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时间:2019-11-24
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1、水泥余热电站给水除氧问题分析与探究摘要:在锅炉给水处理工艺过程屮,除氧是一个非常关键的一个环节,给水容氧大是造成电厂热力设备腐蚀的重要原因之一。对于水泥余热电站锅炉,虽然给水温度较低,但长期运行下来,省煤器,过热器等氧腐蚀现象仍会出现,影响电站止常运行的经济性。关键词:余热电站;给水除氧;热力;换热器中图分类号:TM623文献标识码:A引言氧是给水系统和锅炉的主要的腐蚀性物质,在热力系统中,水汽的温度较高,氧腐蚀速度快,加上腐蚀具有局部性和延续性,对热力设备有很大的危害。给水屮的氧应当迅速得到清除,否则它会腐蚀锅炉的给水系统和部
2、件,腐蚀产物氧化铁会进入锅内,沉积或附着在锅炉管壁和受热面上,形成难溶而传热不良的铁垢,而且腐蚀会造成管道内壁出现点坑,阻力系数增大,而口水汽中空气对换热器传热不利,不利于经济运行。管道腐蚀严重时,甚至会发生管道爆炸事故。国家规定蒸发量大于等于6吨每小时的蒸汽锅炉和功率大于4.2MW的热水锅炉都必需除氧。1、日前水泥余热发电给水除氧工艺对于水泥余热电站而言,为了提高烟气热量的利用效率,降低窑头AQC锅炉排烟温度,在保证省煤器出口水温情况下,要求进入省煤器的给水温度尽可能低。这样能节省省煤器换热面积,减小余热锅炉体积,降低锅炉钢材
3、耗量。冃前多采用三种除氧方式:1・1大气式热力除氧热力除氧一般有大气式热力除氧和喷射式热力除氧。其原理是将锅炉给水加热至沸点,使氧的溶解度减小,水中氧不断逸岀,再将•水面上产生的氧气连同水蒸汽一道排除,还能除掉水中各种气体(包括游离态C02,N2)o除氧后的水不会增加含盐量,也不会增加其他气体溶解量,操作控制相对容易,而但运行稳定,可靠,能使给水含氧量在15ppb以下,是目前应用最多的一种除氧方法。为了降低排烟温度,冷凝器低温凝结水直接经凝结水泵加压进入锅炉低压省煤器,经低压省煤器加热到80°C左右,进入除氧器除氧。除氧水再经给
4、水泵进入高压省煤器进入锅炉循环。人气式热力除氧水泥余热电站多采用如图2.1工艺流程。虽然通过热力除氧可靠性高,操作简单,但是仍然存在一些问题,制约其发展:(1)由于窑头锅炉烟气量,烟气温度波动较大,造成低压省煤器出口水温变化范闱大。如果余热锅炉实际运行烟气参数偏离设计参数时,容易造成除氧器的“自牛沸腾”,导致除氧器内压力升高,排气量加大,汽水损失增大,破坏除氧器内汽水逆向流动,除氧效果恶化。(2)11]于进入低压省煤器给水为未除氧水且凝结水含氧量往往因各种原因超标。低压省煤器长期高温运行会产生氧腐蚀。通过杭州锅炉厂统计,采用此工
5、艺的低压省煤器一般在运行2年左右便会产生严重氧腐蚀,从而必须更换整个低压省煤器。(3)正常情况低压省煤器出口温度为80°C,除氧器需引入辅助蒸汽加热至104°C,使得锅炉房自耗汽量增大,减少了有效外供汽。(4)凝结水泵扬程高,电机功率大,增加厂用电率。1・2真空除氧这是一种屮低温除氧技术,一般在30°C〜60°C温度下进行。可实现水面低温状态下除氧。相对于热力除氧技术来说,它的加热条件有所改善,锅炉房自耗汽量减少,给水经除氧再进入省煤器,不会产生省煤器氧腐蚀。但真空除氧的高位布置,对运行管理喷射泵、加压泵等关键设备的要求比热力除
6、氧更高。低位布置也需要一定的高度差,而且対喷射泵、加压泵等关键设备的运行管理要求也很高。另外还增加了换热设备和循环水箱。图2真空除氧能在较低温度下进行除氧,省煤器给水温度低,提高烟气热量利用率;又能分级及低位安装,操作简单,适用范围广。目前水泥余热电站较多采用真空除氧。但是,在实际运行屮,由于漏气,真空度低等原因,真空除氧效果往往不明显。出水含氧量在80〜lOOppb,远远大于锅炉给水标准要求。实际运行中造成汽包及过热器氧腐蚀严重。1.3化学加药除氧目前水泥余热电站化学除氧基木采用炉内添加亚硫酸钠除氧法。因为在给水系统中氧是锅炉
7、的主要腐蚀性物质,所以要求迅速将氧从给水中去除,一般使用亚硫酸钠作为除氧剂,反应方程式2Na2S03+02->2Na2S04o标准的亚硫酸钠加药量是每lppm的溶解氧添加8ppm的亚硫酸钠,并且额外增加4ppm亚硫酸钠以在锅炉中保持一个裕量。化学除氧受炉水温度和PH值影响。温度愈高,反应时间愈短,除氧效果愈好。当炉水pll二6时,效果最好,若pll增加则除氧效果下降。加入铜、钻、镒、锡等作催化剂,可提高除氧效果。该方法由于一次性投资低,安全,操作也较为简单,较多水泥余热电站采用。虽然通过理论可计算出加药量,但此法在实际中加药量往
8、往不易控制,除氧效果不可靠,需时常检测,无法保证达标。另外还会增加锅炉水含盐量,导致排污量增大、热量浪费,增加运行费用,是不经济的。以某5000t/d水泥生产线为例。AQC、SP锅炉平均蒸发量45000kg/h;年运行时间6000h;亚硫酸钠费用15元/血。图3
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