目前联合循环中除氧器超压问题的分析及处理

联合循环中除电子万能实验机需要经过预热氧器超压问题的分析及处理

摘要： 针对联合循环初期出现的除氧器超压、汽机超温等问题提出了用修改温控线方法予以解决，同时对修改温控线后燃气轮机运行情况作了简单的讨论。

关键词：燃气轮机 联合循环 控制 调峰 传热 龙湾燃机电站300 MW联合循环发电设备，由2台100 MW等级燃气轮机、2台额定蒸发量为177t／h的单压余热锅炉及1台100 MW纯凝汽式汽轮机组成，其中燃气轮机及汽轮机由GE供货，控制系统为GEMARKV，2台余热锅炉由比利时CMT供货，公用1台除氧器。联合循环机组分别于1999年4月15日开始调试至5月13日止72 h加24 h满负荷试运结束，5月14日投入试生产。本文就联合循环调试中出现的除氧器超压问题进行讨论。

1 问题的提出

龙湾电厂余热锅炉，为单压、强制循环锅炉，垂直布置。在锅炉尾部布置了低压蒸发器与除氧器构成低压强制循环人机灵能界面与输入、输出通道《按钢筋机械连接技术规程》规范的步骤完成单向拉伸实验，除氧器为内置除氧式，设计工作压力0．42 MPa，最高0．5 MPa，余热锅炉投入运行后发现除氧器压力不断升高，若对烟气档板进行调节，开度小时，虽能降低除氧器压力，但锅炉大容模量：2300⑶500mm升压速度太慢；按正常的升压速度，即使全开除氧器至凝汽器进行泄压，除氧器压力仍然在0．5 MPa左右，安全门经常动作，降低燃气轮机负荷亦无效，运行调整困难。当联合循环进入整套启动调试阶段，燃机负荷在35 MW至75 MW对应联合循环出力在220 MW的范围内，除氧器压力仍然超限。当时包括外方在内的专家提出许多措施，如增加除氧器至凝汽器排放容量、减少低压循环泵流量（加节流孔）牺牲排烟温度以减少低压蒸发器吸热等措施，因种种原因未能实施，直到联合循环工程验收时仍作为遗留问题之一。

2 原因分析

2．1在中国便可减少6400万吨以上CO2和SO2的排放 余热锅炉的传热特性

传热特性就是燃机负荷（输入燃料量）不变情况下，燃机（改变进口导叶）排气温度变化时余热锅炉各受热面吸热变化情况。图1是工质温度随流程的变化规律，方框部分的大小表示各受热面的吸热量，D是窄点（pinch point），表示高压蒸发器是汽车轮毂、座椅骨架理想的轻质替换材料出口烟温与汽包饱和温度之间的传热温差，工况变动时该传热温差基本不变，当燃机排气温度变化时燃气温度线挠D点转动。排气温度降低时（图中虚线所示），线越平坦，过热器吸热减少，省煤器及低压蒸发器吸增加，排烟温度升高，燃机排气热量利用程度低，反之亦然。运行经验表明，当燃机排气温度在426.7℃（800°F）以上时低压蒸发器的吸热能保证除氧器压力在设计范围内。

2．2 燃气机的温控特性

图2是根据燃机实际运行数据绘出的温控特性，环境温度23．9℃（75°F）。图中O点为全速空载点，TTRX为燃机允许的最高排气温度（温控线），OABDF线表示单循环温控方式下排气温度的变化规律。OACEF线表示在投入联合循环温控方式下排气温度的变化规律。OACE线表示当时进口导叶在57°，BDF线表示当时的进口导叶在84°。 2．3 除氧器压力升高原因

在联合循环调试初期，燃机仍然采用单循环的温控方式，由图2可以看出，在单循环方式下，当燃机排气温度达到371．1℃（700°F）时，燃机进口导叶开始开启，随着燃机负荷的增加，进口导叶直至开至84°的最大角度，对应燃机负荷在70 MW，也就是说这类故障常常产生在此段负荷范围内燃机排气温度始终低于或等于371．1℃（700°F）。由前面的讨论可知，在此段负荷范围内燃机排气温度太低余热锅炉低压蒸发器吸热偏大是造成除氧器压力升高的根本原因。燃机负荷继续增加时排气温度上升沿DB线进入温控。

3 解决的办法

根据前面的分析可知，除氧器压力升高的根本原因是因为燃机排气温度太低，但排气温度变化由GE的温控方式决定。当然可以直接将燃机投入联合循环温控以提高燃机部分负荷下的排气温度，实际上在调试初期燃机投过一次联合循环温控，当时燃机负荷接近85 MW时排气温度达到545℃，余热锅炉侧出口主蒸汽温度已达到500℃，汽机侧进口温度超过487℃的额定温度，外方专家又改回单循环的温控方式。因此GE提供的二种温控方式都不能满足现场要求。也就是说，单循环的温