一种火力发电机组凝结水溶解氧量超标治理方法与流程

本发明属于火力发电机组
技术领域：
，涉及一种火力发电机组凝结水溶解氧量超标治理方法。
背景技术：
：火力发电凝结水溶解氧是火力发电机组重要监督指标之一，凝结水溶解氧的高低会直接影响机组的安全、经济运行，根据火力发电技术监督的规定要求，湿式发电机组凝结水溶解氧含量不允许超过30μg/l,空冷机组凝结水溶解氧含量不允许超过100μg/l，但国内运行的火力发电机组普遍存在凝结水溶氧超标的问题，给机组的安全运行带来极其大的危害。凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面：1)凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行；2)在汽轮机的回热系统中，采用的是表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热面上，形成疏松的附着层，同时凝结水中含氧过多，会使换热面上形成一层薄膜，均使换热热阻增大，降低循环的热效率；3)为了保证机组的稳定经济运行，凝汽器必须处于高度的真空状态。过多的空气漏入凝汽器，会造成真空降低，一方面会影响机组的经济性，严重时将降低机组的出力；另一方面，也使得抽气系统的抽气负荷增加，增加了厂用电量。技术实现要素：本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供了一种火力发电机组凝结水溶解氧量超标治理方法，该方法能够实现火力发电机组凝结水溶解氧量的超标治理。为达到上述目的，本发明所述的火力发电机组凝结水溶解氧量超标治理方法包括火力发电机组中真空系统的空气泄漏检测及治理、火力发电机组中空冷机组凝结水过冷度调整治理、火力发电机组的补水系统改造、火力发电机组中凝结水泵出入空气门调整及火力发电机组中轴封加热器疏水及汽动给水泵密封水回水装置的改造。所述活力发电机组中真空及系统的空气泄漏检测及治理包括以下步骤：通过氦质谱检测仪检测火力发电机组的真空系统是否存在空气泄漏，当火力发电机组的真空系统存在空气泄漏，则对火力发电机组的真空系统进行密封改造。火力发电机组中空冷机组凝结水过冷度调整治理包括以下步骤：采用手动调节空冷机组中空冷风机的转速，同时采用真空值与过冷度相结合的方式自动调节空冷风机的转速。火力发电机组的补水系统改造的具体操作为：火力发电机组的补水系统输出的补水平均分流后分别进入均匀布置的补水支管中，然后再经补水支管上的雾化喷头喷入凝汽器中；另外，将凝结水箱除氧头的空气管道替换为空气总管，并将所述空气总管的抽出负压高于凝结水箱除氧头。火力发电机组中凝结水泵出入空气门调整的具体操作为：1)关闭备用凝结水泵入口抽空气门；2)打开备用凝结水泵出口抽空气门，使从备用凝结水泵浮动环出漏入空气抽入至凝汽器的喉部，同时使备用凝结水泵出口与凝汽器相连通，备用凝结水泵入口处的水流入备用凝结水泵中，进而使备用凝结水泵中充满水；3)减小运行凝结水泵入口抽空气门的开合度，减少空气经运行凝结水泵入口抽空气门处向运行凝结水泵入口中漏入。火力发电机组中轴封加热器疏水及汽动给水泵密封水回水装置的改造过程为：将轴端加热器疏水及汽动给水泵密封水回水回流至高压侧凝汽器淋水盘上，通过高压侧凝汽器淋水盘实现轴端加热器疏水及汽动给水泵密封水回水的水气分离，其中分离出来的空气经真空泵抽出；同时在轴端加热器疏水水封筒及汽动给水泵密封水回水水封筒上加装水位计及放空气门，当火力发电机组工作时，则给水泵密封水回水水封筒及轴端加热器疏水水封筒中注满水，并将水泵密封水回水水封筒及轴端加热器疏水水封筒中水的水位小于预设值时，对水泵密封水回水水封筒及轴端加热器疏水水封筒进行补水。采用真空值与过冷度相结合的方式自动调节空冷风机的转速的具体操作为：当凝结水的过冷度大于预设值时，则将降低空冷风机的转速或关闭若干空冷风机，保证凝结水的过冷度小于预设值。还包括：在热水井的上方安装垂直交叉分布的两层角钢，其中，所述两层角钢与凝汽器底部之间的距离为500mm，两层角钢之间的间距为50mm，同一层角钢中相邻角钢之间的间距为30mm，每层角钢中的角钢数目为20根。本发明具有以下有益效果：本发明所述的火力发电机组凝结水溶解氧量超标治理方法在具体操作时，依次进行火力发电机组中真空系统的空气泄漏检测及治理、火力发电机组中空冷机组凝结水过冷度调整治理、火力发电机组的补水系统改造、火力发电机组中凝结水泵出入空气门调整及火力发电机组中轴封加热器疏水及汽动给水泵密封水回水装置的改造，从而实现对火力发电机组凝结水溶解氧量的超标治理，操作简单，综合性较好。附图说明图1为凝结水的流程图；图2为火力发电机组水汽循环流程图；图3为本发明的补水设计图。具体实施方式下面结合附图对本发明做进一步详细描述：凝结水是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做攻后，经循环冷却水冷却凝结的水，而实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器、低压加热器等疏水，由于热力系统存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水，因此凝结水主要包括汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种输水和锅炉补给水。凝结水的流程如图1所示，凝结水系统是指由凝汽器至除氧器之间相关的管道与设备，它的主要作用为加热凝结水，并将凝结水从凝结器热井送至除氧器中，对于超临界的机组，锅炉给水的品质要求较高，因此凝结水系统需要进行初盐净化。另外，凝结水系统对凝结器热井水位和除氧器水位也要进行必要的调节，以保证整个系统的安全运行。在火力发电厂中，水进入锅炉吸收热量后，转变为具有一定压力和温度的蒸汽，然后再送入汽轮机中膨胀做功，做完功的蒸汽排入凝汽器中被冷却水冷却变为凝结水；凝结水再由凝结水泵送到凝结水经处理系统中进行深度净化，然后再送入到低压加热器，并在低温加热器中加热后送至除氧器，除氧后的水经给水泵送到高压加热器中加热，然后经省煤器进入锅炉。虽然水汽循环在密封条件下进行，但由于锅炉水质不合格及水汽系统泄露等原因，因此都会造成水汽损失；为了维护热力系统的正常水及汽循环运行，需要用补给水补充这些损失，补给水需经净化处理把水中有害杂质去除后才能再补入除氧器，火力发电机组水汽循环流程图如图2所示。对于亚临界和超临界机组的凝结水系统，它们的系统组成包括两台100％容量立式凝结水泵、凝结水精处理装置、一台轴封加热器、三到四台低压加热器、一台凝结水补充水箱及两台凝结水补充水泵，同时为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行时安全可靠，系统还包括许多的阀门和阀门组，超临界火力发电机组的给水质量标准如表1所示，凝结水处理设备出水水质如表2所示，凝结水除盐后的水质如表3所示：表1表2检测项目单位启动正常硬度μmol/l≤50feμg/l≤100≤8cuμg/l≤30≤3sioμg/l≤15na+μg/l≤5导电度(25℃)μs/l≤02表3凝结水溶解氧偏高原因有以下几方面1a)火电厂机组凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一，凝结水溶氧严重超标或者长期不合格，均会加快凝结水系统的氧化腐蚀，势必会加快机组凝结水系统管道及各低压加热器钢管的腐蚀，缩短设备的使用寿命，腐蚀产物进入锅炉将影响机组的安全与经济运行。机组正常运行时，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧是合格的，由于很各种原因，国产机组普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。根据火力发电厂水汽化学监督导则的有关规定，超高压发电机组，凝结水溶氧量应≤40μg/l，亚临界发电机组，凝结水溶解氧量≤30μg/l。为解决火力发电厂建设中水资源问题，我国引进了空冷技术，目前空冷机组的凝结水溶氧量超标问题普遍存在，不论是空冷机组还是水冷机组，凝结水溶解氧偏高的原因有很多，本发明分析造成原因主要如下：2a)外界空气的漏入，外界空气漏入凝汽器后，增大了空气分子的分压力，也会增加空气在水中的溶解度，使凝结水中溶解氧量增加，凝结水溶解氧量随空气漏入量增加而增加，溶解氧超标会使低压给水系统以及锅炉受热面等设备产生大量的腐蚀。空气进入的原因包括机组运行期间补充除盐水带入的氧气，水中溶解氧量取决于温度及当地大气压，与凝结水相比，补充水中溶解氧量超过近千倍，因此对凝结水溶解氧含量的影响很大；蒸汽夹带着氧气，且数量很小；真空系统设备漏点处进入的空气带入的氧也是凝结水溶解氧的主要来源；凝结水泵密封盘根、管道的接头等泄漏；机组负荷低，蒸汽流量小，处于真空状态下工作的区域扩大，漏入的空气量会极大的增加；各种疏水回收带入的氧，例如，生水加热器疏水，凝结水回收水箱疏水、溶解的氧相对较少，而对于接触大气的疏水受温度的影响较大，温度低的疏水其溶解的氧较多，温度高溶解的氧较少，机组运行期间应尽最大努力减少空气的进入，并及时地排放不凝结气体，因此真空泵效率的高低直接影响凝结水的溶氧量，在不凝结气体总量一定的情况下，抽出的气体量多，重新溶解于凝结水中的氧量少，反之亦然。3a)凝结过冷的原因，具体的，凝结水过冷度表征的是凝汽器热水井中凝结水的过冷却程度，凝结水热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差称为过冷度，目前湿冷发电机组对凝汽器要求其过冷度不超过0.5～1℃。由于空冷发电机组的排汽需要用空气冷却，空冷机组因传热面积较大、流动过程长、阻力损失大、同时由于排气管道及下降管道的散热等原因会产生严重过冷。排汽由空冷岛散热单元顶部进入，蒸汽通过散热器表面与空气进行热交换，大部分蒸汽凝结成水，并与未凝结的部分蒸汽一起进入到空冷岛底部所形成的凝结水收集至母管，凝结水经过收集母管，汇流进入凝结水收集箱；少量蒸汽和不凝结气体由空冷岛逆流单元底部进入，然后再进行进一步的冷却，最终由真空泵将不凝结气体抽出排至大气中；由于蒸汽从排汽管道流向散热单元后流向下降管，流动时会产生阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，而下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷。过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，因此过冷度不仅使低压给水系统设备产生腐蚀现象，而且也影响凝结水空气漏入量的大小，从而影响了机组的经济性和安全性。4a)补水系统存在的问题，具体的，目前发电机组正常补水为未经过除氧的除盐水，补水量越大，带入凝结水内部氧量越多。除盐水箱中的除盐水通过除盐水泵直接进入凝结水箱或凝结水箱上部的除氧头。由于除盐水箱放置在室外，除盐水温度基本上为环境温度，低于凝结水箱中的凝结水温度，大量的低温除盐水在没有经过任何加热的情况下直接补入凝结水箱，以上两种方式均不能使补入的除盐水达到相应排气背压下的饱和温度，其中，溶解的大量空气不能析出，从而造成凝结水溶氧超标；同时由于安装设计凝结水补水管的喷头雾化效果不好，补水管的喷头上的孔数较少，孔量较粗，使得发电机组补水不能被均匀的喷洒成细小的水滴，也会使凝结水溶解氧增大。5a)凝结水泵的浮动环密封效果不好，凝结水泵浮动环密封由多级径向浮动环和支承环组成，为提高密封效果，在多级环的中间通入高压密封水，在浮动环套的轴套上，这两者之间存在微小的径向间隙，通入的高压密封水通过这一微小的间隙节流降压，达到轴向密封，浮动环与支承环之间的径向间隙，也是靠高压密封水作用在浮动环的另一端面上，以达到径向密封。而浮动环的径向密封效果决定于浮动环与支承环端面的接触严密程度，凝结水泵入口设有抽空气门，将凝结水泵入口处漏入的空气经抽空气门抽至凝汽器的喉部，由真空泵抽走，以减小凝结水泵入口处漏入的空气；凝结水泵的浮动环密封由于安装质量不良，浮动环和支承环端面的精加工程度不好，使得浮动环和支承环端面的接触严密性较差，空气从备用凝结水泵浮动环和支承环端面的接触面处漏入备用凝结水泵中，再从备用泵的入口抽空气门处漏入运行泵的入口，由于运行泵入口处负压大于凝汽器负压，漏入的空气便随凝结水流入运行泵中，在运行泵经升压后将空气溶解于凝结水，使得凝结水溶解氧增大。6a)热力系统疏水的回收，排入凝汽器的流体大致有以下种：凝汽器补水、汽动给水泵密封水回水、低压加热器正常疏水、扩容器集中疏水及轴封加压器疏水，这些疏水进入凝汽器，由于设计排入位置选择不当、参数不当、变工况等原因均会造成凝结水溶解氧量超标。给水泵采用机械密封，密封水采用凝结水供水，一档泄荷水回到前置给水泵泵入口，二档密封水回水在凝汽器建立真空之前排到地沟，在凝汽器建立真空之后经过多级水封筒后回到低压侧凝汽器；由于汽动给水泵密封回水水封筒在设计中未安装水位计，只有注水门，没有放空气门，在投运密封水之前，需对水封筒进行注水，但水封筒是否注满水无法进行判断，运行中水封筒水位是否正常也无法进行监视，如果密封筒水位低就会失去水封的作用，而水封破坏造成给水泵低压密封回水系统负压泄漏，因而造成凝汽器漏空气，造成凝结水溶解氧量超标。汽轮机低压加热器正常疏水逐级自流进入凝汽器，如果低压加热器的正常疏水至凝汽器管路不严密，会使空气随同疏水进入凝汽器，造成凝汽器真空严密性下降同时凝结水溶解氧量超标的问题；汽轮机轴封加热器疏水经过多级水封筒进入凝汽器，如果轴封加热器水位过低，则会使一部分轴封回汽直接进入凝汽器热水井中，其中，溶解的氧被凝结水泵抽走进入凝结水系统，从而造成凝结水溶解氧量超标。为解决上述问题，本发明所述的火力发电机组凝结水溶解氧量超标治理方法包括火力发电机组中真空系统的空气泄漏检测及治理、火力发电机组中空冷机组凝结水过冷度调整治理、火力发电机组的补水系统改造、火力发电机组中凝结水泵出入空气门调整及火力发电机组中轴封加热器疏水及汽动给水泵密封水回水装置的改造。所述活力发电机组中真空及系统的空气泄漏检测及治理包括以下步骤：通过氦质谱检测仪检测火力发电机组的真空系统是否存在空气泄漏，当火力发电机组的真空系统存在空气泄漏，则对火力发电机组的真空系统进行密封改造；由于真空系统设备非常庞大，连接管道错综复杂，一旦有泄漏查找工作量特别大，本发明采用已申请权并大量实施的一种火力发电机组真空系统泄漏检测方法(专利号201410453111.8)，对发电机组真空系统泄漏进行检测，要做到100％检查，以保证整个真空系统的严密性，把空气由该系统泄漏进入凝结水的氧量消除。火力发电机组中空冷机组凝结水过冷度调整治理包括以下步骤：采用手动调节空冷机组中空冷风机的转速，同时采用真空值与过冷度相结合的方式自动调节空冷风机的转速；其中，采用真空值与过冷度相结合的方式自动调节空冷风机的转速的具体操作为：当凝结水的过冷度大于预设值时，则将降低空冷风机的转速或关闭若干空冷风机，保证凝结水的过冷度小于预设值。例如：在冬季机组运行时过冷度大于1度时，及时调整降低空冷岛运行风机转速至低速，或者每个冷却单元间隔停止2-3台运行风机，以便及时控制排汽缸饱和压力对应的饱和温度值与凝结水温之间的差值，从而保证空冷凝汽器凝结水的过冷度在1℃以内，同时，空冷凝汽器在冬季运行时，加强空冷岛凝结水的下联箱或者空冷岛散热单元最外两个单元上覆盖防冷保温设施，其目的是使凝结水的过冷度不大于1度，防止凝结水溶氧由于该原因引起超标。火力发电机组的补水系统改造的具体操作为：火力发电机组的补水系统输出的补水平均分流后分别进入均匀布置的补水支管中，然后再经补水支管上的雾化喷头喷入凝汽器中；另外，将凝结水箱除氧头的空气管道替换为空气总管，并将所述空气总管的抽出负压高于凝结水箱除氧头。火力发电机组中凝结水泵出入空气门调整的具体操作为：1)关闭备用凝结水泵入口抽空气门；这样从备用泵浮动环处漏入的空气便不能从备用凝结水泵的入口抽空气门处漏入运行泵的入口，极大的减小运行凝结水泵入口处的空气量，减小氧气在运行凝结水泵中溶解的几率。2)打开备用凝结水泵出口抽空气门，使从备用凝结水泵浮动环出漏入空气抽入至凝汽器的喉部，同时使备用凝结水泵出口与凝汽器相连通，备用凝结水泵入口处的水流入备用凝结水泵中，进而使备用凝结水泵中充满水；3)减小运行凝结水泵入口抽空气门的开合度，减少空气经运行凝结水泵入口抽空气门处向运行凝结水泵入口中漏入，从而减小从备用凝结水泵浮动环处漏入的空气量。火力发电机组中轴封加热器疏水及汽动给水泵密封水回水装置的改造过程为：将轴端加热器疏水及汽动给水泵密封水回水回流至高压侧凝汽器淋水盘上，通过高压侧凝汽器淋水盘实现轴端加热器疏水及汽动给水泵密封水回水的水气分离，其中分离出来的空气经真空泵抽出；同时在轴端加热器疏水水封筒及汽动给水泵密封水回水水封筒上加装水位计及放空气门，当火力发电机组工作时，则给水泵密封水回水水封筒及轴端加热器疏水水封筒中注满水，并将水泵密封水回水水封筒及轴端加热器疏水水封筒中水的水位小于预设值时，对水泵密封水回水水封筒及轴端加热器疏水水封筒进行补水，避免水封被破坏，而空气进入凝汽器影响凝汽器真空严密性，进而造成凝结水溶解氧量超标。本发明还包括：在热水井的上方安装垂直交叉分布的两层角钢，其中，所述两层角钢与凝汽器底部之间的距离为500mm，两层角钢之间的间距为50mm，同一层角钢中相邻角钢之间的间距为30mm，每层角钢中的角钢数目为20根，从而使凝结水击溅在角钢上,形成细小水流,充分分散,增加水流的表面积,提高凝汽器的除氧效果,从而减少凝结水的溶氧。另外，还可以进行如下改造：1b)凝结水泵是处于负压状态下运行的,其采用盘根加密封水的方式密封,密封水来自凝结水泵出口的压力水。当凝结水泵在备用状态时,可能造成水密封不严格,空气漏入凝结水泵内使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标，同时，凝结水泵入口阀门填料室使用一般的填料盘根密封,当阀门盘根老化而未及时更换时,空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标，对于上述问题，本发明采用氦质谱检测仪对凝结水泵入口管道及其凝结水泵本体密封进行检测，当氦质谱检测仪有数据反映时，如果氦质谱检测仪显示值大于1.0e-06数值，对检测到的设备部件，进行密封更换。另外，排入凝汽器的附加疏水大致有下列几种:补水、凝结水再循环的来水、高加、低加的疏水及扩容器内疏水。这些疏水排入凝汽器中,由于排入位置选择不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。特别是除盐水,只进行了化学处理,没有进行深度除氧,当补水量加大而喷淋装置又不完善时,则更容易造成凝结水溶氧超标，由于火力发电机组所有疏水及其补水管道进入凝汽器(排汽缸)设计连接部位较低，造成该部分疏水进入凝汽器(排汽缸)内部，由于排入位置设计不当，导致在排气缸内二次除氧效果不好，最终使凝结水溶氧超标，对于上述问题，本发明将现有发电机组所有的疏水连接口上移1-2m，并在排入缸内的管口加装喷嘴，使进入缸内的疏水变成雾状，以便该部分凝结水进入缸内部二次除氧效果。2b)运行中加强参数的调整,特别是汽封压力必须调整至规程所规定的范围内；对于凝结泵泵轴密封的调整，运行中本发明要求凝结水泵的盘根必须有一定量的水流出,可以保证凝结泵泵轴之间不会漏入空气。如果运行中泵轴滴水不漏,势必造成空气漏入泵内,使凝结水的溶氧增加,因此,凝结水泵的盘根应控制在轻微向外泄漏为宜。3b)火力发电机组排汽缸补水设计不当，造成二次除氧效果差引起凝结水溶氧超标，直接影响到发电机组的经济性及安全性，加之现有大量直接空冷机组在我国北方地区的投入运行，节水节能的研究显得极为重要，从目前国内发电机组运行情况来看，大部分机组凝结水的溶氧普遍超过100μg/l的范围，超过电力技术监督有关规定，超高压机组凝结水溶氧量小于或者等于40μg/l，亚临界发电机组凝结水溶氧量应小于者等于30μg/l，经过分析研究，造成这一原因的主要问题是发电机组排汽缸喉部设计补水系统不合理，导致凝结水补水含氧量接近饱和，直接补入凝汽器内造成凝结水溶氧超标。凝汽设备运行时处于高度真空状态，过多的空气漏入会造成发电机组真空度降低，增加凝汽器内空气的聚集量，加重抽真空系统的负担，使凝汽器的凝结气体不能及时抽出，进一步增加凝汽器内空气的聚集量，使蒸汽的放热系数大幅度降低，从而降低凝汽器的换热效率，提高凝汽器的运行压力，降低机组的热效率，增加电厂用电。发电机组喉部补水设计方式，将化学补水管位置在喉部标高9米、8米及7米三处，此部位具备热力除氧的三个条件：a)必须将水加热到工作压力下的饱和温度，b)汽水两者之间必须有充分的接触面积，c)必须及时排出析出的氧气；化学补水经过雾化喷头雾化后可充分利用乏汽进行除氧，汽源充足，补水位置在高处落差大，汽水有充分的接触加热时间，能够保证加热到饱和温度，同时距离真空抽气口流程较长，析出的气体可以很容易的被真空泵从抽气管道排到大气中。本发明的设计方案是：第一组在喉部标高9米层位置排汽缸四周分别布置120个(每一边布置30个3.0l/min)雾化喷嘴，第二组在排气缸喉部标高8米层位置四周分别布置160个(每一边布置40个3.0l/min)雾化喷嘴，满足发电机组正常运行补水，第三组在排气缸标高7米层位置四周布置160个(每一边布置40个5.0l/min)雾化喷嘴，第三组作为发电机组备用补水，在机组供热情况下补水量增大时使用；补水喷嘴选用为小流量空心锥扇形喷嘴，喷嘴的材质选用1cr18ni9ti，通过对多喷嘴集管的相邻喷雾之间合理的叠加排序，形成整个喷雾断面上喷射均匀的效果，传热传质充分，且有利于气体的析出；本发明设计参数为：补水工作压力：0.5-1.0mpa，补水温度：30℃，补水量：30-150t/h。当前第1页12