2×600MW直接空冷机组降低凝结水溶氧措施

[内容摘要] 本文通过山西武乡和信发电有限公司新建2×600MW直接空冷机组采用排汽联合装置的运行情况，分析了直接空冷机组采用凝结水喷淋装置可有效降低凝结水溶氧的方法以及基建期采取的相关措施。[关键词] 空冷凝结水箱 排汽联合装置 补水  溶氧1 前言山西武乡和信发电有限公司2×600MW机组，采用哈尔滨汽轮机厂生产的一次中间再热、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，整个工程由山西电力勘测设计院设计。空冷凝汽器采用德国SPX公司技术，由张家口巴克－杜尔换热器有限公司制造。汽轮机乏汽经过两根DN6000mm主排汽管道引至室外45m空冷平台并进入ACC系统。ACC系统分为8列共计64个散热单元（单台机组），分为48个顺流和16个逆流单元，每个单元由10片三排管凝汽器和1台轴流风机组成，管子为椭圆管71.8×20.8×1.5翅片为热浸锌钢翅片，散热面积1379591M2。乏汽系统主要工作流程为：汽轮机的乏汽通过ACC进行换热后，凝结水汇集在空冷岛41.5m处母管后分别以DN700mm的支管接入凝结水喷淋装置，经过深度除氧后进入凝结水箱，再通过凝结水泵送到回热系统中。系统补水方式采用独立的凝结水补水箱，补水流量由调节阀控制。凝汽系统图如下： 补水系统图如下：
2  直接空冷机组普遍存在的凝结水溶氧超标问题根据火力发电厂水汽化学监督导则的有关规定，亚临界（15.7—18.3Mpa）发电机组，凝结水溶氧量≤30μg/L。凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几个方面：a  缩短设备的寿命 为了提高机组的循环热效率，大型机组普遍采用了回热循环。在热力系统中水和汽的温度一般都比较高，并且氧化腐蚀具有局部性和延续性，所以氧化腐蚀速度相当快。当凝结水的溶氧超过允许值时，就会在低加和凝结水管道中发生点状腐蚀，影响到设备的使用寿命，降低了机组运行的可靠性，甚至导致不可预测的事故。b 降低回热设备的换热效率 回热系统采用的是表面式换热器，当设备的腐蚀产物附着在换热表面时，形成疏松的附着层，同时，凝结水溶氧过多，会在换热表面形成一层薄膜，增大了传热热阻，降低了循环热效率。c 影响系统真空 凝汽设备运行时处于高度的真空状态，过多的空气漏入会造成机组真空的降低，一方面会影响机组的经济性，使机组汽耗增大，严重时减低机组的出力；另一方面，也造成抽气设备的负荷加大，增加了厂用电率。3  影响凝结水溶氧的原因3.1 汽轮机低压缸轴封汽轮机低压缸处于负压状态，由于汽轮机轴封结构或安装工艺不精，系统运行不正常等原因，在低压缸轴封处漏入空气，既影响真空系统，又会使凝结水溶氧超标，必须提高轴封间隙的安装精度或在轴封结构上进行改进。3.2 真空系统为了保持良好的真空度和凝结水溶氧指标，真空系统的阀门应采用真空阀、需要设置水封处应配置水封装置、并提高焊接和设备质量。3.3 空冷系统空冷散热器面积大、焊口多，查漏难度大，漏点多对真空和凝结水溶氧影响较大，所以一定要提高焊接质量、加强焊接的管理，有效控制该系统的泄漏量。3.4 凝结水中溶氧空冷凝结水过冷度大，空冷系统抽真空等系统设计不合理，会造成凝结水中二次溶氧，一般空冷凝结水过冷度应小于2～3℃。若空冷系统设计合理，过冷度小，凝结水可以不进行除氧，否则应设加热喷雾设施。3.5 系统补水热力系统补水含氧很高，补水的除氧效果好坏对于凝结水的溶氧有较大的影响。一般600WM机组正常运行补水量约30～60吨/小时。4 山西武乡电厂2×600MW机组降低溶氧采取的措施4.1 热力系统补水及除氧方式山西武乡电厂2×600MW工程是采用排汽联合装置的直接空冷机组，即排汽装置和凝结水箱合并布置，由哈尔滨汽轮机厂设计供货。排汽联合装置的布置和补水方式与湿冷机组的凝汽器及补水方式相似。汽轮机低压缸排汽经排汽联合装置通过两根直径为6000mm的排汽管道，引入布置在汽机房A列外的空冷凝汽器。凝结水箱布置在排汽联合装置下部，系统补水通过补水泵补至排汽联合装置喉部，在每个排汽联合装置的喉部四周设计有80个喷嘴，每台机共设160个，喷嘴流量为0.5吨/小时，凝结水补水泵扬程采用80m。系统补水通过喷嘴在排汽联合装置的导流板上方喷出，喷出雾滴直径很小，凝结水补水可以在短时间内被低压缸排汽加热到饱和温度，达到除氧的目的，然后随排汽一起进入空冷凝汽器。补水被加热后析出的氧气随整个空冷系统的不凝结气体一起聚集至空冷凝汽器逆流区，由水环真空泵抽出。汽轮机乏汽在空冷凝汽器凝结成水后通过两根DN600mm的管道回流至排汽联合装置下部的水箱内。在凝结水回水管道至排汽联合装置内设计了环形母管，环形母管上装有喷嘴，每台机共设有32个喷嘴，每个喷嘴的流量大约为47吨/小时，凝结水回水流量按600MWTHA工况计算为1500吨/小时。在环形母管下部设有填料层，喷嘴喷出的凝结水洒落在填料层中形成水膜。在排汽联合装置侧壁开有一800mm×1200mm方形孔，下部被做成导流通道，这样一部分汽轮机的乏汽就被引入水箱中，以便为空冷凝结水二次除氧提供热源和减小凝结水的过冷度。空冷凝结水经过喷嘴雾化再经过填料层形成非常薄的水膜，与通过导流板方型孔的汽轮机乏汽逆流混合加热，进行二次除氧。析出的氧气和不凝结气体在排汽联合装置喉部不凝结气体聚集区由水环真空泵抽出。结构简图如下：喷嘴均采用进口螺旋状结构，雾化能力强，不易堵塞，方便检修。结构简图如下：
4.2 提高真空系统严密性的措施4.2.1 在基建期按要求将真空系统的阀门全部更换为真空阀门，对阀门进行了严密性检查，更换了盘根和法兰密封垫，消除了阀门连接处的漏空点。4.2.2 与排汽联合装置相连的真空系统管道严格按焊接要求进行，即：DN150以上的管道采用氩弧打底电焊焊接的方法，DN150以下的管道采用全氩弧焊接方法，管道焊接完成后进行金相检验，以消除不合格焊口。4.2.3 排汽联合装置进行了灌水查漏，灌水到排汽装置喉部，进一步检查各连接处的渗漏点，尤其是排汽联合装置金属补偿器的焊缝，必须在基建期就确保严密不漏，否则机组运行起来很难查漏、消漏。4.2.4 空冷岛由于焊接工作量大，焊口多，严格按厂家要求进行焊接和气密性试验，在进行气密性试验时对整个系统进行了查漏、消漏。最后的气密性试验结果是#1机组24小时压力降为0.08bar，#2机组24小时压力降为0.07bar，满足设备厂家要求的0—0.1bar标准。4.2.5 #1、#2机组168小时后按厂家要求进行了真空系统严密性试验，试验条件：机组负荷500MW，水环真空泵全停，试验时间25分钟，测得的真空严密性分别是#1机组154pa/min、#2机组136pa/min，远达不到厂家要求的30pa/min。为此，采用氦气查漏法，消除了#1机组空冷岛蒸汽分配管人孔泄漏，#2机组低压缸大气阀以及与低压缸喷水管道相连接丝扣、真空破坏门盘根漏点，目前#1、#2机组严密性分别是112 pa/min、182 pa/min，仍未达到厂家要求，需要继续查漏、消漏，否则空冷凝汽器系统中存在过多的空气极易造成管束局部过冷，严重时冬季发生冻结现象，损坏管束。5  凝结水溶氧通过实施上述措施后，尤其是补水通过喷嘴至排汽装置喉部，增加了空冷凝结水回水的二次除氧，效果良好。由于凝结水补水至排汽装置喉部后可利用汽轮机的乏汽全流量加热，喷嘴压差大、雾化效果好，除氧效果明显，凝结水溶氧量大大低于30μg/L的标准要求，目前#1、#2机组测量数据基本小于30μg/L，以下为部分工况实测数据：#1机组负荷MW背压（Kpa.a)凝结水补水量 (t/h)凝汽器排汽温度(℃)空冷凝结水温度 (℃)凝结水含氧量 (μg/L)备注303-78.197.9448.6247.231.0350-79.315.0648.245.6210.98400-79.058.1549.4446.161.2450-77.29051.7148.940.8500-70.4215.3554.0951.611.02550-70.436.4160.6558.950.8603-68.89.8561.9560.388.98601-71.4115.8359.7757.7713.98601-79.840.1951.0446.131.1602-78.610.7851.9348.693.65#2机组负荷背压（Kpa.a)凝结水补水量 (t/h)凝汽器排汽温度(℃)空冷凝结水温度 (℃)凝结水含氧量 (μg/L)备注303-82.3043.6340.723.82350-80.77046.2743.024.66401-74.928.3354.5353.2117.87450-64.352.8366.0264.828.55502-71.49058.9357.614.26553-76.772.6151.0750.795.12600-62.3420.0168.5566.87.12604.5-73.465.7858.1955.9214.92597-67.1141.8163.862.5122.43601-74.358.2357.6755.2813.35 #1、#2机组凝结水溶氧不稳定的原因是随机组补水率的变化而变化，溶氧、补水、负荷关系如下图示：
6 结论直接空冷凝汽式机组采用排汽联合装置，凝结水采用喷淋除氧和补水通过喷嘴补至排汽联合装置喉部的方式，系统简单、维护方便、占地小、除氧效果明显，凝结水溶氧指标达到相关标准要求；另外，抓好基建期真空系统各连接部件之间的连接质量和设备质量等，可以彻底解决直接空冷机组凝结水溶氧超标问题。