轴排空冷供热机组真空除氧方案研究

□ 李 理

中国天辰工程有限公司 天津 300499

1 研究背景

天然气是世界能源结构向低碳、无碳演变的主要能源,联合循环发电用气是天然气需求增长的主体[1]。土耳其Kazan联合循环热电站项目采用F级联合循环空冷供热机组,额定对外供汽量为376 t/h,抽汽工况下系统补水量大,且存在抽凝与抽背两种供汽工况,给凝结水系统真空除氧方案的确定带来很大难度。为保证最终选择的方案能够达到合同要求的除氧效果,笔者对各种方案进行了比较分析。

2 凝结水中溶氧危害

溶解在水中的气体对热力设备的危害表现在两个方面[2]。一方面,各工况下热力设备中的不凝气体会影响设备的传热效果,增大整个系统的不可逆损失。另一方面,以氧为主要成分的气体会形成对各金属设备的腐蚀,造成设备使用寿命缩短,可靠性降低。直接空冷机组长期在凝结水溶氧量高、过冷度大的不利工况下运行,会降低热经济性,并产生不利影响,包括加快凝结水系统的氧化腐蚀和酸腐蚀,缩短凝结水系统设备及管道的使用年限,提高锅炉给水的含铁量,加快锅炉受热面结垢速度,降低锅炉效率,同时使锅炉的安全运行受到较大影响,汽轮机的运行效率也相应降低。为确保联合循环电站余热锅炉凝结水加热器、轴封加热器及凝结水管道安全经济运行,降低凝结水溶氧量是一项重要工作。

国内外各相关标准中均对凝结水溶氧量进行了规定,具体见表1。

表1 凝结水溶氧量规定

Kazan项目要求在稳定操作工况下,凝结水泵出口溶氧量不高于40 μg/L,同国内标准相比较为严格,因此需对除氧方案及除氧器厂家的选择加以重视。

3 凝结水溶氧量超标原因

凝结水除氧的条件如下[4]:

(1) 满足传热条件,凝结水需加热至工作压力下的饱和温度;

(2) 及时将水中离析的气体排走。

直接空冷系统机组处于真空下运行的设备较为庞大,如凝汽设备、抽空气系统、凝结水泵等,处于负压状态时,设备任何不密封处都有漏入空气的可能,会直接影响凝结水溶氧量。另外,供热机组大量系统补水也是凝结水溶氧量超标的重要原因。

具体而言,凝结水溶氧量超标的原因有三方面。

(1) 凝结水系统阀门及凝结水泵填料盘根密封不严。凝结水泵吸入侧处于负压状态下运行,采用机械密封或填料盘根,外部接通来自凝结水泵出口的密封水。当凝结水泵处于备用时,密封可能不严,造成空气漏入,使凝结水溶氧量提高。此外,所有处于负压状态的阀门和法兰,如凝结水泵入口阀、空气阀、本体疏水泵出入口阀门、空气管道等,一般都使用填料盘根密封,在密封材料老化且未得到及时更换时,空气漏入会造成凝结水溶氧量超标。

(2) 空冷器焊缝缺陷。空冷器是直接空冷系统的主要设备,主要部分采用焊接工艺。若焊接质量存在缺陷,会使空气从缺陷部分进入空冷器,造成凝结水溶氧量超标。

(3) 脱盐水及蒸汽凝液返回补水方式不当。脱盐水补水溶氧量高,若补水方式不合理,如喷嘴不完善且距抽凝系统较远,不能及时抽出气体,则容易造成凝结水溶氧量超标。

4 联合排汽装置除氧方案

4.1 概述

采用燃气-蒸汽联合循环的电厂,所消耗的水量仅为同等容量蒸汽轮机电站的1/2左右[5]。在蒸汽轮机采用空冷的情况下,消耗水量进一步降低,但与此同时,必须重视空冷机组的凝结水除氧措施。

联合排汽装置是国内空冷汽轮机设计一贯采用的方式[6],设计时将湿冷机组的原表面式凝汽器改为空冷机组的联合排汽装置。联合排汽装置集排汽管道连接、凝结水箱、疏水扩容、真空除氧、主汽旁路末级减温减压等功能于一体,使直接空冷机组凝汽系统的设计与湿冷机组基本一致,起到简化系统、节省投资与占地的目的。2003年,我国第一台安装联合排汽装置的200 MW直接空冷供热机组成功投入商业运行。之后的几年时间里,相继有200台左右直接空冷机组投入运行,基本都安装了联合排汽装置,投运机组凝结水溶氧量可达到30 μg/L[7]。

目前,国内三大动力设备制造厂——东方汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、上海汽轮机厂的空冷汽轮机产品均采用联合排汽装置,方案差异不大。

4.2 东方汽轮机厂除氧方案

包头二电厂项目、云冈电厂扩建项目中采用了东方汽轮机厂生产的空冷汽轮机联合排汽装置,其剖面图如图1所示。在排汽装置喉部设置脱盐水补水喷嘴,由低压缸排汽,对进入喉部经雾化后的脱盐水进行加热除氧。由水中析出的氧随其它不凝气体一起抽至空冷器逆流区,再由抽真空设备抽出。

▲图1 东方汽轮机厂联合排汽装置剖面图

汽轮机排汽经空冷器冷凝后,由回水母管上膜式喷嘴喷入。形成水膜后,与低压缸排汽混合加热至饱和,实现除氧及降低凝结水过冷度。设置在导流板上的大量长条孔使回水顺利汇入下部凝结水箱,减小汽水混合物对空冷排汽管道的磨损。析出的氧随其它不凝气体一起汇至空冷器逆流区,由抽真空设备抽出。

4.3 哈尔滨汽轮机厂除氧方案

武乡电厂项目、大唐运程发电厂项目中采用了哈尔滨汽轮机厂设计制造的联合排汽装置,其剖面图如图2所示。补水泵将脱盐水补水送至联合排汽装置喉部,经雾化喷嘴雾化喷出。低压排汽在较短时间内将补水加热至饱和,从而实现除氧,之后随排汽共同进入空冷器。补水升至饱和温度后,析出的氧随其它不凝气体一起汇至空冷器逆流区,由抽真空设备抽出。

汽轮机排汽经空冷器冷凝后,由凝结水管道流至联合排汽装置下部水箱。在联合排汽装置内设置带有多个喷嘴的凝结水环形母管。喷嘴喷出的凝结水喷洒至位于其下方的填料层中形成水膜,与通过导流板方形孔的汽轮机排汽逆流混合加热,实现二次除氧。析出的氧及其它不凝气体在联合排汽装置喉部由抽真空设备抽出。

4.4 上海汽轮机厂除氧方案

太原第二热电厂六期、七期项目中采用了上海汽轮机厂生产的联合排汽装置,其剖面图如图3所示。

▲图2 哈尔滨汽轮机厂联合排汽装置剖面图

▲图3 上海汽轮机厂联合排汽装置剖面图

汽轮机排汽经空冷器冷凝后,与补水在排汽装置中分别通过蝶形喷嘴和雾化喷嘴雾化。通过喷嘴雾化后,补水被汽轮机排汽加热至饱和,达到除氧的效果。析出的氧随其它不凝气体一起汇至空冷器逆流区,由抽真空设备抽出。另一方面,由导流通道将汽轮机排汽引至排汽装置,对凝结水回水进行充分加热,降低凝结水过冷度,使溶氧析出。析出的氧和其它不凝气体在联合排汽装置喉部由抽真空设备抽出。

4.5 凝结水箱增加除氧装置

国内首批建设的几个200 MW、300 MW机组中,排汽联合装置采用了凝结水箱单独设置的方式。凝结水箱凝结水和补水入口装设雾化喷嘴,并引入汽轮机排汽进行加热和除氧。有些电厂将补水点设置在空冷器的配汽管上,经过雾化喷嘴喷入排汽管道,使补水与排汽实现充分混合,达到加热除氧的效果[9],这样做的不足之处是冬季低负荷时容易造成空冷器冻结。

5 Kazan项目真空除氧方案

Kazan项目所使用的直接空冷汽轮机采用轴向排汽,汽轮机低位布置,尚无成熟的联合排汽装置与之相配合,因此,联合排汽装置除氧方案不适用。

为实现对外最大供汽,汽轮机采用了同步自换挡离合器设计。汽轮机主要运行工况有纯凝、抽凝、抽背三种,各工况下补水量及空冷器负荷差别较大,蒸汽凝液返回量及返回温度也存在变化,且空冷器内运行背压受环境温度影响很大,这些因素都需在除氧方案中予以考虑。

因为无法采用联合排汽装置,所以Kazan项目真空除氧方案只能采用单独设置凝结水箱的方式。补水点可以选择在凝结水箱除氧装置处或空冷器配汽管上,除氧用蒸汽来自汽轮机排汽管,通过汽平衡管连接至凝结水箱,不凝气体通过设置在除氧头上的抽空气口由真空泵抽出。应注意选择直接空冷机组真空泵容量时,参考采用空冷器逆流段出口的最低运行压力[8]。Kazan项目真空除氧系统及空冷器系统如图4所示。

▲图4 Kazan项目真空除氧系统及空冷器系统

为确定各工况下真空除氧理论蒸汽耗量,对不同环境温度下各工况热平衡参数进行汇总,年平均12 ℃热平衡参数见表2,夏季40 ℃热平衡参数见表3,冬季-5 ℃热平衡参数见表4。

对上述各工况的热平衡参数进行分析,除氧器最大加热蒸汽耗量在5.9 t/h左右。根据该流量进行汽平衡管尺寸计算,蒸汽流速选择40 m/s,汽平衡管径为DN 900左右。为保证各工况下加热蒸汽能通过除氧器,还需要除氧器厂家、空冷器厂家配合进行系统的水力计算,避免因除氧器侧压损大而导致加热蒸汽流量达不到理论蒸汽流量,无法实现除氧功能。

表2 12 ℃各工况热平衡参数

表3 40 ℃各工况热平衡参数

表4 -5 ℃各工况热平衡参数

根据美国热交换学会(HEI)空冷器标准相关条款,蒸汽凝液及脱盐水补水的位置选择在除氧器处最佳,其次为在凝结水箱处,再次为在蒸汽排汽管处。在kazan项目中,补脱盐水的同时还有温度较高,为55 ℃的凝液返回系统。若直接补入除氧器中,由于温度高于凝结水箱内温度,将在除氧头处发生闪蒸,可能造成除氧头内超压,并阻碍空冷器中凝液返回。即便是将凝液与脱盐水补水混合之后再补入除氧器中,也存在由于混合温度不均匀、返回凝液超温等原因造成超压的风险。若采用补入凝结水箱方式,则由于凝结水箱与除氧头相连通,工作温度相同,同样会存在超压风险。将补水点设在空冷器蒸汽排汽管上,通过雾化喷嘴将补水补入空冷器内,由空冷器顺流、逆流换热面将凝液闪蒸出的蒸汽冷却,并由设在逆流换热面顶部的抽空气口将不凝气体抽出,实现补水的初次除氧。凝液由空冷器凝结水收集母管汇至布置在空冷器下方的除氧器中,利用来自汽平衡管的低压蒸汽进行二次除氧,确保凝结水出水溶氧量达标。这一方式的缺点是由于在蒸汽排汽管中布置喷头,增大了汽轮机排汽系统压损,对汽轮机纯凝工况下的效率有一定影响。综合比较,蒸汽排汽管补水方式允许补水温度在较宽的范围内变化,两次除氧的方式使除氧效果有保障,加之机组长期在抽凝工况下运行,汽轮机排汽量较小,压损对汽轮机出力的影响非常有限,因此推荐在蒸气排汽管上补水的方式。

6 结束语

针对Kazan联合循环热电站项目空冷汽轮机组的特点,提出采用单独设置带除氧功能凝结水箱的方式进行真空除氧。对不同的补水点位置进行了比较分析,推荐将补水点设置在空冷器蒸汽排汽管上,以应对较高的凝液返回温度,最终保证凝结水溶氧量达标。