凝结水过冷度产生的原因及消除对策

1、凝结水过冷度产生的原因及消除对策肖国俊华中科技大学能源与动力工程学院(430074E-mail :utopai摘 要:本文从各个方面分析了凝结水过冷度产生的原因及其对机组运行经济性、安全性的影响,从凝汽器的设计、改造、检修以及运行维护的角度,提出了减小凝结水过冷度的对策,以此来提高机组运行的经济性和安全性。关键词:凝汽器;过冷度;经济性;安全性1. 引 言凝汽器是凝汽式汽轮机的主要辅助设备,是汽轮机组(汽轮机装置的重要组成部分,它的工作性能的好坏直接影响着整个机组的热经济性和安全性。而凝汽器运行状态的优劣集中表现在如下三个方面:是否保持在最佳真空、凝结水的过冷度是否最小以及凝结水的品质是否合格

2、。其中凝结水的过冷度越大,说明被冷却水额外带走的热量越多,而这部分热损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补,从而导致系统热经济性的降低。而且过冷度越大,凝结水中的含氧量也越多,从而加速了相关管道、设备的腐蚀速度。因此需从各个方面对凝汽水过冷度加以重视并采取措施使其最小,以此来提高机组运行的经济性和安全性。2. 凝结水过冷度的定义和表示方法2.1 定义凝结水过冷度表征了凝汽器热井中凝结水的过度冷却程度,凝汽器热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即称为过冷度。2.2 表示方法(一温度形式:n s t t t c =式中: t n 凝结水过冷度;t s 凝汽器绝对压力下的饱和温度;t c

3、凝汽器热井中凝结水温度。(二热单位形式: kJ/kg n c ct t = 式中:n 表示凝结水过冷度的焓值;c t 凝汽器无过冷度时凝结水焓值 4.186c c t t =;ct 凝结水有过冷度时凝结水焓值 4.186c c t t =。 3. 过冷度产生的原因- 1 -凝汽器运行中产生凝结水过冷现象可能是凝汽器设计中的问题,也可能是运行不当而产生的,一般主要原因有以下几个。3.1 凝汽器内管束排列不好在旧式结构的凝汽器上,凝结水过冷度可能很大。这些凝汽器通常均为非回热式的,凝汽器内由于冷却水管束布置过密和排列不当,使汽气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时存在很大的汽阻,引起凝汽器内部绝对

4、压力从凝汽器入口到抽气口逐渐降低,使得凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度,形成了过冷度。这同时造成了蒸汽负荷大部分集中在上部排管处,蒸汽所凝结的水通过密集的管束,又在冷却水管外侧形成一层水膜,又起到再冷却凝结水的作用,加之排汽不能回热热井中凝结水,进一步加剧了凝结水的过冷却。3.2 空气漏入凝汽器或抽气器工作不正常机组在运行的过程中,处于真空条件下的汽轮机的排汽缸、凝汽器以及低压给水加热系统等部分,若有不严密处,则会造成空气的漏入;另一方面,抽气器工作不正常,不能及时地把凝汽器内漏入的空气抽走。这两方面使得凝汽器内积存的空气等不凝结气体增加,这不仅会在冷却水管的表面

5、形成传热不良的空气膜,降低传热效果,增加传热端差;同时还使得凝汽器内的汽气混合物中空气成分的增高,造成空气分压提高、蒸汽分压降低,而凝结水是在对应蒸汽分压的饱和温度下冷凝,所以此时凝结水温度必然低于凝汽器压力下的饱和温度,因而产生了凝结水的过冷却。为分析空气漏入凝汽器对凝结水过冷度的影响,通过计算将各凝结阶段开始时凝结水的过冷度列于表l。由表1可知,一直到蒸汽已凝结99%时,空气漏入对凝结水过冷度的影响仍然极小。此后蒸汽继续凝结时,过冷度逐渐增加,当蒸汽已凝结99.99%时,过冷度已相当大。但是由于末尾这部分凝结蒸汽量已很少,所以对全部凝结水平均过冷度不会有多大影响。由此可见,空气漏入凝汽器会

6、造成凝结水的过冷却,但不是使凝结水产生过冷度的主要因素。表1 空气漏入凝汽器对过冷度的影响给定条件:凝汽器压力P k=0.0049 MPa,空气相对含量=5.3×10-5(开始凝结时凝结阶段 汽气混合物总压力MPa蒸汽分压力MPa相对于蒸汽分压力的饱和温度凝结水温度 过冷度开始凝结 0.0049 0.0048998 32.55 32.55 0 已凝结99% 0.0049 0.0048839 32.50 32.50 0.05 已凝结99.9% 0.0049 0.0047436 31.95 31.95 0.60 已凝结99.99% 0.0049 0.0036852 27.60 27.60

7、 4.953.3 凝结水水位过高远行过程中,由于凝结水泵真空部分漏入空气或其它故障,使凝汽器热井中凝结水水位过高,淹没了下部的冷却水管,这样冷却水又带走一部分凝结水的热量,使凝结水再次被冷- 2 -却,过冷度必然增大。同时,回热蒸汽的流动因此也受到一定的限制,传热管束落下的凝结水不能得到充分回热,这也增加了凝结水的过冷度。3.4 冷却水漏入凝结水内凝汽器内冷却水管破裂或冷却水管的管环盘根不严,造成冷却水漏入凝结水内,使凝结水温度降低,过冷度增加,此时还伴有凝结水硬度增大的现象发生。3.5 凝汽器冷却水入口温度和流量的影响现代大型电站凝汽器通常均为回热式的,具有合理设计的管束结构,汽阻极小,在额

8、定的设计工况下运行时,凝结水过冷度实际可为零。在这种情况下,凝结水过冷度主要受凝汽设备运行工况因素的影响,其中最重要的因素是凝汽器冷却水的入口温度和流量。试验与运行经验表明,在一定的蒸汽负荷下,当冷却水入口温度降低或流量增加时,凝汽器压力降低,真空增加,进入热井的凝结水的过冷度将增大。凝汽器热井进口处凝结水过冷度与冷却水入口温度及凝汽器真空之间的关系如图1所示。 图1 在冷却水入口温度不同时,凝结水过冷度与凝汽器真空的实验特性关系3.6 蒸汽负荷的影响凝汽器蒸汽负荷的大小对凝结水过冷度也有一定的影响。根据前苏联的试验结果,对于汽流向心式凝汽器,随着蒸汽负荷的提高,过冷度增大;而对于汽流向侧式凝

9、汽器,蒸汽负荷升高时,过冷度减小。对于旧式非回热式凝汽器,蒸汽负荷减小时,不可避免地会引起过冷度增加。 机组负荷,MW 凝结水过冷度,图2 机组负荷与凝结水过冷度关系曲线- 3 -张家口电厂300MW 机组的负荷与凝结水过冷度关系曲线如图2 所示。由图可知,随着机组负荷的提高,蒸汽负荷随之提高,过冷度有逐渐增大的趋势。3.7 将温度较低的补充水直接补入凝汽器的热水井机组在运行过程中,由于锅炉排污等原因,导致工质在循环过程中产生了汽水损失,因此为了满足汽轮机进汽量的需要,必须及时在水侧对系统进行补入。补充水补入的位置有除氧器和凝汽器两种方案。如果采用补入凝汽器方案,冬天时补充水温度一般低于设计工

10、况时凝汽器中凝结水温度可达十几摄氏度。这样将温度较低的补充水直接补入凝汽器的热井,并且在补充水流量较大时,势必会造成凝结水温度的降低,致使过冷度增加。4 过冷度对机组运行经济性和安全性的影响4.1 对机组运行经济性的影响 图3 凝结水过冷度的热单位表示示意图凝汽器过冷度会增加冷源损失,引起作功能力的损失,降低系统的热经济性。借助于等效热降方法4,可对过冷度所引起的作功能力损失进行定量分析,见图3。显然,由于过冷度n ,的出现,使N.o l 加热器的耗热量增加m n ,抽汽量也相应地增加。依据等效热降原理,新蒸汽的等效热降将减少:1kJ/kg m n H =如果N.o l 加热器是汇集式的,则过

11、冷度n 还将影响N.o l 段抽汽在加热器中的放热量q 1,这时q 1将变为q 1+n ,这时过冷度使新蒸汽等效热降下降:111kJ/kg m n nq H q =+ 装置的效率相对降低: 100%i H H H=× 其中:m 为凝结水份额; 1 为N.o l 加热器的抽汽效率;q 1 为N.o l 段抽汽在加热器中的放热量,kJ/ kg ;H 为新蒸汽等效热降,kJ/ kg 。- 4 -下面将利用上述所得公式,求得几种典型机组在凝结水过冷度t n=2(亦即n=8.374时的H和i计算值,结果列于表2。表2 几种典型机组在t n=2时的H和i计算值机组型号等效热降H,kJ/kg 效率

12、相对降低i,%N100-8.83/535N200-12.75/535/535 N300-16.18/550/550 0.5540.5870.4600.0550.0450.038通过对N100一8.83/535型汽轮机实例计算结果表明,当凝结水过冷却度增加2时,新蒸汽等效热降减少0.554kJ/kg,机组效率相对降低0.055%,电厂标准煤耗增加0.209g/kW·h。假设该机组年运行小时数为7500 h,那么,一台该型号机组每年多耗标煤为156.8t,相当于每年多支出燃料成本5.18万元。可见,凝结水过冷度对机组的经济运行有明显的影响,是一项不可忽视的指标,因此采取各种措施降低凝结水

13、过冷度是十分必要和有意义的。4.2 对机组运行安全性的影响凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低,即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低,气体分压力的增高,使得溶解于水中的气体含量增加,因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度,则其含氧量增加,这将导致凝汽器内换热管、低加及相关管道阀门腐蚀加剧,以致降低设备的使用寿命,不利于机组的安全运行。这同时也加重了除氧器的工作负担,使除氧器的除氧效果变差,严重时会腐蚀处于高温工作环境下的给水管道和锅炉省煤器管,引起泄漏和爆管。据统计,2003年某电厂凝汽器冷却水管腐蚀造成的泄漏,使凝结水硬度超标,迫

14、使机组降低出力带负荷查漏次数多达8次。可见,凝结水过冷度的存在对机组运行安全性极为不利。5 减少凝结水过冷度的对策通过上述对凝结水过冷度产生原因及其对机组运行经济性和安全性的影响的分析可以看到,凝结水过冷度的存在威胁着机组运行的安全性和可靠性,同时也会降低机组运行的经济性。因此须从设计、改造、检修以及运行维护等各个环节对其采取有效措施,以期降低凝结水过冷度,提高机组运行的经济性和安全性。5.1 设计中所采取的对策(1在冷却水管束设计中改进管束的布置,在管束结构中适当留有足够宽的蒸汽通道,这除了可以保证汽流均匀进入管束各区域外,还可保证部分排汽可直接通至凝汽器底部,以加热凝结水,减少凝结水过冷度

15、;同时应使抽气口位置离开凝结水远一些,以减少凝结水过冷度;(2从凝汽器入口至抽气口的路径应力求直接,且有足够的流通面积,蒸汽进入管束的流速不超过40m/ s50m/ s,蒸汽沿程阻力尽量小,以减少汽阻,降低凝结水的过冷度;(3合理选择凝汽器内的淋水装置,优化设计循环冷却水量;(4汽轮机排汽口与凝汽器的连接采用柔性连接,以防止运行中膨胀不畅导致空气的漏入;- 5 - （5）对于排入凝汽器的各种疏水、补充水、再循环水及其它附加流体，接至凝结器的 位置一定要高于凝结水水位，最好接至凝结器上部蒸汽空间，并装折流档板，防止冲刷冷却 水管，以除掉这些水源中的空气，减少对凝结水溶氧及对过冷度的影响。 （6）

16、利用锅炉连续排污对补充水进行加热，以减少补入凝汽器的补充水对凝结水的过 冷却。一般凝汽器的补充水箱与除氧器、连续排污扩容器布置在同一平台处，因此可在补充 水箱内加装一组管式换热器， 由连续排污扩容器引出一管， 将排污水送入换热器中作为热源， 以加热补充水，然后再排入地沟，该系统如图 4 所示。 连续排污扩容器 补充水箱 电动阀门 地沟 图4 锅炉连续排污加热补充水系统 5.2 改造中所采取的对策 旧式凝汽器通常均为非回热式的，冷却管束通道很窄，汽阻很大，可达 1. 3 2. 0 kPa， 这本身就可使过冷度达到 510。对于这些老式凝汽器，凝结水过冷度与工况因素几乎 无关，消除这种过冷现象唯一

17、有效的措施是改造凝汽器冷却管束结构。如： （1）拆除一部分冷却水管（减少一部分冷却面积），让排汽可深入到冷却面中部，并 留有足够的宽度，但不穿通，使蒸汽能沿着冷却面作均匀的分配，并使凝结水加热到排汽温 度； （2）在冷却管束中合理布置一些集水、排水元件； （3）限制管束中汽流流速，使其尽可能不超过 40m/ s50m/ s。 5.3 检修中所采取的对策 （1）对真空系统进行灌水查漏，重点检查凝汽器喉部、低压抽汽管路、低压缸轴封蒸 汽进出管道焊口、低压缸法兰接合面、热井焊接处、凝结水管道法兰连接处、凝汽器水位计 接头处、疏水扩容器焊接处、与热井连接的真空系统阀门等部位，并修补泄漏处； （2）检查

18、凝汽器内的淋水装置； （3）对凝汽器水位调节器和轴封压力调节器进行检修； （4）对抽真空系统进行检修，保证抽气设备的正常工作，以便运行时可及时抽出凝汽 器内不凝结气体。 5.4 5.4.1 运行中所采取的对策 保证真空部分的严密性 保证真空部分的严密性，防止空气漏入，同时正确配置抽气器。这不仅是为了维持凝汽 器内的高真空度，也是防止凝结水过冷的有效措施之一。投运行轴封压力调节器，并将轴封 -6- 压力控制在规定值内，以防止空气从轴封漏入，影响凝汽器真空。 5.4.2 对凝结水水位及水质的监视与控制 为了消除运行中凝结水水位过高而造成的凝结水过冷却现象， 一方面除了要求运行人员 对凝结水水位严格

19、监督外， 另一方面可通过装设凝结水水位自动调节器和报警装置， 使凝结 水水位保持在正常范围内。同时，还可以利用凝结水泵本身的运行特性，采用凝汽器低水位 运行的方式。 运行中凝汽器冷却水管腐蚀泄漏，会引起凝结水硬度超标，过冷度增大。若水质超标不 严重，可在循环水入水口处放入木糠堵漏；若水质超标严重，则采取运行中降负荷半边凝汽 器查漏方法堵漏或停机时堵漏。 5.4.3 对冷却水的流量和入口温度调节和控制 冬季冷却水温较低时， 为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电， 应减小冷却水 流量。 当循环冷却水泵采用母管制连接时， 可通过改变运行的水泵台数或者关小压力管道上 的阀门来调节冷却水流量。 如

20、果循环冷却水泵采用单元制配置， 需通过改变水泵工作叶片旋 转角度来调节出力， 或用改变电动机电极对的数目以改变转速来改变出力， 或通过改变循环 冷却水泵的工作台数来调节出力。 对于具有空气冷水塔的机组， 可通过调整运行中的多级变 速风机的速度和和数量来控制冷却水温度，调节冷却水流速以获得零过冷度。 6 总 结 对于凝汽器内凝结水过冷度的问题， 从各个方面分析了凝结水过冷度产生的原因， 详细 阐述了其对机组运行经济性和安全性的影响， 并提出了减少凝结水过冷度的对策。 在凝汽设 备的运行监测中，凝结水过冷度是一个不容忽视的性能指标，因此应在设计、改造、检修以 及运行维护等各个环节采取措施控制和消除

21、凝结水过冷度， 来提高机组运行的经济性和安全 性。 参考文献 1 张卓澄大型电站凝汽器M北京：机械工业出版社1993 2 朱新华、江运汉、张延峰等电厂汽轮机M北京：水利电力出版社1991.3 3 杨善让汽轮机凝汽设备及运行管理M北京：水利电力出版社1993.10 4 林万超火电厂热系统定量分析M西安：西安交通大学出版社1985 5 E.U.施林德尔换热器设计手册M北京：机械工业出版社1988 6 卢绪祥、李录平、王运民等凝结水过冷度及其对机组经济性的分析J汽轮机技术200244(2： 117-119 7 肖增弘、盛伟、李国军、黄宝诚等减少凝结水过冷度措施的研究J沈阳电力高等专科学校学 报20035(2：78-79 8 李晓勇凝结水过冷度对机组的影响及对策J电站辅机200490(3：12-16 -7- Caused Reasons and Re