哈尔滨300MW汽轮机真空低与除氧器向空蒸汽回收综合治理

摘要 随着近年来电力企业的发展，节能降耗和经济运行成为电力企业生存、发展、进步的必备条件。河北大唐国际丰润热电有限责任公司1、2号机组投产后，针对机组热力系统的运行存在的凝汽器真空低和除氧器运行中余汽向空排放的问题，进行系统改造，以最小的投资、最简化的系统、同时解决了上述两项问题，实现双赢，全面提高了汽轮机运行的经济性。

关键词 汽轮机；余汽；真空

中图分类号TM621 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）79-0180-02

1 概述

河北大唐国际丰润热电有限责任公司一期工程安装两台国产300MW亚临界参数燃煤供热机组。锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限公司制造的亚临界、四角切圆燃烧锅炉，锅炉最大连续出力 1 025 t/h，锅炉允许最低稳燃负荷（不投油） 35 % （B-MCR）；汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的亚临界、一次中间再热、单轴、两缸双排汽、单抽供热凝汽式汽轮机。型号为C250/N300-16.7/538/538/0.40型；发电机为哈尔滨电机厂生产，型号为QFSN-300-2型；机组热工控制为单元制，采用炉、机、电集中控制方式。

SSD-1080/153单筒式除氧器及系统是适用于定-滑-定压运行的卧式喷雾除氧设备，它是汽轮机发电机组回热系统中的一个混合式加热设备。设备运行方式：除氧器是利用汽轮机四段抽汽将凝结水加热到对应于除氧器运行压力下的饱和温度，除去溶解于给水中的氧气及其它不凝结气体，以防止或减轻锅炉、汽轮机及其附属设备管道等的氧腐蚀。另外，作为一级加热器，将锅炉给水加热通过本级回热，使热能得到充分利用，提高发电机组热效率；同时，具有贮存锅炉给水，吸收变负荷时等给水量的变动，保持平衡的机能。

2 除氧设备的工作原理

凝结水通过给水母管进入到弹簧喷嘴中，因凝结水的压力高于除氧器内的工作压力，两侧的压差作用使喷嘴打开，凝结水以膜状喷至第一受水箱和第二受水箱中，存于受水箱中的水流经下面的散水桶上的锯齿时被撕碎和破裂，然后均匀流到下面的除氧盘上。在此过程中，蒸汽自下而上向上流动，与凝结水充分接触，将凝结水加热至接近除氧器工作压力下的饱和温度，去除凝结水中大部分的氧量。被加热除氧的均匀地洒在下面的除氧盘上的水，再次被不断地破碎、剖析，形成膜状一层层向下流动，同时水在除氧盘中还做横向流动，增加了汽水接触的面积，保证了传质传热的时间，使凝结水与自下而上的蒸汽充分接触，为溶氧的逸出提供足够长的时间和动力。从而达到深度除氧，使锅炉给水含氧量达到标准要求值。在除氧过程中不断析出的氧气和其它不凝结气体通过上部的8个排气管经节流孔板、排气母管不断地排出。达到标准值的除氧水储存于下部的储水空间中，以满足对锅炉供水的要求。

3 问题描述

针对对机组运行的实际情况，除氧器向空蒸汽既损失了热量和工质，又对环境造成热污染和噪音污染，如果能够回收不仅提高了机组运行的经济性又可减少环境污染。

机组运行中凝汽器端差大达到10℃（标准4℃～6℃）问题，影响机组真空偏低1kPa，严重影响汽轮机的经济运行，对真空系统和循环冷去水系统进行排查，最终发现轴封冷却器疏水水位运行中偏低，疏水温度高达70℃而且机组低负荷运行时此现象非常明显。

4 问题分析

除氧器向空的回收必须同时具备两个必要条件：稳定的冷却水源；可靠分离氧气，防止对热力系统的侵害。通过对热力系统的运行的实际状况分析认为：冷却水源选定凝结水，可以提高低压给水的温度，提高回热系统的经济性；使用表面式换热器实现汽气分离。设备的选择方面如果额外增加换热器，不仅凝结水泵阻力增加、系统复杂、阻力增大而且投资较大。

针对真空问题多次组织试验，通过控制轴封加热器疏水手动门、提高轴封压力等手段，最终确认轴封加热器底部多级水封高度不足，在机组低负荷运行时绝对真空水平较高，轴封加热器与凝汽器的差压增加，造成轴封加热器疏水水位不能维持，多级水封高度被破坏，轴封加热器汽侧的不凝结空气漏入凝汽器，引起机组真空低和凝汽器端差增大的问题。解决的办法可以通过增加轴封加热器的蒸汽量来提高进入多级水封的水量满足水封严密性，另一方面可以增加一级水封筒来满足密封要求。但增加一级水封筒不仅施工难度大，而且会产生另一个问题在夏季高负荷时段凝汽器真空较低，会造成水封筒“过封”现象，轴封加热器疏水无法排除，威胁机组轴封安全运行，甚至造成严重水冲击事故。

5 方案确定

以上两个问题的分析可以看出，一方面除氧器向空排放无法收回蒸汽和热量损失，另一方面轴封加热器需要增加汽量，两个问题可以互补，可以选定一个方案解决两个问题：

轴封冷却器冷却水源为凝结水，轴封风机可实现汽气分离，完全符合除氧器向空回收的两个必要条件，只需将除氧器向空管道引入轴封冷却器汽侧即可，系统简单、投资最少。同时增加了轴封加热器的进气量，即轴封加热器的疏水量增加，使轴封加热器水封高度不足的问题得以解决。

6 项目实施

利用1号机组小修机会对系统进行了改造并投入运行：

7 效益评价

本改造项目实施后，系统运行稳定，经济效益明显：收回蒸汽60kg/h减小汽水损失，回收热量，1 500GJ/年，改善环境，降低噪音，机组真空提高1kPa，供电煤耗降低3g/kW·h，全年发电量按30亿kW·h计算，年节约标煤1.8万吨。

参考文献

[1]郑体宽.热力发电厂.北京水利电力出版社，1995.

[2]SSD-1080/153单筒式除氧器说明书.