電廠疏水改造一體化除氧技術

邵金利

（佳木斯熱電廠，黑龍江 佳木斯154005）

0 引言

現階段國內絕大多數的300 MW以上的機組汽包鍋爐、核電機組和所有的直流鍋爐都設置有凝結水處理系統[1]，高參數大容量機組蒸汽溶解雜質的能力大，水汽系統熱力設備承受的熱負荷高，容易發生結垢和腐蝕，因此對給水的水質要求很高。凝結水占給水的絕大部分，如果凝結水得不到很好的處理，會直接影響給水的水質，最終影響整個熱力系統的安全運行[2]。根據《大中型火力發電廠設計規范》[3]（GB50660-2011）14.4.1主要原則中第二條，在裝設亞臨界汽包鍋爐的機組中，宜對全部凝結水進行精處理。但若疏水溫度過高，則無法進行精處理。

本文結合某電廠供熱機組疏水系統中存在的問題，提出一種對熱泵及熱網加熱器疏水系統進行改造的技術方案，通過降低疏水溫度，達到精處理的條件，并且優化除氧系統，在凝汽器中增設除氧裝置代替除氧器，從而保證機組運行的安全性、穩定性及經濟性。

1 概述

1.1 項目概況

某電廠2×300 MW供熱機組供熱系統中，2臺機組熱網首站配有8臺熱網加熱器（每臺機組4臺），配有6臺熱網加熱器疏水泵（每臺機組3臺），用于把熱網加熱器疏水罐內的疏水送入除氧器。配有8臺溴化鋰吸收式熱泵機組，用于回收300 MW供熱機組循環水排水的余熱，配有3臺疏水泵，用于把熱泵系統疏水罐內的疏水提升壓力后送入除氧器。

1.2 存在問題

由于熱泵側、熱網側疏水溫度較高，無法經過凝結水精處理系統進行處理，而不經精處理的凝結水易融入溶解性鹽類、金屬腐蝕產物和SiO2等物質，這些物質若隨給水進入熱力設備，在系統中沉積會造成結垢和腐蝕。尤其在熱泵側疏水系統中，熱網水中的雜質較多，易在換熱器中形成污垢，導致換熱效率降低、疏水溫度過高、換熱管路振動等問題，嚴重影響到機組運行的安全。

目前，將未經過化學精處理的疏水供給熱力系統，電廠中鍋爐的排污水量達到20 t/h，而機組純凝運行期間鍋爐排污水量僅為5 t/h。機組用水量較大，用水成本居高不下，電廠化學水處理的壓力較大。

2 疏水降溫方案

2.1 熱泵側疏水改造方案

2.1.1 熱泵供熱現狀

如圖1所示，熱泵驅動蒸汽進入發生器，疏水經凝水換熱器換熱后匯入疏水母管，流入熱泵疏水罐。凝水換熱器水側入口取自自身熱泵吸收器第一流程出口熱網水，經凝水換熱器后進入冷凝器熱網水側出口，凝水換熱器可以通過熱網水側的閥門調節疏水溫度，疏水溫度最低可降至70 ℃。每臺熱泵有2個組件，以每一個組件為單位，1個組件配1臺凝水換熱器，共16臺。

匯入疏水罐后的疏水，經疏水泵提升壓力后分別進入2臺供熱機組低加入口主凝結水管路，經低壓加熱器加熱后進入除氧器，疏水溫度一般控制在120 ℃以下。熱泵疏水溫度較高，無法經過凝結水精處理系統進行處理。

圖1 熱泵疏水系統圖

由于凝水換熱器管內側是疏水，管外側是熱網水，熱網水內的雜質留存在凝水換熱器內無法清除，使凝水換熱器換熱管內形成結垢，阻塞熱網水流通，引起疏水管路振動，并影響凝水換熱器的正常換熱，管內水垢無法清理，導致換熱器出現疏水溫度偏高或者無法使用。

2.1.2 具體改造方案

將凝水換熱器更換成管內側是熱網水、管外側是疏水的換熱器。一級冷卻水為熱網水，入口取自自身熱泵吸收器入口，出口回到冷凝器出口熱網水系統，疏水溫度降至70 ℃左右；二級冷卻水為循環水。疏水罐內疏水經疏水泵提升壓力后分別進入2臺主機凝汽器進行二級換熱，疏水經二級換熱后，疏水溫度降至45 ℃左右。

在選擇熱泵疏水換熱器時，可參照如下方法計算：熱泵在額定出力下運行時，每臺熱泵所需驅動蒸汽量為38.5 t/h，疏水溫度設計為120 ℃，則每個組件疏水流量為19.25 t/h，按10%余量考慮，取21.2 t/h。熱網水進入熱泵溫度為60/82 ℃。循環水進入熱泵溫度為35 ℃（計算取用35 ℃）。

計算一、二級換熱器熱網水、循環水需求量：1）熱網水需求量（將疏水溫度由120 ℃降至70 ℃）。所需熱網水量=21.2×(120-70)÷(82-60)=48.18 t/h。2）循環水需求量（將疏水溫度由70 ℃降至45 ℃）。按循環水溫升10 ℃選取，則所需循環水量=21.2×（70-45）÷10=53 t/h；換熱器按20%余量選取，則熱網水流量為57.82 t/h，循環水流量為64 t/h。

2.2 熱網加熱器側疏水改造方案

2.2.1 熱網側供熱現狀

如圖2所示，熱網加熱器的加熱蒸汽來自機組抽汽，每臺熱網加熱器疏水匯集到母管，由疏水泵升壓后直接送入除氧器，2臺供熱機組各設有3臺疏水泵，疏水泵出口母管設有聯絡，可以調配分別進入2臺機組除氧器的水量。熱網加熱器疏水設計溫度為120 ℃，正常運行時，由于熱網水要求溫度較低，疏水溫度為90～110 ℃。熱網加熱器疏水溫度較高，無法經過凝結水精處理系統進行處理。

2.2.2 具體改造方案

圖2 熱網疏水系統圖

如圖3所示，在原熱網首站處安裝2臺水-水換熱器，熱網加熱器疏水降溫后進入主機凝汽器。一級冷卻水為熱網水。入口取自熱網循環泵出口，出口回至熱網加熱器出口供水母管，疏水溫度降至70 ℃左右；二級冷卻水為2號機組循環水。經一級換熱后的疏水分別進入2臺主機凝汽器進行二級換熱，疏水溫度降至45 ℃左右。

圖3 改造后熱網疏水系統圖

在選擇熱網疏水換熱器時，可參照如下方法計算：供熱機組最大抽汽工況下，供熱抽汽量為1116 t/h，扣除熱泵驅動蒸汽量308 t/h，則最大疏水量為808 t/h，最高溫度為120 ℃，熱網回水溫度為入口60 ℃、出口82 ℃，循環水為入口35 ℃、溫升10 ℃。

計算一二級換熱器熱網水、循環水需求量：1）熱網回水需求量（將疏水溫度由120 ℃降至70 ℃）。所需熱網水量=808×(120-70)÷(82-60)=1836 t/h。2）循環水需求量（將疏水溫度由70 ℃降至45 ℃）。按循環水溫升10 ℃選取，則所需循環水量=808×（70-45）÷10=2020 t/h；換熱器按20%余量選取，則熱網水回水流量為2203 t/h，循環水流量為2420 t/h。

3 凝汽器疏水除氧裝置

3.1 除氧裝置的結構

凝汽器除氧主要采用噴霧除氧和鼓泡除氧相結合的形式。噴霧除氧裝置的結構如圖4所示，噴霧除氧裝置布置于凝汽器喉部，疏水管道為U型，管道上設有噴嘴，噴嘴角度傾斜向蒸汽進口方向，可在不同水平面上設置多層疏水管道。若凝汽器的喉部安裝了低壓加熱器，可以在低壓加熱器的兩側均布置噴霧除氧裝置，噴嘴采用圓柱形短管，管徑尺寸和噴嘴數量可以根據蒸汽和疏水的熱力參數進行計算得出。

圖4 噴霧除氧裝置示意圖

鼓泡除氧裝置的結構如圖5所示，可根據蒸汽參數和熱力計算情況，在凝汽器熱井中同一水平面上布置多根蒸汽管道，蒸汽管道上對稱布置噴嘴。鼓泡除氧裝置可布置在凝汽器隔板兩側，以加快氧氣析出的速度。

圖5 鼓泡除氧裝置示意圖

噴霧除氧裝置和鼓泡除氧裝置均可獨立控制，可通過閥門控制疏水和蒸汽進入凝汽器的流量，以達到較好的除氧效果。

3.2 除氧原理

通過噴霧除氧裝置，具有一定含氧量的疏水經過噴嘴后，以霧滴的形式噴淋到凝汽器喉部，利用汽輪機排汽對霧滴進行充分加熱，當霧滴被加熱到等于或非常接近于其壓力相應的飽和溫度時，其中的氧氣將全部從補水霧滴中析出，氧氣經設在空冷區的抽空氣管直接排出凝汽器，而除氧后的疏水霧滴流向凝汽器的熱井底部。

進入熱井的疏水中，仍然溶有部分氧氣，通過鼓泡除氧裝置引入蒸汽，蒸汽與熱井中的疏水進行充分混合擾動，進一步加熱疏水，同時將疏水中溶解的氧氣帶出水面，達到進一步除氧的目的。

4 改造后效果

通過此次改造項目，有效解決了當前熱泵及熱網加熱器疏水溫度過高，無法進行精處理的問題，同時對凝汽器進行改造，將經過一級換熱的疏水直接送入凝汽器中進行二級換熱并除氧，進而替代除氧器，具體達到效果如下：1）在熱泵疏水側，將凝水換熱器更換成管內側是熱網水、管外側是疏水，一級換熱后疏水溫度降至70 ℃。進入凝汽器后，與循環水進行二級換熱，疏水溫度可降低至45 ℃。2）在熱網加熱器疏水側，零米層增加2臺水-水換熱器，一級換熱采用熱網循環泵出口的熱網水，換熱后疏水溫度降至70 ℃。進入凝汽器后，與循環水進行二級換熱，疏水溫度可降低至45 ℃。3）對凝汽器進行改造，在凝汽器喉部設置噴霧除氧裝置，在凝汽器熱井上設置鼓泡除氧裝置。將熱泵側、熱網側的疏水在與熱網水換熱后送入凝汽器，可以對疏水進行除氧，達到代替除氧器的作用。4）疏水經過凝汽器精處理系統后，達到純凝運行時期水質標準，將大大節約機組用水量及成本，進一步減輕電廠化學水處理的壓力。

5 結語

本文結合某電廠2×300 MW供熱機組供熱系統中存在的疏水處理問題，提出了一種電廠疏水改造一體化除氧技術，并通過具體換熱計算數據驗證該方案的合理性和可行性。將熱泵疏水系統中凝水換熱器管內外側的工質對調，使熱網水在管內流動，減少雜質的沉積和結垢，同時在熱網加熱器疏水系統中，增設水-水換熱器，用熱網循環水使疏水溫度降低，最后將熱泵側、熱網加熱器側的疏水送入凝汽器中，與循環水進行二次換熱降溫，以達到凝結水精處理的條件。在凝汽器喉部，利用熱力除氧原理，通過噴霧除氧、鼓泡除氧相結合的方式，使疏水中氧氣析出，以達到替代除氧器的目的，進而優化電廠設備配置，減少投資成本，提升電廠經濟效益。