超超臨界燃煤機組除氧器超壓的原因分析及處理

曹揚 彭輝 吳建標 張嵐清 陳鑫

摘要：在發(fā)電廠回熱系統(tǒng)中，除氧器是抽汽回熱系統(tǒng)的樞紐，除氧器涉及的參數(shù)較多，如果調節(jié)不合理，則容易引起給水溫度過低、管道腐蝕、給水泵汽輪機跳機等現(xiàn)象，嚴重影響機組的安全運行及運行效率。現(xiàn)以華電句容新建1 000 MW機組為例，對除氧器超壓問題進行研究，提出合理有效的解決方案，以保障除氧器正常安全運行，減少汽輪機組熱損失，同時也為以后同類型機組的調試和運行生產(chǎn)提供技術參考。

關鍵詞：超超臨界機組;除氧器;超壓;處理措施

0 引言

除氧器是利用道爾頓分壓定律以及亨利定律來進行熱物理除氧的，為確保除氧效果，在除氧器中給水的溫度必須加熱到與除氧器壓力相對應的飽和溫度[1]。本文針對機組首次滿負荷運行時出現(xiàn)的除氧器超壓及低壓管道安全閥動作事件，通過新增外置式蒸汽冷卻器危急疏水至疏水擴容器管路，優(yōu)化凝泵控制策略等處理措施，有效避免了除氧器超壓現(xiàn)象的發(fā)生，提高了系統(tǒng)的可靠性，保證了機組的安全穩(wěn)定運行[2-3]。

1 除氧器超壓情況及數(shù)據(jù)分析

1.1? ? 機組簡介

句容電廠新建機組汽輪機由上海汽輪機有限公司設計制造，采用德國西門子公司的技術，汽輪機型號N1000-31（THA）/

600/620/620，汽輪機型式為超超臨界、二次中間再熱、單軸、五缸四排汽、雙背壓、十級回熱抽汽、反動凝汽式。除氧器為內置式、臥式噴霧除氧設備，利用蒸汽直接與給水混和，從而加熱給水至除氧器運行壓力所對應的飽和溫度，除去溶解于水中的氧氣及其他不凝結氣體，以防止或減輕鍋爐、汽輪機及其附屬設備、管道等的氧腐蝕，同時通過回熱使熱能得到充分利用，提高發(fā)電機組熱效率[4-5]。

1.2? ? 除氧器超壓數(shù)據(jù)分析

句容電廠除氧器工作壓力為0.978 MPa，工作溫度為183 ℃。當機組首次滿負荷運行時，發(fā)現(xiàn)除氧器運行壓力最高達到1.22 MPa，高于除氧器的工作壓力0.978 MPa，就地檢查系統(tǒng)狀態(tài)時，發(fā)現(xiàn)低壓管道壓力為1.39 MPa，低壓管道安全閥動作，同時給水泵汽輪機周圍發(fā)生漏汽現(xiàn)象。

為降低除氧器壓力，關閉了低溫省煤器擋板，通過降低凝結水在低溫省煤器內的吸熱量來降低進入除氧器前的凝結水溫度，此臨時措施采取后除氧器及低壓管道壓力降至正常范圍，給水泵層漏汽現(xiàn)象消失[6]。

高壓加熱器疏水是由高壓至低壓逐級自流，本級高加疏水影響下一級設備的熱交換效率，若某高加疏水端差偏高，則會影響汽機回熱系統(tǒng)中疏水端差量，使汽機效率下降，增加發(fā)電機汽耗和煤耗[7-9]。通過對本臺機組的端差進行分析，發(fā)現(xiàn)4號加熱器下端差達14 ℃，偏離設計值（4.9 ℃）較大，如表1所示。

2 除氧器超壓原因分析及處理

2.1? ? 引起除氧器超壓的原因分析

（1）高加換熱面積設計不合理，導致疏水端差偏大。若高加總換熱面積偏小，導致本級高加給水出口溫度降低，下級疏水出口溫度不變，高加疏水端差則會增大。通過對比滿負荷工況下熱平衡圖，發(fā)現(xiàn)4號高加下端差比設計工況高，疏水溫度比設計值高13 ℃，4號高加正常疏水與4號蒸汽冷卻器危急疏水匯集一路疏至除氧器，4號蒸汽冷卻器疏水溫度偏高，外置式蒸冷器疏水帶蒸汽，加熱器內蒸汽凝結后飽和水未經(jīng)充分冷卻就排出設備，導致疏水溫度增加，疏水匯集至除氧器，造成除氧器壓力升高[10-12]。

（2）高加連續(xù)排氣量大。機組高負荷運行時，高加連續(xù)排汽至除氧器，排汽閥全開時排汽量增高，造成除氧器壓力升高。

（3）機組超額定負荷運行。機組負荷超額定設計運行，五抽壓力偏高，除氧器為五抽供汽，造成除氧器壓力升高。

（4）測量元件誤差。壓力變送器損壞，測量有誤差。

（5）輔助蒸汽汽源切換操作不合理。除氧器汽源在升負荷階段，除氧器汽源由輔助蒸汽提供，切換至五抽供汽時，為保證除氧器工作穩(wěn)定，輔汽至除氧器管道中閥門仍保持一定開度，當輔汽汽源二次冷再供時，二次冷段壓力較高，汽源切換過程中除氧器壓力會升高。

（6）凝結水流量降低。在降負荷階段速率較快，凝結水流量降低，4號高加正常疏水溫度始終高于除氧器水溫，疏水進入后造成除氧器壓力上升。

在機組運行過程中，檢查發(fā)現(xiàn)高加排汽手動閥開度已經(jīng)全關，運行負荷小于設計負荷，除氧器汽源壓力正常，凝結水流量滿足運行要求。外置式蒸冷器疏水溫度高，通過對比滿負荷工況下熱平衡圖，發(fā)現(xiàn)4號高加下端差比設計工況高，疏水溫度比設計值高13 ℃，4號高加正常疏水與4號蒸汽冷卻器危急疏水匯集一路疏至除氧器，經(jīng)過數(shù)據(jù)分析及現(xiàn)場試驗發(fā)現(xiàn)4號蒸汽冷卻器疏水溫度偏高，造成除氧器壓力升高。

2.2? ? 處理措施

2.2.1? ? 新增外置式蒸汽冷卻器危急疏水至疏水擴容器管路

超超臨界燃煤機組運行參數(shù)高，節(jié)能降耗效果明顯。隨著國內對超超臨界燃煤機組運行安全性和經(jīng)濟性要求的不斷提高，外置式蒸汽冷卻器發(fā)展迅速，外置式蒸汽冷卻器充分利用了抽汽過熱度，提高了系統(tǒng)經(jīng)濟性。句容3號機組停機消缺期間，對外置式蒸汽冷卻器疏水管路進行改造（圖1），外置式蒸汽冷卻器的危急疏水管道連接至疏水擴容器，管道設計壓力2.043 MPa，設計溫度347.8 ℃，通過截止閥與電動閥調節(jié)蒸汽冷卻器疏水流量，在帶高負荷運行中，通過增加電動閥開度調節(jié)外置式蒸冷器疏水，從而降低高加正常疏水溫度，避免除氧器超壓運行[13-14]。

2.2.2? ? 優(yōu)化凝泵控制策略

根據(jù)負荷變化對凝泵控制策略進行優(yōu)化。30%負荷以下時除氧器上水副調節(jié)閥單沖量調節(jié)除氧器水位，凝結水泵變頻調節(jié)凝結水母管壓力;30%負荷以上時切換至凝結水泵三沖量（除氧器水位、主給水流量、凝結水流量）調節(jié)除氧器水位。

上述控制方案可以滿足除氧器水位調節(jié)的要求，同時通過凝結水流量及除氧器上水主調節(jié)閥的調節(jié)作用，可以有效地減小凝結水壓力，降低凝結水泵電流，使凝結水流量控制更加穩(wěn)定。

2.2.3? ? 根據(jù)不同負荷，調整輔汽連箱供汽汽源

在機組低負荷運行階段，輔汽聯(lián)箱汽源由一期老廠提供，除氧器供汽由輔汽提供，在啟動初期汽源維持輔汽聯(lián)箱壓力0.8～0.9 MPa，在300～500 MW負荷階段，五抽供至除氧器，500 MW負荷時除氧器供汽由五抽提供，輔汽至除氧器電動閥保持5%開度暖管，500 MW負荷2臺小機汽源1臺輔汽提供，1臺小機五抽提供，此時五抽供除氧器及小機，在升負荷階段，隨著負荷提高，如果機組二冷至輔助蒸汽投用初期，輔汽壓力提高，則逐步關閉輔汽至除氧器供汽，防止輔汽壓力突增造成除氧器壓力升高。

2.3? ? 處理效果

機組重新帶上滿負荷運行，通過數(shù)據(jù)分析及就地檢查，發(fā)現(xiàn)除氧器壓力保持在0.92 MPa，溫度保持在178 ℃左右，除氧器參數(shù)始終在設計值以下且在合理正常運行范圍內，除氧器及低壓管道也不再出現(xiàn)超壓現(xiàn)象。

3 結語

本文通過對句容電廠3號機組除氧器超壓原因及改造后方案進行分析，最終采用外置式蒸汽冷卻器疏水管路改造及優(yōu)化凝泵運行方式等方法，效果顯著[15]。機組改造后除氧器超壓現(xiàn)象消失，加熱器端差降低近9 ℃。句容電廠運行期間，除氧器超壓運行現(xiàn)象消失，機組運行穩(wěn)定，經(jīng)濟指標良好，該方案對今后超超臨界機組的超壓問題分析、設計改造及運行提供了一定的參考和借鑒意義。

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收稿日期：2020-07-31

作者簡介：曹揚（1989—），男，江蘇泰州人，工程師，從事火電廠汽輪機調試工作。