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600MW直接空冷机组补水方式探讨

发布时间：2011/4/12 阅读次数：2486 字体大小: 【小】【中】【大】

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田亚钊，陈宝菲

　　国电电力大同发电有限责任公司，山西省大同市 037043

　　摘要：　　凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。它直接影响机组的经济性和安全性。国内目前还没有针对空冷机组的凝结水溶氧指标，暂时只能沿用湿冷机组的控制值。目前我国已投产的直接空冷机组，普遍存在凝结水溶氧量偏大的问题。文章分析了凝结水溶解氧量的存在机理和影响因素，介绍了3种补水方式，即凝结水补水到主凝结水箱、补水管路接至空冷凝汽器、直接空冷系统的补水到汽轮机的主排汽管道，并对此3种补水方式的优缺点进行了对比。提出了控制凝结水溶氧量偏大应采取的措施。

　　关键词：直接空冷机组;凝结水; 溶解氧;补水方式;发电厂

　　0 引言

　　国电电力大同发电有限责任公司(下称大同发电公司)安装的直接空冷机组是由哈尔滨汽轮机有限公司生产的NZK600-16.7/538/538型汽轮机，其直接空冷系统由德国GEA公司设计并供货。7号机组于2005年4月21日顺利完成168h满负荷试运，比计划提前109天投产。8号机组于2005年7月22日顺利通过168h试运行，比计划提前201天投产。

　　直接空冷系统的流程为：从汽轮机低压缸排出的乏汽，经由2根直径为Ф6000mm的排汽管道引到厂房外，垂直上升到34m高度后，分出8根直径为Ф2800mm的蒸汽分配管，将乏汽引入空冷凝汽器顶部的配汽联箱。

　　当乏汽通过配汽联箱流经空冷凝汽器的翅片管束时，大量的冷空气被轴流风机吸入，通过翅片管的外部进行表面换热，将热量带走，从而使乏汽凝结成水，凝结水由凝结水管收集起来排至凝结水箱，由凝结水泵升压，送往热力系统完成热力循环。

　　1 直接空冷机组凝结水水质特点

　　1.1 凝结水含盐量低且稳定

　　由于采用空气冷却，不存在常规水冷式机组凝汽器因泄漏污染凝结水的问题，因此其凝结水含盐量明显低于常规水冷机组的凝结水，数值大小仅取决于蒸汽品质以及系统产生的腐蚀物。

　　1.2 凝结水温度高

　　由于空冷机组的背压比水冷机组高，所以空冷机组凝结水温度比水冷机组要高，一般可达60～80℃,比环境大气温度高30～40℃。因此，凝结水如采用离子交换法进行处理，其所用树脂的耐温性能必须要好。

　　1.3 凝结水系统溶氧量超标

　　大同发电公司7、8号机组原设计补水方式为除盐水直接补至主凝结水箱。机组投入正常运行以后，凝结水泵出口溶氧量一直在110～140μg/L范围内变化。根据已投产的直接空冷机组来看，普遍存在凝结水溶氧量偏高的问题。分析认为溶氧量高可能与机组正常补水、空气进入凝结水系统设备以及庞大的空冷系统有关。

　　2 凝结水溶氧量超标的原因

　　负压系统中空气等不凝结气体的进入是不可避免的，凝结水存在溶解氧量将威胁机组的经济性和安全性，凝结水溶解氧量较大时，会引起凝结水系统、给水系统的管道腐蚀，腐蚀产物在直接影响水质的同时将使系统过冷度*增加，降低机组的经济性。因此从设计、检修、运行维护等方面应引起足够的重视，尽最大努力减少这种泄漏，同时将不凝结的气体及时排除。

　　造成直接空冷机组凝结水溶解氧超标的主要原因是：空气漏入汽轮机负压系统和补充进入系统的除盐水带入的氧气。进入的氧气会在凝结水中溶解，最终使凝结水溶解氧量增加。

　　从汽轮机负压系统漏入空气的部位基本与湿冷机组相近，如汽轮机的低压轴封系统、凝结水泵的机械密封处、负压系统阀门的盘根处的漏气，以及空冷凝汽器设备因振动、变形、膨胀不均等致使焊口产生裂纹而使空气进入。

3 凝结水补水接入点变化对溶氧的影响

　　3.1 凝结水补水到主凝结水箱

　　主凝结水箱的俯视图如图1所示。主凝结水箱的补水位置剖视图如图2所示。主凝结水箱的补水分配联箱示意图如图3所示。

　　图1 主凝结水箱的俯视图

　　图2 主凝结水箱的补水位置剖视图

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