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汽轮机组凝结水溶氧超标分析

在凝汽式火力发电厂中,凝汽器是汽轮发电机组的重要隶属设备之一,其作用之一是去除凝聚水中的氧气。汽轮发电机组凝聚水溶氧超支,将会腐蚀凝聚水体系,由此发生的腐蚀产品在汽水体系中搬迁,就会腐蚀机组的热力设备,形成设备的结垢、积盐,引起传热恶化,乃至引发爆管和主汽门卡涩,严峻影响机组的安全经济运转[1]。所以控制凝聚水溶氧是火电厂的重要工作之一,对机组长时间安全稳定运转 具有非常重要的含义。本文从凝聚水溶氧形成的原因及许多影响因素着手,介绍了现场排查凝聚水溶氧的办法,通过归纳剖析并凭借现代科技手法对该机组负压体系进行了全面查漏,找出负压体系走漏点并进行了封堵处理,取得了杰出作用。本研究为火电厂凝聚水溶氧超支的原因剖析及查找提供了新思路和新办法。

1影响凝聚水溶氧超支的因素剖析

影响凝聚水溶氧超支的因素主要有以下几点:

1)凝汽器热井凝聚水存在过冷度的前提下,凝汽器中存在空气,其中部分氧气就或许溶解在凝聚水中,使凝聚水达不到饱满温度,导致凝汽器真空除氧设备除氧作用下降,形成溶氧升高。

2)假如凝聚水存在过冷却现象,因为过冷度较大,凝聚水温度达不到对应压力下的饱满温度,凝汽器大量补水时就有或许形成凝汽器热井中的凝聚水溶氧量升高。

3)汽轮机机组负压(冷端)体系(包含凝汽器汽侧、排汽缸、6号至8号低加、轴封加热器、轴加水封、轴封体系、凹凸加危殆疏水管道放水门)走漏[2]。

4)现场凝聚水溶氧化学取样点一般设置在凝聚水泵出口母管,从凝汽器热井到凝聚水泵进口(凝汽器热井底部放水门、凝聚水泵进口母管放水门、凝聚水泵进口门、凝聚水泵进口安全阀、凝聚水泵进口滤网排气门及排污门、凝聚水泵机械密封)体系都处于负压状况,假如这段管路体系存在漏点,这段负压管路体系上漏进的空气会使凝聚水泵出口溶氧快速升高[2]。

2凝聚水溶氧超支现场排查办法

凝聚水溶氧超支的现场排查主要有以下数种办法:

1)核对表计与人工丈量数据的准确性,一起通过排汽温度进行归纳判别,扫除表计问题;

2)查看凝汽器补水量及补水中溶氧状况(查看除盐水箱水位标高是否高于凝汽器水位,假如低于凝汽器水位,则向凝汽器补水时就会带气,形成凝聚水溶氧升高);

3)查看凝聚水体系辅佐设备问题,尤其是凝聚水泵进口阀门盘根不严、放水门不严、安全阀走漏、凝聚水泵盘根不严、凝聚水密封水压力偏低、凝汽器热井底部放水阀不严等问题;

4)轴封体系查看,比如大、小机轴封压力是否偏低、轴加U型水封筒温度是否过高(假如大于50℃,轴加水封或许撕破)[2];

5)负压体系查漏,负压体系分两部分,一种是长时间负压部分,包含凝汽器汽侧、低压缸、本体疏水扩容器、8号低加汽侧、凝汽器热井至凝聚水泵进口(含凝聚水泵机械密封);另一种为短期负压部分,高负荷为正压,低负荷为负压,如6号、7号低加汽侧。

6)调整凝聚水过冷度,调查凝聚水溶氧改变,过冷度较大或许会引起凝聚水溶氧增大。过冷度能够通过调整循环水流量(循环水泵凹凸速切换)、循环水塔池启闭机投退来调整;

7)凝聚水泵切换为备用泵运转,或在备用凝聚水泵机械密封处涂黄油并封闭备用凝聚水泵进口门和抽暇气门,调查凝聚水溶氧改变状况。

3凝聚水溶氧超支处理对策

1)通过过冷度、表计、人工丈量数值、排汽缸温度归纳判别,凝聚水溶氧超支有两种原因:凝汽器热井至凝聚水泵出口管路体系有负压点走漏;凝汽器汽侧(冷端)有走漏。

2)对凝汽器热井至凝聚水泵进口(含凝聚水泵机械密封)负压体系进行查看,过程如下:手动关紧凝汽器热井放水手动门,并加装暂时堵板;手动关紧凝聚水泵进口母管放水手动门;封闭备用凝聚水泵进口电动门并手动关紧;提高凝聚水泵本体密封水压力;在相关负压阀门处涂抹黄油;切换备用凝聚水泵运转,扫除泵机械密封部分不严导致走漏的或许性。调查凝聚水溶氧变趋势,未发现凝聚水溶氧下降。

3)调整轴封汽压力,现场查看轴加疏水U型水封筒温度和轴加水位,成果正常,并对轴加U型水封筒灌水排空,基本扫除轴加水封因被撕破形成空气漏入,然后引起凝聚水溶氧超支的状况。

4)通过关停循环水塔池A侧启闭机,以此来提高凝汽器循环水进水温度tw1,使凝聚水过冷度降低,调查凝聚水溶氧改变趋势。成果显示,凝聚水溶氧改变并无规律可寻。

5)通过负荷改变调查凝聚水溶氧改变趋势,扫除6号低加体系汽侧走漏的或许性,可是咱们发现机组负荷由440MW升高至550MW后,跟着7A低加汽侧压力的升高,凝聚水溶氧由70μg/L下降至30μg/L,改变较显着,这阐明7A低加汽侧负压部分存在显着的走漏点。但30μg/L并未到达规范值,阐明其他负压部分还有漏点。凝聚水溶氧改变趋势如图1所示。

6)将真空严密性试验成果结合凝聚水过冷度进行剖析,扫除因过冷度影响形成凝聚水溶氧高的或许。凝聚水溶氧排查前真空严密性为ΔP=66Pa/min,确认与凝汽器连接的负压体系有走漏。

7)使用氦质谱真空检漏仪,用氦气作为示踪气体查看长时间负压部分走漏点。结合该公司常发生走漏的真空点进行查漏,发现1A低压缸扩建端膨胀节、1B低压缸扩建端膨胀节、1B低压缸固定端大气薄膜、1B小机排汽缸大气薄膜、1A低压缸靠A排膨胀节、1B真空损坏门、7A低加汽侧放水门等负压段漏点较大,数据剖析如表1所示。依据电厂热力试验规程,其检漏规范为:漏率≥1×10-6 Pa•m3/s的状况为大漏点; 2.0×10-7Pa•m3/s≤漏率<1×10-6Pa•m3/s的状况为中漏点;漏率<2.0×10-7 Pa•m3/s的状况为小漏点[3]。

8)运转人员手动关严7A低加汽侧放水门并用烛光试漏,成果正常;其他负压体系走漏点经专业技术人员用专业密封胶进行封堵处理。通过以上归纳管理后,该机组真空严密性由66 Pa/min下降至20pa/min。最终1号机组凝聚水溶氧由102μg/L下降至12μg/L。   凝聚水溶氧下降状况如图2所示。

4成果剖析

由该机组凝聚水溶氧大的原因剖析及排查成果来看,影响本次1号机组凝聚水溶氧增大的主要原因为7A低加汽侧放水门未关严,且1B低压缸固定端大气薄膜、1A低压缸扩建端膨胀节、1B低压缸固定端大气薄膜负压体系走漏。而1号机组7A低加汽侧在负荷550MW左右为正压,低于550MW负荷为负压。抽汽压力也会影响溶氧状况:负荷高,抽汽压力高,加热器汽侧由负压变为正压;负荷低,抽汽压力低,加热器汽侧由正压变为负压,假如该加热器存在漏点,就会形成空气漏入,即空气直接进入疏水扩容器到热井(在凝汽器抽气口下方,离抽气口较远),这部分不凝聚气体无法被真空泵抽走,然后形成溶氧增大。

5讨论

该发电公司1号机组于2012年4月份小修前,凝汽器真空严密性较差,最严峻时达400Pa/min[3],但当时凝聚水溶氧并不大,其原因剖析如下:汽轮机抽真空体系的作用是抽走凝汽器内不凝聚气体,保持真空。当时凭借氦质谱真空检漏仪对汽轮机组负压体系进行查漏,发现大机低压缸大气薄膜和中低压缸连通管及小机排汽缸大气薄膜漏点较大,漏入的空气被抽真空体系抽走,这部分漏入的空气并未溶于凝聚水,即便漏入少量的空气也被凝汽器真空除氧设备除去。也就是说即便真空严密性较差,也并未导致凝聚水溶氧升高,可是却严峻影响机组的经济性,必须及时管理。

假如在机组启停过程中,运转人员未恪守运转规程,在停机时先损坏真空后再关停轴封汽,或过早停运循环水泵、凝聚水泵,或在机组温热态发动时送轴封汽时间较长,凝汽器树立真空时间和循环水泵发动滞后,在真空未树立的状况下使热负荷进入凝汽器,这样就有或许形成灾难性的后果:排汽缸超压致使大气薄膜撕裂漏真空,这样会延迟机组发动速度,并或许影响凝聚水溶氧。所以主张机组温热态发动时,应先发动循环水泵,使之向凝汽器送循环水,然后送轴封汽,并在真空未树立的状况下严禁热负荷进入凝汽器。不能一味寻求节能,形成大气薄膜撕裂漏真空,致使开机延迟耗费更多的电能。

从凝聚水溶氧形成的原因来考虑,要点查找区域为凝汽器热井至凝聚水泵进口(含凝聚水泵机械密封)及疏扩负压体系。常用查找办法包含在备用凝聚水泵机械密封处涂黄油,封闭备用凝聚水泵进口门和抽暇气门,提高运转凝聚水泵密封水压力,查看2台凝聚水泵进口安全门,并查看凝汽器热井放水门、凝聚水泵进口安全门、凝聚水泵进口滤网排污门、凝聚水泵进口滤网放气门等。

冬季寒潮来暂时,循环水温度特别低,此时易形成凝聚水过冷,达不到饱满温度,使凝汽器真空除氧设备除氧作用下降,这极有或许会使凝聚水溶氧增大。

咱们能够考虑增设屋顶除盐水箱或保持现有除盐水箱水位标高始终高于凝汽器水位,这样能够防止因凝汽器补水形成凝聚水溶氧超支。

很显然,除了上述查看区域,各个低压加热器负压体系、轴封体系、大小机排汽缸大气薄膜及中低压缸连通管也是要点排查区域。咱们认为在运转实践过程中应根据现场实际状况,区分机组真空体系严密性与凝聚水溶氧的关系,适时凭借现代科技手法,如氦质谱真空检漏仪,全面查看运转机组负压体系是否有走漏,这对提高机组的经济性和安全性大有裨益。

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