吳曉龍 張志剛
摘要:火力發(fā)電廠汽水系統(tǒng)中,氧腐蝕問題嚴重影響系統(tǒng)設備管路安全可靠運行。針對125MW機組凝結水溶氧超標情況進行分析,我們對凝汽器補水方式進行改造,由原來直接進入熱水井改為進入凝汽器喉部,增加噴霧裝置。通過技術改造,不斷提高了凝汽器真空,而且還有效降低了凝結水溶氧,延緩了加熱器的低溫腐蝕速度,延長了加熱器管道的壽命,為設備長期安全穩(wěn)定運行創(chuàng)造了條件。
關鍵詞:凝結水;溶解氧;凝汽器;安全穩(wěn)定
中圖分類號:TB
文獻標識碼:A
文章編號: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,嚴重時發(fā)生爆管等事故,對電廠的安全運行直接構成威脅。因此,電廠對給水溶氧指標的要求非常嚴格,要求凝結水溶氧小于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,一種是化學除氧,一種是熱力除氧,有時兩種方法同時采用。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。自投產(chǎn)以來,新#1、#2機組凝結水溶氧一直超標,溶氧在150μg/L(標準為不超過40μg/L)左右,采取凝汽器灌水查漏及軸封調整等一系列技術措施,但效果不大。由于凝結水溶氧長期不合格,給除氧器的熱力除氧增加了很大的負擔,除氧器排氧門開度調整不合適(排氧門開度大小在考慮溶氧合格的情況下,同時必須兼顧汽水損失)或遇到除氧器降溫運行時,給水溶氧指標很難控制在合格范圍內。
2凝結水溶氧超標原因分析
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、熱水井與凝結泵之間的管道、設備及泵盤根如果不嚴漏入空氣卻很難甚至無法被排除。熱水井及熱井與凝結泵之間的設備凝結水相對流速較高,漏入的氣體隨水流被泵吸入壓縮而溶于水中。盡管凝結水泵入口前設置有抽空氣管,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?;谏鲜鲈蚍治觯Y合新#1、#2機組凝結水溶氧量長期不合格的實際問題,我們認為造成凝結水溶氧量不合格的原因有三個方面:一是真空系統(tǒng)嚴密性差,空氣從不嚴密處漏入凝汽器,導致凝汽器內不凝結氣體分壓力過高,不易凝結的氣體殘留在凝結水中。二是在凝汽器熱井至凝結水泵入口間的凝結水管道及附件接頭、法蘭等處,有空氣漏入凝結水中,將會溶解于凝結水中,幾乎無法除去和逸出,導致凝結水溶氧量大。三是新#1、2機組的凝汽器補水直接補入凝汽器熱水井,凝汽器補水雖經(jīng)過除鹽,但含氧量較高,它直接補至凝汽器熱井,沒有得到擴散除氧,造成凝結水溶解氧超標。
3解決凝結水溶氧超標的措施及方案
3.1真空系統(tǒng)的檢漏和堵漏工作
針對真空系統(tǒng)嚴密性差的問題,我們充分利用機組大、小修的機會,對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機組的真空嚴密性試驗均達到0.4kPa/min以下的合格標準。
針對凝汽器熱井至凝結水泵入口間的凝結水管道及附件接頭、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,重點利用機組檢修的機會,用灌水查漏方法。對機組A、B凝結水泵進口到熱井一段凝結水管道進行逐一詳細地查漏,排除了此區(qū)間管路的泄漏點的可能性。
3.2對凝汽器補水方式進行改造
對新#1、2機組補水系統(tǒng)進行分析,新#1、2機組凝汽器補水直接補入凝汽器熱水井中,由于補入凝汽器的除鹽水含氧量較高,補至熱水井,沒有得到擴散除氧,而熱水井中的凝結水通過下降管直接進入凝結水泵入口,凝結水相對流速較高,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。這是造成凝結水溶解氧超標的主要原因。根據(jù)分析結果,我們對凝汽器補水方式進行改造,由原來直接進入熱水井改為進入凝汽器喉部,增加噴霧裝置。凝汽器的化學補水經(jīng)過改造后的補水裝置霧化后,從凝汽器喉部補入,在喉部形成一個均勻的霧化區(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,達到強制冷卻排汽的作用;同時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組內的做功,提高了熱功轉換效率。
4方案的實施及效果
新#1、2機組進行真空系統(tǒng)查漏及凝汽器補水方式改造后,對機組真空、凝結水溶解氧量進行前后對比統(tǒng)計如下:
表1真空系統(tǒng)在方案實施前后的對比
通過統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析,通過改造,凝結水溶氧由2011年的150μg/L左右,降低到40μg/L左右(統(tǒng)計2012年10月份水汽監(jiān)督日報表中凝結水溶氧數(shù)據(jù))。機組真空投運后比投運前提高了0.45kPa。
通過方案的實施,125MW機組凝結水溶氧降低到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。標煤價格為400元/噸。凝汽器補水霧化噴淋裝置改造后,在機組補水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。機組年發(fā)電量按照140000×104kWh計算,年節(jié)約標煤1265t,年產(chǎn)生效益50萬元。
5結論
凝汽式發(fā)電機組的凝結水溶氧問題是一個綜合的、動態(tài)變化的問題,影響因素很多。特別是真空系統(tǒng)嚴密性隨著設備的運行將不斷下降,造成凝結水溶氧超標。所以,應根據(jù)機組運行情況,有針對性地進行真空系統(tǒng)查漏堵漏工作。并且在電廠實際工作中,我們發(fā)現(xiàn)凝汽器補水接引方式不正確,在很大程度上影響凝結水溶氧。通過采取改變補充水的配水結構以降低噴水強度,加裝霧化噴嘴,將有助于補水溶氧的脫除,從而提高凝結水溶氧合格率。
參考文獻
[1]DL/T 561-95火力發(fā)電廠水汽化學監(jiān)督導則[S].北京:中華人民共和國電力工業(yè)部,1995.