国产300MW机组除氧器暂态过程试验研究
　

田 丰¹，徐之昌¹，刘务波²

（1．广东省电力试验研究所，广东 广州 510600；2．韶关发电厂，广东 韶关 512132）
　

    摘  要：大型机组除氧器暂态过程一直是机组安全运行广为关注的问题。文中通过对某国产300MW机组在功率突变工况下，除氧器有关参数的测量和计算，利用热力学第一定律建立了除氧器热平衡方程，得出机组在该工况下给水泵不会发生汽蚀的结论。原因为供至除氧器的抽汽压力虽然下降，其他汽源的存在阻止了除氧器压力（给水焓值）的过快降低，给水泵密封水的回水引入前置泵入口，降低了该处水温，使下降速度较除氧水箱水温延缓的现象不明显。指出该型设计的300MW国产机组除氧器的设计标高可以进一步降低，节省大量的土建投资。而对前置泵入口滤网的堵塞现象应引起充分重视。
    关键词：国产300MW机组；除氧器；暂态过程；给水泵组；汽蚀；试验研究
　

1  引言
    随着机组容量的增大和承担中间负荷日益增多，除氧器滑压运行作为提高热经济性的措施之一，在一系列技术问题被逐一解决后，已广泛应用于单元机组^[1]。滑压运行除氧器不仅提高了在设计工况的热经济性，还显著提高了在低负荷工况的热经济性，使给水回热分配均匀，接近最佳。我国600MW亚临界机组设计计算表明，与定压运行相比，除氧器滑压运行，在额定负荷时，可提高机组热效率0.12%；在70%及以下负荷时，可提高机组热效率0.3%~0.5%^[2]。但滑压运行除氧器亦带来不利的影响，主要包括负荷变化时除氧效果的改变和给水泵运行的安全性两个方面。为此，早在20世纪80年代，我国的专业工作人员对国产和原苏制200MW机组上进行了大量的现场试验研究和计算^[3]，得出一些与实际更为接近的结果。目前国产300MW机组已成为电网的主力机组，逐渐承担中间负荷，参与调峰。本文针对国产300MW机组，对除氧器暂态过程进行了试验研究。
2  试验机组简介
    试验在某国产300MW机组整组启动调试期间进行，该机组锅炉为W型，由于调整试运初期，配用煤质与原设计相差较大，导致频繁出现主燃料遮断MFT（Main Fuel Trip），汽机快速减负荷。在负荷快速变化期间，结合机组的运行方式，进行了相关参数的测量和试验研究。经多次试验，结果具有很好的重复性，可信度高。
    该机型号为N300-16.7（170）/537/537-4（合缸），亚临界中间再热、高中压合缸双缸双排汽凝汽式汽轮机。额定参数主汽压力16.7MPa，主汽温度537℃，再热蒸汽压力3.3MPa，再热温度537℃，额定蒸汽流量935t/h。
    除氧器型号为GC-1025，额定出力1025t/h，除氧水箱型号GS-180，有效容积180m³。低压给水系统采用一个轴封加热器和4个低压加热器。锅炉给水采用3台50%容量的电动给水泵组，每一泵组由电机、前置泵、主泵和液力偶合器组成，前置泵型号为FA1D56卧式、轴向中分泵壳型，一级双吸叶轮，扬程100m，必须汽蚀余量（净正吸入压头Net Positive Suction Head NPSH_r）H_r3.8m，功率193kW；主泵型号为DG600-240卧式筒体芯包，6级叶轮，扬程2381m，必须汽蚀余量32.5m，功率4354kW，转速5410r/min，最小流量148m³/h。液力偶合器R17K.2-E，功率4613kW，给水泵电机型号YKS5500-4，功率5500kW，转速恒定1491r/min。
3  试验结果及分析
3.1  试验情况
    试验进行前机组维持负荷282MW稳定运行，主蒸汽压力16.02MPa，温度533℃，再热蒸汽压力2.96MPa，温度530℃，给水泵A、B并列运行。2001年2月6日9:30:00，锅炉由于炉膛负压超限MFT，汽机快速减负荷至3.3MW运行，功率的变化过程曲线见图1。从图1看到，发电机功率在150s内，从282.0MW快速降为19.1MW，变化速率达1.75MW/s或105.2MW/min。由于除氧器滑压运行，在相应的操作下，引起暂态过程参数的变化。
3.2  除氧器含氧量
    正常运行时，除氧器含氧量小于7mg/L，在功率突然下降的过程中，除氧效果增强，因而，对除氧水含氧量暂不研究。
3.3  除氧器压力和除氧水箱温度
3.3.1  除氧器的压力变化
    除氧器压力的变化趋势见图2。从图2看到，除氧器压力在开始1min向下变化，从0.74MPa降为0.70MPa，变化速率0.04MPa/min，之后略有回升至0.76MPa，然后继续下降，在前21min有两个反复，变化幅值均较小。21min之后开始出现明显下降趋势，53min后稳定在0.40MPa水平，还未达到辅助汽源投入的压力设定值0.245MPa。

3.3.2  除氧水箱的温度变化
    除氧水箱水温的变化趋势见图3，从图3可见，除氧水箱水温度的变化趋势则平缓得多，6min之前均维持171℃不变，之后缓慢下降，有两段维持不变的过程。与压力的变化趋势相对应，25min后开始出现明显下降趋势，最后维持在148℃ 。

3.3.3  汽机负荷变化的影响
    汽机负荷骤然降低，各抽汽管道压力迅速降低，几乎降到0（见图4）。低压段抽汽为负压，供至除氧器的4段抽汽由于压力的降低，逆止阀快速关闭。同样，高加疏水至除氧器逆止阀亦快速关闭。除氧器汽空间在供汽压力突然降低的情况下，不只是蒸汽空间和金属壁有放热，水箱中的部分水亦发生放热，因而阻止了压力的快速下降，所以压力的变化是比较缓慢的，而不是一般文献表述的压力立即瞬间降落，从试验结果亦得到证实。

3.3.4  关于能量方程
    不考虑除氧水箱水温度分布及与外界的热交换，按集总参数模型，除氧器压力p_d对应于除氧水箱的温度t_d（至少水箱表面一定厚度饱和水如此），其衰减的动态规律由给水焓i_d确定：

式中  d(v_d p_d)/di_d为v_d p_d随焓值i_d的变化规律，由水蒸汽性质决定；di_d /dt为由如下除氧器热平衡微分方程求得。
    基于热力学第一定律：

式中  V_Wr_d=M_d为除氧水箱的贮水量，kg；V为除氧器总容积，m³；M_T为除氧器金属质量，kg；c_T为除氧器金属的比容，kj/(kg·℃)；T为除氧器金属的温度，℃；Q_l、Q_o、Q_v、Q_w、Q_c分别为锅炉连续排污量、除氧器排氧量、门杆和轴封漏汽量、给水流量和凝结水流量，kg/h；i_s、i_d、分别为暂态过程中除氧器汽空间饱和汽气混合物焓值、除氧水箱给水焓和对应饱和汽焓，kj/kg；i_l、i_v、i_c分别为锅炉连续排污焓值、门杆和轴封漏汽焓值进入除氧器的凝结水焓（4号低加出口凝结水焓值），kj/kg。实际应用还应考虑：
    （1）一般计算时假设暂态过程中凝结水的流量Q_c与给水流量Q_w相等，即除氧水箱的水位保持不变，实际在工况大幅变化时，除氧水箱的“水位自动”控制无法满足要求，应解除而处于手动状态。除氧水箱的水位出现较大波动（参见图5），凝结水的流量Q_c和给水流量Q_w并不相等。凝结水流量Q_c的变化趋势见图 6，从中看到，在前3min，迅速降低，从稳定时的689t/h降为258t/h，之后在较小的值稳定运行，给水流量Q_w由于两台给水泵的运行方式不同而异，A给水泵的转速迅速由稳定运行的4808r/min，降为2204r/min，于是再循环门开启，不再向给水母管供水；B给水泵的转速由稳定运行的4776r/min，降为4056r/min，维持给水流量在268t/h左右（参见图7、图8）。

    （2）另一个很重要的参数就是进入除氧器的凝结水焓i_c，各国在处理凝结水焓i_c时略有不同。早期的计算公式以热井水温作为计算依据，结果偏于保守，给水泵汽化最危险时刻t_max出现的时间亦偏前。G.S.Liao认为以低加出口温度逐渐降低为热井水温，作为整个暂态过程进入除氧器的凝结水温来推导，更为合理。温降规律的假设有定温、直线、折线等，我国学者提出凝结水焓i_c分段线性降落规律^[1,3]与实践较为接近。但各种假设均比实测的温度降落快，致使计算的除氧器给水焓降下降比实测值快^[4~6]。4号低加出口凝结水温的暂态过程如图9，从图中看到，在负荷变动的前2min，温降很小，从146.3℃降为145.0℃，仅下降1.3℃，温降率为0.65℃/min。之后快速下降，再经7min的时间从145.0℃降为91.6℃，下降53.4℃，温降率7.63℃/min，然后温降速度趋于平缓。

    （3）门杆和轴封漏汽、排氧门和锅炉连续排污均为一般文献所没考虑的，这样处理的结果偏于安全。在锅炉连续排污投入的情况下，甩负荷或大幅降负荷时，汽包压力会升高，连续排污量Q_l加大；同样随着主汽压力的升高，门杆漏汽Q_v亦加大，它们减缓了除氧器压力的下降；除氧器排氧门开度保持不变，当汽空间压力降低时，由于大气压力恒定，排除的汽气混合物Q_o减少，它亦有利于稳定除氧器的压力。除氧器金属庞大的重量亦使其蓄热的变化不可忽视，同样对压力的衰减起到负的作用。
    （4）除氧水箱的有效储水量（一般是指水箱容积的80%~85%），按我国现行的设计规程规定，对于200MW及以下机组为10~15min锅炉VWO工况时的给水消耗量；200MW机组为5~10min。本机为180m³，较大的水箱容积阻止了压力的过快降低。
    （5） 将各参数的变化规律和边界条件（如i_d=i₀—除氧器稳定运行给水焓）带入式(2)，便得到除氧器水箱焓值i_d的衰减规律。通过i_d和水蒸气性质，可求出暂态过程除氧器给水压力的衰减规律。由于实际运行方式与理论假设并不一致，除氧器压力的下降要缓慢得多，对于给水泵运行的安全性提供了保障。
3.4  给水泵
3.4.1  给水泵入口水温
    给水泵入口水温见图10、图11，从图中看到，A、B泵前置泵入口水温在前2min基本保持不变，之后以一定斜率下降。A泵入口从163.3℃经11min降为155.0℃，下降速率0.75℃/min；B泵入口从166.3℃经6min降为162.0℃，下降速率0.72℃/min，然后基本保持不变。两者的水温均低于除氧水箱水温，并未出现水温滞后下降的现象。而除氧水箱温度在开始的5min之内保持171.0℃不变，从第6min才开始下降，经4min后降为168.0℃，它的变化速率小于前置泵入口的给水。

3.4.2  关于能量方程
    由于DG600-240型给水泵密封水设计源于凝结水母管，而回水的一部分引入前置泵进口（回除氧器），使前置泵入口水温t₁有所降低，按下式求出：

式中  Q_w为本泵给水流量，kg/h；Q_m为泵密封水回水流量，kg/h；t_m为密封水回水温度（90℃以下），℃。

    凝结水母管温度为32℃左右，经泵密封后，有一定温升，密封水系统设置调节门以保证供水压力与除氧器压力之间压差在30kPa以上，而回水温度要求不大于90℃，否则保护动作，泵跳闸。由于B泵炉MFT之后向汽包供水，流量保持给水流量Q_w，大于A泵处于的再循环工况（参见图 7、图 8），Q_m亦与转速的变化有关，这就解释了B泵入口温度高于A泵的现象。
3.4.3  散热问题
    长距离（20m以上）的管道虽在保温条件下输送给水，可避免导致大量散热损失，但亦使入口温度偏低。
3.5  给水泵安全性分析
    （1）给水泵安全性分析的一般方法为^[7]，前置泵入口处的有效汽蚀余量DH_a必须大于必须汽蚀余量DH_r，校核暂态工况下汽蚀余量的动态最大降落值DH_max =max[(p_s-p_d)v]，其中p_s为前置泵入口水温对应的饱和压力，v为给水比容的平均值。利用式(3)计算瞬时热焓i_s、i_d，反算出p_s、p_d，其计算涉及在DH_max时累计进入除氧器的凝结水量x_max。得出的结论是汽化最危险时刻出现在凝结水管系第一次换水完毕之后，凝结水管系加上下降管第一次换水完毕总时间以前的某时刻内，汽化点处在下降管的区段。从上面的分析来看，该计算偏于保守。暂态过程中汽蚀余量动态降落实测计算值见图12。从中看到，在负荷变动的前1min，有增大的趋势，从-18.61m变为-15.23m，之后逐渐下降，但整个过程(p_s-p_d)v均小于0，它表明DH_a始终大于DH_r，暂态过程不会发生汽化。
    （2）从试验结果来看，由于主泵较低温度的密封水较回水引入前置泵入口，使入口水温低于除氧水箱的温度，其对应的饱和压力p_s与除氧器压力p_d变化的趋势见图 13、图 14。从中可见，A、B泵p_s总是低于入口压力p₁=H_g+P_d-v₁²/2g-vDp，它门的差值大于前置泵的必须汽蚀余量H_r，表示前置泵不会发生汽化，更不会汽蚀或导致断列工况。但低温的凝结水未经加热器的加热，直接引入给水，降低了整个机组循环热效率，牺牲效率换取了给水泵的安全。

    （3）FA1D56前置泵为一级双吸叶轮，扬程100m，与单吸泵相比，汽蚀比转数提高1.414倍，抗汽蚀性能好，H_r=3.8m。应当说，只要前置泵不发生汽蚀，主泵就不会发生汽蚀，前置泵为定速泵，主泵转速通过液力偶合器转速可变，暂态过程抗汽蚀性能进一步提高。在额定工况Q₀、n₀下最小必须汽蚀余量为H_r(min)，则在工况Q、n下，必须汽蚀余量为：

    从上式可见，变工况下的必须汽蚀余量H_r，1/3取决于流量的改变，2/3取决于转速的改变。对前置泵而言，转速虽未改变，但流量下降（参见图7、图 8），必须汽蚀余量H_r减小；对于主泵，转速和流量均减小，使进口绝对速度和相对速度均减小，必须汽蚀余量H_r下降更多，这些都改善了泵组的抗汽蚀性能。
    （4）给水流量Q_w下降，给水下降管压降Dp相应降低，尤其是对于装有入口滤网管道而言，有效汽蚀余量增加，进一步改善抗汽蚀性能。当然，流量Q_w的减小，延长了下降管中水容量的换水时间，这是不利的。
4  结论及建议
    （1）通过试验研究和计算分析，以及对泵组本身的监测，国产300MW机组在负荷突变（达105.2MW/min）的情况下，除氧器压力下降的速度比较缓慢，前置泵入口水温的降低并未出现滞后，给水泵组不会发生汽蚀现象。原因是负荷突变或发生甩负荷时，系统运行方式发生改变，延缓了除氧器压力的降低；另外设计给水泵密封水回水引入前置泵入口改善了入口处水温的特性。
    （2）实测和计算结果表明，该型机组除氧器暂态过程中汽蚀余量的动态降落值小于0，它表示正常运行时（假设p_s=p_d）给水泵不发生汽化，暂态过程亦不会发生。加上运行工况变化，必须汽蚀余量H_r减少，除氧器设计在二十几米高的除氧层，其安装高度可以降低，节省土建投资。除氧层高度降低，还可使下降管的换水时间加快，有利于改善汽蚀特性。从国外的300MW、600MW机组来看，由于前置泵结构的改善，除氧器布置在4m，9m，12m的均有。
    （3）实践表明，当工况大幅变化时，容器和管道中的沉淀、锈蚀等容易导入给水管道，引起入口滤网的堵塞而诱发给水泵组的汽蚀。如早期在徐州电厂、荆门电厂均因入口滤网污物汇集堵塞滤网而导致汽化^[8]，日本三菱公司在珠海电厂700MW机组4级甩负荷试验中，有2次均因检测到给水泵前置泵入口滤网发生堵塞诱发汽蚀而停泵，进而MFT。因而，对前置泵入口滤网的堵塞问题应引起充分重视，建议设计有效的在线冲洗装置，并设计给水泵汽蚀跳泵的联锁保护。

参考文献

[1] 郑体宽（Zheng Tikuan）．热力发电厂（Thermal power plant）[M]．北京：水利电力出版社（Beijing：Water Resource and Electrical Power Press），1995．
[2] 马文智（Ma Wenzhi）．现代火力发电厂高速给水泵（Present high speed feed water pump in fossil fuel power plant）[M]．北京：水利电力出版社（Beijing：Hydraulic and Electrical Power Press），1984．
[3] 蓬静欣，邓祖诚，徐希平（Peng Jingxin，Deng Zucheng，Xu Xiping）．电站除氧器滑压运行暂态过程的试验研究和计算（Testing research on sliding pressure running deaerator transient procedure in power station）[A]．西安：中国电机工程学会火力发电分会大型火电机组运行技术学术年会论文集（Xi’an：The Proceedings of Annual Conference on Large Size Units Running Technology of Fossil Fuel Power Branch of Chinese Society for Electrical Engineering）[C]．1991．
[4] 靖长才（Jing Changcai）．200MW机组给水泵汽化原因分析（Analysis on cavitation causes of feed water in 200MW unit）[J]．电站辅机（Power Station Auxiliary Facilities），1993，（3）：43-44．
[5] 翁荣周（Weng Rongzhou）．除氧器甩负荷过程的动态压力降（The dynamic NPSH decay under sudden load drop）[J]．中国电机工程学报（Proceeding of the CSEE），1992，12(4)：52-56．
[6] 史达明（Shi Daming）．除氧器数学模型及给水泵最大动态汽蚀余量（Deaerator model and most dynamic NPSH of boiler feed water pump）[J]．中国电机工程学报（Proceeding of the CSEE），1986，6(2)：64-72．
[7] 徐明 徐奇焕（Xu Ming, Xu Qihuan）．汽轮机甩负荷过程中给水泵的汽蚀（Cavitation of feed water pump during turbine rejecting load）[J]．汽轮机技术（Turbine Technology），1993，35（5）：42-44．
[8] 王锦荣，吕彦昌（Wang Jinrong，Lu Yanchang）．机组电动锅炉给水泵安全经济性问题分析（Analysis on problems of safety and economy of boiler electrical feed water pump）[J]．电站辅机（Power Station Auxiliary Facilities），1988，（4）：34-44．

返回除氧器首页