联系方式
电话:0518-85372405
传真:0518-85372403
手机:13861430261
邮箱:lyghqfj@sina.com
地址:连云港市海州区新坝镇新北路 
邮编:222023

大型电站空冷机组真空除氧器热力性能研究

日期:2018-5-25 09:50:03 来源:www.hqfj.cn 浏览次数:19

大型电站空冷机组真空除氧器热力性能研究

      众所周知,我国西北地区富煤缺水,所建大型火力发电厂的凝汽系统大多采用空冷系统以代替耗水巨大的湿冷系统。然而空冷系统漏氧量大,大量溶入凝结水中的氧会对电厂汽水循环系统中的钢制热力设备产生很大的危害。因此对空冷机组的凝结水必须进行除氧处理,以保证热力设备的安全正常运行。

      空冷机组凝结水除氧是在真空条件下特殊情况下的除氧,本文以空冷机组凝结水除氧这一课题为研究背景,根据热力除氧的基本原理对影响真空除氧性能的因素进行了分析。

      还进一步通过实验研究的方法,提出采用喷雾一淋水盘结构,以低压蒸汽(汽轮机排汽) 为热源的真空除氧装置。并以此喷雾一淋水盘结构除氧装置为研究对象,建立凝结水和补水真空除氧试验系统,在15kPa 压力下进行真空除氧试验,研究给水温度,给水流量,除氧装置加热能力以及给水含氧量等重要参数对真空除氧性能影响。并从实验研究中验证理论假设并总结经验规律,为空冷机组真空除氧器装置的设计和开发提供依据和参考。

      火力发电厂采用煤炭作为一次能源,煤粉燃烧加热锅炉中的水使之变为高温高压的水蒸汽,然后通过汽轮机去推动汽轮发电机发电。做完功的乏汽排入凝汽器中冷凝成水,然后经低压泵、低压加热器、除氧器、高压加热器等设备后返回锅炉,形成闭合的汽水循环。其整个流程如图1-1所示。

      在主要的火(核) 发电机组系统中,给水除氧是一个非常关键的环节。氧是给水管道、锅炉等重要部件的主要的腐蚀物质来源。这些钢制设备受到腐蚀后,会使其壁厚减薄,应力增加,使用寿命缩短。严重时,甚至会发生设备恶性爆炸事故。此外,当氧腐蚀锅炉的给水系统和部件时,腐蚀产物氧化铁会进入锅炉内,沉积或附着在锅炉管壁和受热面上,形成难溶而传热不良的铁垢,而且腐蚀会造成管道内壁出现点坑,阻力系数增大。为延长热力设备的使用寿命,减缓介质中的游离氧等腐蚀物质对设备的腐蚀,通常采用热力或化学方法将介质预处理,从而降低介质中的含氧浓度以保护设备。

      在火(核)电厂中,广泛采用的是基于热力方法分离非凝结气体的方法,其关键设备是各类除氧器。除氧器按其工作压力不同可分为压力式除氧器、大气式除氧器和真空除氧器。了解除氧器运行机理及保证除氧器安全、稳定运行在火(核)电厂中具有非常重要的意义。

1.1给水除氧的重要性

      常温(20"C)、常压(0.1MPa) 下自然水中的含氧量约为8mg/L,但是给水中溶解氧的含量超过0.03mg/L时,短期内就会使给水管路和省煤器出现点状腐蚀。给水中的溶解氧通常是造成热力设备腐蚀的主要原因,其来源主要由锅炉给水或热力管网返回的热水、凝结水在循环运行中漏入空气、汽轮机或凝汽器或凝结水泵的密封不严密等,它可以导致在运行期间和停用期间的氧腐蚀。

      在发电厂中,氧腐蚀对热力设备有很大的危害,氧腐蚀所造成的腐蚀产物随给水进入锅炉。在炉水循环和蒸发过程中,这些腐蚀产物在热负荷较高的区域内沉积,造成管壁传热不良以及产生溃疡性垢下腐蚀,严重时,会造成炉管漏泄和爆裂。

      因此,含氧量是给水水质的一项重要指标,给水除氧是电站锅炉、汽轮机的一项重要设计要求。为了保证电厂长时间、稳定、可靠运行,要求每个电厂使用专用的除氧器设备对给水除氧。《中华人民共和国国家标准一一火力发电厂及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T 12145-1999)要求水质见表1-1。

      对于超临界机组,《中华人民共和国电力行业标准一一超临界火力发电机组水汽质量标准》(DL/T 912-2005) 要求锅炉给水挥发处理后含氧量S7ug/L,锅炉启动时给水含氧(热启动2 小时内、冷启动8 小时内达到) S30ug/L。

      此外,凝结水中的溶氧也影响给水系统以及整个热力系统的运行安全。当含氧量较高的凝结水通过低加等回热设备及其附属管道时,会对设备造成腐蚀。电厂对凝结水含氧量也有相应的要求,《中华人民共和国国家标准一火力发电厂及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T 12145-1999) 要求超高压发电机组,凝结水溶氧量<40ug/L,亚临界发电机组凝结水溶氧量<30~40 ug/L;《中华人民共和国电力行业标准一超临界火力发电机组水汽质量标准》(DL/T 912-2005) 要求超临界发电机组凝结水处理装置前凝结水溶氧量S30ug/L。

      对于工业锅炉,《中华人民共和国国家标准一工业锅炉水质》(GB1575-2001)中要求: 额定蒸发量s2t/h,且额定蒸汽压力s1.0MPa 的蒸汽锅炉和汽水两用锅炉可采用炉内加药处理,但必须对锅炉的结垢、腐蚀和水质加强监督。额定蒸发量26t/h 的蒸汽锅炉,给水应除氧。额定蒸发量<6t/h 的蒸汽锅炉给水若发生局部腐蚀时,给水应采取除氧措施。标准中要求当锅炉额定蒸汽压力s1.57MPa时,给水(有除氧设施) 含氧量应<0.lmg/L,当锅炉额定蒸汽压力>1.57MPa 并且s2.45MPa 时,给水含氧量应<0.05mg/L。对于额定功率S2.8MPa 的热水锅炉可采用炉内加药处理,但必须对锅炉的结垢、腐蚀和水质加强监督。对于锅炉额定功率24.2MPa 的热水锅炉必须除氧,额定功率<4.2MPa 的热水锅炉给水应尽量除氧。

1.2 除氧技术应用现状和真空除氧的应用

      工业和电厂热力系统采用的除氧方式主要为热力除氧,其次为化学除氧。

      热力除氧应用比较广泛,不但能除去水中的溶氧,而且能除去二氧化碳和氮气等气体。该除氧方法效果稳定可靠; 除氧过程中不增加水中含盐量,也不增加其它气体的溶解量,是工业锅炉、电站锅炉的主要除氧措施。但除氧器前管路容易受水中溶氧腐蚀。

      真空除氧与热力除氧原理相同,工作压力低于大气压力。真空除氧由于饱和温度低,比压力式热力除氧的能耗小,因此真空除氧技术可用于对锅炉低品位余热的回收利用。但真空除氧对系统密封要求较高,适用于在电厂凝汽器除氧以及空冷机组电厂的凝结水和补水除氧。因为对于空冷机组而言,由于其结构庞大、复杂,凝结水漏入的空气远远高于常规湿冷机组。因此对空冷机组凝结水进行真空除氧,不但能降低凝结水溶氧量,而且在除氧过程中可回收汽轮机的部分排汽余热,并减小空冷系统的负荷,提高机组的经济性。

1.3 空冷机组除氧问题

1.3.1空冷机组概述

      随着电力工业迅速发展,火电厂中大容量、高参数汽轮机组不断增加。这些机组在燃用大量煤炭的同时,也消耗大量的水资源。电力工业的发展速度、建设规模、规划布局本应与国民经济的发展相适应,但常受到煤和水资源的制约。在富煤地区,由于缺水而不能就地兴建电厂,丰富的煤炭资源不能尽早开发和利用。这在宏观经济上是极大的损失。为解决在“富煤缺水”地区或千旱地区的大型火电厂用水问题,发电厂凝汽系统采用空气冷却系统(简称发电厂空冷系统)。采用空冷系统的发电厂称为空冷电厂,其发电技术也称作空冷式火力发电技术1718。

      发电厂空冷技术约有50 余年的历史,并在国际上有了迅速发展,目前已出现单机容量686MW 的空冷机组[19]。空冷电厂最大的特点是节水型火力发电。其全厂的节水率(与同容量湿冷电厂相比),200MW 机组为65%,每台机组节水量约500m/h;300MW 机组为80%,每台机节水量约560 m*/h;600MW 机组为75%,每台机节水量约1000m2/h[20。而且不受水资源变迁、减量与水费加价的影响。大型燃煤空冷电厂取消了庞大湿式冷却塔,消除塔顶逸出的雾气团对环境的热污染和淋水噪声污染。为实施“节水最大化、排放最小化(全厂废水零排放)”创造条件。发电厂空冷技术已成为当前发电厂建设中的一个热门课题[20]。

      空冷电厂的实质是以煤换水,即多消耗一定量的燃煤而获得大幅度的节水。空冷机组的供电煤耗约增加3~8%[20)。这要求空冷电厂必须燃用当地廉价的劣质煤,因此我国北方富煤缺水地区适合建设空冷电厂。当前用于发电厂的空冷系统主要有直接空冷、表面式凝汽器间接空冷系统(哈蒙式间接空冷系统) 和混合式凝汽器间接空冷系统(间接空冷系统)。直接空冷多采用机械通风方式,两种间接空冷多采用自然通风(20。1) 间接空冷系统

      间接空冷系统,如图1-2 所示,主要由喷射式凝汽器和装有散热器的空冷塔构成。中性冷却水进入凝汽器直接与汽轮机排气混合,并将其冷凝。受热后的冷却水绝大部分由冷却水循环泵送至空冷塔散热器,经对流换热冷却后通过调压水轮机送至喷射式凝汽器进入下一个循环。受热的循环冷却水中极少部分经凝结水精处理装置后送至汽轮机回热系统(22-25]。

      间接空冷系统是以微正压的低压水系统运行,可与中背压汽轮机配套;冷却系统消耗动力较低,厂用电较少; 建设投资中等,占地面积中等。但空冷散热器耐冲洗、耐抗冻性能较差,机组带负荷能力易受大风影响。间接空冷系统适合气候温和、无大风地区,带基本负荷的环境。2)哈蒙式间接空冷系统哈蒙式间接空冷系统,如图1-3 所示,是在间接空冷系统运行实践基础上发展起来的。鉴于间接空冷系统采用的喷射式凝汽器,其运行端差实际值和表面式凝汽器端差相比不明显。而且在喷射式凝汽器中循环冷却水与锅炉给水连通,由于锅炉给水品质控制严格,系统中要求设置凝结水精处理装置。对高参数、大容量的火电机组,给水水质控制和处理尤为困难,于是在单机容量300~600MW 火电机组发展了哈蒙式间接空冷系统与直接空冷系统22-251。

      哈蒙式间接空冷系统由表面式凝汽器与空冷塔构城,与常规的湿冷系统基本相同,采用空冷塔代替湿冷塔,用不锈钢管凝汽器代替铜管凝汽器,用除盐水代替循环水,用密闭式循环冷却水系统代替开敞式循环冷却水系统。

      哈蒙式间接空冷系统回路中,由于冷却水在温度变化时体积发生变化,需要设置膨胀水箱。膨胀水箱顶部和充氮系统连接,膨胀水箱水面上充满一定压力的氮气。既可对冷却水容积膨胀起到补偿作用,又能避免冷却水和空气接触,保持冷却水品质不变。

      哈蒙式间接空冷系统类似于湿冷系统,冷却水系统与汽水系统分开,两者水质可按各自要求控制; 冷却水量可根据季节调整,在高寒地区,冷却水系统可充入防冻液防冻; 空冷散热器在塔内布置,其带负荷能力受大风影响较小。但空冷塔占地大,基建投资多; 发电煤耗多; 系统中进行两次换热,且都属于面式换热,全厂热效率有所降低。哈蒙式间接空冷系统适用于核电站、热电站和调峰大电厂。3)直接空冷系统

      直接空冷系统,如图1-4 所示,又称空气冷凝系统。直接空冷是指汽轮机的排汽直接由空气冷凝,空气与蒸汽进行换热所需的冷却空气通常由机械通风方式供应。直接空冷的凝汽设备为空冷凝汽器,是由外表面镀锌的椭圆形钢管外套矩形钢翅片的若千个管束组成的22~251。

      汽轮机排汽通过管道送到空冷凝汽器内,轴流冷却风机使空气流过散热器外表面,将排汽冷凝成水,凝结水再经泵送回到汽轮机的回热系统。直接空冷系统减少了二次换热所需的中间冷却介质,换热温差大。

      空冷凝汽器分主凝汽器和分凝汽器两部分,主凝汽器多设计成汽水顺流式,它是空冷凝汽器的主体,可冷凝75~80%的蒸汽; 分凝汽器则设计成汽水逆流式,形成空冷凝汽器的抽空气区。设置逆流管束主要是为了能流畅地将系统内的空气和不凝结气体排出,避免运行中在空冷凝汽器内的某些部位形成死区,冬季形成冻结情况。

直接空冷系统的主要特点

      汽轮机背压变幅大: 汽轮机排汽直接由空气冷凝,其背压随空气温度变化而变化。我国北方地区四季以及昼夜温差都比较大,汽轮机要有较宽的背压运行范围。

      真空系统庞大: 汽轮机排汽需要由大直径的管道引出,用空气作为直接冷却介质,通过钢制散热器进行表面换热,冷凝排汽需要较大的冷却面积。

      国耗能大: 直接空冷系统所需的空气由大直径风机提供,风机能耗较高。直接空冷系统自耗电占机组发电容量的1.5%左右。

      电厂整体占地面积小: 由于空冷凝汽器一般都布置在汽机房顶或汽机房前的高架平台上,平台下仍可布置电气设备等,空冷凝汽器占地得到综合利用。

      冬季防冻措施比较灵活可靠: 间接空冷系统的主要防冻手段是设置百叶窗来调节和隔绝进入散热器的空气量。而直接空冷系统可通过改变风机转速、停运风机或使风机反转来调节空气凝汽器的进风量,可利用吸热风来防止空冷凝汽器的冻结。

      凝结水溶氧量高: 由于直接空冷机组的真空系统庞大,易出现负压系统空气吸入;又由于机组背压偏高,易出现凝结水过冷度偏大,进一步加大了凝结水中溶氧的含量。

      此外,直接空冷还有风机群噪声污染环境,风机群消耗动力大,维修工作量大,系统的负压区域大,制造、施工困难,发电煤耗多等不足。

1.3.2 空冷机组凝结水溶氧超标及危害

      《中华人民共和国国家标准一一火力发电厂及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145-1999) 要求超高压发电机组,凝结水溶氧量<40ppb,亚临界发电机组凝结水溶氧量S30~40ppb;《中华人民共和国电力行业标准一一超临界火力发电机组水汽质量标准》(DL/T 912-2005) 要求超临界发电机组凝结水处理装置前凝结水溶氧量s30ppb。但根据已经运行的空冷机组情况,凝结水溶氧量普遍超标[26。I)凝结水溶氧超标的原因

      凝结水泵备用时密封不严: 空气漏入泵内使得凝结水含氧量增加。阀门密封填料老化而又没有及时更换时,空气漏入系统422]。

      空冷散热器制造或安装存在缺陷: 空冷散热器体积庞大,全部采用焊接连接。若焊口质量有缺陷或在安装时受到破坏时,空气容易从焊缝漏入凝汽器[27]。

      补水没有除氧: 补入的除盐水只进行了化学处理,没有进行深度除氧,补水量大而喷淋装置不完善,且远离抽气系统不能及时析出气体,不能满足凝结水除氧的条件[27]。

凝结水溶氧超标的危害

      当含氧量较高的凝结水通过低加等回热设备及其附属管道时,会对设备造成腐蚀。由于氧与金属可以产生电化学腐蚀,使各辅助设备的使用受到影响,降低了机组运行的可靠性。氧腐蚀增加锅炉给水的含铁量,加快锅炉受热面的结垢速度,降低锅炉效率,影响锅炉的安全运行。此外还增加蒸汽的含铁量,加快汽轮机叶片的结垢速度,降低汽轮机的运行效率,影响汽轮机的安全运行。

      回热系统采用表面式换热器时,腐蚀产物附着在换热表面,形成疏松的附着层。同时凝结水含氧过多,会在换热表面形成一层气膜,增大了传热热阻,降低了循环热效率[26]。

      凝汽设备运行时处于高度真空状态,过多的空气漏入会造成机组真空的降低,增加凝汽器内空气的聚集量,加重抽真空系统的负担。凝汽器内的不凝结气体不能及时抽走,进一步增加凝汽器内空气的聚集量,使蒸汽的放热系数大幅度降低,从而降低凝汽器的换热效率[26。

1.3.3 空冷机组凝结水除氧

      凝汽器运行时产生较高的真空,由于凝汽器漏入空气和补水含氧量很高,需要在凝汽器的真空条件下对凝结水和补水除氧。凝汽器除氧不仅对凝汽器自身性能有利,而且对防止除氧器与凝汽器间的低压加热器及相应的管道阀门腐蚀有很重要的作用[15,16,而且除去凝结水中的不凝结气体也能提高凝汽器换热效率。

      现代汽轮机组采用回热式式凝汽器,它能保证凝汽器本身在正常工况下具有很大的除氧能力。凝汽器采用回热式管束结构,利用部分排汽直通热井水面,把热井凝结水加热到凝汽器压力相应的饱和温度,消除凝结水过冷度[4]。

      空冷机组凝汽器与常规水冷凝汽器有较大差异。空冷机组凝结水溶氧量较高,而且空冷机组汽轮机背压较湿冷机组汽轮机背压高,机组热效率低,采用汽轮机中间抽汽除氧,效率大大降低。采用汽轮机排汽对凝结水除氧,不但降低了凝结水的溶氧量,而且一部分排汽没有经过空冷散热器,减少了空冷系统的负荷。

      空冷机组凝结水除氧主要有凝结水箱安装除氧装置、排汽联合装置内除氧和改进凝汽器补水进入方式等127.29]。

凝结水箱安装除氧装置

      凝结水和补水由凝结水箱上部通过雾化装置喷入,喷雾装置下增加淋水盘。并将汽轮机排汽通入除氧水箱鼓泡装置,利用水箱鼓泡提高除氧效果[26。大同云冈热电厂采用淋水盘除氧裝置,除氧水箱通入再热蒸汽改善凝结水除氧效果(261。2)排汽联合装置除氧排汽联合装置是将排汽装置与凝结水箱合二为一,将除氧装置内置在汽机排汽联合装置之中,充分利用汽机排汽对凝结水和补水进行除氧。排汽联合装置,减少了设备,节约了管材和安装量(27.281。山西武乡2X600MW空冷机组采用排汽联和装置,凝结水溶氧小于40ug/L[26。

      荷兰施托克公司设计的排汽联合装置除氧方案。如图1-5 所示,该方案设计采用三级除氧,并引入低压加热器疏水作为辅助热源。对凝结水及补水进行进一步除氧。补水和凝结水通过除氧喷嘴,进行雾化除氧。汽轮机排汽从槽板下进入,补水通过槽板与排汽进行了充分换热,进行补水除氧。凝结水通过喷嘴喷入后,在流经一个蒸汽空间,进行二级除氧。引入低加疏水,通过混合换热装置完成最终除氧。

其他排汽联合装置除氧方案。

      方案一: 结构布置如图1-6 所示。排汽导流板将排汽装置分成排汽流动区和除氧加热区。排汽在除氧加热区内减速、扩压并形成比排汽流动区压力略高的“高压区”。补水和来自空冷凝汽器的凝结水从除氧加热区的上部向下喷淋,由排汽加热进行初步除氧。除氧加热区下部设深度除氧部件,以延长凝结水的下落时间,使凝结水有较长的时间深度除氧。流经除氧加热区的排汽只有一小部分用于加热补水和凝结水,大部分排汽与析出的氧气一起从右下方进入排汽管道,与流动区的排汽汇合至空冷凝汽器冷凝(27.28.30]。

      方案二: 结构布置如图1-7 所示。排汽导流板将排汽装置分成主流区和除氧区。除氧区上部有抽气管,补水和来自空冷凝汽器的凝结水从除氧区上部向下喷淋,除氧区的中下部设置深度除氧部件。排汽逆流而上加热补水和凝结水。除氧区的下部排汽含氧量较低,有利于凝结水的深度除氧。析出的氧气与剩余蒸汽聚集在除氧区顶部,由抽气管排出127.2830。

改进补水方式

      除盐水温度基本为环境温度,通常低于凝结水箱中凝结水温度。大量的低温除盐水在没有经过任何加热情况下直接补入凝结水箱,其中溶氧不能析出,因此需要改进补水方式[1]。

      D 补水引入空冷岛: 将机组补水直接引入空冷凝汽器单元管束(最先投运,最后退出)的蒸汽分配管上。补水进入蒸汽分配管后,呈雾状喷出。利用汽轮机排汽将补充水加热。由于落差大,汽水有充分的接触时间,能够保证补水被加热到饱和温度,析出的气体被真空泵从抽气管道排到大气(2230。由于补入点位置较高,因此补水泵需要有足够的扬程保证补水能进入空冷岛。

      补水补入排汽装置: 将补水补入排汽装置,利用汽轮机排汽将喷出的除盐水加热到相应压力下的饱和温度。除盐水补入时需要被雾化,雾化效果越好,与汽轮机排汽的换热越好,而且补水的负荷不能有大的波动,防止由于雾化效果不理想导致除氧效果恶化22。由于补水管道可以布置在室内,因此能有效防止管道冬季冻结。

空冷机组真空除氧总结

      我国空冷机组起步较晚,但是发展迅速。由于空冷机组适合干旱缺水的环境,节约用水十分显著。针对于我国北方地区,特别是山西、陕西、内蒙等地区,气候干旱,但是煤炭资源十分丰富,很适合发展空冷机组电厂。由于空冷机组凝结水超标问题比较普遍,为了解决这个问题,可以利用凝汽器的真空条件下,对凝结水和补水进行真空除氧。

      空冷机组凝结水除氧有凝结水箱增加除氧装置、排汽联合装置除氧和优化补水方式等。凝结水箱增加除氧装置除氧,结构简单,但是由于淋水盘对负荷适应性有限,当负荷波动时,需要依靠水箱鼓泡装置改善除氧效果。排汽联合装置除氧,应用方案较多,而且已经应用到一些电厂,但在凝结水、补水完全除氧和加热消除凝结水过冷等问题上仍有不足!28,排汽联合装置除氧仍需深入研究。优化补水方式采用将补水引入排汽管,利用汽轮机排汽加热补水到饱和,当补水负荷、汽轮机负荷波动时,除氧效果不理想。采用将补水引入空冷岛,由于补水温度较低,在冬季容易造成空冷岛冻结。

      由于空冷机组真空除氧器性能在应用中不够理想,除氧设备应用仍然存在问题,而且国内对真空除氧性能研究有限。因此应加强空冷机组真空除氧性能的研究,改善空冷机组真空除氧效果,普及空冷机组真空除氧设备,从而保证凝结水溶氧满足电厂要求。

      以空冷机组凝结水除氧为研究背景,根据热力除氧基本原理对影响真空除氧性能的因素进行分析,然后提出采用喷雾一淋水盘结构,以低压蒸汽(汽轮机排汽) 为热源的真空除氧器装置。排汽直接进入除氧器汽空间,蒸汽能更好地充满除氧器空间,有利于蒸汽与给水换热。为进一步验证上述构思并应用于实践,以喷雾一淋水盘结构除氧装置为研究对象,建立凝结水和补水真空除氧试验系统,在15kPa 压力下进行真空除氧试验,研究给水温度,除氧器加热能力,给水流量以及给水含氧量等参数对真空除氧性能影响。经过大量试验并研究了相关试验数据,试验研究取得了真空除氧相应的规律,为空冷机组外置式真空除氧器及内置式排汽除氧装置的设计和开发提供可靠依据。

电力辅机销售