超临界机组无除氧器回热系统的可行性探讨

谢尉扬

（浙江浙能技术研究院有限公司，杭州 310003）

0 引言

火力发电厂回热系统通常带有热力除氧器，在加热锅炉给水的同时去除溶解在给水中的氧气，以防止溶氧对高压加热器、锅炉省煤器以及水冷壁等管材造成腐蚀。但是当锅炉参数提高到超临界以后，为防止锅炉给水系统发生FAC（流动加速腐蚀）现象，锅炉给水处理方式发生了质的变化，由亚临界时的AVT（除氧加全挥发处理）转变为OT（加氧处理）方式[1-3]。在这种处理方式下，除氧器不对外排不凝气体，还要对给水进行加氧处理，除氧器只起到给水加热的作用，因而可以利用表面式加热器代替除氧器，并对整个回热系统进行优化。

无除氧器回热系统在国外已应用了几十年，并且有多台200～800MW等级的超高压、亚临界、超临界机组投运，取得了明显的经济效益[4-5]。国内在多年前对无除氧器回热系统曾经有过一些研究[6-8]，真正应用的是湄州湾发电厂（2×362MW），由美国BECHTEL公司设计，机组于2001年投产，总体运行情况良好，达到了预期目的[9-10]。但针对超临界机组无除氧器回热系统的研究还很少。本文将从技术上对无除氧器系统进行探讨，论证其可行性，并从系统优化和厂房布局优化角度分析无除氧器系统的优势。

1 除氧器的作用

汽轮机回热系统的作用是提高机组循环热效率，目前300～1000MW等级汽轮机的回热系统通常设置8级抽汽回热，分别为3级高压加热器、4级低压加热器和1个压力式除氧器。在给水回热系统中，除氧器通过加热给水和排出气体来除去溶解在给水中的氧气和其他不凝气体，保证锅炉给水品质（溶解氧＜7μg/L）[11-12]，从而防止给水中的溶解氧对管道和设备造成腐蚀。

从结构上看除氧器是混合式加热器，利用汽轮机抽汽加热给水，机组正常运行时除氧器将给水加热到相应压力下的饱和温度；在机组启动时利用辅助蒸汽加热锅炉给水，提高给水温度，加快锅炉启动速度；除氧器还接收来自高压加热器的疏水、化学补水以及电厂其他各处合格的疏水和排汽。除氧器是一个体积庞大的储水容器，在凝汽器、除氧器和锅炉汽包之间还起到水位平衡和缓冲的作用[11]。

对于超临界机组，由于锅炉给水系统普遍存在比较严重的FAC现象，经过长期的研究和实践，锅炉给水处理方式已经发生了质的变化[1-2]。目前，通常在机组启动后就投入凝结水精除盐系统，当给水水质达到规定要求，主要是氢电导率小于0.15μs/cm时，即可将给水的AVT处理转为OT处理[12-13]。通过对给水进行OT处理，在被腐蚀的金属表面形成致密的Fe2O3保护膜，有效降低和减缓金属材料的腐蚀，从而相应减小管道系统的阻力，提高机组运行的经济性和安全性。在超临界机组正常运行时给水不需要除氧，反而要进行加氧，除氧器已经失去了除氧的作用。另外，超临界锅炉没有汽包，也不需要考虑水位平衡和缓冲功能，高加的疏水可以通过其它方式来回收和利用。因此，对超临界机组，采用表面式加热器代替除氧器在技术上已经成熟。

2 表面式加热器代替除氧器的可行性

2.1 给水加氧和除氧

超临界机组正常运行时为防止给水系统FAC问题，需要对给水进行OT处理，已不需要除氧器来除氧。但是当机组启动和给水水质还未达到OT处理要求时，凝结水和给水采用AVT处理，仍应考虑进行除氧，在没有除氧器的情况下，设计上可以采取多种措施：

（1）在凝汽器内部设置蒸汽加热除氧装置，对凝结水进行加热除氧。

（2）对于补充到凝汽器中的除盐水，可通过高位喷淋装置在真空和加热中进行除氧[14]。

通过以上2项措施，一般可以将凝结水中的溶解氧降到30μg/L以下。

（3）在加药系统中保留联氨加药装置，通过对凝结水和给水加联氨处理，除去残留在给水中的溶解氧。

（4）在凝结水系统中增加混合式低压加热器，具有除氧功能[4-5]。

另外，为防止凝结水中溶解氧过高，在运行维护中要防止空气漏入真空系统，确保真空严密性，特别应关注凝结水泵的轧兰、盘根、筒体密封面等处。在机组正常运行期间，如果发生凝汽器泄漏，造成水质恶化，给水和凝结水仍应恢复AVT处理，同时进行加联氨处理，以保证给水溶解氧低于7μg/L。因而在不设置除氧器时，技术上仍可以保证锅炉给水的溶解氧在规定范围内[9-10]。

2.2 给水加热

由于正常运行时超临界机组的除氧器只起到普通加热器的作用，因而完全可以用表面式加热器（以下简称4号加热器）来代替除氧器。通过结构上合理设计，如内部设置过热蒸汽冷却段、疏水冷却段等，可以在不改变汽轮机抽汽参数的情况下，做到表面式加热器的上端差为零，即出口给水温度达到抽汽压力下的饱和温度，在回热系统中起到与混合式加热器完全一样的加热效果。对于机组启动时的给水加热问题，同样可以在该加热器的汽侧接入辅助蒸汽来加热；另外，机组启动时还可以通过调整凝汽器的真空度来适当提高凝结水温度，也可以提前投入2号高压加热器来提高给水温度。

2.3 凝结水和给水系统优化

与原有系统相比，由于除氧器改为表面式加热器，可以取消凝结水系统的除氧器水位调节阀和给水泵的前置泵，凝结水直接由凝结水泵经过各级低压加热器和4号加热器送达给水泵，锅炉上水系统变得简单。凝结水泵和给水泵的配置方式保持不变，凝结水泵仍可采用变频调节，以使凝结水量适应机组负荷变化，节省凝结水泵功耗；凝结水泵和给水泵的运行需增加必要的联锁保护，可以考虑将给水泵的进口压力作为保证凝结水泵和给水泵之间正常调节的控制参数。

2.4 加热器疏水优化

加热器疏水仍以逐级疏水为主，高加的正常疏水可以通过疏水泵或直接进入凝结水母管，危急疏水经扩容器后直接进入凝汽器。1号高加疏水到2号高加，由于2号高加的疏水压力较高，疏水可以直接到给水泵的进口母管，也可以先到3号高加，再由疏水泵打入给水泵的进口母管，在机组高负荷时则可以通过疏水泵的旁路，直接进入到给水泵的进口母管；3号高加疏水也可以直接到4号加热器，再通过4号加热器的疏水泵打入给水泵的进口母管。当3号高加疏水到给水泵进口母管后，4号加热器的疏水应到5号低加，5—8号低加的疏水保持原设计不变。各种疏水方式应视不同机组的设计而定。来自电厂其他地方的合格疏水和排汽，可以根据压力等级及所含热量的不同分别进入相应压力等级的加热器，以充分利用热量和工质，也可直接排入凝汽器，仅回收工质。

2.5 主厂房结构优化

除氧器水箱的有效容积要保证给水泵至少运行5 min[11]，因而体积庞大。由于要考虑给水泵的进口汽蚀余量，除氧器必须高位布置，且要配备前置泵，给水管道布置复杂且冗长。加上连接除氧器的管道繁多，厂房设计时一般需要考虑设置除氧间，从而大大增加了主厂房的容积，厂房结构的荷载还必须按除氧器满水条件来考虑。当回热系统采用表面式加热器代替除氧器后，除氧间容积可以大大缩小，结构也可以简化。去除除氧器和前置泵后，管道系统也变得简单，为取消除氧间提供了有利条件，通过设计优化完全可以取消除氧间，还能缩短“四大管道”的长度[15-16]。

3 无除氧器系统的优势

3.1 降低工程造价

无除氧器系统没有除氧器和前置泵，相应的管阀系统也变得较为简单，设备和材料费用可以降低。由于没有体积庞大的除氧器，主厂房容积可以减少，还可以通过设计优化来取消除氧间，更能大幅度降低主厂房容积，降低建筑工程造价，并且缩短“四大管道”长度，进一步节省管道材料的费用。根据相关研究，对于2×1000MW机组，仅因取消除氧间和缩短“四大管道”的长度，所节省的费用就达2238万元[15]，如果再考虑取消前置泵、调节阀以及大量的低压给水管和阀门，节省费用更为可观。

3.2 提高机组经济性

在维持回热系统参数不变的情况下，汽轮机循环效率基本不受影响，若考虑高加疏水直接进入给水泵进口，还能提高最终给水温度，降低汽轮机热耗。无除氧器回热系统的4号加热器无需高位布置，大大缩短了抽汽管道和给水管道，同时取消了除氧器水位调节阀，因而降低整个管道系统的阻力，也相应降低了凝结水泵的功耗。无除氧器系统不设前置泵，虽然要增加高加疏水泵，但与取消前置泵相比，还是节省了厂用电。因而采用无除氧器回热系统，最终能提高发电厂的经济性。根据相关资料，300MW机组采用无除氧器回热系统，相比于常规设计的机组，其经济性一般可提高约0.8%[4]。

3.3 提高机组运行可靠性

除氧器体积庞大，储存了巨大的热容量，并且又是高位布置，存在很大的安全风险。1991年原国家能源部和机械电子工业部联合颁布了《电站压力式除氧器安全技术规定》，2002年国家经贸委又颁布了《锅炉除氧器技术条件》（JB/T 10325-2002），对热力除氧器的设计、材料、制造、检验、安装和运行等提出了各项规定，以确保除氧器使用过程中的安全。国内外都曾发生过除氧器爆炸的案例，造成惨痛教训，除氧器安全阀和焊缝的定期检验也带来很多工作量。利用表面式加热器代替除氧器后，回热系统变得简单，设备和管阀数量减少，简化了机组的运行和维护，机组运行的安全风险降低，可靠性得到提高。

4 结语

随着发电行业竞争的进一步加剧，降低工程造价、提高机组经济性和可靠性已经引起各方面的高度重视。与亚临界机组相比，超临界机组采用无除氧器回热系统在技术上更有优势，表面式加热器代替除氧器可以优化整个给水回热系统，方便主厂房布置，取消除氧间。

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