600MW机组除氧器暂态计算

摘 要：通过除氧器暂态计算，合理选取600MW超临界燃煤机组配置100%容量的汽动给水泵时，在除氧器低位布置情况下的除氧器有效容积和低压给水管道规格。

关键词：除氧器；暂态计算；给水泵

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.04.197

0 引言

除氧器是火电厂的重要设备，除氧器的体积与荷重都很大，它的安装高度和设备体积都直接影响厂房的结构和造价。但除氧器的安装高度和容积又与电厂给水泵的安全运行密切相关，若能够在保证给水泵运行安全的前提下，适当降低除氧器安装高度，减小除氧器容积，将大大降低电厂汽轮机厂房的综合造价。通过除氧器暂态计算，可以在保证给水泵运行安全的前提下，合理选取除氧器安装高度和设备体积。

1 除氧器暂态计算原则

给水泵运行时，当泵内任意一点的压力小于泵入口水温对应的饱和压力时，该处的水就会发生汽化，形成小的蒸汽泡，当蒸汽泡被带入高压区，受压破裂，使泵产生汽蚀，引起泵的噪音、振动，甚至破坏。因此，给水泵不发生汽蚀的条件是必须保证泵内最低压力处的压力大于水的饱和压力值。

泵内流体压力最低点不是发生在泵的入口，当给水由泵的入口流至叶轮入口过程中，由于流道收缩，流速增加，流体动能增加，在叶片进口边位置处，压力降至最低值，之后叶片对流体做功，压力逐渐升高。泵入口至叶轮进口最低压力点处的压力差将称为泵的必须汽蚀余量，用NPSHr表示。该值与管路系统无关，仅与泵吸入室的结构、叶轮的吸入口形状以及叶片进口处的流速有关。

为保证给水泵在运转中不发生汽蚀，必须使泵吸入口壓力具有高于饱和压力一定的富余压力值，该值称为装置的有效汽蚀余量，用NPSHa表示。该值由给水泵吸入侧管路、系统和装置决定，与泵本身无关，由下式求得：

式中：

Hg——给水泵叶轮中心线至除氧器水箱水位的标高差，m

ΔP——除氧器水箱下降管中给水压力损失（下降管阻力），MPa

Ps——与给水泵入口水温度相对应的饱和压力，MPa

Pd——除氧器运行压力，MPa

——下降管中给水平均密度，kg/m3

不发生汽蚀的基本条件是：NPSHa>NPSHr，工程设计中应有一定的安全裕度，一般以NPSHa>1.25NPSHr作为给水泵不发生汽蚀的条件。

因此，除氧器的布置以及泵的NPSHa应保证在机组负荷骤降工况下，尤其是最恶劣的暂态工况——汽轮机全甩负荷工况下，给水泵入口叶片不发生汽蚀。

2 除氧器暂态计

某600MW超临界燃煤机组锅炉最大连续蒸发量1814t/h，汽轮机进汽参数24.2MPa（a）、566℃，再热蒸汽温度566℃。

电厂给水系统采用单元制，配置1×100%容量的汽动给水泵和一台30%容量的电动启动泵。给水泵及其汽轮机布置在运转层，前置泵布置在0m层。

为降低电厂综合造价，除氧器布置于汽机房运转层，除氧器水箱中心线标高16.2m，除氧器水箱正常水位标高17m。除氧器暂态计算模型如图1所示。

当机组全甩负荷时，汽轮机不进汽，各级加热器也失去了加热的抽汽汽源。在甩负荷瞬间，各级加热器的焓值为额定工况焓值。暂态计算的基本参数见表1。

根据《大中型火力发电厂设计规范》规定，给水箱的储水量宜根据除氧器的布置位置，结合瞬态计算结果、机组控制水平和机组功能要求确定，200MW及以上机组宜为3min～5min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。本工程除氧器有效容积取150m3。

根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》，低压给水管道的推荐介质流速为0.5～2m/s。本工程低压给水管径取Φ630×13。

通过除氧器暂态计算，可以得到机组全甩负荷后300s，除氧器内部压力与前置泵入口饱和压力随时间的变化曲线（图2）和给水泵有效汽蚀余量NPSHa随时间变化曲线（图3）。

根据上述计算结果可知，暂态过程最危险的时刻，即有效汽蚀余量下降的最大值发生在43s时刻，此时有效汽蚀余量NPSHa数值为8.864m。

NPSHa=8.864m > NPSHr×1.25=6.25m

因而，对于除氧器低位布置方案，当除氧器水箱的有效容积为150m3，低压给水管径为Φ630×13时，汽动给水泵的前置泵不会发生汽蚀。

3 结论

通过计算，600MW超临界燃煤机组采用100%容量的汽动给水泵，给水泵及其汽轮机布置在运转层，前置泵布置在0m层。除氧器采取低位布置，低压给水管径取Φ630×13，当有效容积大于等于150m3时，能够保证给水泵安全运行。

参考文献：

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[2]张晓玲.600MW火电机组除氧器暂态过程分析[J].广东科技，2007（169）.

[3]朱宝，吴猛，陈立强等.超超临界1000MW机组RB过程除氧器暂态特性研究[J].热力发电，2014，43（07）.

作者简介：骞宏伟（1983-），男，内蒙古包头人，硕士，工程师，研究方向：电站热力系统设计及安全、经济性研究。