电厂疏水改造一体化除氧技术

邵金利

（佳木斯热电厂，黑龙江 佳木斯154005）

0 引言

现阶段国内绝大多数的300 MW以上的机组汽包锅炉、核电机组和所有的直流锅炉都设置有凝结水处理系统[1]，高参数大容量机组蒸汽溶解杂质的能力大，水汽系统热力设备承受的热负荷高，容易发生结垢和腐蚀，因此对给水的水质要求很高。凝结水占给水的绝大部分，如果凝结水得不到很好的处理，会直接影响给水的水质，最终影响整个热力系统的安全运行[2]。根据《大中型火力发电厂设计规范》[3]（GB50660-2011）14.4.1主要原则中第二条，在装设亚临界汽包锅炉的机组中，宜对全部凝结水进行精处理。但若疏水温度过高，则无法进行精处理。

本文结合某电厂供热机组疏水系统中存在的问题，提出一种对热泵及热网加热器疏水系统进行改造的技术方案，通过降低疏水温度，达到精处理的条件，并且优化除氧系统，在凝汽器中增设除氧装置代替除氧器，从而保证机组运行的安全性、稳定性及经济性。

1 概述

1.1 项目概况

某电厂2×300 MW供热机组供热系统中，2台机组热网首站配有8台热网加热器（每台机组4台），配有6台热网加热器疏水泵（每台机组3台），用于把热网加热器疏水罐内的疏水送入除氧器。配有8台溴化锂吸收式热泵机组，用于回收300 MW供热机组循环水排水的余热，配有3台疏水泵，用于把热泵系统疏水罐内的疏水提升压力后送入除氧器。

1.2 存在问题

由于热泵侧、热网侧疏水温度较高，无法经过凝结水精处理系统进行处理，而不经精处理的凝结水易融入溶解性盐类、金属腐蚀产物和SiO2等物质，这些物质若随给水进入热力设备，在系统中沉积会造成结垢和腐蚀。尤其在热泵侧疏水系统中，热网水中的杂质较多，易在换热器中形成污垢，导致换热效率降低、疏水温度过高、换热管路振动等问题，严重影响到机组运行的安全。

目前，将未经过化学精处理的疏水供给热力系统，电厂中锅炉的排污水量达到20 t/h，而机组纯凝运行期间锅炉排污水量仅为5 t/h。机组用水量较大，用水成本居高不下，电厂化学水处理的压力较大。

2 疏水降温方案

2.1 热泵侧疏水改造方案

2.1.1 热泵供热现状

如图1所示，热泵驱动蒸汽进入发生器，疏水经凝水换热器换热后汇入疏水母管，流入热泵疏水罐。凝水换热器水侧入口取自自身热泵吸收器第一流程出口热网水，经凝水换热器后进入冷凝器热网水侧出口，凝水换热器可以通过热网水侧的阀门调节疏水温度，疏水温度最低可降至70 ℃。每台热泵有2个组件，以每一个组件为单位，1个组件配1台凝水换热器，共16台。

汇入疏水罐后的疏水，经疏水泵提升压力后分别进入2台供热机组低加入口主凝结水管路，经低压加热器加热后进入除氧器，疏水温度一般控制在120 ℃以下。热泵疏水温度较高，无法经过凝结水精处理系统进行处理。

图1 热泵疏水系统图

由于凝水换热器管内侧是疏水，管外侧是热网水，热网水内的杂质留存在凝水换热器内无法清除，使凝水换热器换热管内形成结垢，阻塞热网水流通，引起疏水管路振动，并影响凝水换热器的正常换热，管内水垢无法清理，导致换热器出现疏水温度偏高或者无法使用。

2.1.2 具体改造方案

将凝水换热器更换成管内侧是热网水、管外侧是疏水的换热器。一级冷却水为热网水，入口取自自身热泵吸收器入口，出口回到冷凝器出口热网水系统，疏水温度降至70 ℃左右；二级冷却水为循环水。疏水罐内疏水经疏水泵提升压力后分别进入2台主机凝汽器进行二级换热，疏水经二级换热后，疏水温度降至45 ℃左右。

在选择热泵疏水换热器时，可参照如下方法计算：热泵在额定出力下运行时，每台热泵所需驱动蒸汽量为38.5 t/h，疏水温度设计为120 ℃，则每个组件疏水流量为19.25 t/h，按10%余量考虑，取21.2 t/h。热网水进入热泵温度为60/82 ℃。循环水进入热泵温度为35 ℃（计算取用35 ℃）。

计算一、二级换热器热网水、循环水需求量：1）热网水需求量（将疏水温度由120 ℃降至70 ℃）。所需热网水量=21.2×(120-70)÷(82-60)=48.18 t/h。2）循环水需求量（将疏水温度由70 ℃降至45 ℃）。按循环水温升10 ℃选取，则所需循环水量=21.2×（70-45）÷10=53 t/h；换热器按20%余量选取，则热网水流量为57.82 t/h，循环水流量为64 t/h。

2.2 热网加热器侧疏水改造方案

2.2.1 热网侧供热现状

如图2所示，热网加热器的加热蒸汽来自机组抽汽，每台热网加热器疏水汇集到母管，由疏水泵升压后直接送入除氧器，2台供热机组各设有3台疏水泵，疏水泵出口母管设有联络，可以调配分别进入2台机组除氧器的水量。热网加热器疏水设计温度为120 ℃，正常运行时，由于热网水要求温度较低，疏水温度为90～110 ℃。热网加热器疏水温度较高，无法经过凝结水精处理系统进行处理。

2.2.2 具体改造方案

图2 热网疏水系统图

如图3所示，在原热网首站处安装2台水-水换热器，热网加热器疏水降温后进入主机凝汽器。一级冷却水为热网水。入口取自热网循环泵出口，出口回至热网加热器出口供水母管，疏水温度降至70 ℃左右；二级冷却水为2号机组循环水。经一级换热后的疏水分别进入2台主机凝汽器进行二级换热，疏水温度降至45 ℃左右。

图3 改造后热网疏水系统图

在选择热网疏水换热器时，可参照如下方法计算：供热机组最大抽汽工况下，供热抽汽量为1116 t/h，扣除热泵驱动蒸汽量308 t/h，则最大疏水量为808 t/h，最高温度为120 ℃，热网回水温度为入口60 ℃、出口82 ℃，循环水为入口35 ℃、温升10 ℃。

计算一二级换热器热网水、循环水需求量：1）热网回水需求量（将疏水温度由120 ℃降至70 ℃）。所需热网水量=808×(120-70)÷(82-60)=1836 t/h。2）循环水需求量（将疏水温度由70 ℃降至45 ℃）。按循环水温升10 ℃选取，则所需循环水量=808×（70-45）÷10=2020 t/h；换热器按20%余量选取，则热网水回水流量为2203 t/h，循环水流量为2420 t/h。

3 凝汽器疏水除氧装置

3.1 除氧装置的结构

凝汽器除氧主要采用喷雾除氧和鼓泡除氧相结合的形式。喷雾除氧装置的结构如图4所示，喷雾除氧装置布置于凝汽器喉部，疏水管道为U型，管道上设有喷嘴，喷嘴角度倾斜向蒸汽进口方向，可在不同水平面上设置多层疏水管道。若凝汽器的喉部安装了低压加热器，可以在低压加热器的两侧均布置喷雾除氧装置，喷嘴采用圆柱形短管，管径尺寸和喷嘴数量可以根据蒸汽和疏水的热力参数进行计算得出。

图4 喷雾除氧装置示意图

鼓泡除氧装置的结构如图5所示，可根据蒸汽参数和热力计算情况，在凝汽器热井中同一水平面上布置多根蒸汽管道，蒸汽管道上对称布置喷嘴。鼓泡除氧装置可布置在凝汽器隔板两侧，以加快氧气析出的速度。

图5 鼓泡除氧装置示意图

喷雾除氧装置和鼓泡除氧装置均可独立控制，可通过阀门控制疏水和蒸汽进入凝汽器的流量，以达到较好的除氧效果。

3.2 除氧原理

通过喷雾除氧装置，具有一定含氧量的疏水经过喷嘴后，以雾滴的形式喷淋到凝汽器喉部，利用汽轮机排汽对雾滴进行充分加热，当雾滴被加热到等于或非常接近于其压力相应的饱和温度时，其中的氧气将全部从补水雾滴中析出，氧气经设在空冷区的抽空气管直接排出凝汽器，而除氧后的疏水雾滴流向凝汽器的热井底部。

进入热井的疏水中，仍然溶有部分氧气，通过鼓泡除氧装置引入蒸汽，蒸汽与热井中的疏水进行充分混合扰动，进一步加热疏水，同时将疏水中溶解的氧气带出水面，达到进一步除氧的目的。

4 改造后效果

通过此次改造项目，有效解决了当前热泵及热网加热器疏水温度过高，无法进行精处理的问题，同时对凝汽器进行改造，将经过一级换热的疏水直接送入凝汽器中进行二级换热并除氧，进而替代除氧器，具体达到效果如下：1）在热泵疏水侧，将凝水换热器更换成管内侧是热网水、管外侧是疏水，一级换热后疏水温度降至70 ℃。进入凝汽器后，与循环水进行二级换热，疏水温度可降低至45 ℃。2）在热网加热器疏水侧，零米层增加2台水-水换热器，一级换热采用热网循环泵出口的热网水，换热后疏水温度降至70 ℃。进入凝汽器后，与循环水进行二级换热，疏水温度可降低至45 ℃。3）对凝汽器进行改造，在凝汽器喉部设置喷雾除氧装置，在凝汽器热井上设置鼓泡除氧装置。将热泵侧、热网侧的疏水在与热网水换热后送入凝汽器，可以对疏水进行除氧，达到代替除氧器的作用。4）疏水经过凝汽器精处理系统后，达到纯凝运行时期水质标准，将大大节约机组用水量及成本，进一步减轻电厂化学水处理的压力。

5 结语

本文结合某电厂2×300 MW供热机组供热系统中存在的疏水处理问题，提出了一种电厂疏水改造一体化除氧技术，并通过具体换热计算数据验证该方案的合理性和可行性。将热泵疏水系统中凝水换热器管内外侧的工质对调，使热网水在管内流动，减少杂质的沉积和结垢，同时在热网加热器疏水系统中，增设水-水换热器，用热网循环水使疏水温度降低，最后将热泵侧、热网加热器侧的疏水送入凝汽器中，与循环水进行二次换热降温，以达到凝结水精处理的条件。在凝汽器喉部，利用热力除氧原理，通过喷雾除氧、鼓泡除氧相结合的方式，使疏水中氧气析出，以达到替代除氧器的目的，进而优化电厂设备配置，减少投资成本，提升电厂经济效益。