現(xiàn)低壓管道壓力為1.39 MPa，低壓管道安全閥動作，同時給水泵汽輪機周圍發(fā)生漏汽現(xiàn)象。

為降低除氧器壓力，關(guān)閉了低溫省煤器擋板，通過降低凝結(jié)水在低溫省煤器內(nèi)的吸熱量來降低進入除氧器前的凝結(jié)水溫度，此臨時措施采取后除氧器及低壓管道壓力降至正常范圍，給水泵層漏汽現(xiàn)象消失[6]。

高壓加熱器疏水是由高壓至低壓逐級自流，本級高加疏水影響下一級設(shè)備的熱交換效率，若某高加疏水端差偏高，則會影響汽機回熱系統(tǒng)中疏水端差量，使汽機效率下降，增加發(fā)電機汽耗和煤耗[7-9]。通過對本臺機組的端差進行分析，發(fā)現(xiàn)4號加熱器下端差達14 ℃，偏離設(shè)計值（4.9 ℃）較大，如表1所示。

2 除氧器超壓原因分析及處理

2.1? ? 引起除氧器超壓的原因分析

（1）高加換熱面積設(shè)計不合理，導(dǎo)致疏水端差偏大。若高加總換熱面積偏小，導(dǎo)致本級高加給水出口溫度降低，下級疏水出口溫度不變，高加疏水端差則會增大。通過對比滿負荷工況下熱平衡圖，發(fā)現(xiàn)4號高加下端差比設(shè)計工況高，疏水溫度比設(shè)計值高13 ℃，4號高加正常疏水與4號蒸汽冷卻器危急疏水匯集一路疏至除氧器，4號蒸汽冷卻器疏水溫度偏高，外置式蒸冷器疏水帶蒸汽，加熱器內(nèi)蒸汽凝結(jié)后飽和水未經(jīng)充分冷卻就排出設(shè)備，導(dǎo)致疏水溫度增加，疏水匯集至除氧器，造成除氧器壓力升高[10-12]。

（2）高加連續(xù)排氣量大。機組高負荷運行時，高加連續(xù)排汽至除氧器，排汽閥全開時排汽量增高，造成除氧器壓力升高。

（3）機組超額定負荷運行。機組負荷超額定設(shè)計運行，五抽壓力偏高，除氧器為五抽供汽，造成除氧器壓力升高。

（4）測量元件誤差。壓力變送器損壞，測量有誤差。

（5）輔助蒸汽汽源切換操作不合理。除氧器汽源在升負荷階段，除氧器汽源由輔助蒸汽提供，切換至五抽供汽時，為保證除氧器工作穩(wěn)定，輔汽至除氧器管道中閥門仍保持一定開度，當輔汽汽源二次冷再供時，二次冷段壓力較高，汽源切換過程中除氧器壓力會升高。

（6）凝結(jié)水流量降低。在降負荷階段速率較快，凝結(jié)水流量降低，4號高加正常疏水溫度始終高于除氧器水溫，疏水進入后造成除氧器壓力上升。

在機組運行過程中，檢查發(fā)現(xiàn)高加排汽手動閥開度已經(jīng)全關(guān)，運行負荷小于設(shè)計負荷，除氧器汽源壓力正常，凝結(jié)水流量滿足運行要求。外置式蒸冷器疏水溫度高，通過對比滿負荷工況下熱平衡圖，發(fā)現(xiàn)4號高加下端差比設(shè)計工況高，疏水溫度比設(shè)計值高13 ℃，4號高加正常疏水與4號蒸汽冷卻器危急疏水匯集一路疏至除氧器，經(jīng)過數(shù)據(jù)分析及現(xiàn)場試驗發(fā)現(xiàn)4號蒸汽冷卻器疏水溫度偏高，造成除氧器壓力升高。

2.2? ? 處理措施

2.2.1? ? 新增外置式蒸汽冷卻器危急疏水至疏水擴容器管路

超超臨界燃煤機組運行參數(shù)高，節(jié)能降耗效果明顯。隨著國內(nèi)對超超臨界燃煤機組運行安全性和經(jīng)濟性要求的不斷提高，外置式蒸汽冷卻器發(fā)展迅速，外置式蒸汽冷卻器充分利用了抽汽過熱度，提高了系統(tǒng)經(jīng)濟性。句容3號機組停機消缺期間，對外置式蒸汽冷卻器疏水管路進行改造（圖1），外置式蒸汽冷卻器的危急疏水管道連接至疏水擴容器，管道設(shè)計壓力2.043 MPa，設(shè)計溫度347.8 ℃，通過截止閥與電動閥調(diào)節(jié)蒸汽冷卻器疏水流量，在帶高負荷運行中，通過增加電動閥開度調(diào)節(jié)外置式蒸冷器疏水，從而降低高加正常疏水溫度，避免除氧器超壓運行[13-14]。

2.2.2? ? 優(yōu)化凝泵控制策略

根據(jù)負荷變化對凝泵控制策略進行優(yōu)化。30%負荷以下時除氧器上水副調(diào)節(jié)閥單沖量調(diào)節(jié)除氧器水位，凝結(jié)水泵變頻調(diào)節(jié)凝結(jié)水母管壓力;30%負荷以上時切換至凝結(jié)水泵三沖量（除氧器水位、主給水流量、凝結(jié)水流量）調(diào)節(jié)除氧器水位。

上述控制方案可以滿足除氧器水位調(diào)節(jié)的要求，同時通過凝結(jié)水流量及除氧器上水主調(diào)節(jié)閥的調(diào)節(jié)作用，可以有效地減小凝結(jié)水壓力，降低凝結(jié)水泵電流，使凝結(jié)水流量控制更加穩(wěn)定。

2.2.3? ? 根據(jù)不同負荷，調(diào)整輔汽連箱供汽汽源

在機組低負荷運行階段，輔汽聯(lián)箱汽源由一期老廠提供，除氧器供汽由輔汽提供，在啟動初期汽源維持輔汽聯(lián)箱壓力0.8～0.9 MPa，在300～500 MW負荷階段，五抽供至除氧器，500 MW負荷時除氧器供汽由五抽提供，輔汽至除氧器電動閥保持5%開度暖管，500 MW負荷2臺小機汽源1臺輔汽提供，1臺小機五抽提供，此時五抽供除氧器及小機，在升負荷階段，隨著負荷提高，如果機組二冷至輔助蒸汽投用初期，輔汽壓力提高，則逐步關(guān)閉輔汽至除氧器供汽，防止輔汽壓力突增造成除氧器壓力升高。

2.3? ? 處理效果

機組重新帶上滿負荷運行，通過數(shù)據(jù)分析及就地檢查，發(fā)現(xiàn)除氧器壓力保持在0.92 MPa，溫度保持在178 ℃左右，除氧器參數(shù)始終在設(shè)計值以下且在合理正常運行范圍內(nèi)，除氧器及低壓管道也不再出現(xiàn)超壓現(xiàn)象。

3 結(jié)語

本文通過對句容電廠3號機組除氧器超壓原因及改造后方案進行分析，最終采用外置式蒸汽冷卻器疏水管路改造及優(yōu)化凝泵運行方式等方法，效果顯著[15]。機組改造后除氧器超壓現(xiàn)象消失，加熱器端差降低近9 ℃。句容電廠運行期間，除氧器超壓運行現(xiàn)象消失，機組運行穩(wěn)定，經(jīng)濟指標良好，該方案對今后超超臨界機組的超壓問題分析、設(shè)計改造及運行提供了一定的參考和借鑒意義。

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收稿日期：2020-07-31

作者簡介：曹揚（1989—），男，江蘇泰州人，工程師，從事火電廠汽輪機調(diào)試工作。