□ 李 理

中國天辰工程有限公司 天津 300499

1 研究背景

天然氣是世界能源結構向低碳、無碳演變的主要能源,聯(lián)合循環(huán)發(fā)電用氣是天然氣需求增長的主體[1]。土耳其Kazan聯(lián)合循環(huán)熱電站項目采用F級聯(lián)合循環(huán)空冷供熱機組,額定對外供汽量為376 t/h,抽汽工況下系統(tǒng)補水量大,且存在抽凝與抽背兩種供汽工況,給凝結水系統(tǒng)真空除氧方案的確定帶來很大難度。為保證最終選擇的方案能夠達到合同要求的除氧效果,筆者對各種方案進行了比較分析。

2 凝結水中溶氧危害

溶解在水中的氣體對熱力設備的危害表現(xiàn)在兩個方面[2]。一方面,各工況下熱力設備中的不凝氣體會影響設備的傳熱效果,增大整個系統(tǒng)的不可逆損失。另一方面,以氧為主要成分的氣體會形成對各金屬設備的腐蝕,造成設備使用壽命縮短,可靠性降低。直接空冷機組長期在凝結水溶氧量高、過冷度大的不利工況下運行,會降低熱經濟性,并產生不利影響,包括加快凝結水系統(tǒng)的氧化腐蝕和酸腐蝕,縮短凝結水系統(tǒng)設備及管道的使用年限,提高鍋爐給水的含鐵量,加快鍋爐受熱面結垢速度,降低鍋爐效率,同時使鍋爐的安全運行受到較大影響,汽輪機的運行效率也相應降低。為確保聯(lián)合循環(huán)電站余熱鍋爐凝結水加熱器、軸封加熱器及凝結水管道安全經濟運行,降低凝結水溶氧量是一項重要工作。

國內外各相關標準中均對凝結水溶氧量進行了規(guī)定,具體見表1。

表1 凝結水溶氧量規(guī)定

Kazan項目要求在穩(wěn)定操作工況下,凝結水泵出口溶氧量不高于40 μg/L,同國內標準相比較為嚴格,因此需對除氧方案及除氧器廠家的選擇加以重視。

3 凝結水溶氧量超標原因

凝結水除氧的條件如下[4]:

(1) 滿足傳熱條件,凝結水需加熱至工作壓力下的飽和溫度;

(2) 及時將水中離析的氣體排走。

直接空冷系統(tǒng)機組處于真空下運行的設備較為龐大,如凝汽設備、抽空氣系統(tǒng)、凝結水泵等,處于負壓狀態(tài)時,設備任何不密封處都有漏入空氣的可能,會直接影響凝結水溶氧量。另外,供熱機組大量系統(tǒng)補水也是凝結水溶氧量超標的重要原因。

具體而言,凝結水溶氧量超標的原因有三方面。

(1) 凝結水系統(tǒng)閥門及凝結水泵填料盤根密封不嚴。凝結水泵吸入側處于負壓狀態(tài)下運行,采用機械密封或填料盤根,外部接通來自凝結水泵出口的密封水。當凝結水泵處于備用時,密封可能不嚴,造成空氣漏入,使凝結水溶氧量提高。此外,所有處于負壓狀態(tài)的閥門和法蘭,如凝結水泵入口閥、空氣閥、本體疏水泵出入口閥門、空氣管道等,一般都使用填料盤根密封,在密封材料老化且未得到及時更換時,空氣漏入會造成凝結水溶氧量超標。

(2) 空冷器焊縫缺陷?？绽淦魇侵苯涌绽湎到y(tǒng)的主要設備,主要部分采用焊接工藝。若焊接質量存在缺陷,會使空氣從缺陷部分進入空冷器,造成凝結水溶氧量超標。

(3) 脫鹽水及蒸汽凝液返回補水方式不當。脫鹽水補水溶氧量高,若補水方式不合理,如噴嘴不完善且距抽凝系統(tǒng)較遠,不能及時抽出氣體,則容易造成凝結水溶氧量超標。

4 聯(lián)合排汽裝置除氧方案

4.1 概述

采用燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)的電廠,所消耗的水量僅為同等容量蒸汽輪機電站的1/2左右[5]。在蒸汽輪機采用空冷的情況下,消耗水量進一步降低,但與此同時,必須重視空冷機組的凝結水除氧措施。

聯(lián)合排汽裝置是國內空冷汽輪機設計一貫采用的方式[6],設計時將濕冷機組的原表面式凝汽器改為空冷機組的聯(lián)合排汽裝置。聯(lián)合排汽裝置集排汽管道連接、凝結水箱、疏水擴容、真空除氧、主汽旁路末級減溫減壓等功能于一體,使直接空冷機組凝汽系統(tǒng)的設計與濕冷機組基本一致,起到簡化系統(tǒng)、節(jié)省投資與占地的目的。2003年,我國第一臺安裝聯(lián)合排汽裝置的200 MW直接空冷供熱機組成功投入商業(yè)運行。之后的幾年時間里,相繼有200臺左右直接空冷機組投入運行,基本都安裝了聯(lián)合排汽裝置,投運機組凝結水溶氧量可達到30 μg/L[7]。

目前,國內三大動力設備制造廠——東方汽輪機廠、哈爾濱汽輪機廠、上海汽輪機廠的空冷汽輪機產品均采用聯(lián)合排汽裝置,方案差異不大。

4.2 東方汽輪機廠除氧方案

包頭二電廠項目、云岡電廠擴建項目中采用了東方汽輪機廠生產的空冷汽輪機聯(lián)合排汽裝置,其剖面圖如圖1所示。在排汽裝置喉部設置脫鹽水補水噴嘴,由低壓缸排汽,對進入喉部經霧化后的脫鹽水進行加熱除氧。由水中析出的氧隨其它不凝氣體一起抽至空冷器逆流區(qū),再由抽真空設備抽出。

▲圖1 東方汽輪機廠聯(lián)合排汽裝置剖面圖

汽輪機排汽經空冷器冷凝后,由回水母管上膜式噴嘴噴入。形成水膜后,與低壓缸排汽混合加熱至飽和,實現(xiàn)除氧及降低凝結水過冷度。設置在導流板上的大量長條孔使回水順利匯入下部凝結水箱,減小汽水混合物對空冷排汽管道的磨損。析出的氧隨其它不凝氣體一起匯至空冷器逆流區(qū),由抽真空設備抽出。

4.3 哈爾濱汽輪機廠除氧方案

武鄉(xiāng)電廠項目、大唐運程發(fā)電廠項目中采用了哈爾濱汽輪機廠設計制造的聯(lián)合排汽裝置,其剖面圖如圖2所示。補水泵將脫鹽水補水送至聯(lián)合排汽裝置喉部,經霧化噴嘴霧化噴出。低壓排汽在較短時間內將補水加熱至飽和,從而實現(xiàn)除氧,之后隨排汽共同進入空冷器。補水升至飽和溫度后,析出的氧隨其它不凝氣體一起匯至空冷器逆流區(qū),由抽真空設備抽出。

汽輪機排汽經空冷器冷凝后,由凝結水管道流至聯(lián)合排汽裝置下部水箱。在聯(lián)合排汽裝置內設置帶有多個噴嘴的凝結水環(huán)形母管。噴嘴噴出的凝結水噴灑至位于其下方的填料層中形成水膜,與通過導流板方形孔的汽輪機排汽逆流混合加熱,實現(xiàn)二次除氧。析出的氧及其它不凝氣體在聯(lián)合排汽裝置喉部由抽真空設備抽出。

4.4 上海汽輪機廠除氧方案

太原第二熱電廠六期、七期項目中采用了上海汽輪機廠生產的聯(lián)合排汽裝置,其剖面圖如圖3所示。

▲圖2 哈爾濱汽輪機廠聯(lián)合排汽裝置剖面圖

▲圖3 上海汽輪機廠聯(lián)合排汽裝置剖面圖

汽輪機排汽經空冷器冷凝后,與補水在排汽裝置中分別通過蝶形噴嘴和霧化噴嘴霧化。通過噴嘴霧化后,補水被汽輪機排汽加熱至飽和,達到除氧的效果。析出的氧隨其它不凝氣體一起匯至空冷器逆流區(qū),由抽真空設備抽出。另一方面,由導流通道將汽輪機排汽引至排汽裝置,對凝結水回水進行充分加熱,降低凝結水過冷度,使溶氧析出。析出的氧和其它不凝氣體在聯(lián)合排汽裝置喉部由抽真空設備抽出。

4.5 凝結水箱增加除氧裝置

國內首批建設的幾個200 MW、300 MW機組中,排汽聯(lián)合裝置采用了凝結水箱單獨設置的方式。凝結水箱凝結水和補水入口裝設霧化噴嘴,并引入汽輪機排汽進行加熱和除氧。有些電廠將補水點設置在空冷器的配汽管上,經過霧化噴嘴噴入排汽管道,使補水與排汽實現(xiàn)充分混合,達到加熱除氧的效果[9],這樣做的不足之處是冬季低負荷時容易造成空冷器凍結。

5 Kazan項目真空除氧方案

Kazan項目所使用的直接空冷汽輪機采用軸向排汽,汽輪機低位布置,尚無成熟的聯(lián)合排汽裝置與之相配合,因此,聯(lián)合排汽裝置除氧方案不適用。

為實現(xiàn)對外最大供汽,汽輪機采用了同步自換擋離合器設計。汽輪機主要運行工況有純凝、抽凝、抽背三種,各工況下補水量及空冷器負荷差別較大,蒸汽凝液返回量及返回溫度也存在變化,且空冷器內運行背壓受環(huán)境溫度影響很大,這些因素都需在除氧方案中予以考慮。

因為無法采用聯(lián)合排汽裝置,所以Kazan項目真空除氧方案只能采用單獨設置凝結水箱的方式。補水點可以選擇在凝結水箱除氧裝置處或空冷器配汽管上,除氧用蒸汽來自汽輪機排汽管,通過汽平衡管連接至凝結水箱,不凝氣體通過設置在除氧頭上的抽空氣口由真空泵抽出。應注意選擇直接空冷機組真空泵容量時,參考采用空冷器逆流段出口的最低運行壓力[8]。Kazan項目真空除氧系統(tǒng)及空冷器系統(tǒng)如圖4所示。

▲圖4 Kazan項目真空除氧系統(tǒng)及空冷器系統(tǒng)

為確定各工況下真空除氧理論蒸汽耗量,對不同環(huán)境溫度下各工況熱平衡參數(shù)進行匯總,年平均12 ℃熱平衡參數(shù)見表2,夏季40 ℃熱平衡參數(shù)見表3,冬季-5 ℃熱平衡參數(shù)見表4。

對上述各工況的熱平衡參數(shù)進行分析,除氧器最大加熱蒸汽耗量在5.9 t/h左右。根據(jù)該流量進行汽平衡管尺寸計算,蒸汽流速選擇40 m/s,汽平衡管徑為DN 900左右。為保證各工況下加熱蒸汽能通過除氧器,還需要除氧器廠家、空冷器廠家配合進行系統(tǒng)的水力計算,避免因除氧器側壓損大而導致加熱蒸汽流量達不到理論蒸汽流量,無法實現(xiàn)除氧功能。

表2 12 ℃各工況熱平衡參數(shù)

表3 40 ℃各工況熱平衡參數(shù)

表4 -5 ℃各工況熱平衡參數(shù)

根據(jù)美國熱交換學會(HEI)空冷器標準相關條款,蒸汽凝液及脫鹽水補水的位置選擇在除氧器處最佳,其次為在凝結水箱處,再次為在蒸汽排汽管處。在kazan項目中,補脫鹽水的同時還有溫度較高,為55 ℃的凝液返回系統(tǒng)。若直接補入除氧器中,由于溫度高于凝結水箱內溫度,將在除氧頭處發(fā)生閃蒸,可能造成除氧頭內超壓,并阻礙空冷器中凝液返回。即便是將凝液與脫鹽水補水混合之后再補入除氧器中,也存在由于混合溫度不均勻、返回凝液超溫等原因造成超壓的風險。若采用補入凝結水箱方式,則由于凝結水箱與除氧頭相連通,工作溫度相同,同樣會存在超壓風險。將補水點設在空冷器蒸汽排汽管上,通過霧化噴嘴將補水補入空冷器內,由空冷器順流、逆流換熱面將凝液閃蒸出的蒸汽冷卻,并由設在逆流換熱面頂部的抽空氣口將不凝氣體抽出,實現(xiàn)補水的初次除氧。凝液由空冷器凝結水收集母管匯至布置在空冷器下方的除氧器中,利用來自汽平衡管的低壓蒸汽進行二次除氧,確保凝結水出水溶氧量達標。這一方式的缺點是由于在蒸汽排汽管中布置噴頭,增大了汽輪機排汽系統(tǒng)壓損,對汽輪機純凝工況下的效率有一定影響。綜合比較,蒸汽排汽管補水方式允許補水溫度在較寬的范圍內變化,兩次除氧的方式使除氧效果有保障,加之機組長期在抽凝工況下運行,汽輪機排汽量較小,壓損對汽輪機出力的影響非常有限,因此推薦在蒸氣排汽管上補水的方式。

6 結束語

針對Kazan聯(lián)合循環(huán)熱電站項目空冷汽輪機組的特點,提出采用單獨設置帶除氧功能凝結水箱的方式進行真空除氧。對不同的補水點位置進行了比較分析,推薦將補水點設置在空冷器蒸汽排汽管上,以應對較高的凝液返回溫度,最終保證凝結水溶氧量達標。