汽轮机凝汽器水位高的处理（除氧器的改造）系统简介唐钢炼铁厂汽机车间一作业区始建于1989年后因扩容与1993年又建造了一台风机和一台发电机。厂房内共有四台汽轮机，其中三台为杭州汽轮机厂的NK/40/56/25型汽轮机拖动风机，正常汽量为38T/h。一台南京汽轮电机厂生产的C12-35-10型汽轮机用于拖动发电机，纯凝工况下满负荷进汽量约为55T/h。其中长期运转两台风机和一台发电机。另一台风机长期备用。为满足生产需要先后建造并投运了四台大气喷雾式除氧器额定工作出力：40T/h，工作压力：0.2bar，工作温度：104C，进汽温度：250C，给水箱容量：35m3工作温度：104C。为了适应2#高炉改造，我车间对3号汽轮鼓风机进行了配套改造，在3#机原址建造了NK50/71型汽轮机一台，正常进汽量约为72T/h，并于2月份投产。2005年为适应1#高炉改造我车间对2号汽轮鼓风机进行了配套改造，在2#机原址建造了N25.2-3.5/435型汽轮机一台，正常进汽量约为68T/h，并于5月份投产。改造原因随着2#机组投运，负荷逐渐加大，2#机凝汽器凝结水水位不能维持正常，水位居高不下，严重影响机组运转的真空度，不得以进行排水的紧急放水，用以维持凝汽器水位。但这样带来了两大问题，第一、除氧器供水量减少，需加大制水量，加大由除盐水管道进入除氧器的水量，增加了给水车间的负担。第二、同时大量的凝结水白白浪费。后来考虑到原有高压加热器疏水管道已经不再用，就将2#机组凝结水的一部分分流到高压加热器疏水母管上，这样就解决了2#机组水位高居不下的问题了。但是运转之后新的问题产生了。因为高加疏水直接进入除氧器并未雾化，加热效果不好，导致溶解氧由原来的3mg/L上升到20mg/L，超出了上限数值15mg/L，对锅炉给水品质产生巨大的影响，直接影响蒸汽品质，蒸汽含氧量升高对整个系统带来不可估算的损失。只有减小分流到高压加热器疏水母管上的水量才能维持溶解氧上限数值15mg/L，但是这样一来2#机凝汽器凝结水水位又不能维持正常。原因分析2003年3#汽轮机组改造和2005年2#汽轮机组改造。两次改造只对锅炉、汽轮机给水泵进行了配套改造，考虑到除氧器容量能满足两台风机正常运转时锅炉用水的需求，所以说对除氧器系统由排水调节阀以后至除氧器并未进行改造。凝结水母管通径为DN125与除氧器连接支管管道通径为DN10Q（如图1）2#汽轮鼓风机组两台凝结水泵型号为6N6,流量为90M3/h，出口压力为0.66MPa。3#机组两台凝结水泵型号为6N6,流量为90M3/h，出口压力为0.82MPa。4#机组两台凝结水泵型号为4N6,流量为60M3/h，出口压力为0.57MPa。除氧器原
设计
领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计
满足四台机组同时运转需要。凝结水喷嘴最大进水量为180T/h。现今三台机组（2#、3#、4#机组）正常进水量达到195T/h。超出设计要求。导致凝汽器不能正常运转的又一原因。通过对第一方面的分析，首先计算凝结水进入除氧器直管流量，由管道设计手册查询选择水流速为2m/s。进入除氧器单支管通流量为q=3600nr2V=3600*3.14*0.052*2=56.52T/h。四个支管进入除氧器总流量为Q=56.52*4=226T/h。因此影响凝结水水位的原因并非管道通流能力。通过对第二方面的分析，四号机组出口压力为0.57MPa,二号机组出口压力为0.66MPa,但四号机组水位并未受到影响。由管路布置来看四号机组并无优势，因此说改变2#机组泵的出力只能影响三号机组凝结水水位，也不能实质性解决系统问题。第三方面分析可知除氧器喷头阻止了凝结水进入除氧器。所以说只能改造除氧器除氧头的通流能力，原有凝结水喷嘴为24个，每个喷嘴的通流量为1.85T/h，在每个除氧头上增加4个喷嘴则总共增加29.6t/h的流量，这样即保证了进入除氧器的水量也保证水的雾化。（如图2）此改造能满足夏季机组高负荷时，水位得到调节。同时夏季外网供汽较少溶解氧问题也不成为要考虑的问题。但是冬季就不同了。考虑到溶解氧上限数值15mg/L，我门对冬季工况进行了理论计算，2#机组凝结水低压加热器出口水温为46C,水量为62T/h,3#机组凝结水低压加热器出口水温为70C，水量为70T/h,4#机组凝结水低压加热器出口水温为60C,水量为50T/h，冬季外网供汽及锅炉排污为75吨，进水为除盐水，水温为10C计算
表
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如表1。因1热量总和为63*106而2+3+4+5为61.8*106所以说改造后溶解氧能满足正常工作需求。结束语改造后除氧器溶解氧又恢复到原来的状态，2#机组凝结水位得到了调节。通过除氧器除氧头增加喷嘴保证溶解氧不受影响的情况下，保证了机组正常运转。
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