疏水管道（通用3篇）
疏水管道 篇1
摘要：本文根据直流锅炉启动疏水系统的运行特点, 结合某工程现场实际的管道振动情况以及相关原理, 对于水位控制阀 (即361阀) 阀后疏水管道振动的原因进行深入分析, 并且提出对应改善策略。
关键词：水位控制阀,疏水管道,振动,原因,改善策略
0 引言
笔者参与设计的印度某600MW超临界火力发电厂, 试运行过程中, 锅炉启动疏水水位控制阀 (以下简称361阀) 后管道出现明显的振动现象。为此, 设计院会同总包方和锅炉厂及时进行了技术探讨, 分析振动原因, 制定修改方案。通过修改方案的实施, 有效改善了此问题。
1 系统设置及管道振动情况简介
此工程的锅炉启动疏水系统是, 启动分离器中的水汇入贮水箱, 从贮水箱出口管道接出, 经361阀减压, 并在阀后经喷水减温, 水质合格时接入主机凝汽器回收, 水质不合格时排入主机循环水出水管。
在最初进行管道布置设计时, 已考虑到361阀后会出现汽液两相引起振动, 所以将361阀布置在汽机房零米层凝汽器附近, 但是实际的锅炉热态清洗和启动过程中, 管道依然出现了明显的振动。振动的位置集中在361阀后管道, 且至凝汽器和至循环水的两路管道均有振动。
2 管道振动原因分析
此系统的介质在361阀之前是高压饱和疏水, 阀后压力大幅降低, 必然出现大量汽化, 形成剧烈的汽液两相流。
两相流有多种流动形态, 如泡状、弹状、乳沫状、环状、块状、塞状、分层流等, 与介质参数、流速、含汽率、流道等诸多因素有关。即便是单一流型, 流动过程的状态已经是非常不稳定。具体到本系统管道中, 随着流体不断变向, 流动状态更加复杂且紊乱。
在相同参数下, 蒸汽的比容要远大于水的比容。所以, 在质量流量不变的前提下, 形成两相流后的容积流量就会增大很多。根据锅炉厂提供的资料, 按照振动最恶劣的工况即干湿态转换点考虑, 阀前饱和水的流量310t/h, 压力为8.1MPa, 温度为295.8℃, 阀后压力为0.5Mpa。经过计算可知, 阀前疏水的流速仅为0.7m/s, 而阀后的汽化率为0.3236, 汽水容积比为163:1, 混合流速达到84m/s。
在介质往下游输送过程中, 越靠近凝汽器则压力越低, 而随着压力降低, 管道中还会有更多的液体汽化。汽水比和混合流速还会进一步增加。
结合管道布置考虑, 管道从361阀至凝汽器接口处或循环水出手管处, 距离较远, 且多次变向, 每一处流动变向 (包括弯头和三通) 处, 均会发生压力波动和冲力变化, 从而产生激振。本系统并非常温或低温管道, 出于管道自身应力和端点推力考虑, 无法设置过多的约束, 所以管道的刚性偏低。
综上, 剧烈紊乱的两相流高速通过一段较长的刚性偏低的管道, 中间又经过多处变向产生激振, 那么管道振动也就成为了必然。
3 管道振动的改善策略
由于361阀前后压差无法消除, 所以阀后两相流必然存在。而阀后管道要分别去往凝汽器和循环水出手管, 两处接口相距较远, 所以不可能保证阀后两路管道都很短。根据工程实际情况, 361阀门组需要较大的布置空间, 即便只考虑将阀门布置在凝汽器接口处, 也无法实现。所以此管道的振动现象可以有效改善, 却无法完全消除。
改善管道的振动可从两个角度着手。一是减少振源;二是减弱振源强度。具体措施如下:
(1) 调整361阀门组的布置位置, 进一步靠近凝汽器, 缩短阀后管道的长度, 且减少弯头数量。
(2) 取消原设计的361阀后至凝汽器管路的电动调节阀, 因为调节阀内流态复杂, 很容易产生激振。
此两项措施为减少振源。
(3) 在361阀后设一个φ630的联箱, 并增加阀后支管的管径, 从而稳定两相流的流动状态, 减小流速。
(4) 将361阀后的喷水接口改为多喷头结构, 增强喷水掺混的减温效果, 也可以增强流态的稳定性。
(5) 疏水管道进凝汽器处设减温减压器, 进循环水排水管处设多孔节流装置, 保持管路中的介质压力较高, 从而减小两相流中蒸汽的比容, 减小流速。
(6) 结合应力分析的结果, 在满足管道各处应力合格且端点推力不超限的前提下, 尽量减少管道上的弯头数量, 需要设弯头的地方优先采用30°, 45等小角度弯头。同时在管道上尽量不设弹簧支吊架而采用刚性支吊架, 尽可能多设限位装置, 从而增加管道的刚性。
此六项措施为减弱振源强度。
4 结束语
综上所述, 本文从实际角度出发, 对于平时工作进行了生产经验的总结, 对于361阀管路振动问题的原因进行了深入的分析, 并且提出了相对应的改善措施, 并且在具体的实际生产过程中都能够取得相对较好的效果, 从而为361阀在其他电厂同类型机组进行投入生产避免管道振动提供一些有效的借鉴。
参考文献
[1]彭勃, 周隆.600MW直流炉储水罐液位控制技术分析与改进[J].广西电力, 2009 (02) :58-60.
[2]卢斗, 林正春, 代茂林.超临界直流锅炉汽水分离器储水罐水位的控制[J].发电设备, 2006 (01) :58-62.
[3]熊建明, 王伯春, 陈彦峰.600MW机组锅炉361阀的工作原理及调试特点[J].湖南电力, 2008 (05) :44-45.
疏水管道 篇2
蒸汽疏水阀是一种能自动从蒸汽管道和蒸汽用汽设备中排除凝结水和其他不凝结气体, 并阻止蒸汽泄漏的阀门。它能保证各种加热工艺设备及管线所需要温度和热量并使之正常工作。蒸汽疏水阀动作正常与否, 影响着蒸汽使用设备的性能、效率和寿命。据测算供热系统节能改造中, 更新性能优良的蒸汽疏水阀其费用仅占系统改造总投资的7.5%, 而节约能源量可占系统总节能量的30%。
以下对疏水阀的选型、安装方式及蒸汽疏水量的计算进行一些探讨。
2 蒸汽疏水阀的类别及原理
疏水阀按动作原理分类主要有:浮球型疏水阀、热静力型疏水阀、热动力型疏水阀、倒置桶型疏水阀等。
2.1 浮球型疏水阀
浮球型疏水阀包括一个浮球和波纹管元件。自由浮球式疏水阀是利用阿基米德浮力原理, 使浮球随体腔内液面的升降而升降, 从而打开或关闭阀座排水孔形成排水阻汽动作。浮球型疏水阀对排放容量和工作压力广泛适应, 但不推荐用于有可能发生水锤的系统中。
这类阀的特点是:适用于大排量, 体积较大;使用时若超出蒸汽疏水阀的设计压力, 阀门则不能打开;在寒冷地区, 为了防止蒸汽疏水阀内部的凝结水冻结, 必须进行保温。
浮球型疏水阀的故障主要是关闭故障, 浮球可能损坏或下沉, 不能保持在开的位置。
2.2 热静力型疏水阀
热静力型蒸汽疏水阀是靠蒸汽和冷却的凝结水和空气之间的温差来工作的。蒸汽增加热静力元件内部的压力, 使疏水阀关闭。凝结水和不凝结气体在集水管中积存, 温度开始下降, 热静力元件收缩, 打开阀门。在疏水阀前积存的凝结水量, 取决于负荷条件、蒸汽压力和管道尺寸。值得注意的是, 不凝结气体可能积存在凝结水的后面。
热静力型疏水阀也可以用来排放蒸汽系统中的空气。它排量大, 排空气性能良好。但不能适应负荷的急剧变化, 不适合蒸汽压力变动大的场合。
2.3 热动力型疏水阀
与热静力型蒸汽疏水阀相反, 热动力型疏水阀是根据蒸汽和凝结水的运动速度不同, 或者说既利用了蒸汽的凝结作用, 又利用了凝结水的再蒸发作用。即蒸汽一旦冷却, 就产生凝结, 形成低压高压张结水进入低压区, 会引起再蒸发。另外, 这种型式双利用了蒸汽和凝结水的密度差和粘性系数差。
热动力型疏水阀体积小, 重量轻, 但不适用于大排量, 且易有故障。
2.4 倒置桶型疏水阀
根据蒸汽和水比重不同的原理工作的机械式疏水阀。蒸汽进入倒置桶内, 使桶浮起来, 关闭出口阀。凝结水进入疏水阀改变桶的浮力, 使其下沉, 打开疏水阀放出凝结水。与其他机械式疏水阀不同, 倒置桶可以在蒸汽温度下连续排放空气和其他不凝结气体。
倒置桶型疏水阀排除空气能力强, 没有空气气堵和蒸汽汽锁现象, 排量大但有冻结的可能。
3 蒸汽疏水阀的选型
1) 选择符合使用条件的形式。
2) 疏水负荷。
3) 疏水阀前后压力之差, 疏水阀必须在这种压差下打开。
4) 疏水阀能承受系统最高工作压力和最高工作温度, 由此来确定疏水阀壳体的材质。
5) 为了符合使用条件, 蒸汽疏水阀的安装方式要正确。
4 蒸汽管道疏水量的计算
4.1 启动时蒸汽管道疏水量的计算
4.1.1 估算的原始条件
高压蒸汽管道暖管的温升速度规定为2℃-3℃/分钟, 且最高不得超过5℃/分钟, 故计算中选用5℃/分钟。
保温材料的温升速度取为钢管温升速度的一半。
4.1.2 启动疏水量的计算公式
启动疏水量M=60×n× (G1×C1×△t1+G2×C2×△t2) / (Ig-Ib)
G1——单位长的钢管重量或单只阀门的重量;
G2——单位长的钢管保温材料重量;
C1——钢管比热, 大卡/公斤℃;
C2——保温材料比热;
t1——钢管温升速度, ℃/分;
t2——保温材料温升速度, ℃/分 (取△t2为0.5△t1, 即为2.5℃/分钟计算) ;
Ig——蒸汽焓, 大卡/公斤;
Ib——蒸汽管道初压下的饱和水焓, 大卡/公斤;
n——管道长度;
4.2 蒸汽管道运行时的疏水量计算
4.2.1 过热蒸汽管道疏水量计算
经常疏水量G=q×n/ (Ig-Ib) 公斤/小时;
q=管道及阀门的散热损失;
可按规程中关于管道的单位热损失范围中的数据;
Ig=额定参数下的过热蒸汽焓, 大卡/公斤;
Ib=额定参数下的饱合水焓;
n=管道长度或阀门只数;
4.2.2 湿蒸汽管道经常疏水量计算
因湿蒸汽本身带有湿度, 故与过热蒸汽相比, 经常疏水量除应考虑管道散热而引起的疏水, 还应考虑湿蒸汽本身所含水分引起的疏水量。目前我国CP1000核电机组中的主汽及汽水分离再热器前的5段、6段、7段抽汽均为湿蒸汽, 故湿蒸汽管道疏水量的计算是核电机组热力系统中的重要问题。考虑到工程应用的安全可靠性, 统一按湿度中0.1做为疏水量。故湿蒸汽管道的经常疏水量公式如下:
经常疏水量G=q×n/ (Ig-Ib) +W×x×0.1 公斤/小时
4.3 疏水阀疏水量的确定
蒸汽疏水量是选择疏水阀的重要参数。在选择疏水阀时应保证其疏水量大于管道中任何工况产生的疏水量, 因而疏水阀容量的选择需在管道疏水量上乘以安全系数。
疏水量较大的湿蒸汽管道的疏水系统设置见图1. 疏水点设置疏水罐, 疏水罐下接疏水管道, 并设置电动旁路阀, 以防止疏水器阻塞及保护疏水器。电动旁路阀与疏水罐相连接疏水管水位设置连锁, 图2疏水管液位监测设置, 当疏水管水位达到水位定值时, 旁路电动阀自动打开。
安装要求:
1) 疏水阀不允许串联使用, 必要时可以并联使用。
2) 疏水阀要安装在管道的是低点且尽可能靠近加热设备。安装位置应便于操作和检修。
3) 蒸汽疏水管道与蒸汽管道一样, 也需考虑热胀应力和补偿问题。
4) 从疏水出口至疏水阀入口管段应尽可能短, 且沿流向应有4%的坡度, 使疏水自然流下进入疏水阀。对于热静力型疏水阀要留1m长管段, 不设绝热层。
5) 疏水阀一般都带有过滤器。如不带者应在阀前安装过滤器。
6) 热动力圆盘式疏水阀可水平安装或直立安装均可。热动脉冲式疏水阀一般安装在水平管道上, 阀盖朝上。机械浮球式疏水阀必须水平安装。
5 结束语
疏水阀虽然是蒸汽系统中的一个很小的部件, 但却对整个蒸汽系统的能源消耗起着至关重要的作用。合理的计算蒸汽管道疏水量, 选择性能合适, 容量匹配的蒸汽疏水阀是用汽设备正常生产的保证, 更是有效节约生产成本与能源的保障。
参考文献
[1]中井多喜雄.蒸汽疏水阀[M].北京:机械工业出版社, 1984年.
[2]吴培森.改良蒸汽疏水阀是蒸汽供热系统节能减排的重要环节[J].石油化工设计, 2008, 25:56-57.
疏水管道 篇3
关键词：高压加热器,疏水系统,管道连接结构,热效率,供电煤耗
0 引言
给水回热系统是火电厂热力系统中的重要组成部分, 其作用是为了提升汽轮机组的循环热效率, 可以有效地降低热损失, 对整个火电厂的经济运行起到了关键性的作用。对给水回热系统进行优化改进, 能够显著提高燃煤发电机组的运行效率, 减少燃煤消耗。随着近几年火电企业“上大压小”“竞价上网”的逐步开展, 300 MW机组由于煤耗大、经济性差等原因年利用小时数越来越低, 具备调峰能力的300 MW机组已经由原有的主力大机组逐步沦为调峰机组。本文所涉及的机组由于建设比较早, 受设备特性及建设工艺的限制, 回热系统设计、安装存在某些不尽合理的地方, 本文通过对回热系统进行挖潜改造以达到低负荷时降低热耗, 减少供电煤耗以适应火电企业日趋激烈的市场竞争变化。
1 给水回热系统原理简介
回热加热器是指从汽轮机的某些中间级抽出部分蒸汽来加热凝结水或锅炉给水, 以提高热经济性的换热设备。按传热方式的不同, 回热加热器可分为混合式和表面式两种。混合式加热器通过汽水直接混合来传递热量; 表面式加热器则通过金属受热面来实现热量传递。
在整个回热系统中, 按给水压力分, 一般将除氧器之后经给水泵升压后的回热加热气称为高压加热器, 这些加热器要承受很高的给水压力; 而将除氧器之前仅受凝结水泵较低压力的回热加热气称为低压加热器; 此外还有回收主汽门、调速汽门门杆溢汽及轴封漏汽来加热凝结水的加热器, 称为轴封加热器。
汽轮机抽汽在加热器中与给水进行热量交换并在汽室中凝结成热的水, 一般称之为疏水。表面式加热器的疏水排出方式: (1) 疏水逐级自流法的连接系统。 (2) 疏水泵排出法的连接系统。 (3) 两种疏水排出的综合系统。 (4) 另有采用外置式疏水冷却器的连接系统。
高压加热器为表面式加热器, 其疏水系统一般采用逐级自流的方式, 即利用高压加热器的压力差, 使疏水逐级自流入相邻的压力较低的加热器的汽室, 1#高压加热器中的疏水流至2#高压加热器, 2#高压加热器的疏水流至3#高压加热器, 3#高压加热器的疏水流至除氧器。采用逐级自流方式, 能充分利用上级高压加热器的疏水加热本级的给水, 提高了机组的效率。
2 提出改造方案原因
某厂300 MW机组给水回热系统改造前如图1 所示 ( 除虚线框内) , 高加疏水采用逐级自流方式, 每台高加疏水均设有正常疏水和危急疏水两路。高加正常运行时通过正常疏水调节阀调节高加水位在正常范围内, 保持给水回热系统具有较高的经济性, 此时高加疏水采用逐级自流的方式将疏水疏至除氧器, 减少了冷源损失, 机组循环效率较高。当高加水位高到一定数值时, 高加危急疏水调门动作, 与正常疏水门共同调节高加水位至正常范围, 此时高加疏水部分或全部疏至凝汽器, 由于疏水温度较高, 增加了冷源损失, 机组循环效率下降。
由于该厂3#高压加热器设置在3 m层, 除氧器设置在43 m, 当机组负荷较低时 ( 200 MW) , 3#高压加热器的汽室压力与除氧器内压力的压差变小, 导致3#高压加热器正常疏水无法输送至除氧器, 造成3#高压加热器水位变高, 只能通过危急疏水管道输送至凝汽器, 造成热量的损失 ( 每度电供电煤耗上升约20 g) , 极大的降低了机组的循环效率。
该厂300 MW机组为调峰机组, 夜间负荷低谷时, 机组负荷在200 MW以下或附近波动, 为减少冷源损失, 提高低负荷时机组的经济效益, 特提出制定此改造方案。
3 改造方案及调节方式
为克服上述现有技术中的问题, 本文采用一种全新型用于高压加热器与除氧器之间的正常疏水管道连接结构。包括1#高压加热器、2#高压加热器、3#高压加热器、除氧器以及3#高压加热器至除氧器的正常疏水管, 从3#高压加热器的抽汽管道上设置一个连接管道连接至3#高压加热器至除氧器的正常输水管。该连接管道从3#高压加热器抽汽管道的电动门之后的管道上引出, 并连接至3#高压加热器正常输水管电动门与高加疏水调节门之间的管道上。该连接管道上设置有调节阀, 调节阀为电动调节阀、气动调节阀或液压调节阀。如图1 ( 虚线框内) 所示, 下面做进一步的解释和说明。
当机组负荷下降到某负荷段时, 3#高压加热器的汽室压力与除氧器压力的压差变小, 其压差动力克服不了两设备之间因位置高度造成的重力势能, 从而造成其正常疏水不畅, 疏水水位升高, 事故疏水阀动作。为了不让3#高压加热器事故疏水阀动作, 我们开启该连接管道上的调节阀, 引入少部分3#级抽汽对3#高压加热器的正常疏水管的后段疏水进行再加热, 使其汽化或部分汽化, 进而使整个上升管流动阻力减小。同时, 由于这少部分的抽汽未经过3#加热器的凝结放热, 3#加热器的疏水量也相应减少, 进而也减轻了疏水负担。
注: 考虑到热力管道在投运前应进行暖管疏水, 且高加水位始终维持动态平衡, 当负荷降低时3#高加水位上升后再暖管疏水来不及, 所以增加了该调节门的旁路。该旁路由节流孔板及前后手动隔离阀组成, 机组正常运行期间始终保持该路管道中有微量蒸汽通过。
4 改造后成果验证
经该厂实际运行情况检测, 高加疏水系统经过如上改造, 可以保证该机组在170 MW ~ 200 MW之间3#高压加热器的疏水能顺畅输送至除氧器, 基本上能满足该机组在调峰全负荷段内高加疏水至始至终输送到除氧器, 减少了低负荷段的冷源损失, 提高了机组效率, 降低了供电煤耗。另一方面还可有效避免机组在低谷负荷段, 特别是负荷在200 MW附近晃动时疏水两路来回切换, 减少了运行人员操作量, 降低了机组安全运行风险。
5 结语
随着电力体制改革的进一步发展, 竞价上网的进一步完善, 对于能耗高、效率低的300 MW火电机组, 为了增强市场竞争力, 必须从自身实际出发进行挖潜增效, 不断的对热力系统进行改进和完善。本文所选优化方案就是将理论联系实际, 紧紧结合该电厂300 MW机组给水回热系统在不同负荷工况下的运行情况, 有针对性的提出改造方案, 提升燃煤发电机组的效率, 进一步降低机组能耗。
参考文献
[1]叶涛.热力发电厂 (第三版) [M].北京:中国电力出版社, 2009.