660MW超臨界機組凝汽器補水霧化改造

徐文宮

(馬鞍山當涂發電有限公司 安徽 馬鞍山 243102)

0 引言

馬鞍山當涂發電有限公司的#1機組為超臨界機組，汽機型號:CLN660 －24.2/566/566，凝汽器型式:雙背壓(發電機側是進水側，低背壓;汽機側是出水側，高背壓)、雙殼體、表面型、雙汽室、八水室、殼體和水室為全焊接結構。凝汽器布置方式:橫向布置、單流程，從機頭向發電機看，從右側抽冷卻管。總冷卻面積:39000 m2，冷卻水設計水溫:20℃，冷卻水平均最高水溫:30.3℃(夏季10%)，冷卻水最高水溫:33℃，循環倍率:60，冷卻水量:69861 t/h。

#1機組的化學補水是經除鹽補水泵出口的219補水管路引入凝汽器喉部的(見圖1)。#1機組是雙背壓凝汽器，補水僅進入其中的一個凝汽器，并在219管上打了很多小孔。水進入凝汽器后，在219管上是以水柱的形狀噴出的，幾乎沒有實現霧化。因為除鹽水溫度低，含空氣量大，所以長期以來致使主凝結水過冷度偏大，溶氧量超標［1］，直接造成的結果是進入低加入口的凝結水溫低，多抽8段抽汽的汽量，使熱經濟性降低;凝結水溶氧量大會使所有低加傳熱效果降低，出口水溫降低，同時溶氧量大也會加快低加氧化腐蝕速度［2］。這些問題會直接影響機組的經濟性和安全運行，而我們運用化學補水霧化改造技術進行改造，就可以很好地解決這些問題。

圖1 目前凝汽器補水系統示意圖

1 化學補水系統改造方案

這次改造是將化學補水同時引入高低壓兩個凝汽器的喉部，并實現霧化。

考慮到凝汽器喉部的實際情況，根據補水在喉部霧化后應與汽機主排汽流換熱效果好的原則，在每個凝汽器內，各布置2根霧化補水管路，共4根。其中，每個#7、#8低加的兩側各1根管路，管徑均為89。按補水壓力為0.4 MPa(補水泵連續運行)/補水流量40t/h考慮，總共需要的噴嘴數為132只。平均在每根89管路上布置33只噴嘴，平均每根管布噴嘴的有效長度約為8000 mm。其示意圖如圖2所示。

圖2 凝汽器喉部化學補水霧化管路布置示意

從水的流動方向看:由除鹽水泵引出的化學補充水，經30%補水管路引出后，流入219的主管路;之后，分別流過從低加下部引入凝汽器的2根133管;流經這2根133管后，化學補水在凝汽器內又分別流入4根裝噴嘴的89補水管，其示意圖如圖3所示。

圖3 219、89管路布置立體示意圖

2 補水系統改造效益分析

經過改造后，化學補水及水泵密封回水在凝汽器內實現了霧化，其具有很多優越性:化學補水進入喉部并實現霧化后與汽輪機的排汽實現有溫差的混合換熱，水的顆粒度減小，加大了與汽機排汽的換熱面積，使化學補水達到汽機排汽壓力下對應的飽和溫度，在喉部具備了除氧的作用［3］。此次補水霧化改造對機組經濟性和安全性的提高是明顯的:

(1)提高了凝汽器的真空。由于補水實現霧化，使補水與低壓缸排汽充分接觸換熱，蒸汽的凝結溫度提高，所以其對應的飽和壓力即(凝汽器內壓力)相應降低，真空也相應提高。真空提高帶來的經濟效益是多發電、節省煤。

(2)降低凝結水過冷度。由于化學補水實現了霧化，增大了補水的總表面積，使補水與排氣可以更充分地接觸換熱，因此消除了由補水引起的凝結水過冷度偏大現象，提高了凝結水溫度，同時還減小了低加的抽汽量。

(3)提高低加出口水溫(即:提高除氧器入口水溫，減小溶解氧量。)補水從凝汽器補入，流經軸封冷卻器、低壓加熱器后到達除氧器［5］。這一過程中，補充水吸收了一定的熱量從而增加了汽機低壓系統抽汽量、即低品位抽汽量增加;減少了除氧器的抽汽量，使高品位抽汽量減少，而增加了這部分蒸汽在汽機內的作功。因為補水在凝汽器內實現霧化，補水中的空氣在凝汽器內得以除掉，改善了凝結水含空氣量，對提高低加換熱效果有利，表現為有利于減少低加的端差、降低了傳熱過程中不可逆損失、提高了熱功轉換效率、回熱效果明顯提高。

(4)降低了凝結水含氧量。凝結水含氧量大是導致銅管腐蝕、凝結水系統管道閥門腐蝕嚴重以致降低設備壽命的重要原因。本次通過化學補水霧化改造，降低了凝結水的含氧量，減緩了低加低溫腐蝕速度，提高了機組的安全性，并延長使用壽命。

當負荷為600 MW時，我們利用從該機組運行現場采集的數據，并結合上述(1)、(2)、(3)，從經濟性角度運用等效熱降法，對本次化學補水系統改造前、后1#機組的熱經濟效益均進行了較為準確地計算和分析。結果表明，通過本次補水系統霧化改造，該電廠#1機組全年共節省標煤300.6 t，提高了熱經濟性;同時還在一定程度上提高了機組運行的安全性。

3 結論

針對馬鞍山當涂發電有限公司#1機組長期以來一直存在的主凝結水過冷度偏大、溶氧量超標、凝結水管路系統低溫腐蝕嚴重以及低加出口水溫偏低等疑難問題，通過細致現場勘測和理論分析，我們對該機組化學補水系統進行了霧化改造。

改造后，系統的化學補水由原來的柱狀噴水變為了現在的霧狀噴水，從而大大增加了補水的總表面積，使補水與低壓缸排汽可以更充分地接觸換熱，因此(1)提高了凝汽器的真空(2)降低凝結水過冷度(3)降低了凝結水含氧量，減緩了低加腐蝕速度(4)提高低加出口水溫(5)全年節省標煤量也有了較大的提高。總之，該機組運行的安全性和經濟性都有了一定程度的提高，本次化學補水系統霧化改造是成功的。

［1］王蓬.凝結水溶解氧不合格的原因分析及對策［J］.科技信息，2007，(30):26.

［2］沈士一，莊賀慶，龐立云，等.汽輪機原理［M］.北京:中國電力出版社，1992.

［3］鄭體寬.熱力發電廠［M］.北京:中國電力出版社，2001.

［4］范仲元.水和水蒸氣熱力性質圖表.北京:中國電力出版社，1996.

［5］解宏杰.熱電廠化學補水方式節能改造［J］.有色冶金節能，2004，21(4):84 －85.