给水除氧及发电厂的辅助热力系统.ppt

第五章 给水除氧及发电厂的 辅助热力系统 给水除氧及除氧器 除氧器的运行及其热经济性分析 发电厂的工质损失及补充 工质及废热的回收利用 1. 给水溶解气体的原因： 在凝汽器、凝结水泵、低压加热器等处于真空状态 的设备、管道配件等不严密处有漏入空气的可能； 补充水在化学处理时也会溶解一些气体； 热用户的生产返回水带入气体； 开式的水箱和疏水系统也是气体渗入给水中的主要 途径。 1.1、给水除氧的必要性 第一节、给水除氧及除氧器 影响运行可靠性 即腐蚀热力设备及管道，降低工作可靠性，缩短 工作寿命。 影响运行经济性 即妨碍传热，影响汽轮机出力，降低热力设备热 经济性。 2. 给水溶氧带来的危害 3. 给水除氧的任务 除去给水中溶解的氧气和其它气体，以保证热力设备 安全经济运行。 4. 给水含氧控制指标 汽包炉: 工作压力5.88Mpa，给水含氧量15g/L。 工作压力5.98Mpa，给水含氧量7g/L。 亚临界和超临界参数的直流锅炉，要求彻底除氧。 1.2 给水除氧的方法 1）化学除氧 采用添加化学药剂的方法，能够彻底除氧，但不能除 去其它气体，且费用较高，生成盐类，一般不单独 使用。现在一般加入联氨N2H4作为除氧剂。 2）物理除氧 热力除氧：是一种电厂普遍采用的方法，既可以除去 氧气又可以作为回热系统中的一级混合式回热加热 ，价格便宜，热经济性高。 化学除氧原理：在除氧器出口添加还原剂，经化学反 应，消除残留在水中的溶解氧。 常用化学除氧方法： （1）亚硫酸钠Na2SO3处理 （2）联胺N2H4处理 （3）中性给水加气态氧或过氧化氢NWT （4）加氧加氨联合水处理CWT 化学给水除氧法 化学给水除氧法 （5）凝结水的化学处理 凝结水=主凝结水+各种疏水+补入软化水+热电 厂的生产返回水 直流锅炉、亚临界汽包炉，全部凝结水应进行 精处理。 凝结水精处理装置有两种连接方式： a 低压系统 ；b 中压系统 化学除氧：彻底除氧，但不能除去其它气体，可能增加可 溶性盐类的含量，且药剂价格昂贵，中小型电厂不采用； 在要求彻底除氧的亚监界和超临界参数电厂，在热力除氧 后一般再用联胺补充除氧。 物理除氧（热力除氧）：价格便宜，既能除氧又能除去其 它气体，使给水中不存在任何残留物质。 热力除氧法是主要的除氧方法，化学除氧只作为辅助除氧 和提高给水pH值的手段。 1.2 给水除氧的方法 1.3 热力除氧 在一定压力下将水加热到饱和状态，使水蒸汽的分压 力几乎等于液面上的全压力，其他气体的分压力则趋 于零，于是溶于水中的气体借助不平衡压差的作用就 从水中全部溢出而被除去。 1）原理 亨利定律：在一定温度下气体溶于水中和气体自 水中逸出是动态过程，当处于动态平衡时，单位体 积中溶解的气体量与水面上该气体的分压力成正比 。要除去水中的某种气体，只须将水面上该气体的 分压力降为零。 1）原理 道尔顿定律：混合气体的全压力等于各组成气体的 分压力之和。给水温度上升，水面上水蒸气的分压 力增大，其它气体的分压力减小，并逐渐趋于零。 除氧器也是除气器。 传热方程 建立除氧的传热条件把水加热到除氧器工作 压力下的饱和温度。 传热方程 kJ/h 必须将水加热到除氧器压力下的饱和温度。 传质方程 创造气体自水中离析的传质条件气体离析出水 面要有足够的动力(不平衡压差p) 传质方程为： mg/h 不平衡压差及时地将水中逸出的气体排走，同时要 有足够大的汽水接触面积。 1）原理 必要条件：将水加热到除氧器压力下的饱和温度。 充分条件：足够的不平衡压差p 传质过程： （1）初期除氧：p 较大，克服水表面张力； （2）深度除氧：p 较小，汽水接触面，扩散，加 强扰动。 2）热力除氧的基本条件： 传热条件 传质条件 1.4 热力除氧器要求 满足热除氧的传热、传质条件。 （1）为满足传热要求，需有足够的汽水接触面积； （2）为满足传质要求，初期水应喷成水滴，后期要形成 水膜，而且汽水应逆向流动，以保证有最大可能的p； （3）要有足够空间，使汽水接触时间充分； （4）应及时将离析的气体排除，以减少水面上该气体分 压力； （5）贮水箱设再沸腾管，以免水箱的水温因散热降温低 于除氧器压力下的饱和温度，产生返氧。 1.4 热力除氧器类型及结构 1）类型 按结构：淋水盘式、喷雾填料式等； 按压力：真空式、大气压式和高压除氧器； 按布置：卧式和立式。 2）结构 立式淋水盘式 喷雾式 旋膜式 中低参数电厂采用大气式除氧器； 高压及以上凝汽式机组宜采用高压除氧器； 高压及以上供热式机组，在保证给水含氧量合格的条 件下，可采用一级高压除氧器。否则，补给水进入凝 汽器应采用凝汽器鼓泡除氧装置或另设低压除氧器。 除氧器压力应根据发电厂的参数、类型（凝汽式电厂 或热电厂）和不同水质（给水、主凝结水和补充水） 对含氧量的要求选择，根据技术经济比较选择。 （一）真空式除氧器 50MW以上机组的凝汽器，冷却排汽至饱和状态，本身又有专 门的抽气设备，因而凝汽器具备了热力除氧的条件，在凝汽 器底部两侧加装适当的除氧装置（如淋水盘、溅水板、抽气 口等），利用汽轮机排汽加热凝结水即可以除氧，称真空式 除氧器。 经过除氧后的凝结水还要经过真空以下的设备和管道，可能 漏人空气，不能作为唯一的除氧器使用。 （二）大气式除氧器 大气式除氧器的工作压力选择略高于大气压； 工作压力低，设备造价低，土建投资费用低； 工况适应能力差，除氧效果较差； 适用于中、低参数发电厂，以及热电厂生产返回 水和补充水的除氧设备。 （三）高压除氧器 高参数电厂采用高压除氧器的原因： 可减少高加的数目； 对锅炉运行有利（即可有较高的给水温度）； 有利于避免“自生沸腾”； 对提高除氧效果有利。 高压除氧器带来的问题：投资费，土建费。 1.4 热力除氧器类型及结构 除氧水首先进入中心进水管， 继而流入环形配水管，在环形 配水管上装有若干可调式不锈 钢弹簧喷嘴，水由喷嘴喷成雾 状。加热蒸汽从除氧塔下部向 上流动，由于汽水间传热面积 增大，水被很快地加热到除氧 塔内压力下的饱和温度，于是 水中溶解的气体大部分以小气 泡的形式逸出。 喷雾式 旋膜式 凝结水及补充水进入除氧头内旋膜器组水室,在一定的 压差下从旋膜管的小孔斜旋喷向内孔,形成射流,由于内 孔充满了上升的加热蒸汽,水在射流运动中便将大量的 加热蒸汽吸卷进来,在极短时间内很小的行程上产生剧 烈的混合加热作用,水温大幅度提升,而旋转的水沿着旋 膜管内孔壁继续下旋,形成一层翻滚的水膜裙,此时紊流 状态的水传热传质效果最理想,水温达到饱和温度.氧气 即被分离出来,由于旋转水流基本上是紧贴管壁旋转而 下,在旋膜管中间形成汽气通道,不存在气体流动死区 ,因氧气在内孔内无法随意扩散,析出的不凝结气体被讯 速排出,只能随上升的蒸汽从排汽管排向大气(老式除 氧器虽加热了水,分离出了氧但氧气比重大于加热蒸汽, 部分氧又被下流的水带入水箱,也是造成除氧效果差的 一种原因). 凝汽器的真空除氧装置 大气压立式淋水盘式除氧塔 卧式除氧头与给水箱 无除氧头的除氧器 一体化除氧器 1.5 除氧器的热平衡及自生沸腾 1）除氧器的热平衡 混合式加热器 考虑到热损失后 自生沸腾：指过量的温度较高的蒸汽和疏水 流进除氧器，其汽化产生的蒸汽量已满足加热水 到除氧器工作压力下的饱和温度，使进入除氧器 的主凝结水不需要回热抽汽加热就能沸腾。 危害：回热抽气管上的止回阀关闭，破坏 汽水逆向流动，排气工质损失加大，热量损失 加大，除氧效果恶化，同时威胁除氧器安全。 防止措施：排污扩容器来的蒸汽、漏气或 高压加热器疏水等放热物流引至他处；设置高 压加热器疏水冷却器；提高除氧器压力；补水 引入除氧器。 2）除氧器的自生沸腾及防止方法 第二节、 除氧器的运行及其热经济性 2.1 除氧器的运行方式 定压运行：保持除氧器工作压 力为一定值。需要在进气管上 安装压力调节阀。（中小机组 应用） 滑压运行：在滑压范围内运行 时，其压力随主机负荷与抽气 压力的变动而变化。没有额外 节流损失，热经济性高。 2.2 除氧器气源连接方式 除氧器滑压运行蒸汽连接系统 为避免除氧器滑压运行在低负荷时切换到高一级回热抽汽所带来的弊端 ，在蒸汽连接系统中增设辅助的蒸汽稳压联箱，它与辅助蒸汽系统相连 ，运行中作除氧器的备用汽源。 2.3 除氧器的滑压运行 1）负荷骤升 “返氧” 原因：负荷骤升，除氧器压力很快上升，水箱中的水因热惯性水温滞后 于压力变化，由饱和态变为未饱和态，水面上已分离解析出的气体重 新返回水中。 结果：除氧器出口含氧量增大，除氧效果恶化； 除氧器压力下的给水泵因压力升高、水温滞后运行安全。 措施：控制负荷骤升速度5%负荷/min； 再沸腾管，直接加热水箱内的水，使温度变化跟上压力变化； 对滑压范围加以适当的压缩。 2）负荷骤降 “闪蒸” n原因：负荷骤降时，除氧器的压力下降，除氧水箱内 的水由饱和水变为过饱和水发生闪蒸。 n结果：除氧效果由于水的再沸腾而更好； 水温也因此逐渐下降； 发生气蚀，影响水泵安全性（与水箱下水管相 连的给水泵的水温并未立刻下降，而水泵入口的压力 骤降） 3）水泵安全工作条件 n有效汽蚀余量（有效净正吸水头）NPSHa:在泵吸入口，单位重量液 体所具有的超过汽化压力的富余能量即液体所具有的避免在泵内发 生汽化的能量，它只与吸入系统的情况有关。 n必需汽蚀余量（必需净正吸水头）NPSHr:反应泵本身汽蚀性能的好 坏，与泵的结构、转速和流量有关。NPSHr越小，泵本身汽蚀性能 越好，且其随转速增大而增大。 n不汽蚀的条件： NPSHa NPSHr或NPSH=NPSHa-NPSHr=h-H0 h:除氧器稳态工况时防止泵汽蚀的富裕压头 H：除氧器暂态工况时富裕压头的下降值 防止汽蚀的措施 n提高除氧器的安装高度Hd； n采用低速前置泵； n降低泵吸入管道的压降p； n提高水泵吸入管内的流速； n增加给水泵的流量； n在给水泵入口注入冷水； n适当增加除氧器给水箱储水量（闪蒸更多蒸汽阻止除氧 器压力下降） n装设在滞后时间内能快速使用的备用汽源，以阻止除氧 器压力下降。 给水泵的水温 2.4 回热系统基本连接方式 （1）一台混合式加热器作为除氧器，将回热加热器分为 高压加热器组和低压加热器组； （2）高压加热器疏水逐级自流进入除氧器 （3）低压加热器疏水逐级自流方式进入凝汽器热井或在 末级或次末级加热器采用疏水泵将疏水打入加热器出口 水管道中。 n 回热抽汽过热度较小时不宜采用蒸汽冷却器； n 小机组不宜采用蒸汽冷却器和疏水冷却器 思路： 汽水损失 原因 危害 减少损失的措施； 工质补充 补充水引入系统 补充水的引入方式 分析不同方式的经济性。 第三节、工质损失及补充水系统 1、工质经过各种通道承担能量的转换与传递，所以存在热 损失，电厂热损失，电厂热经济性 ； 2、电厂热损失 ，补充水量，水处理设备的投资和运行 费用 ； 3、补充水增多 ，则水品质下降 ，汽包锅炉排污量 ，造成过热器结垢、汽轮机通流部分积盐 ，出力， 推力。 如：新蒸汽损失1，则电厂热效率就降低1。 1工质损失类型及减少损失的技术措施 内部损失：电厂内设备及管道系统中的汽水损失。 原因： a 正常性汽水工质损失： 暖管疏放水，各种汽动设备用汽，蒸汽吹灰，锅炉 排污，汽封用汽等 b 偶然性非工艺要求的汽水损失：跑冒滴漏 外部损失：热电厂对外供热设备及其管道的工质损失 （ 蒸汽直接参与工艺生产而不能热回收）。 工质损失分类 汽水损失带来的危害： 工质损失+热量损失 能耗增加； 污染环境； 设备安全性下降。 减少工质损失的方法 （1）焊接替代法兰连接； （2）充分回收汽水； （3）设置轴封冷却器和锅炉连续排污利用系统； （4）提高设备及管件的制造、安装及维修质量； （5）将蒸汽吹灰改为压缩空气或锅炉水吹灰； （6）锅炉汽轮机除氧器采用滑参数启动； （7）再热机组设置启动旁路系统。 补充水：工质损失而加入热力系统的水称为补充水。 要求：化学处理 中低参数机组：软化水除去水中钙镁等硬质盐垢； 高参数以上机组：除盐水除去水中钙、镁、硅酸盐； 亚临界以上：除钙、镁、硅酸盐、钠盐、腐蚀产物、SiO2 、铁等。 内部损失 外部损失 锅炉连续排污水损失 补充水量 2补充水引入系统 概念：电厂补充水经化学水处理后与热力系统的连接 方式称补充水引入系统。 要求： 因为补充水中含有大量的氧，补入热力系统后即要 除氧，不能腐蚀流经的设备和管道； 补充水与主水流汇集时，应尽量减少两种水流在汇 集处的温差，以减少不可逆热损失； 补充水系统，应随系统工质损失的大小进行水量自 动调节。 补充水引入系统要求 n水量调节： 凝汽器（大、中型凝汽机组） n 给水除氧器（小型机组） （1）补充水引入凝汽器的水量调节： 补充水充分利用了 低压回热抽汽加热，回热抽汽做功比较大，热经济性比补 充水引入除氧器大，但由于水位调节要考虑热井水位和除 氧水箱水位的双重影响，增加了调节的复杂性。凝汽器（ 大、中型凝汽机组） （2）补充水引入除氧器水量调节（小型机组）：水量调 节简单，热经济性低。 形式：三种补充水引入系统 高参数热电厂 因外部汽水损失较大，因此补充水量也大， 常设专门的大气式除氧器对补充水进行第一 级除氧，待汇入主水流后再在高压除氧器中 进行第二级除氧，此时为减少汇集处的温差 ，第一级除氧器出来的补充水汇集在同级抽 汽的回热加热器出口处。 补充水直接进入大气式除氧器，以给水箱 水位高低来调节补充水量，这种连接系统 简单，但不足之处是除氧器出水温度 (104)与补充水温相差较大，需要消耗 部分抽汽在除氧器内加热补充水，存在不 可逆热损失。 中、低参数凝汽式电厂 电厂补充水都引入凝汽器，此时补充水在凝汽 器内实现真空除氧，减少氧对低压加热器及其 管道的腐蚀，同时利用汽机低压回热抽汽多级 加热，热经济性高，补充水与凝结水混合温差 小，但不足之处是补充水量的调节要受热井水 位和给水箱水位双重影响，因此调节较复杂。 高参数凝汽式 补充水的引入方式 补入除氧器 补入凝汽器 补入凝汽器的优点： 在凝汽器中实现初步除氧； 回收利用一部分排汽废热，改善凝汽器的真空； 利用低压抽汽加热，提高热经济性。 补入凝汽器的优点 3火电厂水汽质量和给水含氧控制指标 锅炉给水质量标准 给水含氧控制指标 亚临界和超临界的直流锅炉，要求彻底除氧。 废汽废水 锅炉排污水 汽轮机门杆与轴封漏汽 发电机的冷却水 厂用蒸汽 疏放水 第四节、废热及工质的回收利用 工质回收的意义：回收发电厂排放、泄漏的工质和废热， 既是节能提高经济性和管理水平的一项重要工作，同时对 保护环境具有重要意义。 1锅炉连续排污利用系统 连续排污的目的：保持汽包锅炉内炉水水质指标在允许范 围内，从而保证锅炉蒸发出来的蒸汽品质合乎要求。 排污率： 锅炉连续排污量 锅炉额定蒸发量 锅炉盐质平衡方程式 锅炉的汽水平衡式为： 汽包锅炉正常的排污率不得低于锅炉最大连续蒸发量 的0.3%，同时不宜超过锅炉额定蒸发量的下列数值： （1）以化学除盐水为补给水的凝汽式电厂为1； （2）以化学除盐水或蒸馏水为补给水的热电厂为2； （3）以化学除盐水为补给水的热电厂为5。 工作过程： （1）高压的排污水通过连续排污扩容器扩容蒸 发，产生品质较好的扩容蒸汽，回收部分工质 和热量； （2）扩容器内尚未蒸发的、含盐浓度更高的排 污水，通过表面式排污水冷却器再回收部分热 量。 锅炉连续排污利用系统 回收方法：设置排污扩容器； 回收原理：扩容降压蒸发出部分工质。 汽包炉连续排污利用系统 扩容器的物质平衡： 扩容器的热平衡： 排污水冷却器的热平衡： 排污扩容器的工质回收率： 分析：排污扩容器的工质回收率的大小取决于锅炉汽 包压力、扩容器压力 扩容器压力下饱和水比 焓 排污水比焓 扩容器压力下 饱和蒸汽比焓 锅炉连续排污利用系统的平衡计算 定性比较： 回收工质进入热力系统 排挤部分回热抽汽 扩容压力 排挤的回热抽汽压力 经济性 扩容器压力越低，回收的工 质越多，但扩容器的能位也 越低，存在工质能量和数量 上的矛盾。 总效率的分析 n(1)假定汽轮机的汽耗量不变时，所抵消的回热抽汽量将在汽 轮机中膨胀做功，并流入到凝汽器，此时，机组的电功率增加 ，即回收了功率，但也相应增加了冷源损失，但由于发电厂的 煤耗量不变，使得总效率提高，标准煤耗率下降。 n(2)另一种分析的方法时，若假定机组电功率不变，所抵消的 回热抽汽量使回热做功减小，要维持电功率不变，需增加进气 量以满足电功率不变的要求，则机组汽耗量增加，冷源损失增 大，热耗量增大。此时虽然机组的绝对内效率降低，但管道效 率提高，最终使总效率增大，发电厂标准煤耗率下降。 没有排污利用系统时汽轮机的热耗： 采用排污利用系统时汽轮机的热耗： 关于锅炉连续排污利用系统分析的结论 （1）回收热量大于附加冷源损失，回收废热节约 燃料； （2）尽量选取最佳扩容器压力； （3）利用外部热源可以节约燃料，如发电机冷却 水热源； （4）实际工质回收和废热利用系统，应考虑投资 、运行费用和热经济性，通过技术经济性比较来 确定 。 2.轴封蒸汽回收及利用系统 1、汽轮机轴封蒸汽系统包括： （1）主汽门和调节汽门的阀杆漏汽； （2）再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽； （3）高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽。 轴封利用系统中各级轴封蒸汽，工质基本可全部回收 2、轴封蒸汽占汽轮机总耗汽量的2左右；回收时引入地 点的选择应该使该点能位与工质最接近，既回收工质，又 利用其热量，同时使其引起的附加冷源损失最小。 660MW汽轮机轴封系统 包括内容： （1）高压缸主汽门、调节汽门阀杆的高压段汽封的 漏汽系统； （2）中压缸主汽门（再热主汽门）、调节汽门阀杆 汽封的漏汽系统； （3）汽轮机各缸的轴封漏气系统； （4）轴封其它汽源的蒸汽系统。 凝结水 中压缸主汽门、调节汽门 高压缸主汽门、调节汽门 辅汽 主汽 轴封汽 减温器 来自凝结水 减温水 减压至7#低加 至凝汽器 轴封加热器 至5#低加抽汽 （1）工质回收数量+能位贬值高低； （2） ； （3）wi变化； （4）技术经济比较确定实际系统。 3火电厂工质回收和“废热”利用的原则 4.辅助蒸汽系统 1、启动阶段： 将正在运行的相邻机组的蒸汽引入本机组的蒸汽用户 （若是首台机组启动则由启动锅炉供汽）。 2、正常运行： 提供自身辅助蒸汽用户的需要，同时也可向需要蒸汽 的相邻机组提供合格蒸汽 。 3、辅助蒸汽用汽原则： （1）尽可能用参数低的回热抽汽； （2）汽轮机启动和回热抽汽参数不能满足要求时， 要有备用汽源； （3）疏水一般应回收。 4、