热交换器_百度文库

作者:澳门赌场  来源:澳门福彩  时间:2020-04-08 04:53  点击:

  热交换器_幼儿读物_幼儿教育_教育专区。六 热交换器 第一章 概述 电厂热力系统是实现热能转变为电能的动力系统,它由一系列设备及系统组成。现以秦山核电厂一号机组二 回路热力系统为例。图 2—1 表示其原则性热力系统。该热力系统的核心部分是由

  六 热交换器 第一章 概述 电厂热力系统是实现热能转变为电能的动力系统,它由一系列设备及系统组成。现以秦山核电厂一号机组二 回路热力系统为例。图 2—1 表示其原则性热力系统。该热力系统的核心部分是由一台汽轮机高压缸(HP)、两台 低压缸(LP)和发电机(G)组成的汽轮发电机组。此外,为了提高汽轮机低压缸的蒸汽过热度,使其排汽终湿 度处于允许范围内,以保证机组安全可靠和经济地运行,该机组采用了蒸汽中间再热系统;为了提高整个热力系 统的热经济性,采用了给水回热系统;并且,为了保证蒸汽发生器的给水品质,采用了给水除氧系统。 在蒸汽中间再热系统中,设置了两台汽水分离再热器(MSR)。它的作用是,利用汽轮机高压缸排汽经过汽水 分离器后,由高压缸一级抽汽和蒸汽发生器来的主蒸汽进行两级再热,从而提高低压缸进汽的过热度,使排汽终 湿度在允许范围内,以保证机组能安全可靠地运行。 在给水回热系统中,利用高压缸的 1、2、3 级抽汽分别供给 1、2、3 级高压给水加热器;利用低压缸的 5、 6、7 级抽汽供给 1、2、3 级低压给水加热器。各级加热器的疏水均采用疏水逐级自流系统。即,利用相邻各级加 热器之间的压力差,使压力较高的疏水逐级自流到下一级压力较低的加热器中去。高、低压给水加热器均为表面 式换热器。 给水加热器的作用是,利用汽轮机中已部分作过功的各级抽汽加热给水,提高蒸汽发生器的给水温度,以 达到回热加热,提高系统热经济性的目的。 在给水回热系统中,位于凝结水泵以后、除氧器之前的给水加热器,其管内水侧处于凝结水泵出口压力下工 作,称为低压给水加热器,通常称低压加热器,简称低加。位于除氧器之后的给水加热器,其管内的给水处于给 水泵后的高压下工作,称为高压给水加热器,通常称高压加热器,简称高加。 在给水除氧系统中,利用低压缸第 4 级抽汽作为除氧器的加热蒸汽。除氧器是一种混合式换热器,即蒸汽 与给水直接接触加热。并且,为了汇集、贮存除氧后的给水和为给水泵提供稳定的水源,设置了给水箱。 除氧器的作用是,通过加热驱除给水中的氧气(包括其它不凝性气体),以保证给水的品质;同时它又具有 回热加热作用,有利于提高系统的经济性;并且,在采用高压除氧器时,还能减少高压加热器的台数,有利于回 热系统的安全运行。 从核电厂二回路热力系统可看出,为了提高运行的安全性和热经济性,电厂中常采用中间再热器、高压加 热器、低压加热器、除氧器等各种型式的热交换器。这里仅介绍高压加热器和除氧器。 第二章 高压加热器 2.1 高压加热器的分类和典型结构 电厂中,为了提高机组运行的热经济性,均采用回热循环,而高压加热器则是回热循环中重要的加热设备。 高压加热器的投入与否、运行情况好坏,对机组运行热经济性的影响很大。因此,作为电厂运行操作人员,必须 了解高压加热器的结构、性能与工作原理,熟悉影响高压加热器运行的各种因数,掌握正确的运行操作方法,以 确保高压加热器和机组安全、经济地运行。 2.1.1 高压加热器的分类 我国电厂中的高压加热器均采用表面式加热器,并按其使用压力、结构型式、布置方式和传热区段设置等不 同方法进行分类。 2.1.1.1 按使用压力分类 高压加热器按照不同的管侧(给水侧)压力可分为高压加热器和中压的高压加热器。 在电厂中,凡属给水泵以后的加热器统称为高压加热器。但对制造厂而言,热交换器是按压力容器制造标准 进行分类的。对于管侧设计压力大于 9.8 MPa 的加热器属于高压容器,在设计、制造中对材料、加工工艺等要求 均很严格,故造价相应较高。而对管侧设计压力不大于 9.7MPa 的高压加热器属于中压容器,在设计制造中要求 比高压容器类低得多,造价也较低。这类加热器称为中压的高压加热器,或称为中压加热器。表 2-1 给出了电厂 中各种参数机组配用的高压加热器的大致情况。 表 2-1 高压加热器按压力分类的使用情况 高压加热器 发电机组 管侧(给水侧) 壳侧(蒸汽侧) 分 类 参数 设计压力(Mpa) 设计温度(℃) 设计压力(Mpa) 设计温度(℃) ≤ ≤ ≤ ≤ 中压的高压 中压 6.5 180 1.5 350 加热器 次高压 9.7 200 2.5 380 高压 19 高压加热器 超高压 24 240 4 410 250 4.5 460 亚临界 31 290 7 480 注:在超临界压力机组中,高压加热器管侧设计压力可达 38(Mpa)、壳侧 设计温度可达 500℃ 2.1.1.2 按结构型式分类 高压加热器按配水结构形式可分为管板式和联箱式两大类。 管板式加热器设有水室进行配水,并按传热管采用直管还是 U 型管又可分为固定管板式与 U 型管管板式两种。 为了简化结构,减少水室和管子与管板的连接,电厂中大多数采用 U 型管管板式加热器。 管板式加热器的优点是:结构紧凑,外形尺寸小,材料消耗少,管束水阻小,管子损坏时容易堵漏。缺点是: 管子与管板连接的工艺要求较高,加工管板和水室需要大型锻造和机械加工设备,而且管板厚、管孔多,加工工 艺复杂;运行时对温度变化敏感,对操作要求较高,管子损坏后只能堵管,不能换管,从而降低传热效果和减少 使用寿命。 联箱式高压加热器没有水室,用给水的进出口联箱管分别连接传热管的两端,联箱管起到给水的分配与汇集 作用。联箱式高压加热器由于没有水室,也就不用管板,因而加工容易,不需要大型机械加工设备;而且所有构 件的厚度差别较小,运行时对温度变化不敏感,局部热应力小,对操作要求较低,运行较可靠,适用于机组调峰 运行。但缺点是外形尺寸较大,材料消耗较多,管束水阻较大,传热管损坏后堵管较困难,但能采取换管,使加 热器整体寿命较长。 联箱式高压加热器按联箱布置在高加体内与体外又分为内联箱式和外联箱式两类。由于外联箱式的管子要从 壳体顶盖穿出,需解决密封问题,联箱在外增加了散热损失,而且一旦管口角焊缝泄漏,高压、高温给水将直接 喷向工作场所的大气,会危害人身安全。因此,电厂中很少使用外联箱式高压加热器。 联箱式高压加热器的传热面有多种型式,其中有螺旋形管、腰圆形管和蛇形管等。表 2-2 列出高压加热器按 结构型式分类的情况。 表 2-2 高压加热器按结构分类 水室配水形式 高压加热器分类 管板式 U 形管管板式 集箱式 螺旋管集箱式(通常称盘香管式) 腰圆形管集箱式 蛇形管集箱式 外集箱式 蛇形管外集箱式(很少应用) 各类高压加热器的结构示意列于图 2-2。不论是 U 形管管板式还是各种联箱式高压加热器,只要具备一定制 造技术,能保证质量,对电厂运行和检修均能满足要求。各种结构型式均有各自的优缺点,不能一概而论,应根 据国情、厂情和机组容量大小确定合适的结构型式。 图 2-2 高压加热器的各种结构型式 (a)U 形管管板式;(b)螺旋管集箱式(c)腰圆形管集箱式; (d)蛇形管集箱式;(e)蛇形管外集箱式 前苏联大多采用螺旋管联箱式高压加热器,容量从 200 MW 到 800 MW 机组的高压加热器均采用联箱式。欧 洲一些国家,如德国、法国、比利时等国近年来也生产了一些蛇形管联箱式加热器。我国姚孟电厂进口的 300 MW 机组配用了比 时生产的蛇形管高压加热器,运行情况良好。 我国的各制造厂,对 100MW 以下的中小型机组,过去一直沿用前苏联的习惯,采用螺旋管联箱式高压加热 器;目前,U 形管管板式和螺旋管联箱式高压加热器都在制造,但已趋向于生产 U 形管管板式高压加热器。对于 125MW 以上的大型机组,现在均采用 U 型管管板式高压加热器。 2.1.1.3 按布置方式分类 高压加热器按布置方式可分为立式和卧式两大类。立式高压加热器,按水室(或联箱管)位置在上部与下部 又分为正置立式和倒置立式两种。 立式高压加热器的优点是,占地面积小,厂房布置紧凑。缺点是,横截面积小,因而单位高度水位的疏水容 积小,水位控制较困难;并且排气不充分,影响传热效果;正立式高加还不易安排疏水冷却段。 卧式高压加热器的优点是,高度低,稳定性好,便于安装和维修;便于安排疏水冷却段;疏水的容积较大, 有利于水位的调节和控制,因此具有较好的运行稳定性;并且排气较充分,传热效果较好。缺点是,占用厂房面 积大。因为不仅加热器本身占地面积比立式高压加热器大,而且为了检修抽出加热器外壳还要占用附加面积。 2.1.1.4 按传热区段设置分类 在高压加热器中,按蒸汽与给水之间的传热方式,可以有不同的区段。其中,利用蒸汽冷凝加热给水的区段 称凝结段;利用过热蒸汽的过热度进一步加热给水的区段称过热蒸汽冷却段,简称过热段;利用蒸汽凝结后的疏 水热量加热给水的区段称疏水冷却段,简称疏冷段。 高压加热器按其设置的传热区段不同,可分为一段式、二段式和三段式加热器。并且,根据高压加热器的不 同设计,可有下列四种组合形式: (1) 单纯凝结段的高压加热器; (2) 过热蒸汽冷却段加凝结段的二段式高压加热器; (3) 凝结段加疏水冷却段的二段式高压加热器; (4) 具有过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段的三段式高压加热器。 2.2 高压加热器的典型结构 高压加热器有各种结构型式,现介绍几种常见的高加典型结构。 2.2.1 正置立式螺旋管式高压加热器 图 2-3 是一台有过热段和凝结段的正立螺旋管式高压加热器。它主要由壳体、螺旋管束、进水联箱(进水集 管)、出水联箱(出水集管)、进水总管、出水总管、蒸汽进口接管和疏水出口接管等组成。其中,螺旋管束对称 地分成四部分,每部分由若干组双层螺旋盘管组成,盘管的管端都焊接在邻近的进、出水联箱上,联箱管内装有 分程隔板。进、出水联箱与穿过外壳盖上的进、出水总管连接。整个管束又分为上、下两部分,上部为过热段, 下部为凝结段。在过热段后的出水联箱管内装了分流用的缩孔,见图 2-4。 正立螺旋管式高压加热器的工作原理:给水由进水总管送入,经一对直立的进水联箱,先进入凝结段的螺 旋盘管组中,并经螺旋流动后由另外一对直立的出水联箱导出,由于缩孔的节流作用,使一部分给水流向过热段, 大部分给水流向出水总管。加热蒸汽经加热器中部的进汽管送入,并在外壳内部先上升,然后再向下,顺着导向 板不断改变方向,并冷却和凝结,疏水由壳体低部疏水出口接管流出。 图 2-3 联箱螺旋管式加热管 图 2-4 分流用的缩孔 1-进水总管弯头;2-进水总管;3-进水配水管; 4-出水总管弯头;5-出水配水管;6-双层螺旋管; 7-进汽管;8-蒸汽导管;9-导向板;10-抽空气管; 11、12-连接管;13-排水管;14-导轮;15、16-配水管内隔板 2.2.2 倒置立式 U 形管式高压加热器 2.2.2.1 基本组成 图 2-5 是一台具有过热段、凝结段和疏冷段的倒置立式 U 形管式高压加热器。它主要由壳体、半球形水室、 管束、管板、隔板(折流板)过热段包壳和疏冷段包壳等组成。管束的右下部分为过热段,上半部分为凝结段, 左下部分为疏冷段。 图 2-5 倒置立式 U 形管式高加 1-半球形水室;2-人孔;3-管板; 4-壳体短节;5-抽空气管; 6-过热段端板;7-壳体; 8-管理子;9-安全阀; 10-上级上级疏水引导装置; 11-引导槽;12-疏冷段端板 图 2-6 U 形管卧式高压加热器 1-水室(图示半圆封头);2-人孔;3-水室分程隔板; 4-给水接管;5-管板;6-遮热板;7-套管;8-蒸汽接管; 9-防冲挡板;10-过热段同;11-保护环; 12-圆筒(壳体部件);13-隔板(折流板); 14-封头(壳体部件);15-传热管;16 活动支座; 17-拉杆;18-定距管;19-疏冷段端板;20-过热段短节; 21-疏水接管;22-固定支座;23-疏水进口接管 2.2.2.2 工作原理 给水由进水接管进入水室,先经过疏冷段,再经凝结段和过热段,最后经水室由出水接管引出。加热蒸汽从 右下部分进汽接管进入加热器,先经过热段,再经凝结段和疏冷段,最后由左下部分疏水出水接管引出。另外, 上级疏水通过上部的引导装置进入加热器,疏水经引导装置分为扩容蒸汽和疏水两股流体,其中,扩容蒸汽直接 进入凝结段,而疏水经引导槽由上而下流入疏冷段。 2.2.3 卧式 U 形管式高压加热器 在电厂中,大型机组普遍采用卧式 U 形管式高压加热器,图 2-6 是一台典型的 U 形管卧式高压加热器的结 构示意图。 2.2.3.1 基本组成 U 形管式高压加热器主要由管束、管板、半球形水室和壳体几部分组成。其中,传热面是由 U 形管组成的管 束,管束与管板之间的连接可用焊接、胀接或焊接与胀接双重连接。水室由半球形封头与管板直接焊接而成,其 中设置分程隔板,将水室分隔为进、出水两部分。水室还设置了检修用的可卸式人孔,给水进、出口接管。外壳 体由圆筒与尾端的椭圆形封头焊接组成;加热器内部有过热段包壳和疏冷段包壳将过热蒸汽、疏水与凝结段的蒸 汽隔开。 在管束的过热段和疏冷段设置了折流板,在凝结段设置了隔板(折流板)。折流板和隔板起到增强管束刚性, 减小管束振动的作用;同时折流板能提高流体的流速,起到增强传热的作用。 另外,在蒸汽进口和上级疏水进口处设置了防冲挡板,用以保护管束,使其免受高速抽汽或疏水扩容蒸汽 的冲刷侵蚀。在过热段靠近管板处设置了遮热板,使高温过热蒸汽不致直接接触管板,减小管板的热应力,在过 热段后的壳体处设置了保护环,当必须拆卸壳体时,可在此切割壳体,不致损坏管束。 2.2.3.2 工作原理 给水由进水接管进入水室,先经过疏冷段,再经凝结段和过热段,最后经水室由出水接管引出。加热蒸汽从 进汽接管进入加热器,先经过热段,再经凝结段和疏冷段,最后由疏水接管引出。上级疏水从疏水进口接管进入 加热器,并在由防冲挡板 9 和封头 14 形成的扩容室内扩容。扩容后的蒸汽进入凝结段凝结,剩余部分与凝结段疏 水汇合后进入疏冷段。 为了保证高压加热器能安全、经济地运行,在高压加热器的壳体上设置了各种接管。图 2-7 是高压加热器 各种接管的名称和在壳体上的布置情况。 图 2-7 高加各接管 2.3 高压加热器的传热、性能和特点 2.3.1 传热过程与端差 2.3.1.1 传热过程与分段 高压加热器是一种利用汽轮机抽汽加热蒸汽发生器(或锅炉)给水的换热器。在蒸汽与给水的传热过程中通 常有三种形态。按蒸汽冷却过程的顺序分析,首先是以过热蒸汽的显热加热给水,这是汽、液单相流体之间的传 热;接着是以饱和蒸汽凝结的潜热加热给水,这是有相变的汽、液之间的传热;最后是以蒸汽凝结后的疏水的显 热加热给水,这是液、液单相流体之间的传热。因此,按照蒸汽冷却过程的不同形态可将整个传热面分为三段: (1) 凝结段 凝结段的作用是:利用饱和蒸汽或稍有一些过热度的蒸汽凝结放热,加热给水以达到回热、提高系统热效率 的目的。凝结段是高压加热器的主要传热段,它的传热量和传热面积占据整个高压加热器的绝大部分,是高压加 热器的主体。 (2) 过热蒸汽冷却段,简称过热段(或蒸冷段) 过热段的作用是:利用蒸汽的过热度进一步提高给水温度和回热效果。 (3) 疏水冷却段,简称疏冷段 疏冷段的作用是:利用疏水的显热加热给水,一方面有利于给水回热,另一方面又使疏水的过冷度增加, 有利于疏水系统的安全运行。 图 2-8 各区段温度沿传热面的变化 (a)单纯凝结段;(b)过热一凝结一疏冷段;(c)凝结段和外置蒸汽冷却器及疏水冷却器 图 2-8 给出了高压加热器中各区段的温度沿传热面的变化情况。 图 2-8(a)表示单纯凝结段的汽、水温度变化曲线(b)表示有过热段、凝结段、和疏冷段的三段式高压加热器中,汽、水温度变化曲线(c)表示带有外置独立过热蒸汽冷却器和外置独立疏水冷却器的单纯凝结段高压加热器的温度变化曲 线。由于疏水阀的节流作用和管道阻力影响,疏水冷却器的进口压力和温度均低于高压加热器的冷凝压力和温度。 因此,图中高加疏水出口与独立疏冷器进口的疏水温度出现突变。 2.3.1.2 温度端差 高压加热器的性能常用端差(TTD)和疏冷段端差(DCA)表示。并且称 TTD 为上端差,DCA 为下端差。 端差是指加热器进口抽汽压力下相应的饱和温度 与给水出口温度之差。对于无过热段的高压加热 器,它总是正值;对有过热段的高压加热器,它 可能为正,也可能为负,取决于过 热段的过热度大小。疏冷段端差是指离开加热器 的疏水出口温度与进入加热器的给水温度之差, 它总是正值。端差和疏冷段端差反映了在给水流 量下加热器的加热能力。端差为正时,其值越小, 加热能力越大;端差为负时,其绝对值越大,加 热能力就越大;疏冷段端差越小,加热能力总是 图 2-9 端差示意图 越大。图 2-9 表示有过热段和疏冷段的三段式高压加热器中端差的示意图。 2.3.2 端差与传热面积的关系 现以凝结段的端差与传热面积的关系为例进行分析。端差小,回热效果好,能降低系统热耗率,提高运行 经济性;但是,从传热基本关系: Q KFtm 可知,在一定的负荷下,传热面积与对数平均温差成反比。因 此,端差越小,对数平均温差也越小,则所需的传热面积就越大,从而增加设备投资费用。所以,必须综合考虑, 确定合理的端差。 图 2-10 表示传热面积与端差之间相互关系的一个示例。这是在一台给水温度为 28℃的单纯凝结段高压加热 器中,传热面积与端差之间的关系曲线 传热面积与端差 图中纵坐标用相对传热面积表示,它是用不同端差下的传热面积 F(TTD)与大型机组中常用端差 2.8℃所需 的传热面积 F(2.8)之比,即 F(TTD)/F(2.8)。图中是以给水温升为 28℃和端差为 2.8℃时的传热面积 F(2.8) 为基准作了分析比较。从图上可见,端差越大,相对传热面积越小;端差越小,相对传热面积越大。当端差为 1.7℃ 时,所需传热面积约为端差 2.8℃时的 1.2 倍。 传热面积与端差之间的关系可由传热基本公式推导得出。假定水的比热容和传热系数在传热过程中保持不变, 并忽略加热器壳体的散热损失,则有: Q KFtm GCt 式中: Q ——传热量,W (2-1) K ——传热系数,W /(m2 C) F ——传热面积, m2 tm ——对数平均温差, C G ——给水流量, kg / s C ——给水比热容, J /(kg C) t ——给水温度, C 对数平均温差的计算公式为: tm t1 t2 ln t1 t2 (2-2) 式中: t1 ——大端温差, C t2 ——小端温差, C t1 和 t2 见图 2-11。 由式(2-1)和式(2-2)可导得: F GC ln t1 A ln t1 (2-3) K t2 t 2 上式中, A 表示常数项 GC K ,小端温差 t2 即端差 TTD,而大端温差 t1 = t +TTD。于是式(2-3)可改写成下列形式: 图 2-11 凝结段的端差 F Aln(1 t ) TTD (2-4) 对于给水温升为 28℃的单纯凝结段的高压加热器,如果将端差从 2.8℃减小到 1.7℃,则需要增加面积为: F (1.7) F (2.8) ln(1 ln(1 28 ) 1.7 28 ) 1.2 2.8 即,需要增加传热面积近 20 %。 2.3.3 高压加热器不同传热段的特点 2.3.3.1 凝结段 影响凝结换热的主要因数有:蒸汽流速、凝结水膜厚度和不凝性气体等。下面分别进行分析。 饱和蒸汽凝结放热时,蒸汽流速对凝结的放热系数虽然没有直接影响,但有一定的蒸汽流速有利于扫除积聚 在传热管附近的空气膜,从而降低汽膜热阻,提高传热系数。但是,蒸汽流速不宜过高,否则夹带凝结水珠的蒸 汽将使传热管受到冲刷侵蚀。凝结段的蒸汽流速一般低于 10 m/s,即使局部位置的最高流速也不应超过 40 m/s。 蒸汽凝结的方式通常为膜状凝结。即,蒸汽凝结时,在传热管外壁面上将形成一层水膜。蒸汽凝结放出的热 量必须通过水膜的导热才能传至管壁,凝结的水膜将形成水膜导热热阻。而且水膜越厚,热阻越大,传热效果越 差。这是因为水膜热阻的存在,使蒸汽的冷凝温度相应提高,通常可达 1.1℃。因此,1.1℃常认为是凝结段端差 的极限。这意味着,不管传热面积再怎样增大,纯凝结段的端差都不可能小于此值。 空气等不凝性气体对凝结段的传热影响很大。由于加热器停运时进入壳体内的空气在启动时不可能完全排除; 运行中,尽管加热蒸汽中空气含量很少,但因连续不断地流入,且因空气的分压力很低而积聚在传热管外壁附近, 形成一层空气膜,增加了传热热阻。由于空气又是不良导体,气膜的导热热阻约是同样厚度水膜热阻的 20 倍。因 此,即使存在少量空气也会使传热效果明显下降。所以,在加热器运行中必须充分地排除空气。 此外,在蒸汽凝结时必须合理安排蒸汽与凝结水的流向,避免发生汽、水撞击与波动,否则可能引起加热 器振动、水动力的不稳定和影响热力性能。 2.3.3.2 过热蒸汽冷却段 当抽汽具有较高过热度时,采用过热蒸汽冷却段(过热段),可利用蒸汽过热度加热凝结段出口的给水,进一 步提高给水温度,降低端差,提高回热效果。采用过热段对提高回热效果的程度,主要取决于加热蒸汽的过热度, 即与加热蒸汽的压力、温度有关。压力、温度越高,过热度越大,端差就越小,回热效果就越好。例如,对主蒸 汽初压力为 15.86Mpa,温度为 565℃,再热温度为 565℃的亚临界压力机组,有过热段的高加,端差下降 1℃,汽 轮机的热耗将下降 0.072 %;而对单纯凝结段的高加,端差下降 1℃,汽轮机的热耗仅下降 0.014 %。由此可见, 采用过热段对提高回热效果的明显作用。 过热段出口处的蒸汽必须留有一定的剩余过热度,通常为 25—30℃。否则,当某一部位传热管外壁温度下降 到低于饱和温度时,管壁上会形成凝结水膜,在高速汽流带动下会引起管子外壁面的冲刷侵蚀。为了不发生凝结 现象,保证管子外壁面干燥,在满负荷运行时,加热器管壁温度至少应比过热段出口压力相应的饱和温度高出 1.2℃。 在过热段的传热过程中,蒸汽是以对流换热方式与管壁进行显热传递,换热程度取决于蒸汽的流速。为了提 高蒸汽流速,改善热交换,减少传热面积,过热段由包壳形成封闭的空间,并设置了折流板。但是,流速提高后, 使过热段的蒸汽压降增大,将导致凝结段的饱和温度下降,增加了凝结段的传热面积。因此,需要综合考虑,使 两者的总面积达到最少,并由此确定过热段的蒸汽流速;另外,蒸汽流速过高,还会引起传热管的振动和磨损。 因此,蒸汽的流速通常不超过 25m/s。 2.3.3.3 疏水冷却段 凝结段的凝结水称疏水,它的温度等于凝结段进口蒸汽压力下的相应饱和温度,在大型机组中,通常它比 给水的进口温度要高出 30℃左右。设置疏水冷却段(疏冷段)的目的,一方面是利用这一温差加热给水,减少疏 水对下一级压力较低抽汽的排挤,有利于提高回热效果;另一方面使疏水冷却成有一定过冷度的过冷疏水。疏冷 段出口疏水具有过冷度,可使疏水在管道内不易汽化,从而避免或减轻汽、水两相流动对疏水系统的危害。因为, 当疏水从单相流动变为两相流动时,流体的流速将会增大数十倍,而流速增大又促使阻力增大和加快疏水汽化, 高速的两相流动还将引起疏水管道的振动和磨损。另外,疏水大量汽化将使疏水流动受阻,出现疏水堵塞无法流 出,造成高压加热器疏水水位迅速上升,而引起严重事故。 在卧式高压加热器中,疏冷段采用虹吸式结构,参见图 2-6。即,利用虹吸原理引入凝结段的疏水。因此,运 行中必须有足够高度的水位,以保证进口处有良好的水封作用。否则,将会破坏虹吸作用而使疏冷段失去作用。 因此,在高压加热器中,必须设置疏水水位的自动调节与控制,以确保有足够高度的疏水水位,使疏冷段入口处 保持水封。 在运行中,应严禁疏冷段出现汽、水两相混合流动,否则,不仅会降低传热效果,严重时还可能损坏传热管。 为此,在设计时对疏水入口和横掠第一疏水流程的流速应足够低(0.3—0.46 m/s),使疏水流动阻力低于引起汽化 的压降,保证疏水温度始终处于过冷状态。制造时,疏冷段端板和包壳必须保证密封,不让蒸汽漏入疏冷段。运 行中,避免水位过低,破坏水封。 2.4 高压加热器的疏水 2.4.1 疏水水位过高、过低的危害 2.4.1.1 水位过高的危害 壳侧水位过高,将淹没一部分传热管,使有效传热面积减少,从而减少了给水的吸热量和温升,降低了机组 的回热效果和热经济性。 当加热器因管束泄漏或疏水调节系统故障等原因,造成壳侧水位过高甚至满水时,壳侧的水有可能通过抽汽 管道倒流入汽轮机,引起汽轮机叶片断裂、大轴弯曲等重大事故。 对有过热段的倒置立式高加,如壳侧水位过高,淹没过热段上端隔板,将会造成管束损坏。 2.4.1.2 水位过低的危害 对有疏冷段的加热器,如水位过低不能淹没疏冷段进口,蒸汽就会进入疏冷段,影响其传热效果。尤其对靠 虹吸作用工作的疏冷段,水位过低可能破坏水封,使疏冷段失去作用,不仅影响热经济性,而且因高速的汽、水 两相流动将使疏冷段和疏水管系的另部件受到侵蚀而损坏。 在疏水逐级自流系统中,水位过低或无水位运行时,上级加热器的蒸汽就会通过疏水管道进入下级加热器, 排挤压力较低的下一级抽汽,从而使机组的回热效果和热经济性降低。 2.4.2 疏水容积与水位控制 为了保证高压加热器经济、安全地运行,必须严格控制其疏水水位。在疏水系统中设置了疏水自动调节装置, 用来控制和调节疏水水位。 疏水水位的控制要求与高压加热器的疏水容积有关,疏水量越大、水位控制范围越小,所需的单位水位高度 的疏水容积越大,对控制系统的要求也越高。而疏水容积又取决于高压加热器的结构型式。卧式加热器,因其水 平面积大,单位水位高度的疏水容积很大,水位容易控制,水位的控制范围相应较小,一般为±25 mm。立式加 热器,因受加热器壳体直径限制,单位水位高度的疏水容积较小,对水位控制要求较高,水位的控制范围相应较 大,一般为±50 mm。尤其对倒置三段式高压加热器,除了需要控制高、低水位外,为了防止壳侧疏水淹没过热 段出口,造成对过热段管束的汽、水侵蚀,还需限制最高水位到过热段出口距离不小于 300 mm;为了保证疏冷段 的水封,最低水位到疏冷段进口距离应维持在 100—200 mm 以上。 为了保证水位控制范围,疏水流量与单位水位高度的疏水容积比值有一定要求: 卧式高加在最坏的工况下,1 kg/s 的疏水流量至少应提供 0.0512 m3 / m 的单位水位高度的疏水容积; 立式高加在最坏的工况下,1 kg/s 的疏水流量至少应提供 0.0154 m3 / m 的单位水位高度的疏水容积。 2.4.3 接受其它疏水和反扩容 高压加热器有可能接受上级高压加热器的疏水;在中间再热系统中,还可能接受中间再热器的疏水和扫汽。 在此情况下,必须采取措施防止这些疏水及其扩容蒸汽和扫汽对本级高压加热器传热管的冲刷侵蚀;并防止这种 汽、水两相流扰乱加热蒸汽及其冷凝疏水的正常流动,以免产生管束振动和降低传热效果。 一种措施,在上级高压加热器体外设置疏水箱, 使上级疏水和中间再热器的疏水与扫汽引入疏水箱, 然后再将扩容蒸汽和疏水分别送入本级高压加热器。 图 2-12 给出这种疏水箱的结构示意图。 疏水箱除了箱体外,在疏水进口处设置了疏水扩 散管,并且分别设置单独的扩容蒸汽排放接口和疏水 排放接口。疏水扩散管上有一系列的喷水孔或喷管, 其作用是减少扩容蒸汽对疏水箱的冲刷侵蚀。设置独 立疏水箱既能防止上级疏水和扩容蒸汽对本级高压加 热器传热管的冲刷侵蚀;减少了进入疏水对高压加热 器本身汽、水流动的干扰;又有助于上级高压加热器 水位的控制。缺点是,系统较复杂,增加了设备费用。 图 2-12 疏水箱示例 图 2-13 立式高压加热器疏水反扩容措施 图 2-14 卧式高压加热器反扩容措施 (a)管子顶部进疏水,装档板;(b)护容室;(c)疏水有除要求的扩容室 为了简化系统和降低设备费用,在立式高压加热器中,可采用防冲挡板或疏水分流管。其结构见图 2-13。 在大型机组的卧式高压加热器中,常在上级疏水进口处设置防冲挡板,以保护传热管不受疏水和扩容蒸汽的 直接冲击;并利用防冲挡板和封头形成疏水扩容室。图 2-14 为卧式高压加热器几种反扩容措施。 2.4.4 疏水系统的连接方式 疏水系统的连接方式对回热系统的热经济性有一定的影响,不同的连接系统具有不同的回热效果。通常疏水 系统有下列几种连接方式。 2.4.4.1 疏水泵连接系统 按疏水送到高加出口的给水管道,还是送到高加进口的给水管道,疏水泵连接系统又可分为两种。图 2-15 表示疏水送到高加给水出口管道的连接系统。 由于疏水送入高加出口的给水管道并与给水混合,不仅减少了该级高加的给水端差,而且能减少上级高加 的抽汽量,因而提高了回热效果。 图 2-16 表示疏水送到高加给水进口管道的连接系统。 由于疏水送入高加进口的给水管道并与给水混合,减少了 该级高加的疏水端差和本级高加的抽汽量,也能稍稍提高回热 效果。但与疏水泵连接系统(a)相比,它只减少本级抽汽,而 系统(a)能减少上级抽汽,因压力高的蒸汽作功的能量大,所 以这种连接系统的热经济性比系统(a)差。 采用疏水泵连接系统虽然能提高回热效果,但因增加了疏 水泵,使设备投资费用也相应增加。 2.4.4.2 疏水逐级自流系统 图 2-17 表示疏水逐级自流的系统。其疏水依靠上、 下两级加热器壳侧蒸汽的压差,使疏水自动流入压力较低 的下一级加热器;对高加,最后一级加热器的疏水自流入 除氧气;对低加,最后一级加热器的疏水自流入冷凝器。 图 2-15 疏水泵连接系统(a) 1、2、3、-低压加热器; 4、5、6-疏水泵 这种系统比较简单,运行维护方便,安全性较高,因 而是电厂中最常用的一种连接方式。但是,这种连接系统 的热经济性较差。这是因为上级加热器热疏水流入下级加 热器,将会排挤一部分低压抽汽。在汽轮机功率一定时, 将增加冷凝器的放热损失。尤其是最后一级低压加热器,它的疏水 量是所有各级加热器抽汽量的总和,疏水自流到冷凝器所造成的冷 源损失最大。因此,为了减少冷源损失,通常可以采取以下两种措 施: 图 2-16 疏水泵连接系统(b) 1、2、3、-低压加热器; 4、5、6-疏水泵 (1) 最后一级加热器的疏水用疏水泵送到凝结水管路,如图 2-18 所示。 如果,最后一级加热器无法设置疏水泵时,可将疏水泵装在最 末第二级。 图 2-17 疏水逐级自流系统 (2) 采用疏水冷却器,如图 2-19 所示。 图 2-18 最后一级用疏水泵的疏水系统 图 2-19 加疏水冷却器 A-流量孔板;B-疏水冷却器 这种系统是在疏水自流入下一级加热器之前,用部分或全部主凝结水在疏水冷却器中将疏水冷却,以减少对 低压抽汽排挤所造成的冷源损失。 2.5 放空和排放空气 2.5.1 放气和放水 高压加热器管侧和壳侧的最高与最低位置附近装有启动与停运时放气和放水接头。壳侧放气接管可排到大气 或冷凝器中去,但不应接到连续排气管路中去,以免影响除氧器的正常运行;管侧放气接管直接通向大气。但对 核电厂的高压加热器,考虑到可能潜在的放射性危险,放气管路必须接到冷凝器或专用的废气处理系统。 2.5.2 排放空气 空气等不凝性气体对高压加热器的加热性能和安全运行均有很大影响。 首先,分析不凝性气体对加热器热力性能的影响。由传热基本公式: Q KFtm 可知,传热面积 F、传 热系数 K 与对数平均温差 t m 三者中,任何一项减小,都会导致传热量 Q 的减少。而不凝性气体对传热面积、 传热系数和对数平均温差三者都有影响。 2.5.2.1 对传热面积的影响 不凝性气体被带到蒸汽流程的末端,在某些死区积聚形成不凝性气体覆盖层。这会使部分管子起不到传热作 用,从而减少了加热器的有效传热面积。 2.5.2.2 对传热系数的影响 不凝性气体因其含量少,分压力较低而在传热管外凝结水膜周围形成一层气膜,减慢了蒸汽向凝结水的扩散 速度,使传热管汽侧传热热阻增加而降低了传热系数。 2.5.2.3 对数平均温差的影响 由于不凝性气体的存在,使加热器内蒸汽的分压力下降,对应的有效饱和温度也下降,从而降低了对数平均 温差。 因此,加热器中存在不凝性气体时,将使其传热量减少。这在给水流量一定的情况下,将使给水温升值减小, 回热效果变差。 其次,不凝性气体对加热器的运行寿命也有影响。不论蒸汽是从过热段出口还是直接由抽汽口进入加热器的 凝结段,进入的蒸汽常有一定的过热度。在凝结段中,先由过热蒸汽冷却到饱和蒸汽,然后再凝结。在干蒸汽开 始凝结的局部区域叫做初始凝结点。在加热器运行中,初始凝结点将随着机组负荷变化而变动,从而使这一局部 区域处于干、湿交替变化的状态。在有不凝性气体时,其中所含的氧气与其他腐蚀性气体就会在这种环境下,对 管束产生腐蚀,导致管子损坏,影响加热器的使用寿命。 由于空气等不凝性气体对高压加热器的传热和使用寿命均有很大影响,因此高压加热器运行中必须连续不断 地排放空气。为此,在加热器中设置了抽气管,利用部分加热蒸汽携带空气排放到扩容器、除氧器或冷凝器中去。 在卧式高压加热器中,抽气管大多沿管长方向布置在管束中心部位,并一直延伸到离加热器进口最远的管束部位。 因为这一部位常使剩留的蒸汽和空气停滞,在此抽气会更有效。 抽气管通常为直管,管壁上开了很多小孔,并沿整个管长均匀分布,以利均匀、有效地抽除空气。 高压加热器的连续排气接管应各自单独接到扩容器、除氧器或冷凝器中去,不希望把排气管连接到一个总管 上。这种连接虽能节省能量,但也将上一级高加的排气放到下一级高加,使下一级高加传热管外气膜增厚,影响 传热效果;尤其对最后一级高加,还会降低传热管的使用寿命。 另外,为避免和减少蒸汽凝结水的积聚而堵塞管路,排气接管应尽可能走直线,避免迂回布置,并在排气管 路上采取保温措施。 2.6. 高压加热器的保护和疏水调节 2.6.1 概述 高压加热器管侧是高压的给水,壳侧是压力低得多得汽轮机抽汽。运行中,一旦传热管破裂或管口焊缝严重 泄漏,给水将大量冲入汽侧壳体,引起疏水水位急剧上升和蒸汽压力迅速升高;一旦疏水调节失灵也会引起加热 器壳侧满水,蒸汽压力升高。因高加壳体系按中压容器设计制造,蒸汽压力迅速升高可能造成壳体超压爆破事故。 同时,冲入壳体的高压给水将沿着抽汽管道倒灌入汽轮机,使汽轮机因水击而造成叶片损伤等严重后果。另外, 当机组突然甩负荷时,汽轮机抽汽压力突然下降,将引起加热器中剩留疏水突然汽化,蒸汽将倒流入汽轮机,可 能迫使汽轮机转子超速。此外,当高压加热器发生故障停运时,必须保证蒸汽发生器(或锅炉)仍然不断水,机 组能继续运行。因此,高压加热器上除了设置水位自动调节装置外,还必须采取一定保护措施,以确保机组安全 运行。 从上面分析可知,加热器保护装置的基本任务是:保证加热器不发生超压爆破,保证汽轮机不进水,保证蒸 汽发生器(或锅炉)不断水。 高压加热器的保护措施通常有:保护装置、报警装置、泄压装置、抽汽阀联锁和给水自动旁通系统。另外, 水位自动调节装置和危急疏水装置也有利于高加保护。 对于高压机组,通常都安装保护装置;对于中、低压机组,因保护装置结构复杂、造价高,也可不采用,而 安装泄压装置(例如壳侧安全阀和危急疏水装置)。 2.6.2 保护装置 保护装置的作用是,当高压加热器发生管子破裂或严重泄漏事故时,能及时切断高压加热器在给水系统的联 结,防止汽轮机进水和高压加热器超压爆破,同时能使给水经旁通管流向给水管,以免蒸汽发生器(或锅炉)断 水。 2.6.2.1 保护装置的配置方式 保护装置的配置方式有两种:大旁路系统和小旁路系统。 (1) 大旁路系统 全组高加只用一套保护阀门,一旦其中一台高加发生故障,保护装置动作,整个高加组均被切断给水,停止 运行。它的优点是系统简单,布置方便。缺点是一台高加故障使整组高加都停止运行,对机组热经济性下降的影 响较大。 (2) 小旁路系统 每台高加都配置一套保护阀门。当一台高加故障停运时,给水可经旁路流过该台高加,使其它高加仍能继续 运行。它的优点是,对机组的热经济性下降的影响较小。缺点是,保护装置的阀门多,系统复杂,且阀门本身也 容易发生故障,可靠性较差。 另外,为了检修高加,在高加组上并联一根冷供管。当高加检修时,给水可通过冷供管流向蒸汽发生器(或 锅炉)。 2.6.2.2 保护装置的类型 通常有液压保护装置和电动保护装置两类。其中,液压保护装置又有外置式和内置式两种。 (1) 外置式液压保护装置 液 压 缸 图 2-20 外置式液压保护装置 液压缸设置在给水阀体外的称外置式液压保护装置。图 2-20 表示大旁路系统中常用的外置式液压保护装置。 它主要由给水阀(进口阀)、止回阀(出口阀)、电磁阀和控制管系组成。 a. 给水阀 给水阀用于切断高加进水,并兼作旁通阀。它的结构见图 2-21,它由外置式的液压缸、三通阀和限制手轮组 成。其中,三通阀由阀体、阀盖、填料盖、阀杆、阀瓣和上、下阀座组成。上阀座又将阀体分隔成两个阀室,即 进水阀室和旁路阀室。旁路阀室装有旁通管接头,进水阀室装有进、出水管接头,它们呈十字形交叉布置。液压 缸由缸体、缸盖、活塞、和活塞杆等组成。其中,缸体通过支承架固定在阀体上端,缸底有放水接管;缸盖上有 控制水(凝结水)入口和放气接管;活塞上有一个流水小孔;活塞杆上端与手轮门杆相接触,下端与阀杆顶部相 接触。图 2-21 表示给水阀的结构。 b. 止回阀 止回阀(出口止回阀)用来防止蒸汽发生器(或锅炉)给水倒流入高加,并兼作给水的旁通阀。它的结构 见图 2-22,它由三通阀与限制手轮组成。三通阀与给水阀相似,也由阀体、阀盖、填料盖、阀杆、阀瓣和上、下 阀座组成。 c. 电磁阀 电磁阀的作用是控制工作液体(来自凝结水泵出口的凝 结水)是否进入液压缸。它的结构见图 2-23。 电磁阀主要由线圈、铁芯、阀杆、辅阀、阀塞、进水口、 出水口和手动装置组成。 图 2-22 止回阀 图 2-21 给水阀 图 2-23 电磁阀 1-线-水进口;8-水出口 电磁阀的动作原理:当电接点水位计的接点接通,电磁阀线圈接通电源时,将铁芯向上吸起,并先带动阀 杆上移,开启辅阀,使进水通过阀塞中心孔与出水室相通,阀塞上、下水的压力平衡,以减少阀塞的提升力;然 后随着阀杆继续上升,逐渐打开阀塞,使电磁阀开启。当电磁阀电源切断时,在重力作用下辅阀下落并关闭阀塞 中心孔通道,利用系统中节流孔板形成的进、出水室的压差,使阀塞紧压在阀座上,关闭电磁阀。 d. 外置式液压保护装置的动作原理 图 2-20 显示了高加正常运行时保护装置的状态。此时,给水阀和出水止回阀均开启,给水经各级高加通向蒸 汽发生器(或锅炉)。 当高加发生事故,水位升高到“保护动作水位”时,电接点水位计的接点接通,电磁阀动作(即电磁阀开启), 来自凝结水泵出口的凝结水进入液压缸活塞上部,迫使活塞下移,关闭给水阀,并同时打开旁通管路,给水直接 流向止回阀,使止回阀关闭,高加解列,停止运行。给水经止回阀上部旁通口进入蒸汽发生器(或锅炉)的给水 管路。然后,通过阀门手轮强制两个阀门处于关闭状态,再切断电磁阀电源,使电磁阀恢复备用状态。 (2) 内置式液压保护装置 液压缸内置于给水阀阀体上部的称内置式液压 保护装置。图 2-24 表示内置式液压保护装置的结构。 它主要由给水阀、止回阀、自动阀、电磁阀等组成。 内置式液压保护装置与外置式基本相似,不同之 处在于它用高压给水作为液压缸活塞的液压源,而外 置式的液压源为凝结水。因给水的压力高,所以活塞 面积可作得较小,又因液压缸活塞上、下都是给水, 故液压缸与给水阀制成一体,结构紧凑,给水阀的体 积较小,但增加了自动阀。 内置式液压保护装置的动作原理:当高加发生事 故时,电磁阀动作,凝结水进入自动阀活塞上部,迫 使活塞下移,打开自动阀,使给水阀液压缸活塞下部 的给水经自动阀排至大气,给水阀活塞在上部给水压 力作用下向下移动,关闭给水阀,同时打开旁通管路, 给水使止回阀关闭,并直接经旁通管路流向蒸汽发生 器(或锅炉)。 图 2-24 内置式液压保护装置 上述保护装置也可用电动截止阀代替电磁阀和自动阀。即,图上虚线部分所示。 内置式液压保护装置的缺点:因液压缸活塞承受给水的高压,活塞与缸壁之间容易卡涩;遇有异物进入可能 将活塞外圆拉毛,经长期运行后,因磨损使活塞与缸壁间隙扩大,不能建立足够的压差而使给水阀不能动作,造 成给水阀工作不可靠;另外,自动阀(或替代的电动截止阀)承受高压给水作用,启、闭动作受给水的很大冲击 力,容易损坏阀的密封面,使其工作不可靠。 正是由于以上种种缺点,现在已很少采用内置式保护装置。 (3) 电动保护装置 a. 基本组成 图 2-25 表示电动保护装置的连 接系统。该系统主要由电动进口阀、 电动出口阀和电器控制系统三部分 组成。电动进口阀和出口阀的结构 见图 2-26。电器控制系统由电器装 置、启动开关、电接点水位计、电 接点信号管和声、光报警装置组成。 b. 电动保护装置的动作原理 高加投运前,进、出口阀均处 于关闭位置,给水由进口阀经旁通 管至出口阀上部旁通口流向蒸汽发 生器(或锅炉)。启动开始,出口阀 图 2-25 电动保护系统 1-电器装置;2-启动开关;3-电接点信号管;4-电接点水位计; 5-声、光报警;6-电动进口阀;7-电动出口阀;8-旁通管 电动装置通电转动,传动杆上移至全开位置,不再顶住阀杆,但出口阀的阀瓣在高压给水作用下,仍不能开 启。然后,开启进口阀附设的注水阀(见图 2-26(b)),向进口阀阀瓣下部灌入给水,使阀瓣上、下压力平衡。接 着进口阀电动装置通电,阀杆转动上移,逐渐开启 进口阀,同时逐渐关闭其旁通口,给水经进口阀流经 各级高加,最后至出口阀,使止回阀阀瓣向上移动而 开启,同时关闭其旁通口,高加投入正常运行。 当高加发生事故时,发出电信号使保护装置动 作,电动装置使进口阀逐渐关闭,给水经旁通管流到 出口阀,阀瓣在自重作用下关闭出口阀,并打开旁通 出口,使高加解列。给水经旁通管路流向蒸汽发生器 (或锅炉)。 c. 电动保护装置的优缺点 2-26 电动进口阀和出口阀 (a)电动出口阀(b)电动进口阀 电动保护装置的优点是,不仅进、出口阀结构简单,而且没有液压控制管路系统和凝结水的流失。缺点是: 动作时间较长,通常需 40s,而液压保护装置的动作时间仅 2s;对电动装置行程控制设备的技术质量要求较高。 如果行程控制设备质量达不到要求,将影响阀门动作的灵敏度和可靠性,或使阀门不能关严,造成给水从旁通管 内漏。 2.6.2.3 保护装置的动作时间 保护装置的动作时间,理论上可以根据这样原则确定:当高压加热器有两根传热管完全断裂时的喷水流量, 并且不超过高加最大给水流量 10%的条件下,应保证在壳侧满水前关闭给水进口阀,同时开启旁通管路。据此原 则就可计算给水进口阀关闭的最长时间: T V Gp (2-5) 式中: T ——给水进口阀关闭的最长时间,s; V ——高加最高水位以上的壳侧空间, m3 ; G p ——高加最大给水流量的 10 %与两根传热管四个断口喷出 的水量,取二者中较大值, m3 / s 。 四个断口喷出水量的计算公式: Gp 128106 d 2 p1 p2 (2-6) 式中: d ——传热管公称直径, mm ; p1 ——水侧设计压力,Mpa; p2 ——壳侧设计压力,Mpa。 实际上,由于高压给水冲入壳侧,水位迅速升高,压缩壳侧蒸汽,使壳侧压力迅速升高,为了保证壳体不超 压爆破,必须在壳侧满水以前的一段时间就关闭给水阀。 根据外置式液压保护装置给水阀关闭时间所做的测定,给水阀迟后于电磁阀的动作时间为 0.55 s,给水阀关 闭的时间为 1.3 s,即液压保护装置的整个动作时间为 1.85 s。考虑到安全、可靠,对液压保护装置给水阀,要求 其关闭时间为 5 s。一般实际动作时间为 2 s。 对电动给水阀,要求其关闭时间为 45 s,一般实际动作时间为 40 s。 2.6.3 危急疏水装置 2.6.3.1 危急疏水装置的作用 用于水位异常升高时排放疏水。在中、小型机组中,为了简化系统,也可把它作为保护措施,而不设置保护 装置。在大型机组中它可作为高压加热器保护的辅助手段。 2.6.3.2 危急疏水水位高度的确定 为了延长高加满水时间,对电动保护装置可弥补电动给水阀动作时间的不足;并在负荷突变,调节阀暂时失 灵时,允许水位暂时升高,以避免保护装置频繁动作。通常,将危急疏水水位的高度定在高水位点以上,保护装 置动作点以下的范围内。 2.6.4 抽汽止回阀联动 2.6.4.1 抽汽止回阀的作用 为了在汽轮机甩负荷时,保护汽轮机不因高压加热器的加热蒸汽倒流而超速,在抽汽管道上装有自动抽汽 止回阀。并且,为了防止高压加热器壳侧满水而倒灌入汽轮机,抽汽止回阀还应与高加保护装置联锁动作。 2.6.4.2 液动的抽汽止回阀结构 如图 2-27 所示,它由液压缸和阀门两部分组成,液压缸 直接置于阀门上部。液压缸由缸体、活塞、可调节弹簧组成。 缸体上端有凝结水进口,底部有回水口。 2.6.4.3 抽汽止回阀的水控系统 抽汽止回阀的水控系统通常有两种,即集中水控系统与分 段水控系统。它们的连接方式见图 2-28 。 (1) 集中水控系统 图 2-27 抽汽止回阀 图 2-28 抽汽止回阀的水控系统 (a)集中水控系统;(b)分段水控系统 在集中水控系统中,当高加保护装置动作时,将全部抽汽止回阀都关闭。它的优点是系统简单;但缺点是不 仅使高加组停运,而且使低加和除氧器也被迫停运。这将使机组的热经济性和安全性大大下降。 (2) 分段水控系统 在分段水控系统中,高加抽汽止回阀水控系统与除氧器、低加的水控系统分开。当高加保护装置动作时,只 联锁关闭高加组的抽汽止回阀,只停运高加组,除氧器和低加照常运行。该系统不仅对机组热经济性下降的影响 较小,而且能保证给水含氧量,有利于机组安全运行。 由于分段水控系统对运行经济性的影响比集中水控系统小,更为重要的是它能保证给水含氧量的要求。因 此,分段水控系统是电厂中最常用的水控系统。 2.6.4.4 抽汽止回阀联动的工作原理 高加正常运行期间,活塞上、下都没有压力,由于弹簧向上的作用力使活塞保持在液压缸上部,使抽汽止回 阀处于开启位置,抽汽通过它进入高加。一旦高加发生事故,水位上升到警界水位,高加保护装置动作,并联锁 抽汽止回阀,其信号通向抽汽止回阀水控系统的电磁阀,使电磁阀打开,凝结水流向液压缸顶部,推动活塞向下 移动,并带动阀杆向下关闭抽汽止回阀。从而防止了高加内的蒸汽与高压水倒灌入汽轮机。 2.6.5 安全阀 2.6.5.1 壳侧安全阀 (1) 安全阀的作用 当高加传热管发生破裂或严重泄漏时,高压水将冲入壳侧,水位升高,迫使壳侧蒸汽压力迅速升高,可能 引起高加壳侧超压爆破。为了防止高加超压爆破,高加壳侧必须安装安全阀。 (2) 安全阀的起跳压力和所需的排放流量 为了保证安全阀工作可靠,对安全阀的起跳压力和所需的排放流量有一定的要求。 安全阀的起跳压力不宜过高,也不宜过低。通常可选取等于或略低于高压加热器壳侧的设计压力。另外, 考虑到工况的变动,以及安全阀弹簧在长期高温作用下可能变软,未达到规定压力就起跳,所以安全阀的起跳压 力也不宜过低。通常不低于最高抽汽压力的 110—115 %。 安全阀的起跳压力可以通过调节弹簧的预紧力进行调整。但是,每根弹簧只能在一定的起跳压力范围内工 作,超出它的范围需另换弹簧。所以每种公称压力的安全阀均可配置不同压力级的弹簧。因此选用安全阀时,还 需按其起跳压力选择相应工作压力级的弹簧。表 2-3 列出国内安全阀弹簧的工作压力分级。 表 2-3 公称压力(Mpa) 安全阀弹簧的工作压力分级 工作压力级(Mpa) 0.78—0.98 1.6 0.10—0.16 0.16—0.25 0.25—0.39 0.39—0.59 0.59—0.78 0.98—1.27 1.27—1.57 2.5 1.27—1.57 1.57—1.96 1.96—2.45 4 1.27—1.57 1.57—1.96 1.96—2.45 2.45—3.14 3.14—3.92 6.4 3.14—3.92 3.92—4.90 4.90—6.28 10 3.14—3.92 3.92—4.90 4.90—6.28 6.28—7.84 7.84—9.80 安全阀所需的排放流量:必须保证能通过下列两种流量。 a. 高压加热器最大给水流量的 10 % ; b. 对 U 型管管板式高压加热器,按一根传热管完全断裂时,两个断口喷出的给水流量。该流量可按下列公 式计算: Gp 64106 d 2 p1 p2 (2-7) 式中, G p ——一根传热管断裂时喷出的给水流量, m3 / s ; d ——传热管的公称内径, mm ; p1 ——管侧设计压力, MPa ; p2 ——壳侧设计压力, MPa 。 2.6.5.2 管侧安全阀 (1) 管侧安全阀的作用 当高加保护装置给水进口阀和出口阀均被关闭,但加热蒸汽仍继续进入壳侧,或进汽阀虽关闭而蒸汽仍泄漏 入壳侧时,将会使高加给水继续被加热,给水的温度不断升高,体积膨胀,而使管内和水室压力升高。为了不使 管束和水室超压爆破,在给水阀和出水阀之间的高加主给水管道上应安装管侧安全阀。 (2) 管侧安全阀的配置 对于大旁路系统,整个高加组只需安装一个管侧安全阀;对于小旁路系统,则每台高加的给水管路系统均要 安装安全阀。 2.6.6 疏水调节装置 2.6.6.1 疏水调节装置的作用 使加热器中蒸汽凝结成的疏水连续不断地排出,并调节疏水量以保持一定的水位,不使蒸汽排出,维持加热 器壳侧蒸汽的工作压力,从而保证加热器的经济、安全运行。 2.6.6.2 疏水调节装置 电厂中所用的疏水调节装置有 U 形水封管、浮子式疏水器和疏水调节阀三种。 (1) U 形水封管 U 形水封管一般只用于布置在冷凝器喉部的低加中。它是靠 U 形水封管的水柱高度去平衡上、下级加热器之 间的压差,水封水柱的高度应考虑最大压差工况下能保持平衡。 (2) 浮子式疏水器 图 2-29 表示一种浮子式疏水器。它由浮子、连杆和滑阀组成。浮子反映疏水水位的高度,它通过杠杆式连杆 与滑阀杆相连。当疏水水位升高时,浮子跟着升高,依靠浮子的浮力带动连杆和滑阀杆、滑阀,开大疏水阀窗口 面积,增加疏水排量;水位降低时,依靠浮子重量推动滑阀下移,关小疏水阀窗口,减少疏水排量。 另外,浮子式疏水器上装有摇动手柄,可使浮子连杆抬起或压下,以检查浮子式疏水器的动作是否灵活可靠; 如遇滑阀卡涩,摇动手柄,使滑阀上、下移动,使其恢复正常。 (3) 疏水调节阀 图 2-29 浮子式疏水器 a. 疏水调节阀的结构 疏水调节阀有各种型式,例如,回转式、套筒式、单座式和双座式等疏水调节阀。图 2-30 表示它们的结构。 图 2-30 疏水调节阀 其中,回转式调节阀是利用阀杆带动阀套转动,改变阀套上的窗口与阀座上窗口的相对位置,使通道窗口开 大或关小来调节疏水流量;套筒式(笼式)调节阀是利用阀杆带动套筒垂直升降,改变通道窗口面积来调节疏水 流量;单座或双座式疏水调节阀是利用阀杆带动阀芯垂直升降,改变阀芯曲面与阀座之间的通流面积来调节疏水 流量。 b. 疏水调节阀的调节特性 它是反映调节阀的阀门升程与阀门流量之间的关系。它应 使加热器从机组空载到满负荷的范围内都能保持稳定的水位。 图 2-31 是一种比较合理的疏水阀调节特性。 这种调节特性,当疏水流量小时,按等百分比规律调节流 量,使阀门行程变化所调节的流量较小;当疏水流量大时,又 按线性规律调节流量,使阀门行程变化所调节的流量较大。因 此,在整个调节范围内均有较好的调节性能。 2.6.6.3 疏水调节系统 疏水调节阀的动作要有一套水位控制操作系统来操纵,其 中有电动或气动操作系统。我国使用最广泛的是电动疏水调节 系统。 a. 电动疏水调节系统的组成 图 2-31 疏水调节阀的调节特性 图 2-32 给出电动疏水调节系统的示意图。 无论是电动还是气动操作系统,均需配置水位发讯装置,将加热器壳侧水位转换成对应的电信号或机械位 移信号。国内常用差压变送器作为水位发讯装置。为了取得反映水位的压差,需要在加热器的壳体上装设一个平 衡管。图 2-33 表示高加疏水水位调节系统的平衡管结构。 平衡管由外管 A、内管 B 和接管 C 等组成。管 B 中的水位随加热器内的疏水水位一起波动,而在管 A 与 B 所构成的环形空间中,其水位是一个恒定值,它的水位始终保持与管 B 最高点齐平。因此,由 B、C 两管引出的 压差值只与加热器的水位相对应。 图 2-32 电动操作水位自动调节调节系统示意图 图 2-33 平衡管结构 b. 电动调节系统的工作原理 由平衡管反映出的压差经差压变送器转换成 0—10 mA(对 DDZ-Ⅱ 型电动单元组合仪表)或 4—20 mA(对 DDZ-Ⅲ 型电动单元组合仪表)的标准电流信号,再输入电子调节器,通过电动执行机构改变疏水调节阀的开度。 从而完成对加热器壳侧疏水水位的调节。 2.7 高压加热器的运行 高压加热器是电厂的重要辅助设备,它的正常投运与否对电厂安全、经济运行有很大影响。机组运行的热 经济性,虽然主要取决于设计和制造,但与运行也有很大关系。一般高压加热器发生事故较多,如果高压加热器 不投入运行,将加大汽轮机排汽在凝汽器中的冷源损失,降低了机组循环热效率,使机组的热耗(或煤耗)增加。 表 2-4 列出一些机组因不投入高压加热器,使热耗与煤耗增加的情况。 表 2-4 机组型号 N6-35-1 N12-35-1 因不投入高压加热器而增加的热耗和煤耗 给水温度 热耗增加 标准煤耗增加 每年多耗标 (℃) (%) [g/(kw·h)] 准煤(t) 164.5 1 4.8 200 164.6 1.9 8.5 715 发电标准煤耗 [g/(kw·h)] 480 450 N25-35 164.2 3.5 15 2630 430 N50-50-3 169.5 2.33 8.4 2940 360 N100-90/535 222 1.9 7.0 4900 360 N125-135 239 2.30 7.4 6500 320 /550/550 N200-130 240 2.57 8.3 11600 320 /535/535 N300-165 263.1 4.6 11 29400 310 /550/550 高压加热器的停运,还将使给水温度降低,造成蒸汽发生器(或锅炉)超负荷,以及汽轮机因停止抽汽而 超负荷。为此,高压加热器停运时,要限制机组负荷。 由此可见,提高高压加热器投运率,对电厂安全、经济运行具有重大意义。为了确保高压加热器长期安全可 靠地运行,除了在设计、制造和安装时,必须保证质量外,合理的启、停方式和精心的运行维护是非常重要的。 下面就几个特别要注意的问题进行说明。 2.7.1 启动、停用或工况变化时的温度变化率 由于大型机组的高压加热器的体积大,管板厚,给水温度高、压力大,考虑到厚实的管板与管壁较薄的管束 能有足够时间均匀地吸热或放热,以防止高温给水对管束、管板的热冲击而造成管口泄漏。所以要正确地启、停 高压加热器,合理地控制其给水温度变化率。 一般,给水温度变化是以高压加热器出口的给水温度变化为准的。当高压加热器启、停或工况变化时,温度 的变化率不能太大。美国福斯特·惠勒公司按不同的温升率预测了加热器的使用寿命,见表 2-5。 表 2-5 温升率对高加使用寿命的影响 温度变化率(℃/min) 高加可承受次数 1.85 ∞次交变 3.7 30 万次 7.4 2 万次 13.15 1250 次 由上表可知,当加热器温度变化率限制在 1.9 ℃/ min 以下时,允许加热器有无限次的启、停。此时,热应力 处在加热器的安全范围内,不降低使用寿命。当温度变化率增加到 7.4 ℃/ min 时,加热器的预计寿命将减少到 20000 次。由此可见,温度变化率对加热器使用寿命影响很大,必须合理控制加热器的温度变化率。国产高压加 热器规定为:启动时,给水的温升率不大于 5 ℃/min ;停止时,给水的温降率不大于 2 ℃/min。而国外对此规 定得更严格。例如,美国福斯特·惠勒公司生产的倒置式 U 形管加热器,规定温度变化率小于 0.93 ℃/ min,最 大也不能超过 1.85℃/ min。 为了控制高压加热器的温度变化率,高压加热器随机组滑启,滑停是最有利的。由于给水温度和抽汽参数随 机组负荷的增减而变化,高压加热器的壳体、管束、管板和水室等另部件就能均匀地加热或冷却,金属的热应力 也就相应地减小。因而高压加热器的管束和胀口的泄漏就可能大大减少。 在汽轮机运行中进行高压加热器的启、停时,温度变化率较难控制,操作要特别注意。启动时,为避免高温 给水对高压加热器的热冲击,通水前要先进行预暖。预暖方式可用汽暖,也可用水暖,但以汽暖为好。由于加热 器管板较厚,通水时水侧的换热较强,容易形成管板两侧的高热应力;而通汽预暖时汽侧换热较弱,温度变化较 小,不仅容易控制,而且有利于减少热应力。 停用高压加热器时,应先停汽后停水。并按抽汽压力从高到低的顺序缓慢关闭各台高压加热器的进汽门。 不论高压加热器是随机滑启还是在机组运行中启动,都必须提前进行保护装置试验,通水后立即投入高压加 热器的保护。 2.7.2 疏水水位的控制 高压加热器运行中,应经常保持正常疏水水位,防止无水位或高水位运行。高压加热器无水位运行时,蒸汽 将通过疏水管流入下一级加热器,从而减少了下一级抽汽。这样不仅直接影响机组回热系统的热经济性,而且由 于疏水的两相流动会使疏水调节阀和疏水管系发生严重的冲蚀,影响高压加热器的安全运行。尤其对有疏水冷却 段的加热器,水位过低会破坏水封,使疏冷段失去作用;无水位运行将使管束侵蚀成孔洞而泄漏,所以高压加热 器严禁无水位运行。高压加热器水位过高对安全和经济性也是不利的,因为水位过高,一方面,浸没部分管子, 使管束的传热面积减少,给水温度下降,直接影响了回热系统运行的经济性;另一方面,水位过高容易引起保护 装置动作,一旦保护装置失灵,汽轮机将有进水的可能。所以运行中必须经常对高压加热器的水位进行监视。 疏水水位的正确调节是高压加热器正常运行的保证。每台加热器虽然都配有水位计、水位调整器和水位铭牌 等,但实际上从水位计上得到的水位往往高于加热器的实际水位,即出现假水位现象。其原因在于水位的控制和 显示信号是通过壳体中上、下两个接口分别引出的。在卧式加热器中,蒸汽流过接口处速度与液面上的速度不同。 水位计引出口的位子常选择靠近疏水冷却段的进口处,而相应的蒸汽则处于加热器的前端,流速较高,蒸汽的静 压就较低,所以测得的水位要比实际水位偏高。因此,虽然水位计指示已达到加热器水位标牌上的刻度线,但实 际水位仍偏低,严重时会失去水封。所以对每台高压加热器均需进行现场水位调整。 2.7.3 加热器的出口端差异常 在运行中,加热器的出口端差是一个重要的监视指标。因为加热器的许多不正常情况都与此有关。例如,加 热器传热面结垢后使传热热阻增加,或管束部分堵塞时,加热器的出口端差将增加;如果高压加热器排汽不畅, 或误关了汽侧排汽门,使加热器内积聚了不凝性气体,将会严重影响传热,因此端差也会上升;当疏水调节装置 工作不正常或管子泄漏时,疏水水位过高而淹没部分加热管束,使传热面积减少而导致端差增大。另外,给水旁 通阀门关闭不严,入口联成门未全开,加热器入口水室隔板与封头或管板之间有间隙等,使部分给水走近路,都 将会使端差增大。 运行中,一旦发现加热器端差不正常,应立即查明原因,并采取相应措施,以免造成不必要的事故。 2.7.4 超负荷工况 当汽轮机汽耗过大,使给水流量比设计值增加过多,抽汽量相应增加时,将造成高压加热器过负荷;或回热 系统中有一台或一列高压加热器停用,将使运行中的其他加热器的抽汽量增大而过负荷。此时,因蒸汽流速过高 将使管束产生振动而损坏。因此加热器的负荷不得超过规定的限额。过分的超负荷运行会危害设备的安全,缩短 加热器的使用寿命。为了保证加热器的使用寿命,超负荷(应急)运行应尽量减少,时间尽可能缩短,并尽快恢 复到设计工况。 当除氧器因某种原因降压运行,使高压加热器偏离正常工况时,会造成过热段出口蒸汽过热度减少而产生水 雾,将严重侵蚀管束。 低压加热器的停用,特别是最末一级低压加热器的停用,将使该级抽汽后的汽轮机叶片的冲蚀加剧。所以, 不应该无故停用低压加热器。大多数汽轮机压力最低一级抽汽管道不装截止阀,该级加热器只有在汽轮机停机时 才能停用。 若必须停止某台加热器时,为了保证相应抽汽段以后汽轮机的各级不过负荷,并使其他加热器不超负荷, 应该相应降低机组的功率。 2.7.5 停机保护 为了防止高压加热器管束的锈蚀,高压加热器停用后的防腐工作是十分必要的。首先,必须保证汽、水的各 隔绝门严密不漏;停运后如不充水应将水排干。 加热器管系锈蚀的主要原因是氧化,因此,防腐措施就是保证管系与空气隔绝。其方法通常有两种: (1) 高压加热器短期停运时(时间在 60 小时以内),在汽侧充满蒸汽并适当提高水侧的 pH 值,可以起到很 好的保护作用。 (2) 高压加热器停用时间较长时,例如机组大修、系统设备维修等停用加热器时,必须提供更持久的保护措 施。 如果高压加热器停用时间在两星期以内时,其水侧可充满含 50—100 mg/L 联胺的凝结水,汽侧充满蒸汽或 氨水; 如果高压加热器停用的时间在两星期以上时,汽侧和水侧都应冲氮。氮气压力可在 0.05 Mpa 左右,当压力下 降时,应再补氮。氮气的纯度应不低于 99.5 %。 2.7.6 高压加热器保护装置试验 进行高压加热器保护装置试验时,必须一台一台地进行,不能以某一台试验良好而代表全部。现以图 2-34 所 示的保护装置系统为例,说明其保护装置的试验方法。 高压加热器保护装置试验方法如下: 试验前高压加热器已经通水,凝结水泵运行正常。控制水的截止门 1、3、5 全开,快速启闭阀 4 及其旁通 门 8 全关。0.8—1.2 Mpa 的凝结水经滤网 2 流到快速启闭阀 4 前。试验时,投入保护开关,人为地接通水位高接 点或向水位报警器浮筒内注水。当水位到达保护动作位置时,控制盘上的信号灯亮并报警。电磁铁动作,快速启 闭阀自动打开,凝结水进入活塞缸。此时,入口联成门及出口逆止门关闭,旁通门自动开启,恢复时将水位接点 断开或放掉注水浮筒内的水,使快速启闭阀关闭,入口联成门及出口逆止阀自动开启。 图 2-34 高压加热器保护装置系统 1、3、5-截止门;2-滤网;4-快速启闭阀;6-开门电磁铁;7-关门电磁铁; 8-启闭阀旁通门;9-节流孔板;10-活塞缸;11-高加入口联成门; 12、13、14-1、2、3-号高加;15-高加出口逆止门 复习思考题 (1) 什么是高压加热器?它有何作用?(参见第一章) (2) 什么是三段式高压加热器?其中各段的作用是什么? (参见第二章 2.1.1.4) (3) 试述卧式 U 管三段式高压加热器的工作原理。(第二章参见 2.2.3) (4) 在三段式高加中,蒸汽和给水的温度沿传热面怎样变化? (第二章参见 2.3.1.1) (5) 什么是高加的端差与疏冷段端差?为什么凝结段的端差会有最小极限 值?(第二章参见 2.3.1.2、2.3.3.1) (6) 高加端差对机组的经济性有何影响?(参见第二章 2.3.1、2.3.2) (7) 高加过热段的加热蒸汽为什么不能冷却到饱和温度,而必须留有一定的 剩余过热度?(参见第二章 2.3.3.2) (8) 什么是疏水的反扩容?通常可以采取哪些措施?(参见第二章 2.4.3) (9) 疏水系统常用的连接方式有哪几种?各有何特点?(参见第二章 2.4.4) (10) 空气等不凝性气体对高加的运行有何影响?(参见第二章 2.5.2) (11) 高加管子破裂或管口严重泄漏有何危害?(参见第二章 2.6.1) (12) 高加保护装置有何作用?它由哪些部件组成?(参见第二章 2.6.1、2.6.2) (13) 高加保护装置的配置方式有哪两种?它们各有何优缺点? (参见第二章 2.6.2.1) (14) 什么是外置式液压自动保护装置?简述它的工作原理。 (参见第二章 2.6.2.2) (15) 抽汽止回阀有何作用?为何它要与保护装置联动? (参见第二章 2.6.4.1) (16) 试述液动抽汽止回阀的工作原理。(参见第二章 2.6.4.4) (17) 高加水位过高、过低有何危害?(参见第二章 2.4.1、2.7.2) (18) 为什么高加会受到热冲击?如何避免高加受到热冲击? (参见第二章 2.7.1) (19) 高加在启停过程中,为什么要控制它的温度变化率?(参见第二章 2.7.1) (20) 高加在正常运行中,应注意哪些问题?(参见第二章 2.7) 第三章 除氧器 3.1 除氧器的工作原理 3.1.1 给水除氧的作用和方法 3.1.1.1 给水除氧的作用 由于水与任何气体接触时,会有一部分气体溶解于水,在自然条件下,水中溶解的氧气含量可达 10 mg/L 。 在电厂的给水系统中,由于汽轮机排汽带入的空气,补充水中含有的空气,以及处于真空状态下运行的冷凝器、 低压加热器及其管道、阀门等不严密处漏入的空气,因此,在电厂给水系统中必然含有一定量的空气。 给水中含有空气,尤其是其中的氧气和二氧化碳,将给电厂的安全、经济运行带来严重后果。给水中含有的 氧气会对热力设备和汽、水管道产生腐蚀作用,而水中的二氧化碳又会加速氧腐蚀。如果,给水中的含氧量超过 0.03 mg/L 时,短时间内就会使给水管道产生点状腐蚀而使管壁穿孔,引起泄漏或爆管。同时,给水中含有的氧气 等不凝性气体将积聚在高、低压加热器等热交换器中,形成热阻,使其传热效果降低。因此,为了保证电厂的安 全、经济运行,必须对蒸汽发生器(或锅炉)的给水进行除气,其中主要是氧气。按照《电力工业技术管理法规》 的规定: 对于工作压力低于 5.88 Mpa 的锅炉,给水含氧量应低于 15μg/L; 对于工作压力高于 5.98 Mpa 的锅炉,给水含氧量应低于 7μg/L 。 对于核电厂二回路的水质要求更为严格,一般规定在稳定运行时,除氧器出口的给水含氧量为 5μg/L 。 3.1.1.2 给水除氧的方法 给水除氧的方法通常有两种,即化学除氧与物理除氧。 化学除氧是利用与氧气容易发生化学反应的药剂(如亚硫酸钠 Na2SO3 或联氨 N2H4),使水中的氧产生氧化反 应,生成可溶性盐类,从而除去水中的氧气。但其缺点是不能除去其它气体,而且生成的盐类又增加了给水的含 盐量,使热交换器传热表面更容易积垢,增加了污垢热阻,影响传热效果。因而一般不单独使用化学除氧,而是 在除氧要求很高时,作为物理除氧的一种补充手段。物理除氧通常是采用定压下加热给水除去氧气的方法。由于 用加热给水除氧,因而称为热力除氧法。由于它的费用低,既能除氧又能除去其它气体,而且不增加给水的含盐 量,因此是电厂中广泛采用的一种除氧方法。 3.1.2 热力除氧的原理 热力除氧的理论基础是亨利定律和道尔顿定律。 亨利定律指出:在气、水两相系统中,当溶解于水的气体与从水中析出的气体处于动态平衡时,单位容积中 气体的溶解量与水面上该气体的分压力成正比。亨利定律的数学表达式为: b k pg p mg / L (2-8) 式中: b ——气体在水中的溶解量, mg / L ; k ——气体的重量溶解系数, mg / L ;其值与气体的种类和温 度有关,如图 2-35 所示; p g ——在平衡状态下,水面上该气体的分压力,MPa ; p ——水面上气体混合物的总压力,MPa 。 如果水面上某气体的实际分压力 p g ’低于水中溶解气体所对应的平衡状态压力 p g ,则该气体就会在不平 衡压差ΔP= p g - p g ’作用下从水中析出,直至达到平衡状态为止。反之,该气体将会继续溶解于水中。如果能 使水面上某气体的实际分压力降为零,在不平衡压差作用下就可使该气体从水中完全除掉,这就是物理除氧的基 本原理。因此,除氧的关键是降低水面上氧气的分压力。 图 2-35 气体在水中的溶解量与温度的关系 道尔顿定律指出:混合气体的总压力等于各组成气体分压力之和。对于水,水面上水蒸汽和空气混合物的 总压力 p 应等于各种气体的分压力 pi 和水蒸汽分压力 ps 之和。即: p pi ps MPa 道尔顿定律为热力除氧提供了理论依据。 (2-9) 当给水在定压下加热时,随着水的蒸发过程不断进行,水面上的水蒸汽分压力逐步增大,而其它气体的分压 力将相应减小。当把水加热到饱和温度时,水蒸汽的分压力实际上就等于水面上混合气体的总压力,其它气体的 分压力已趋近于零,从而创造了将水中溶解的气体全部除去的条件。因此,热力除氧法不仅能除去氧气,而且能 除去所有其它气体。 热力除氧过程可以在常压或加压下进行,相应地称为大气式除氧或高压除氧;也可在真空下进行,称为线 热力除氧应具备的条件 由热力除氧原理可知,通过定压加热给水至相应的饱和温度,可以使水面上蒸汽与气体混合物中的气体分压 力趋近于零,为气体从给水中析出创造了条件。但是,气体从水中析出的过程又是一个传质过程。要使气体从水 中迅速而有效地除去,就必须按照传质规律,满足传质所需的条件。 根据传质理论,气体从水中析出的量 G 遵循下列规律: G km Ap mg/h (2-10) 式中: k m ——传质系数,mg/(m2.MPa.h); A ——传质面积,m2 ; p ——传质不平衡压差,MPa 。 由此可见,气体从水中析出的速率与传质系数 k m 、汽水接触面积 A 的大小和不平衡压差 p 有关,k m 、A 、 p 越大,气体越容易从水中析出。 传质系数 k m 又与传质方式、水的粘滞力和表面张力等有关,粘滞力和表面张力越小, k m 就越大。传质方式 通常有单纯依靠分子扩散运动的传质和通过对流运动的传质两种。前者称为分子扩散传质,后者称为对流传质。 其中,分子扩散传质的速率较缓慢,而对流扩散因其对流作用使传质速率大大提高。 从上述分析可知,要从给水中迅速、有效地除去气体,必须同时满足传热和传质两方面的条件,才能达到热 力除氧的目的。为此,热力除氧应具备下述两方面条件: (1) 将给水加热到相应压力下的饱和温度。 应当注意,给水必须达到足够的加热程度,否则,即 使少量的加热不足,也会明显地影响除氧效果,使给水的 含氧量增大,达不到给水除氧要求的指标,如图(2-36) 所示。例如,在大气压力下,加热的水温比相应的饱和温 度只差 1℃,而水中的含氧量却高达近 0.2 mg/L。 (2) 创造气体从水中析出的传质条件: a. 要有足够大的汽、水接触表面和不平衡压差; b. 采用较高的加热温度降低水的粘滞力,并减小水 的表面张力。 3.1.2.2 除氧器中的除氧过程 图 2-36 水中残余含氧量与加热温度 不足的关系 电厂中,给水热力除氧所用的设备称为除氧器。根据除氧器中气体从水中析出的传质机理不同,整个除氧过 程可分为两个阶段: (1) 初期除氧阶段 在初期除氧阶段,水中含气量较多,相应的不平衡压差ΔP 较大;而且,开始时,汽、水之间有较大的温差, 使给水内部形成自然对流。因而气体主要依靠对流传质方式,并以小气泡形式借助ΔP 克服水的粘滞力和表面张 力而析出。在此阶段中,传质系数 k m 较大。而且,可以采用喷嘴雾化,使给水分散成表面积很大的雾滴状。所 以,在这一阶段中,能迅速除去溶解于水中的气体,一般可除去水中 80-90%的气体,使水中的含氧量降低到 0.05-0.1 mg/L。 (2) 深度除氧阶段 由于除氧水已被加热到相应压力下的饱和温度,水的内部已无对流运动;并且,随着气体的析出,给水中残 留的气体量减少,相应的不平衡压差ΔP 变得很小,水中的气体已无足够的推动。

澳门赌场

上一篇:市委常委、副市长姜波专题调研特种设备安全工作

下一篇:换热器分类_百度文库

版权所有:山东澳门赌场机械制造有限公司  
地址:山东省济宁市高新区同济路66号(崇文大道1688号)
E-mail:www.hand-painted-wallpaper.com  网站地图   网址:www.hand-painted-wallpaper.com