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关于600MW机组凝结水溶氧高的原因与其处理探讨

来源:用户上传      作者: 高晓茜

  摘 要:对于600 MW汽轮发电机组而言,凝结水溶氧高属于一种常见且危害较大的因素,不仅会降低机组的经济性,而且会降低机组的安全性。有鉴于此,该文基于600 MW机组凝结水溶氧高的原因及其处理进行深入探讨,首先介绍了凝结水溶氧量高的危害,然后分析了凝结水溶氧量高的原因,最后提出了针对性的处理措施,以期为业内人士提供一些有益的参考。
  关键词:600MW汽轮发电机组 凝结水 溶氧高 原因 处理
  中图分类号:TM621 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2014)07(c)-0076-01
  某电厂4台超临界600MW凝汽式汽轮发电机组:(1)主机为三缸四排汽汽轮机,型号为CLN600-24.2/566/566;(2)凝汽器为双背压式,型号为N-33000-2;(3)抽真空系统的主要设备为真空泵,型号为2BW4 35-3-0EK4;(4)凝结水泵型号为10LDTN-6PJ[1]。
  1 凝结水溶氧量高的危害
  (1)缩短设备寿命。凝结水溶氧量高,当其流经回热设备以及相关管道时,便会对该类设备施加一定的腐蚀作用,严重影响机组稳定性。(2)降低设备换热效率。汽轮机回热系统一般采用表面式换热器,具有腐蚀性质的产物粘着在换热面上,与此同时,凝结水中如果溶氧量高,那么将会在换热面上覆盖一层薄膜,二者共同作用提高换热热阻,最终降低设备换热效率。(3)影响机组的真空。凝汽器在正常工作中应具有一个较为严格的真空状态,在空气渗入的影响下,将会降低真空度,影响机组正常工作,尤其表现在削弱机组出力这一方面。另外,还会在一定程度上提高真空泵的抽气负荷[2]。
  2 凝结水溶氧量高的原因
  (1)凝汽器汽侧存在泄漏。由道尔顿定律可知,随着进入凝汽器空气量的增加,空气分压力也会随之增加,最终导致凝结水的溶氧量偏高。应关注凝汽器是否具有良好的真空状况,因为一旦发生真空区漏气问题,那么凝结水溶氧数值将会大幅超出正常标准。如2011年10月,针对#3机组真空严密性进行了科学试验,得到的结果为0.18 kPa/min,达到了优良标准。虽然严密性试验结果较为理想,但仍旧在原先1台真空泵的基础上再增开了1台真空泵,结果显示,凝结水溶氧量发生大幅下降,由原先的21 ug/L减少到后来的13 ug/L,由此可见,即便严密性试验结果良好,仍旧无法确认汽侧不存在漏点。(2)凝汽器水侧存在泄漏。从凝汽器热水井侧开始算起,到凝结水泵入口位置结束,这一段如果存在漏气问题,那么将会导致空气大量渗透到凝结水系统。假若凝结水水侧存在泄漏,那么漏入空气将会紧随水流一起由泵吸入,然后压缩并溶解于水中[3]。(3)凝结水存在过冷度过大问题。过冷度是导致热水井凝结水发生溶氧动作的一个必要条件,且该因素和负荷大小之间存在直接而密切的关系。研究资料指出,1 ℃的过冷度将会明显提高凝结水溶氧量,幅度大约为100 ug/L,所以,应重视并合理规避这一因素。2012年冬季,受天气因素影响,入水温度均不超过10 ℃,循环水正常运行状态下水量具有不可调的性质,导致在低负荷条件时,循环水量相对偏多,如此一来,有较大几率导致凝结水过冷,尤其是双背压凝汽器。对于高压凝汽器而言,其最大时过冷度仅为3 ℃,因此,只要凝汽器出现一个很小的漏量,也有可能受过冷度偏大的影响而导致凝结水溶氧量大于正常标准的发生。(4)凝汽器设计不合理。如凝汽器冷却管最下部管与凝汽器壳体下部相距过近,导致凝结水珠相对偏低,无法进行有效的温度反弹。一般而言,该缺陷是凝汽器由于空间制约而普遍存在的一类原始缺陷;凝汽器设计存在缺陷,应保证部分排汽能够以直接的方式进入到凝汽器底部的凝结水中,从而为凝结水提供一个加热效果;凝汽器冷却面原设计面积是31000 mm,后提高到33000 mm,使得凝汽器冷却面积存在相对偏大的问题,夏季工作时机组真空能够得到有效保证,然而冬季工作时却存在凝结水偏冷的问题[4]。
  3 处理措施
  3.1 提高凝汽器真空
  使得凝汽器具有理想的真空严密性(<0.1 kPa/min)。以凝汽器汽侧漏点为目标对象予以消除时,一般采用两种方法,一种是在停机状态通过高位灌水以实现对漏点的确认,另一种是借助氦质谱仪在线找漏。利用上述两种方法找漏时,应将检查重点放在那些检修过的部位、疏放水管和疏水扩容器连接处、凝汽器喉部伸缩节等。确定漏点之后,接下来最为关键的工作是做好检修质量的控制,有效消除漏点。
  3.2 保证凝结水水侧负压区无漏点
  水侧漏点通常在如下三个区域:(1)凝汽器开始到凝结水泵入口这一段区域。(2)凝结水泵机械密封部位。(3)负荷改变条件下,正负压二者交变的区域。
  结合凝结水泵机械密封的一般要求,为进一步延长机械密封的服役期限,有必要对机械密封结构予以相应的优化;原本采用闭式水冷却这一机械密封方式,建议取消而采用更加先进的密封方式,从而有效规避闭式水将外界空气带入凝结水的发生。
  3.3 减少凝结水的过度冷
  合理控制循环水泵运行速度,在循环水的温度相对偏低时,应将循环水泵置于低速运行状态;对负责循环水回水控制的电动阀门予以相应优化,从而合理减少循环水量,如以#3机循环水回水电动阀门为目标对象,予以优化时,由原先的37%~38%左右优化至后来的30%~32%左右,如此一来,3#机过冷度降低0.3 ℃,溶氧由原先的34 ug/L下降至后来的30 ug/L,由此可见,对循环水量进行合理减少,一方面能够降低过冷度;另一方面能够降低凝结水溶氧量。
  3.4 对设计缺陷进行改造
  针对凝汽器本身可能存在的设计缺陷进行相应改造,如确保机组排汽中的一部分将会以直接的方式进入到热井水面以及管束之间的区域,从而起到加强回热的目的。
  4 结语
  600 MW机组日常运行中,凝结水溶氧高属于一种常见且影响较大的问题,其原因可能是凝汽器汽侧存在泄漏、凝汽器水侧存在泄漏、凝结水存在过冷度过大问题、凝汽器设计不合理等,所以,应积极施以针对性的处理措施,包括高凝汽器真空、保证凝结水水侧负压区无漏点、减少凝结水的过度冷、对设计缺陷进行改造等。只有如此,才能及时而有效地解决600 MW机组凝结水溶氧高的问题,从而为企业创造更大经济效益和社会效益。
  参考文献
  [1] 吴晓龙,张志刚.降低125MW机组凝结水溶氧实践探索[J].现代商贸工业,2013(5):192-193.
  [2] 钟阁顺.国产600MW抽汽凝汽式机组凝结水溶氧超标治理[J].电力科学与工程,2013(2):72-78.
  [3] 钟阁顺.600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标原因分析及处理[J].河北电力技术,2013(3):52-54.
  [4] 王伟明,刘忠秋,王跃春.超临界600MW机组凝结水溶氧高优化探讨[J].中国电业(技术版),2013(10):54-56.
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