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文档简介

给水中含有氧气和空气会给发电厂安全经济运行带来以下危害:1)腐蚀热力设备及管道,降低其工作可靠性与使用寿命。危害最大的是氧气,会对钢铁构成的热力设备及汽、水管道产生强烈的腐蚀作用。其次是二氧化碳,它会加快氧腐蚀。如给水中溶解氧气量超过0.03mg/L时,在高温条件下给水管道和省煤器在短时间内就会出现穿孔点状腐蚀,引起泄漏或爆管。2)阻碍传热,降低热力设备的热经济性氧腐蚀后沉积形成的氧化物盐垢及蒸汽凝结时析出的不凝结气体使热阻增加,从而使热力设备传热恶化。对高参数机组,由于高压蒸汽溶盐能力增强,在汽轮机叶片和通流部分易形成氧化物盐垢,引起推力增加,出力下降,降低汽轮机的经济性。给水除氧的任务是:除去给水中溶解的氧和其他不凝结气体,防止热力设备及管道的腐蚀和传热恶化,保证热力设备安全、经济地运行。4.1.2给水除氧的方法给水除氧的方法:物理除氧和化学除氧热力除氧在发电厂中被广泛应用,主要是由于它价格便宜,既能除去给水中的氧气又能除去给水中的其他不凝结气体,使给水中不存在任何残留物质。在亚临界、超临界和超超临界参数的发电厂中,热力除氧法亦是主要的除氧方法,而化学除氧只作为辅助除氧和提高给水pH值的手段。化学除氧是利用易和氧发生化学反应的药剂,使之和水中溶解的氧发生化学变化,达到除氧的目的。化学除氧能彻底除去给水中的氧气,但不能除去其他不凝结气体,所生成的氧化物还会增加给水中可溶性盐类的含量,且药剂价格昂贵,所以中小型发电厂很少采用。1.热力除氧原理1热力除氧原理热力除氧的基本原理是建立在亨利定律(气体溶解定律)和道尔顿定律(气体分压定律)的基础上的。亨利定律反映了气体在水溶液中溶解的规律道尔顿定律确定了混合气体的全压力与各组成气体的分压力之间的关系。给水在除氧器中定压加热,水的蒸发不断加强,水面上水蒸气的分压力逐渐加大,相应溶于水中其他气体的分压力不断减小。当把给水加热至除氧器压力下的饱和温度时,水开始沸腾,水蒸气的分压力接近水面上的总压力,其他气体的分压力趋近于零,于是溶解在水中的气体将从水中逸出被除掉。除氧器不但能够除氧,还能除去其他气体。热力除氧必须同时满足传热和传质两方面的条件才能达到热力除氧的目的,其基本条件如下。(1)传热条件给水应加热到除氧器工作压力下的饱和温度ts,建立除氧的加温和传热条件。(2)传质条件要有足够大的汽—水接触面积和不平衡压力差,创造气体自水中离析的传质条件。(3)及时排气必须将水中逸出的气体及时排出,使水面上各种气体的分压力减小到零或最小。除氧可分为两个阶段:1)初期除氧阶段:此时水中气体较多,不平衡压力差Δp较大。气体可以小气泡的形式克服水的粘滞力和表面张力离析出来,此阶段可以除去水中80%~90%的气体,相应给水中含氧量可以减少到0.05~0.1mg/L。2)深度除氧阶段:给水中还残留少量气体,此时不平衡压力差Δp相应很小,溶于水中的气体无能力克服水的粘滞力和表面张力逸出,只有靠气体单个分子的扩散作用慢慢离析出来,此时可以加大汽—水接触面积,使水形成水膜或水滴,造成水的紊流来加强扩散作用,以达到深度除氧。由于气体的扩散速度很慢,热力除氧方法实际上并不能做到彻底除氧,因此,对给水除氧有严格要求的亚临界及以上参数具有直流锅炉的发电厂,在热力除氧后还要辅以化学除氧。2.化学除氧化学除氧的药剂应具有反应迅速、药剂本身和反应产物对锅炉无害等条件。常用的化学除氧方法有以下五种:(1)亚硫酸钠(Na2SO3)处理易溶于水,无毒价廉,装置简单,但易氧化生成Na2SO4,会增加给水的含盐量,在温度大于280℃后会分解成H2S和SO2等有害气体,故仅适用于中压(6.18MPa)以下的锅炉,不能用于高压以上的电站锅炉。(2)联胺(N2H4)处理N2H4除氧,生成N2和H2O,不会增加水中含盐量,且有钝化钢铜表面的优点。在200℃以上的高温水中能还原铁和铜的氧化物,有利于减缓锅炉水冷壁管生成铁垢和铜垢。它不仅广泛应用于高压及以上锅炉,也用于直流锅炉。N2H4除氧效果与pH值、溶液温度等有关。但N2H4有毒、有挥发性、易燃烧,在保管、运输和使用时应遵守有关安全规定,N2H4还被怀疑为是致癌物质,使用时要有相应的安全措施。(3)加氧处理(中性水处理)它是在高纯度且呈中性的锅炉给水中加入气态氧或过氧化氢,使金属表面形成稳定氧化膜,促进钢表面进入钝化区,达到防腐效果,给水中腐蚀物大量减少,使直流锅炉几乎无需清洗。其缺点是对给水水质要求很严,中性纯水的缓冲性低。(4)加氧加氨联合水处理(CWT)20世纪70年代中期,原联邦德国在NWT基础上,开发应用了CWT。我国华能上海石洞口第二发电厂、华能北京热电厂、广东省粤电集团黄埔发电厂等相继采用了CWT技术。4.2除氧器的类型与构造4.2.1除氧器的种类及压力的选择根据除氧器工作压力的大小,可分为真空式除氧器、大气式除氧器和高压除氧器三种。1.真空式除氧器在凝汽器底部两侧加装适当的除氧装置,利用汽轮机排汽加热凝结水即可以除氧,将此装置称为真空式除氧器。此时发电厂补充水也从凝汽器的上部进入,正常运行时可将凝结水和补充水含氧量降至0.02~0.03mg/L,可以保护低压加热器及其管道免受强氧的腐蚀。但经过除氧后的凝结水还要经过真空以下的设备和管道,可能会漏入空气,且有部分低压加热器的疏水未经凝汽器而用疏水泵打入给水系统,因此凝汽器中的真空除氧装置只能作为辅助除氧器,不能作为唯一的除氧器使用。2.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(0.118MPa),以使离析出来的气体靠此压力差自动排出除氧器,相应的饱和水温度为104.25℃。由于大气式除氧器工作压力低,设备造价也低,土建投资费用不大,因此它适用于中、低参数发电厂,还可作为热电厂生产返回水和补充水的除氧设备。3.高压除氧器在高参数大容量机组上,广泛采用高压除氧器。高压除氧器的工作压力一般为0.343~0.784MPa。我国定压运行高压除氧器压力选为0.588MPa,相应的饱和水温度为158℃,滑压运行高压除氧器最高工作压力为0.733~0.784MPa。高压除氧器具有以下优点(1)节省投资高压除氧器除氧压力提高,汽轮机抽汽口的位置也随压力提高而向前推移,这可以减少回热系统中价格昂贵的高压加热器的台数,相应增加低压加热器的台数,使系统造价降低,安全性提高。(2)提高锅炉的安全可靠性发电厂事故或高压加热器停用时,高压除氧器可减小进入锅炉给水温度的变化幅度,改善锅炉的运行条件。现代高参数发电厂给水温度一般为230~260℃,高压除氧器出口水温为158~172℃,高压加热器停用时不像采用大气式除氧器出口水温仅为104℃,给水温度变化幅度较小,对锅炉的正常运行影响较小。(3)除氧效果好高压除氧器压力提高,其相应的饱和水温度也提高,使气体在给水中溶解度降低,增强气体自水中离析的程度。(4)可防止除氧器内发生自生沸腾现象所谓除氧器的自生沸腾现象是指有过量的热疏水进入除氧器时,因其压力降低,水汽化产生的蒸汽量已能满足或大于除氧器的抽汽量,即除氧器内给水不需要本级回热抽汽加热就能沸腾,从而产生自生沸腾现象。在高压除氧器中,由于除氧器内压力较高,要将给水加热到除氧器工作压力下的饱和温度,所需热量较多,进入除氧器的热疏水所放出热量满足不了除氧器用汽的需要,因此可避免除氧器的自生沸腾。缺点:采用高压除氧器后,设备较复杂,同时投资增加。锅炉给水泵要在160℃左右的高温下工作,为防止给水泵不发生汽蚀,给水泵入口处需建立较高的静水头,因而增加了给水泵的造价和土建投资。目前,300MW及600MW以上机组均普遍采用卧式除氧器,与立式除氧器相比,卧式除氧器有以下优点。1)卧式除氧器布置高度比立式除氧器低,有利于厂房布置,可以降低主厂房除氧间的高度及造价,节约发电厂总投资。2)立式除氧器顶部仅有一个排气口,而卧式除氧器可沿纵向顶部布置多个排气口(如300MW机组有5~6个,600MW机组有8个),这样可以使逸出的气体迅速排出除氧器外,保证除氧效果。3)立式除氧器仅能在圆筒截面上布置喷嘴,因要避开相邻喷嘴雾化后的相互干扰,故喷嘴不能布置过密,喷嘴数量受到限制,除氧器出力也受限制。卧式除氧器可在圆筒长度方向弓形面凝结水进水室下部布置喷嘴,故可以布置相当多的恒速喷嘴(300MW机组有75个,600MW机组有148个),数量多且工作互不干扰,可以提高除氧器出力。4)从结构分析,卧式除氧器与给水箱是两个独立组成的长圆筒。中间有两根下水管、一根放水管和两根蒸汽管焊接连通,故工地安装时只作管子对焊工作,安装工作量和焊接工作量少且质量可以保证,避免了立式除氧器因马鞍形管座与水箱大口连接而造成的焊接工作量大、难度高,焊后要消除热应力及X射线检查困难等一系列弊病。此外,卧式除氧器及给水箱底座面积大、长度大,其本身重量和贮水后的重量可以分布在厂房纵向三个柱子上,从而降低主厂房造价。4.除氧器给水箱(1)给水箱的作用和贮水量给水箱是凝结水泵与给水泵之间的缓冲容器。它的作是在机组启动、负荷大幅度变化、凝结水系统故障或除氧器进水中断等异常情况下,保证水泵在一定时间内不间断地向锅炉送水,防止锅炉缺水干烧,发生爆管事故。按照DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》规定:给水箱贮水量在保安全运行的前提下200MW及以下机组不小于10min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消量300MW及以上机组不小于5min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。随着机组容增大,给水箱贮水量都有减小的趋势,因为随着机组容量不断增大,按10~15min来设置水箱贮水量,会使给水箱的体积越来越大,给制造、运输和安装都带来困难实践证明,适当缩小保证时间仍能满足锅炉运行的要求。4.3.3滑压运行除氧器的经济性由于滑压运行除氧器热力系统简单,且能提高回热系统的热经济性,我国DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》规定:中间再热机组的除氧器宜采用滑压运行方式。国产300MW、600MW机组及改型200MW机组的除氧器均采用滑压运行方式。滑压运行除氧器在热经济上的优点还包括回热系统的运行和回热式汽轮机组设计两个方面。1)滑压运行除氧器提高了额定工况下机组的经济性,还明显提高了机组低负荷运行时的热经济性,这对担任中间负荷或调峰负荷的机组将更为有利。2)设计上,可使汽轮机的抽汽点分配更加合理,即各回热加热器的给水焓升分配更接近最佳值,从而提高了机组的热经济性。4.3.4小汽轮机的选择DL5000—1994《火力发电厂设计技术规程》规定我国300MW及以上机组均配置汽动给水泵。小汽轮机的汽源有四种:新蒸汽、高压缸抽汽、冷再热蒸汽及中压缸抽汽。新蒸汽和高压缸抽汽的蒸汽参数高,使得小汽轮机的蒸汽容积流量小,小汽轮机的相对内效率较低,实际采用者少。用冷再热蒸汽(即高压缸排汽)作小汽轮机汽源,因进汽参数比用新蒸汽低得多,蒸汽容积流量较大,故相对内效率较高,并减少了进入再热系统和中压缸的蒸汽流量,降低了锅炉和主机的投资,其系统如图4-17a中Ⅰ管道所示。4.4除氧器的运行4.4.1滑压除氧器的安全运行除氧器在变工况下如何使除氧效果稳定和给水泵不产生汽蚀,是除氧器滑压运行必须解决的关键问题。1.除氧器滑压运行带来的问题(1)负荷骤升时除氧效果的保证机组负荷骤升时,除氧器的压力随抽汽压力升高而升高,给水箱内的存水由于热惯性使水温升高较慢,水温的变化滞后于压力的变化,除氧器内的水温达不到升压后对应的饱和温度,由饱和水变为未饱和水,已从水中离析出来的气体又会重新溶于水中,使出水含氧量增大,导致返氧,除氧效果恶化。克服返氧的办法是将给水箱内的水温升高至新压力下对应的饱和温度,保持给水箱内水处于饱和状态。1)在给水箱内装设再沸腾管。2)严格控制升负荷的速度,一般升负荷保持在每分钟5%负荷内即可保证出水含氧量在合格标准内。3)缩小滑压运行范围,若除氧器滑压范围过大,则机组升负荷过程中除氧器升压幅度也大,出水含氧量可能在长时间内达不到合格标准。负荷骤升时,因给水泵入口处的水温滞后于上升后的压力所对应的饱和水温,给水泵产生汽蚀的可能性更小,因此更安全。(2)负荷骤降对给水泵安全的影响当机组负荷骤然下降或机组甩负荷时,汽轮机抽汽压力也下降,从而引起除氧器内压力下降,此时水温的下降滞后于压力的下降,水温高于下降后的压力所对应的饱和水温,给水箱内原来的饱和水发生“闪蒸”,相当于二次除氧,水温下降达到新的饱和状态下的平衡,除氧效果会因为水的再沸腾变得更好。此时,在给水泵入口处的水温因静压头的作用短时间内不会降低,但给水泵入口处的压力已随除氧器压力的降低而下降,造成给水泵入口处的水温高于下降后压力对应的饱和温度,给水泵汽蚀的可能性增大,给水泵的安全受到威胁,严重时会影响给水泵正常工作。3.防止给水泵汽蚀的措施(1)提高除氧器的安装高度H,

H的提高将导致主厂房土建费用增加,一般不宜采用。(2)采用低转速的前置给水泵(3)降低给水泵吸入管道内的压降Δp降低Δp的办法是减少给水泵吸入管道上不必要的弯头和水平管段长度,为此,除氧器及给水箱应紧靠给水泵上方布置。(4)缩短滞后时间t为了防止除氧器产生自生沸腾,具体可以选择以下方案。1)大

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