聯合循環中除氧器超壓問題的分析及處理

　

摘要：針對聯合循環初期出現的除氧器'>除氧器超壓、汽機超溫等方法予以解決，同時對修改溫控線后燃氣輪機運行情況作了簡單的討論。

要害詞：燃氣輪機聯合循環控制調峰傳熱

　　龍灣燃機電站300MW聯合循環發電設備，由2臺100MW等級燃氣輪機、2臺額定蒸發量為177t／h的單壓余熱鍋爐及1臺100MW純凝汽式汽輪機組成，其中燃氣輪機及汽輪機由GE供貨，控制系統為GEMARKV，2臺余熱鍋爐由比利時CMT供貨，公用1臺除氧器'>除氧器。聯合循環機組分別于1999年4月15日開始調試至5月13日止72h加24h滿負荷試運結束，5月14日投入試生產。

本文就聯合循環調試中出現的除氧器'>除氧器超壓問題進行討論。

1問題的提出
　　龍灣電廠余熱鍋爐，為單壓、強制循環鍋爐，垂直布置。在鍋爐尾部布置了低壓蒸發器與除氧器'>除氧器構成低壓強制循環，除氧器'>除氧器為內置除氧式，設計工作壓力0．42MPa，最高0．5MPa，余熱鍋爐投入運行后發現除氧器'>除氧器壓力不斷升高，若對煙氣檔板進行調節，開度小時，雖能降低除氧器'>除氧器壓力，但鍋爐升壓速度太慢；按正常的升壓速度，即使全開除氧器'>除氧器至凝汽器進行泄壓，除氧器'>除氧器壓力仍然在0．5MPa左右，安全門經常動作，降低燃氣輪機負荷亦無效，運行調整困難。當聯合循環進入整套啟動調試階段，燃機負荷在35MW至75MW對應聯合循環出力在220MW的范圍內，除氧器'>除氧器壓力仍然超限。當時包括外方在內的專家提出許多措施，如增加除氧器'>除氧器至凝汽器排放容量、減少低壓循環泵流量（加節流孔）犧牲排煙溫度以減少低壓蒸發器吸熱等措施，因種種原因未能實施，直到聯合循環工程驗收時仍作為遺留問題之一。2原因規律，方框部分的大小表示各受熱面的吸熱量，D是窄點（pinchpoint），表示高壓蒸發器出口煙溫與汽包飽和溫度之間的傳熱溫差，工況變動時該傳熱溫差基本不變，當燃機排氣溫度變化時燃氣溫度線撓D點轉動。排氣溫度降低時（圖中虛線所示），線越平坦，過熱器吸熱減少，省煤器及低壓蒸發器吸增加，排煙溫度升高，燃機排氣熱量利用程度低，反之亦然。運行經驗表明，當燃機排氣溫度在426.7℃（800°F）以上時低壓蒸發器的吸熱能保證除氧器'>除氧器壓力在設計范圍內。

-　　2．2燃氣機的溫控特性　　圖2是根據燃機實際運行數據繪出的溫控特性，環境溫度23．9℃（75°F）。圖中O點為全速空載點，TTRX為燃機答應的最高排氣溫度（溫控線），OABDF線表示單循環溫控方式下排氣溫度的變化規律。OACEF線表示在投入聯合循環溫控方式下排氣溫度的變化規律。OACE線表示當時進口導葉在57°，BDF線表示當時的進口導葉在84°。2．3除氧器'>除氧器壓力升高原因　　在聯合循環調試初期，燃機仍然采用單循環的溫控方式，由圖2可以看出，在單循環方式下，當燃機排氣溫度達到371．1℃（700°F）時，燃機進口導葉開始開啟，隨著燃機負荷的增加，進口導葉直至開至84°的最大角度，對應燃機負荷在70MW，也就是說在此段負荷范圍內燃機排氣溫度始終低于或等于371．1℃（700°F）。由前面的討論可知，在此段負荷范圍內燃機排氣溫度太低余熱鍋爐低壓蒸發器吸熱偏大是造成除氧器'>除氧器壓力升高的根本原因。燃機負荷繼續增加時排氣溫度上升沿DB線進入溫控。3解決的辦法　　根據前面的規律是OACDF線。這樣避開了聯合循環溫控方式下排氣溫度的峰值，實際運行中是通過修改單循環溫控常數（CSKGVSSR）來實現的，考慮到減溫水的降幅、燃氣與蒸汽的傳熱溫差，將這個常數值定在510℃（950°F），對應的主汽溫度在487℃。采用修改的溫控方式后，解決了困擾已久的除氧器'>除氧器超壓問題。4結束語　　龍灣電廠汽輪機與余熱鍋爐來自不同的供貨商，當主參數不匹配時我們采取了修改控制方式予以解決。這種變通的溫控方式對應的排氣溫度介于單循環與聯合循環之間。其透平進口溫度也介于這二者之間，而不會對燃機有任何的研究以找出燃機壽命與效率之間的平衡點。

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