除氧器范文10篇

除氧器范文篇1

【关键词】热力发电厂除氧器安全运行

EffectiveMeansforRetrofitofDeaerator

AbstractDeaeratorisanimportantequipmentofthermalpowerplant,whichensuresthequalityofboilerfeedwater,especiallyensurestheoxygencontentinfeedwatertosatisfytherequirementofequipmentoperation.Butasaresultofvariousreasons,alotofdeaeratorsfailtoguaranteethequalitieddeaerationeffect,leadingtocorrosiondamageofsystem,thusseriouslyinfluencingthelifeandsafeoperationofequipment.Toretrofitthesedeaeratorsisataskoftoppriority.Theretrofitschemeofinternalpartsofdeaeratorputforwardinthepapercaneffectivelysolvethe“exceedingstandard"problemofoxygeninwater,andbringaboutsignificanteconomicbenefitforpowerplant.

Keywordsthermalpowerplantdeaeratorsafeoperation

国产100MW及以上机组绝大多数配置喷雾填料式除氧器。这些除氧器，特别是100MW、200MW机组的除氧器，相当一部分已运行多年，弹簧喷嘴老化失效，内部元件锈蚀损坏；加之70年代前后生产的除氧器填料多采用Ω型填料，其传热传质性能特别是气体扩散性能均不如目前的新型不锈钢丝网材料，所以不少除氧器的除氧效果明显下降，有的严重超标，特别是在当前电网负荷需求减少，多数机组频繁运行于部分负荷或低负荷工况时，溶氧超标尤为严重。因此，针对这些电厂除氧器改造的迫切要求，推荐采用除氧器内部改造方案，即在除氧头壳体和水箱壳体满足设计强度要求时，仅对除氧头内部关键部件进行优化改造。实施内部改造方案的投资仅为更新设备费用的10%～20%，除氧效果完全能够满足运行要求，而且由于进汽装置、填料等部件采用了优化措施，其除氧效果、负荷适应性、热经济性等指标更具有吸引力。韶关电厂200MW机组除氧器的改造成功地为同类设备改造提供了一条经济、简捷、有效的途径。

1设备概述

韶关发电厂9号机系哈尔滨汽轮机厂生产的200MW机组，配用哈尔滨锅炉厂生产的GWC-670型高压喷雾填料式除氧器；设计出力670t/h，最大出力700t/h，额定运行压力/温度为0.49MPa/158℃。除氧器经多年运行后，改造前存在的主要问题是：(1)给水含氧量严重超标且不稳定，如1995年11月为1.8～128.6μg/L，1996年9月为0.2～15.3μg/L；(2)Ω型填料散失，运行中Ω型填料经常脱落到给水泵入口，影响安全运行；(3)雾化喷嘴弹簧失效且常脱落，失去调节功能。为此，韶关电厂决定对9号机组除氧器进行改造。热工研究院经过对众多改造方案的技术经济性论证后提出除氧头局部改造方案。

1997年7月在该机组大修期间对9号机除氧器完成了改造。从1997年8月除氧器投运至今，设备运行状况良好。为了考核、评价改造后除氧器的热力性能，由韶关发电厂和热工研究院共同组织人员，于1998年3月进行了性能试验。证明该除氧器改造设计合理，性能优良，达到了设计要求，能满足电厂对给水品质的要求，确保机组安全、稳定运行。

2除氧器内部改造设计

2.1除氧器结构设计

除氧器壳体和外部连接管保持不变，仅对除氧器内部进行局部改造。(1)对喷淋效果欠佳的老式弹簧喷嘴进行调整、修复或选用新型弹簧喷嘴将其更换；(2)在进汽装置基本结构不变的情况下，对一次蒸汽进汽装置进行优化设计，确定最佳蒸汽通流面积；(3)拆除原除氧器的淋水盘结构，改为五层水篦子，使珠状传热变为膜状传热，增强传热效果和不凝结气体的扩散能力；(4)拆除原除氧器Ω型填料的上压料架，保持填料下托架不变，用不锈钢丝网填料块代替Ω型散填料。

改造后的除氧器内部结构见图1。

图1除氧器内部结构示意图

2.2修复、更换弹簧喷嘴

全面检查所有弹簧喷嘴，对严重损坏无法调整或修复的喷嘴进行更换；对没有更新的喷嘴要全部更换弹簧并调整使其与新喷嘴弹簧紧力相当，保证所有喷嘴雾化效果一致。

弹簧喷嘴及弹簧选用同型号的新一代弹簧喷嘴和与之相匹配的弹簧。这样，现场施工方便、工作量小；同时也能保证弹簧喷嘴的整体雾化效果。

2.3进汽装置优化设计

根据除氧器热平衡计算书可知，进入除氧器的4段抽汽量为29.89t/h，而门杆漏汽、连续排污扩容器来汽和轴封漏汽总量为7.78t/h，所以，这里仅对4段抽汽的进汽装置进行优化设计。为了尽可能地减小现场工作量，在不改变进汽管位置和基本结构的前提下，优化设计最佳的进汽通流面积，即在原进汽孔数量不变时优化进汽孔直径。(1)原设计进汽装置上共钻598个ø12孔，在设计的额定工况、最大工况及目前运行的额定工况下是合适的。(2)电厂实际运行参数偏离制造厂性能计算书中给出的参数，例如，第4段抽汽压力仅0.8MPa，而计算书中给出的除氧器进汽压力则为0.832MPa，实际运行的进汽压力为0.72MPa；所以设计参数与电厂实际运行工况之间存在较大误差。(3)9号机除氧器出水含氧量不稳定，这说明在额定工况附近除氧器工作基本正常，而偏离额定工况较大时，蒸汽加热不足，特别是在蒸汽参数偏低、高压加热器退出运行或凝结水温度低时较为明显。(4)考虑机组自然老化、高压加热器解列、凝结水温度偏低以及调峰运行等因素，进汽装置原598个ø12孔宜改为598个ø16孔。

2.4水篦子设计

水篦子设计为5层，采用10号槽钢100×48×5.3，其间隔为80mm，均匀分布；每层高138mm。

2.5填料选择

填料层设计高度150mm，除氧头内填料体积1.474m3，选用1Cr18Ni9Ti不锈钢丝网。将填料层分为16个独立的填料块，方便安装和维修；为缩短大修工期，填料块缠绕密度为130kg/m3。填料块可向填料生产厂订做，另外还需要一些不锈钢丝网散料，用于特殊位置，如除氧头壳体内填料块没有涉及的圆弧部分等。填料下托架可用原Ω填料层托架，由于采用已包装的填料块，故无需填料上压板架。

3除氧器改造前性能试验

在9号机组除氧器实施改造前，于1997年3月13日对该除氧器的除氧效果进行了检查试验(见表1)。

4除氧器改造后性能试验

4.1机组变负荷试验

该除氧器为定-滑压运行除氧器，在机组负荷变化时，除氧器运行工况也随机组第4段抽汽参数不同而变化，相应的除氧器除氧效果也不同。为考核除氧器不同负荷下的除氧效果，特别是在低负荷下的除氧效果，试验大纲要求试验应在200、180、150、120MW工况下进行，但因电网负荷原因试验分别在135、150、160、170MW负荷下完成(见表2)。

4.2排气门开度试验

低压给水在除氧器中加热、喷淋，其中的不凝结气体，特别是氧气即不断析出，聚集在除氧器内；必须通过排气装置将这些气体排出达到除氧的目的。但是，排气装置在排出不凝结气体的同时也会排出一部分蒸汽，这必将增加机组的热损失。那么，确定合适的排汽门开度才能既充分排出不凝结气体又使排出蒸汽量最小，这是试验目的。试验排气门开主分别为2×1圈、2×1/2圈、2×1/4圈(GWC670型除氧器设计有对称布置的两个相同规格排气阀)，试验结果见表3。

5结论

改造后的9号机组除氧器启动投运以来，通过性能试验和长期的运行考验，证明该除氧器达到了改造设计要求，能够在满足不同工况给水品质的前提下安全稳定运行。

5.1改造后的除氧器除氧效果良好，在额定工况运行时除氧器出水含氧量可达到2～3μg/L。

5.2该除氧器负荷适应性能好，在60%～100%额定工况下运行时，除氧器出水含氧量均小于7μg/L。

5.3该除氧器改造设计采用了汽液网填料和水篦子相接合的深度除氧方式，其传热传质性能优良，尤其是不凝结气体的析出能力增强，所以除氧器改造后的排气门开度仅为改造前的1/2，排气损失明显减少，系统热经济性提高。

除氧器范文篇2

【关键词】热力发电厂除氧器安全运行

EffectiveMeansforRetrofitofDeaerator

AbstractDeaeratorisanimportantequipmentofthermalpowerplant,whichensuresthequalityofboilerfeedwater,especiallyensurestheoxygencontentinfeedwatertosatisfytherequirementofequipmentoperation.Butasaresultofvariousreasons,alotofdeaeratorsfailtoguaranteethequalitieddeaerationeffect,leadingtocorrosiondamageofsystem,thusseriouslyinfluencingthelifeandsafeoperationofequipment.Toretrofitthesedeaeratorsisataskoftoppriority.Theretrofitschemeofinternalpartsofdeaeratorputforwardinthepapercaneffectivelysolvethe“exceedingstandard"problemofoxygeninwater,andbringaboutsignificanteconomicbenefitforpowerplant.

Keywordsthermalpowerplantdeaeratorsafeoperation

国产100MW及以上机组绝大多数配置喷雾填料式除氧器。这些除氧器，特别是100MW、200MW机组的除氧器，相当一部分已运行多年，弹簧喷嘴老化失效，内部元件锈蚀损坏；加之70年代前后生产的除氧器填料多采用Ω型填料，其传热传质性能特别是气体扩散性能均不如目前的新型不锈钢丝网材料，所以不少除氧器的除氧效果明显下降，有的严重超标，特别是在当前电网负荷需求减少，多数机组频繁运行于部分负荷或低负荷工况时，溶氧超标尤为严重。因此，针对这些电厂除氧器改造的迫切要求，推荐采用除氧器内部改造方案，即在除氧头壳体和水箱壳体满足设计强度要求时，仅对除氧头内部关键部件进行优化改造。实施内部改造方案的投资仅为更新设备费用的10%～20%，除氧效果完全能够满足运行要求，而且由于进汽装置、填料等部件采用了优化措施，其除氧效果、负荷适应性、热经济性等指标更具有吸引力。韶关电厂200MW机组除氧器的改造成功地为同类设备改造提供了一条经济、简捷、有效的途径。

1设备概述

韶关发电厂9号机系哈尔滨汽轮机厂生产的200MW机组，配用哈尔滨锅炉厂生产的GWC-670型高压喷雾填料式除氧器；设计出力670t/h，最大出力700t/h，额定运行压力/温度为0.49MPa/158℃。除氧器经多年运行后，改造前存在的主要问题是：(1)给水含氧量严重超标且不稳定，如1995年11月为1.8～128.6μg/L，1996年9月为0.2～15.3μg/L；(2)Ω型填料散失，运行中Ω型填料经常脱落到给水泵入口，影响安全运行；(3)雾化喷嘴弹簧失效且常脱落，失去调节功能。为此，韶关电厂决定对9号机组除氧器进行改造。热工研究院经过对众多改造方案的技术经济性论证后提出除氧头局部改造方案。

1997年7月在该机组大修期间对9号机除氧器完成了改造。从1997年8月除氧器投运至今，设备运行状况良好。为了考核、评价改造后除氧器的热力性能，由韶关发电厂和热工研究院共同组织人员，于1998年3月进行了性能试验。证明该除氧器改造设计合理，性能优良，达到了设计要求，能满足电厂对给水品质的要求，确保机组安全、稳定运行。

2除氧器内部改造设计

2.1除氧器结构设计

除氧器壳体和外部连接管保持不变，仅对除氧器内部进行局部改造。(1)对喷淋效果欠佳的老式弹簧喷嘴进行调整、修复或选用新型弹簧喷嘴将其更换；(2)在进汽装置基本结构不变的情况下，对一次蒸汽进汽装置进行优化设计，确定最佳蒸汽通流面积；(3)拆除原除氧器的淋水盘结构，改为五层水篦子，使珠状传热变为膜状传热，增强传热效果和不凝结气体的扩散能力；(4)拆除原除氧器Ω型填料的上压料架，保持填料下托架不变，用不锈钢丝网填料块代替Ω型散填料。

改造后的除氧器内部结构见图1。

图1除氧器内部结构示意图

2.2修复、更换弹簧喷嘴

全面检查所有弹簧喷嘴，对严重损坏无法调整或修复的喷嘴进行更换；对没有更新的喷嘴要全部更换弹簧并调整使其与新喷嘴弹簧紧力相当，保证所有喷嘴雾化效果一致。

弹簧喷嘴及弹簧选用同型号的新一代弹簧喷嘴和与之相匹配的弹簧。这样，现场施工方便、工作量小；同时也能保证弹簧喷嘴的整体雾化效果。

2.3进汽装置优化设计

根据除氧器热平衡计算书可知，进入除氧器的4段抽汽量为29.89t/h，而门杆漏汽、连续排污扩容器来汽和轴封漏汽总量为7.78t/h，所以，这里仅对4段抽汽的进汽装置进行优化设计。为了尽可能地减小现场工作量，在不改变进汽管位置和基本结构的前提下，优化设计最佳的进汽通流面积，即在原进汽孔数量不变时优化进汽孔直径。(1)原设计进汽装置上共钻598个ø12孔，在设计的额定工况、最大工况及目前运行的额定工况下是合适的。(2)电厂实际运行参数偏离制造厂性能计算书中给出的参数，例如，第4段抽汽压力仅0.8MPa，而计算书中给出的除氧器进汽压力则为0.832MPa，实际运行的进汽压力为0.72MPa；所以设计参数与电厂实际运行工况之间存在较大误差。(3)9号机除氧器出水含氧量不稳定，这说明在额定工况附近除氧器工作基本正常，而偏离额定工况较大时，蒸汽加热不足，特别是在蒸汽参数偏低、高压加热器退出运行或凝结水温度低时较为明显。(4)考虑机组自然老化、高压加热器解列、凝结水温度偏低以及调峰运行等因素，进汽装置原598个ø12孔宜改为598个ø16孔。

2.4水篦子设计

水篦子设计为5层，采用10号槽钢100×48×5.3，其间隔为80mm，均匀分布；每层高138mm。

2.5填料选择

填料层设计高度150mm，除氧头内填料体积1.474m3，选用1Cr18Ni9Ti不锈钢丝网。将填料层分为16个独立的填料块，方便安装和维修；为缩短大修工期，填料块缠绕密度为130kg/m3。填料块可向填料生产厂订做，另外还需要一些不锈钢丝网散料，用于特殊位置，如除氧头壳体内填料块没有涉及的圆弧部分等。填料下托架可用原Ω填料层托架，由于采用已包装的填料块，故无需填料上压板架。

3除氧器改造前性能试验

在9号机组除氧器实施改造前，于1997年3月13日对该除氧器的除氧效果进行了检查试验(见表1)。

4除氧器改造后性能试验

4.1机组变负荷试验

该除氧器为定-滑压运行除氧器，在机组负荷变化时，除氧器运行工况也随机组第4段抽汽参数不同而变化，相应的除氧器除氧效果也不同。为考核除氧器不同负荷下的除氧效果，特别是在低负荷下的除氧效果，试验大纲要求试验应在200、180、150、120MW工况下进行，但因电网负荷原因试验分别在135、150、160、170MW负荷下完成(见表2)。

4.2排气门开度试验

低压给水在除氧器中加热、喷淋，其中的不凝结气体，特别是氧气即不断析出，聚集在除氧器内；必须通过排气装置将这些气体排出达到除氧的目的。但是，排气装置在排出不凝结气体的同时也会排出一部分蒸汽，这必将增加机组的热损失。那么，确定合适的排汽门开度才能既充分排出不凝结气体又使排出蒸汽量最小，这是试验目的。试验排气门开主分别为2×1圈、2×1/2圈、2×1/4圈(GWC670型除氧器设计有对称布置的两个相同规格排气阀)，试验结果见表3。

5结论

改造后的9号机组除氧器启动投运以来，通过性能试验和长期的运行考验，证明该除氧器达到了改造设计要求，能够在满足不同工况给水品质的前提下安全稳定运行。

5.1改造后的除氧器除氧效果良好，在额定工况运行时除氧器出水含氧量可达到2～3μg/L。

5.2该除氧器负荷适应性能好，在60%～100%额定工况下运行时，除氧器出水含氧量均小于7μg/L。

5.3该除氧器改造设计采用了汽液网填料和水篦子相接合的深度除氧方式，其传热传质性能优良，尤其是不凝结气体的析出能力增强，所以除氧器改造后的排气门开度仅为改造前的1/2，排气损失明显减少，系统热经济性提高。

除氧器范文篇3

【关键词】热力发电厂除氧器安全运行

EffectiveMeansforRetrofitofDeaerator

AbstractDeaeratorisanimportantequipmentofthermalpowerplant,whichensuresthequalityofboilerfeedwater,especiallyensurestheoxygencontentinfeedwatertosatisfytherequirementofequipmentoperation.Butasaresultofvariousreasons,alotofdeaeratorsfailtoguaranteethequalitieddeaerationeffect,leadingtocorrosiondamageofsystem,thusseriouslyinfluencingthelifeandsafeoperationofequipment.Toretrofitthesedeaeratorsisataskoftoppriority.Theretrofitschemeofinternalpartsofdeaeratorputforwardinthepapercaneffectivelysolvethe“exceedingstandard"problemofoxygeninwater,andbringaboutsignificanteconomicbenefitforpowerplant.

Keywordsthermalpowerplantdeaeratorsafeoperation

国产100MW及以上机组绝大多数配置喷雾填料式除氧器。这些除氧器，特别是100MW、200MW机组的除氧器，相当一部分已运行多年，弹簧喷嘴老化失效，内部元件锈蚀损坏；加之70年代前后生产的除氧器填料多采用Ω型填料，其传热传质性能特别是气体扩散性能均不如目前的新型不锈钢丝网材料，所以不少除氧器的除氧效果明显下降，有的严重超标，特别是在当前电网负荷需求减少，多数机组频繁运行于部分负荷或低负荷工况时，溶氧超标尤为严重。因此，针对这些电厂除氧器改造的迫切要求，推荐采用除氧器内部改造方案，即在除氧头壳体和水箱壳体满足设计强度要求时，仅对除氧头内部关键部件进行优化改造。实施内部改造方案的投资仅为更新设备费用的10%～20%，除氧效果完全能够满足运行要求，而且由于进汽装置、填料等部件采用了优化措施，其除氧效果、负荷适应性、热经济性等指标更具有吸引力。韶关电厂200MW机组除氧器的改造成功地为同类设备改造提供了一条经济、简捷、有效的途径。

1设备概述

韶关发电厂9号机系哈尔滨汽轮机厂生产的200MW机组，配用哈尔滨锅炉厂生产的GWC-670型高压喷雾填料式除氧器；设计出力670t/h，最大出力700t/h，额定运行压力/温度为0.49MPa/158℃。除氧器经多年运行后，改造前存在的主要问题是：(1)给水含氧量严重超标且不稳定，如1995年11月为1.8～128.6μg/L，1996年9月为0.2～15.3μg/L；(2)Ω型填料散失，运行中Ω型填料经常脱落到给水泵入口，影响安全运行；(3)雾化喷嘴弹簧失效且常脱落，失去调节功能。为此，韶关电厂决定对9号机组除氧器进行改造。热工研究院经过对众多改造方案的技术经济性论证后提出除氧头局部改造方案。

1997年7月在该机组大修期间对9号机除氧器完成了改造。从1997年8月除氧器投运至今，设备运行状况良好。为了考核、评价改造后除氧器的热力性能，由韶关发电厂和热工研究院共同组织人员，于1998年3月进行了性能试验。证明该除氧器改造设计合理，性能优良，达到了设计要求，能满足电厂对给水品质的要求，确保机组安全、稳定运行。

2除氧器内部改造设计

2.1除氧器结构设计

除氧器壳体和外部连接管保持不变，仅对除氧器内部进行局部改造。(1)对喷淋效果欠佳的老式弹簧喷嘴进行调整、修复或选用新型弹簧喷嘴将其更换；(2)在进汽装置基本结构不变的情况下，对一次蒸汽进汽装置进行优化设计，确定最佳蒸汽通流面积；(3)拆除原除氧器的淋水盘结构，改为五层水篦子，使珠状传热变为膜状传热，增强传热效果和不凝结气体的扩散能力；(4)拆除原除氧器Ω型填料的上压料架，保持填料下托架不变，用不锈钢丝网填料块代替Ω型散填料。

改造后的除氧器内部结构见图1。

图1除氧器内部结构示意图

.2修复、更换弹簧喷嘴

全面检查所有弹簧喷嘴，对严重损坏无法调整或修复的喷嘴进行更换；对没有更新的喷嘴要全部更换弹簧并调整使其与新喷嘴弹簧紧力相当，保证所有喷嘴雾化效果一致。

弹簧喷嘴及弹簧选用同型号的新一代弹簧喷嘴和与之相匹配的弹簧。这样，现场施工方便、工作量小；同时也能保证弹簧喷嘴的整体雾化效果。

2.3进汽装置优化设计

根据除氧器热平衡计算书可知，进入除氧器的4段抽汽量为29.89t/h，而门杆漏汽、连续排污扩容器来汽和轴封漏汽总量为7.78t/h，所以，这里仅对4段抽汽的进汽装置进行优化设计。为了尽可能地减小现场工作量，在不改变进汽管位置和基本结构的前提下，优化设计最佳的进汽通流面积，即在原进汽孔数量不变时优化进汽孔直径。(1)原设计进汽装置上共钻598个ø12孔，在设计的额定工况、最大工况及目前运行的额定工况下是合适的。(2)电厂实际运行参数偏离制造厂性能计算书中给出的参数，例如，第4段抽汽压力仅0.8MPa，而计算书中给出的除氧器进汽压力则为0.832MPa，实际运行的进汽压力为0.72MPa；所以设计参数与电厂实际运行工况之间存在较大误差。(3)9号机除氧器出水含氧量不稳定，这说明在额定工况附近除氧器工作基本正常，而偏离额定工况较大时，蒸汽加热不足，特别是在蒸汽参数偏低、高压加热器退出运行或凝结水温度低时较为明显。(4)考虑机组自然老化、高压加热器解列、凝结水温度偏低以及调峰运行等因素，进汽装置原598个ø12孔宜改为598个ø16孔。

2.4水篦子设计

水篦子设计为5层，采用10号槽钢100×48×5.3，其间隔为80mm，均匀分布；每层高138mm。

2.5填料选择

填料层设计高度150mm，除氧头内填料体积1.474m3，选用1Cr18Ni9Ti不锈钢丝网。将填料层分为16个独立的填料块，方便安装和维修；为缩短大修工期，填料块缠绕密度为130kg/m3。填料块可向填料生产厂订做，另外还需要一些不锈钢丝网散料，用于特殊位置，如除氧头壳体内填料块没有涉及的圆弧部分等。填料下托架可用原Ω填料层托架，由于采用已包装的填料块，故无需填料上压板架。

3除氧器改造前性能试验

在9号机组除氧器实施改造前，于1997年3月13日对该除氧器的除氧效果进行了检查试验(见表1)。

表1除氧器改造前性能试验结果

项目试验结果

机组负荷/MW175

第4段抽汽压力/MPa0.54

第4段抽汽温度/℃358

除氧器运行压力/MPa0.50

除氧器运行温度/℃160

除氧器排气门开度/圈1/2～1

除氧器出水含氧量/μg.L-129/19.7(PC)

4除氧器改造后性能试验

4.1机组变负荷试验

该除氧器为定-滑压运行除氧器，在机组负荷变化时，除氧器运行工况也随机组第4段抽汽参数不同而变化，相应的除氧器除氧效果也不同。为考核除氧器不同负荷下的除氧效果，特别是在低负荷下的除氧效果，试验大纲要求试验应在200、180、150、120MW工况下进行，但因电网负荷原因试验分别在135、150、160、170MW负荷下完成(见表2)。

4.2排气门开度试验

低压给水在除氧器中加热、喷淋，其中的不凝结气体，特别是氧气即不断析出，聚集在除氧器内；必须通过排气装置将这些气体排出达到除氧的目的。但是，排气装置在排出不凝结气体的同时也会排出一部分蒸汽，这必将增加机组的热损失。那么，确定合适的排汽门开度才能既充分排出不凝结气体又使排出蒸汽量最小，这是试验目的。试验排气门开主分别为2×1圈、2×1/2圈、2×1/4圈(GWC670型除氧器设计有对称布置的两个相同规格排气阀)，试验结果见表3。

5结论

改造后的9号机组除氧器启动投运以来，通过性能试验和长期的运行考验，证明该除氧器达到了改造设计要求，能够在满足不同工况给水品质的前提下安全稳定运行。

5.1改造后的除氧器除氧效果良好，在额定工况运行时除氧器出水含氧量可达到2～3μg/L。

5.2该除氧器负荷适应性能好，在60%～100%额定工况下运行时，除氧器出水含氧量均小于7μg/L。

5.3该除氧器改造设计采用了汽液网填料和水篦子相接合的深度除氧方式，其传热传质性能优良，尤其是不凝结气体的析出能力增强，所以除氧器改造后的排气门开度仅为改造前的1/2，排气损失明显减少，系统热经济性提高。

除氧器范文篇4

[关键词]：无头除氧器；火电厂；参数

除氧器是火力发电厂中的重要热力设备。目前热力发电厂中普遍采用的是热力除氧，它费用低，而且同时可以除去水中的氧气和其他气体，并无任何残留物质。

1火电厂除氧器应用现状

目前国内火力发电厂中普遍采用的是带有除氧头的常规除氧器(以下简称有头除氧器)，它的类型有喷雾填料式、淋水盘式及喷雾淋水盘式。除氧过程是在除氧头中完成的，包括在喷雾层的初步除氧，可除去水中的大部分气体，在下面的淋水盘层或填料层进行深度除氧，除去水中的残余气体。

随着对外技术交流的不断深入，国外先进的除氧技术和设备在国内也有落户。荷兰StorkThermeqB.V.（以下简称Stork）公司有几十年生产和设计除氧器的经验，其设计制造的内置式无头除氧器(以下简称无头除氧器)，以其独特的优点占据着强大的市场份额。目前有些国内电力设备制造公司与荷兰Stork公司已经开始合作，从事无头除氧器在国内的生产和销售。国内拟建及在建的300MW及以上机组大多采用无头除氧器。

2无头除氧器的工作原理及特点

2.1工作原理

凝结水从盘式恒速喷嘴喷入除氧器汽空间，进行初步除氧，然后落入水空间流向出水口；加热蒸汽排管沿除氧器筒体轴向均匀排布，加热蒸汽通过排管从水下送入除氧器，与水混合加热，同时对水流进行扰动，并将水中的溶解氧及其他不凝结气体从水中带出水面，达到对凝结水进行深度除氧的目的。水在除氧器中的流程越长，对水进行深度除氧的效果越好。蒸汽从水下送入，未凝结的加热蒸汽（此时为饱和蒸汽）携带不凝结气体逸出水面，流向喷嘴的排汽区域（喷嘴周围排汽区域为未饱和水喷雾区），在排汽区域未凝结的加热蒸汽凝结为水，不凝结气体则从排气口排出。不凝结气体在流向排气口的流程中，在水容积一定的情况下，除氧器筒体直径越大，汽空间不凝结气体分压力越小，这样就能有效控制不凝结气体在液面的扩散，避免二次溶氧的发生，因此，除氧器筒体采用大直径为佳。300MW及以上的无头除氧器通常采用3800mm的直径。

2.2性能特点

a.设备整机价格低于常规有头除氧器（300MW及以上机组）。

b.节省土建费用，除氧间高度降低了3～4m。

c.排汽损失低，每台机组每年可节省运行费用几十万元。

d.负荷变化范围在10～110之间时，均能保证出水含氧量小于5.0×10-6。

e.单容器结构，系统设计简单、优化，避免应力裂纹，抗震性能优越。

f.质量较轻，低振动。

g.采用Stork公司原装喷嘴，无转动部件，免维护，性能高度可靠。

h.直径及接口设计灵活，便于运输和安装布置。

3无头除氧器与有头除氧器比较

3.1基本结构和参数的比较

3.1.1无头除氧器

a.除氧形式：喷雾型。

b.除氧原理：凝结水通过喷嘴充分雾化，进行初步除氧，蒸汽从液面下的蒸汽分配管喷出，完成最终除氧。

c.结构及材料：单容器结构，除氧喷嘴内置于水箱内；喷嘴及鼓泡管采用不锈钢材料，壳体采用碳钢。

d.净质量：300MW机组单台约80t；600MW机组单台约120t。

e.喷嘴及其容量：盘式恒速喷雾喷嘴；300MW机组配1个1200t/h喷嘴；600MW机组配2个1200t/h喷嘴。

f.最大容量高达6000t/h（1300MW机组）。

g.寿命由于没有除氧头，从而避免了水箱上部大的集中载荷，筒体应力大大减小，降低了产生应力裂纹的可能性。

3.1.2有头除氧器

a.除氧形式：喷雾淋水盘或其他型式。

b.除氧原理：通过喷嘴雾化，去除大部分氧气；深度除氧阶段，凝结水一层层交错向下流动，蒸汽从下部进入淋水箱。

c.结构及材料：双容器结构(除氧头水箱)，除氧头采用不锈钢复合板，水箱采用碳钢。

d.净质量：水箱和除氧头总质量300MW机组约90t/台；600MW机组约140t/台。

e.喷嘴及其容量：弹簧喷嘴，配多个小流量喷嘴，单喷嘴最大流量25t/h。

f.最大容量：2400t/h（600MW机组）。

g.寿命：由于有除氧头，水箱上部有比较大的集中载荷，筒体应力大大增加，在运行中将大量产生应力裂纹，从而降低除氧器设备使用寿命。

3.2机组安装布置比较

a.检修维护平台：无头除氧器只需沿水箱布置1个平台，有头除氧器至少需要2个平台。

b.管路系统：无头除氧器管路系统少，安装简单容易；有头除氧器在除氧头和水箱之间，需要接平衡管，管路较长，安装相对较复杂。

c.保温材料：无头除氧器需用较少，有头除氧器相对较多。

d.排汽凝汽器：无头除氧器由于除氧时被带走的蒸汽量很少，不需要排汽凝汽器；有头除氧器由于除氧时被带走的蒸汽量很多，需要安装排汽凝汽器进行再回收利用或防止冬天结冰。

e.高度尺寸：无头除氧器300MW机组为4～5m，600MW机组为5～6m（总高度降低了3～4m）；有头除氧器300MW机组为7～8m，600MW机组为8～9m。

f.抗震效果：无头除氧器为单容器结构，因此具有极佳的抗震能力；而有头除氧器的除氧头焊接在水箱的上部，总体高度较高，并且在除氧头和水箱之间存在应力，因此抗震效果相对较差。

g.基础荷载：无头除氧器由于质量较轻，对基础的荷载较小，300MW机组2支座，600MW机组支3座；有头除氧器为相对较重，基础荷载较大。

h.有效容积百分比：无头除氧器有效容积占总容积的70～72，由于将除氧头和水箱合二为一，因此总体积大于有头除氧器的水箱，但远远小于有头除氧器的除氧头和水箱的总体积之和。有头除氧器有效容积占总容积的75～80。

除氧器尺寸对比见表1。

表1除氧器尺寸对比

机组

类型

除氧头

水箱

直径

长度

直径

长度

300MW

有头

2.5

8.6

3.5

19.4

无头

－

－

3.8/4.0

20/21

600MW

有头

2.5

15.0

3.9

26

无头

－

－

3.8

29

3.3设备运行及性能比较

3.3.1无头除氧器

a.运行压力0.02～2MPa，适合于真空、大气、过压运行，定滑、运行。

b.可选择过热蒸汽、饱和蒸汽、湿蒸汽（90）、蒸汽/水混合物、热水单一除氧介质，也可混合使用，取决于用户。

c.被除氧水种类有凝结水/给水、补充水/化学除盐水，能够将较低温度的给水加热到除氧器饱和温度。

d.负荷变化范围在10～110，均保证出水含氧量小于5×10-6（即最低负荷可达10）。

e.水箱加热由标准的蒸汽分配管完成，即在除氧过程中保持水箱加热，不需额外的水箱加热装置。

f.正常运行时的噪音不超过63.5dB（A）。

g.当除氧器入口蒸汽在15～80m/s时，运行的除氧器几乎没有振动或振动很小（低振动是内置式无头除氧器的显著优点）。

h.出水含氧量性能保证值不高于5×10­-6，正常运行时2×10-6左右（国电石嘴山电厂2×300MW机组，正常运行时不高于2×10-6；内蒙准格尔电厂2×300MW机组，正常运行时只有1.5×10-6）。

i.在蒸汽区域没有压力差。

j.随着压力升高，水仍能保持饱和状态。

k.不需要启动再循环泵。

3.3.2有头除氧器

a.运行压力0.049～0.83MPa或0.147～1.202MPa。

b.主要使用汽机低压抽汽。

c.被除氧水种类有凝结水/给水、补充水/化学除盐水，在将低温给水加热到除氧器饱和温度时会遇到一些困难。

d.负荷变化范围在35～105，出水含氧量小于等于7×10-6。

e.需额外的水箱加热装置。

f.符合国内噪音工业标准85dB（A）。

g.有些设计振动较大。

h.出水含氧量5×10-6～7×10-6。

i.随着压力升高，水可能出现过冷状态。

j.需要启动再循环泵。

3.4机组可靠性比较

a.喷嘴的可靠性：无头除氧器喷嘴是Stork公司的专利设计，无转动部件，免维护，具有自身过滤功能以防堵塞，高度可靠；有头除氧器除氧头内部存在转动部件，机组故障率提高。

b.应力集中：无头除氧器由于采用单容器结构取消了除氧头，避免了水箱与除

氧头处的应力裂纹；有头除氧器在除氧头和水箱之间采用焊接连接，因此不可避免地存在着应力裂纹。

c.热疲劳寿命：无头除氧器的加热蒸汽从水下送入，使除氧器整体工作温度水平降低，金属热疲劳寿命大大提高；有头除氧器的加热蒸汽直接与筒体接触，除氧器整体工作温度高，金属热疲劳寿命较短。

d.低负荷/过负荷运行：无头除氧器保证机组在10～110的运行工况下可靠运行；在低于30负荷的恶劣工况下，有头除氧器难以保证出口水含氧量。

e.使用寿命：无头除氧器大于30年，有头除氧器不超过20年。

3.5节省投资和运行成本的比较

a.无头除氧器：对300MW或600MW机组，整机价格低于有头除氧器市场平均价格的5～10；除氧间土建高度降低了3～4m，土建费用可相应节省几十万至上百万元；300MW机组排汽损失平均为80kg/h，按蒸汽损失0.08元/kg计算，造成的费用55296元。

b.有头除氧器：由于除氧头的存在，除氧间所需建筑高度较高，土建费用较多；300MW机组排汽损失为300～400kg/h，按蒸汽损失0.08元/kg计算，造成的损失费用276480元。相比有头除氧器，采用无头式除氧器，对于300MW机组，每年每台机组节省费用221184元，30年每台机组可节省近700万元。

除氧器范文篇5

关键词：燃气轮机联合循环控制调峰传热

龙湾燃机电站300MW联合循环发电设备，由2台100MW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100MW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72h加24h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，除氧器为内置除氧式，设计工作压力0．42MPa，最高0．5MPa，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0．5MPa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35MW至75MW对应联合循环出力在220MW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（pinchpoint），表示高压蒸发器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70MW，也就是说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85MW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，单循环的温控方式使除氧器超压；联合循环的温控方式使汽机超温。若能找到一种折中办法，使燃机排气温度处于高、低限之间，就必须对燃机的温控方式进行修改，但无论如何修改后的TTRX（允许温度）不应高于原始值，否则将引起燃机透平进口温度超限。

根据GE提供的温控线：TTRX＝110°F－1．735×（CPD－97．2），可供修改的常数有2个，即增加斜率（1．732）和左移拐点（97．2），但燃机的最高出力也因温控线左移而下降，显然是不足取的。然而可以通过修改单循环时温控常数来实现，改变单循环时温控常数相当于将图2中AB线上下平移，只要将AB线平移至426．7℃（800°F）温度以上就行，如移至CD位置。

修改后燃机温度的变化规律是OACDF线。这样避开了联合循环温控方式下排气温度的峰值，实际运行中是通过修改单循环温控常数（CSKGVSSR）来实现的，考虑到减温水的降幅、燃气与蒸汽的传热温差，将这个常数值定在510℃（950°F），对应的主汽温度在487℃。采用修改的温控方式后，解决了困扰已久的除氧器超压问题。

除氧器范文篇6

关键词：凝结水系统；优化；挖潜增效；节能减排

随着电力体制改革的不断深入以及国家对于火电去产能政策的逐步实施，火电机组面临着前所未有的挑战。眼下火电机组已不比从前，已经完全实现由带基础负荷到全面参与调峰调频的历史性转变，火电厂要提高自身参与调峰调频的灵活性，对于自身设备运行的稳定性有着苛刻的要求，而要想在激烈的电力市场竞争中生存，单靠稳定性显然是不够的，还需要确保运行的经济性。本文重点对某电厂凝结水系统中凝结水泵、低加疏水泵的运行方式进行的优化以及优化所带来的效果进行分析。

1凝结水系统运行方式优化的背景

某电厂凝结水系统是将汽轮机低压缸排汽凝结后通过凝结水泵经低压加热器送至除氧器，同时还向低旁、轴封减温器、汽机A/B疏水扩容器、汽机杂用水等提供减温、冷却用水，并向定子冷却水系统补水；每台机组配置2台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用，A凝结水泵配有一套变频装置，可采用变频或工频运行，B凝结水泵工频运行，原则上A凝结水泵变频运行，B凝结水泵工频备用。每台机组配备2台100%容量低加疏水泵组，各配置有变频调速装置，一台运行，一台备用。低压加热器正常疏水逐级自流至6号低压加热器经低加疏水泵至5号低加凝结水进口。投产至今，机组正常运行中无论带多少负荷，其A凝结水泵出力基本都维持在≥2.6MPa运行，低负荷时除氧器上水调节阀的开度甚至低至40%以下，节流损失极大。运行的低加疏水泵出力也基本维持在1.8MPa，其出口母管调节阀开度最低至30%以下，最高不过60%。

2凝结水系统运行方式优化的必要性

（1）A凝结水泵、低加疏水泵出口压力均不会自动变化，变频调速形同虚设。优化之前的A凝结水泵、在运低加疏水泵无论负荷如何变化，其出口母管压力均不会自动调节（图1），如需调整则需要人工给定压力值，其变频器的作用没有得到真正的发挥，造成了不必要的电能浪费。（2）除氧器上水调阀、低加疏水泵出口母管调阀开度长时间偏小，节流损失大。由于A凝结水泵、低加疏水泵的出口母管压力在低负荷时相对偏高，除氧器上水调阀、低加疏水泵出口母管调阀在低负荷时开度较小（图2），节流明显，门芯冲刷磨损加剧且导致能量浪费。

3凝结水系统运行方式优化

3.1凝结水系统运行方式优化的内容。根据凝结水系统的实际运行情况，如何保证除氧器水位、6号低加水位的相对稳定及系统其他用户不受影响是本次优化的难点。为此，专业公关小组进行了长期的试验探索———2018年3月至2019年12月，在机组的不同负荷段，为了保证除氧器水位相对稳定，同时兼顾除氧器水位主调阀的开度能尽量自动调节至60%以上，通过人工置值来改变A凝结水泵出口压力，经过长时间的观察及对系统相关运行数据的采集、分析和比对，决定对A凝结水泵变频调节实现自动控制，其控制原理如下：（1）出口母管压力基本设定值由负荷—压力函数计算产生。F（X）=300，1.8F（X）=660，2.6（2）增加偏置功能块，压力偏差设置为±0.5MPa（压力偏差设置由运行人员在界面上设定）。（3）内部逻辑增加除氧器水位主调节阀阀位（70%～90%开度）对母管压力的修正。压力修正设置为±0.2MPa。（4）出口母管压力设定值中包含了偏置值，通过设定偏置来确定总的母管压力设定值。总的压力设定值低限为1.8MPa，高限为2.8MPa。2018年3月至2019年12月，在不同的负荷段及凝结水压力下，为维持6号低加水位及运行低加疏水泵的相对稳定，同时兼顾低加疏水泵出口母管调阀的开度能尽量自动调节至35%以上，通过人工置值来改变低加疏水泵出口母管压力，经过长时间的观察及对系统相关运行数据的采集、分析和比对，决定对A/B低加疏水泵的变频调节实现自动控制，其控制原理如下：增加疏水调节阀阀位对压力的修正。疏水阀阀位5%～95%对应压力修正设置-0.2～0.2MPa。3.2凝结水系统运行方式优化的效果。通过一系列的变频自动控制优化措施，有效提高了A凝结水泵、A/B低加疏水泵的工作效率，降低了节流损失且延长了设备使用寿命。相比于未优化之前的运行工况，该电厂两台机组每年大约可节省电能5196000kWh，约折合人民币155.88万元，节能减排效果显著。3.3凝结水系统运行方式优化存在的不足。虽然以上优化措施有效提高了变频调节的灵活性，并且达到了节能的目的，但是仍存在以下不足：（1）此变频自动控制未涉及机组启动/停运工况，尤其是A凝结水泵，在机组启/停过程中，泵的出力仍需人工控制；（2）此变频自动控制未涉及定期试运/轮换及事故工况，尤其是A凝结水泵，当B凝结水泵（工频）启动后，A凝结水泵出力不会自动适当增加，这有可能会造成两台泵“抢水”情况的发生，对除氧器水位的控制极为不利。

4结语

综上所述，通过对凝结水系统的运行方式进行相应优化，实现了系统的挖潜增效，提高了设备运行的稳定性，进而提高了企业在市场中的核心竞争力，可谓一举两得。至于此次优化所存在的不足，其实也是往后需进一步优化的目标。

［参考文献］

[1]广东粤电大埔发电有限公司.集控运行规程[Z]，2019.

[2]西安热工研究院有限公司.1、2号机组机侧MCS系统模拟量控制优化调整试验方案[Z]，2019.

除氧器范文篇7

关键词：化工企业；凝液；分级管理；锅炉；水质；COD

1问题概述

我公司正常运行时，三台锅炉两开一备，2011年至2014年公司锅炉经常出现给水PH值正常，炉水PH值突降的现象，而且是运行的两台锅炉同时出现这种现象，从正常值降至3仅需1小时，为防止造成锅炉汽水系统严重酸腐蚀，保证炉水正常PH值，分析人员发现后立即加大磷酸盐加药量，并适当添加NaOH，同时通知锅炉岗位加大定、连排，连续加做分析，时刻监控炉水PH值变化情况，根据检测数据动态调整加药量，在最短时间内恢复锅炉炉水正常PH值。由于经常出现炉水指标异常现象，2013年至2014年锅炉水冷壁管频繁发生爆管事故，锅炉运行周期短，甚至一台锅炉因爆管需进行连续多次停炉检修，严重影响后系统的安全稳定运行，每年因锅炉爆管事故造成后系统减量或停车影响甲醇产量约1万吨，且锅炉检修频繁，造成检修费用过高，检修工作量过大，人员疲惫不堪，点停炉浪费严重。检修过程中，对爆管位置进行详细检查，发现外壁基本无磨损，内壁腐蚀严重，均为大坑状腐蚀点，且在管壁内无规则分散分布，检修难度大，为降低检修启炉后再次出现爆管的风险，对爆管处两侧水冷壁管进行割管检查，发现腐蚀严重的一并进行更换，在一定程度上缓解了爆管停炉事故的发生，要想彻底消除该隐患，须将被腐蚀的所有水冷壁管全部更换。自2015年凝液严格执行分级管理后，加之水冷壁管在大修过程中进行了大面积的更换，目前隐患得到有效控制，水冷壁管因内壁严重腐蚀造成爆管的事故基本避免。

2原因剖析

2.1给水和凝液系统简介。我公司作为化工企业，锅炉主要给空分和发电机供给高压蒸汽（9.8MPa），部分给化工系统蒸汽加热器供给低压蒸汽（2.5MPa以下），化工系统废锅主要给蒸汽加热器供给低压蒸汽（2.5MPa以下），2007年至2013年锅炉和化工系统废锅用水均取自水汽车间除氧器，型号WTMC-680，容积120m3，出水总量680m3，作为高、中、低压锅炉给水泵取水水源，高压给水泵主要供给水汽车间锅炉，中压给水主要供给气化和合成车间2.5MPa废锅，低压给水主要供给气化车间1.0MPa和0.35MPa废锅。全公司各级蒸汽凝液主要有空分和发电机9.8MPa透平凝液、合成2.5MPa透平凝液、循环水2.5MPa透平凝液、713汽动泵透平凝液、精馏1.0MPa工艺凝液、净化0.35MPa凝液等，全部回收至水汽车间除氧器和脱盐水站。2.2原因排查过程。出现锅炉炉水PH值异常后，在对锅炉水质应急处置的同时，公司组织对锅炉给水系统和全厂凝液进行详细的排查分析（分析内容主要有PH值、电导率、硬度），对锅炉给水系统的各个环节进行分析，对凝液的2.5MPa及以下凝液进行分析，确定给水在哪一环节、凝液哪一级被污染，前期排查各给水环节和凝液均未出现异常，造成前期炉水异常情况持续时间较长，给锅炉的水系统带来了巨大的安全隐患。随后，根据锅炉炉水异常时间和后系统凝液装置运行情况，并结合后系统凝液装置的介质情况，公司将问题重点排查点放在1.0MPa精馏凝液和0.35MPa净化热再生塔再沸器凝液上，炉水出现异常与后系统净化和精馏系统的开车、波动时间基本一致，因此两个系统开车或波动时，因蒸汽加热器存在一定的泄漏情况，受介质和凝液压力变化的影响，部分化工介质会漏入蒸汽凝液侧，造成凝液被污染。根据COD化学需氧量的性质，有机物对工业水系统的危害很大。含有大量的有机物的水在通过除盐系统时会污染离子交换树脂，特别容易污染阴离子交换树脂，使树脂交换能力降低。有机物在经过预处理时（混凝、澄清和过滤），约可减少50%，但在除盐系统中无法除去，然后随脱盐水进入除氧器，通过锅炉给水带入锅炉，使炉水PH值降低，有时有机物还可能带入蒸汽系统和凝结水中，使PH值降低，造成系统腐蚀。[1]我公司对该两处设备的凝液进行了彻底的排查和分析，精馏1.0MPa工艺凝液、净化0.35MPa凝液中因加热器泄漏在系统开车或波动时会漏入COD（甲醇等有机物）；另外，2.5MPa透平凝液绝大部分来自化工系统废锅副产蒸汽，因废锅泄漏会漏入化工气体，化工气体中同样含有COD，COD极易溶于水，凝液精致无法去除，经过除氧器加温无法降解，但进入锅炉后可进行高温水解，形成有机酸，对锅炉整个水系统进行酸腐蚀，且反应速度非常快，给水2000mg/L的COD可在24小时内全部降解完毕，给水COD恢复正常，造成锅炉水冷壁内壁腐蚀严重，而且正常的水质分析是不包含COD这一项的，因此，一旦锅炉给水中存在COD，对锅炉的伤害是致命的、长期的，COD像血液中的病毒一样会污染整个锅炉汽水系统，对水冷壁和过热器造成严重腐蚀。

3解决措施

3.1凝液分级管理。为避免高压锅炉给水被污染，关键在于把可能存在漏入COD的凝液与高压锅炉给水彻底分离，实现凝液分级管理，根据实际情况，考虑被COD污染的凝液均来自2.5MPa及以下等级蒸汽。2013年我公司在原除氧器北侧新建一套除氧器，型号WT⁃MC-380，容积80m3，出水总量380m3，作为中、低压锅炉给水泵取水水源，正常情况下2.5MPa及以下等级蒸汽凝液（0.35MPa凝液除外）全部回收新除氧器，但受凝液流程和凝液不平衡的影响，0.35MPa凝液采取间断回收到脱盐水的方式，因对凝液COD无法进行实时分析监控，在回收过程中依然存在COD进入脱盐水系统的可能，2014年技术部下发通过凝液管理规定[2]的严格执行，0.35MPa凝液回收标准为COD≤20mg/L，给水COD控制标准为COD≤20mg/L，高压锅炉给水被污染的概率大大降低，给水水质得到有效控制。2015年新增脱盐水制水一套，脱盐水较为富裕，为彻底消除该凝液对脱盐水系统的影响，采取外排不再回收的方式，给水水质得到保证。2016年公司甲醇系统技改时将2.5MPa及以下等级蒸汽凝液全部回收至新除氧器，作为中、低压给水泵取水水源，从水源上实现了将高压与中、低压给水彻底分离，改造后的具体工艺流程为下图：3.2严格控制水质。①严格执行凝液管理规定，定期对凝液品质进行抽检，凝液指标不合格的排至循环水，严禁回收至脱盐水站和新除氧器。②加强加药和分析管理，根据给水和炉水各项分析指标，动态优化调节加药量，保证各项水质指标稳定。③严格执行锅炉定、连排排污制度，减少锅炉汽水系统内杂质和盐分，保证良好的水循环。④严格执行应急预案，分析岗位一旦检测出给水中COD和硬度超标，立即汇报车间和公司，按照先切出后排查的原则，减少凝液对锅炉给水的污染。3.3更换水冷壁。借锅炉检修机会，对水冷壁管进行壁厚测量，并对频繁出现泄漏的水冷壁管区域进行割管抽查，发现水冷壁管壁薄及内壁腐蚀严重的立即更换，逐渐将被腐蚀的水冷壁管全部更换，消除水冷壁管内部损伤隐患。

4结束语

水是锅炉的血液，一旦锅炉水被污染，便会波及到整个锅炉汽水系统，面临全面腐蚀的后果，随时存在泄漏甚至爆管的可能，对锅炉的稳定运行带来巨大的安全隐患，且短期内无法彻底消除，受化工企业凝液复杂化的影响，其锅炉运行安全系数相对于电厂来说要低的多，因此，化工企业锅炉水质的控制尤为重要，是制约锅炉长周期运行的关键因素，实现凝液分级管理势在必行，可有效杜绝锅炉水被化工系统凝液的污染，配合锅炉水质严格管理，保证锅炉各汽水管道内部良好状态，消除内部之忧，实现锅炉安全长周期稳定运行。

参考文献：

[1]互动百科，COD[化学需氧量]详解。

除氧器范文篇8

根据公司、西屋公司、三菱公司和公司等核电设备制造商所提供的资料，按照堆型的不同和一回路的不同，可以形成四类技术方案：

方案一——三环路改进型压水堆核电机组；

方案二——的系统型压水堆核电机组；公务员之家版权所有

方案三——日本三菱公司的四环路压水堆核电机组；

方案四——先进型沸水堆核电机组。

下面就各类技术方案分别进行分析。

三环路改进型压水堆核电机组

此方案的一回路为标准的一个环路的三环路压水堆。此类方案包括中广核集团公司提出的、欧洲公司包括、、推出的和西屋上海联队推出的三种压水堆核电机组。

与核电机组

由中广核集团提出，以大亚湾核电站为参考站，并借鉴美国西屋公司和公司的部分先进的设计，有选择地吸收了用户要求文件的要求，形成以一条环路的技术方案。常规岛部分，汽轮发电机组选用的型汽轮发电机组。

由欧洲制造商、、根据法国核电计划及大亚湾核电站、岭澳核电站等工程的设计、制造、安装、运行及维修中积累起来的经验推荐给中国的核电机组。常规岛部分的汽轮发电机组也以型汽轮发电机组作为推荐机组。

由于和的常规岛部分的汽轮发电机组均为型，所以实际上为同一类核电机组。

在总结台第代汽轮发电机组的运行经验基础上，组合出了型汽轮发电机组，参考电站为台机组已分别于年月月投入运行。

型汽轮发电机组的主要技术数据

最大连续电功率：；

转速：；

机组效率：；

末级叶片长度：；

排汽面积：；

背压：；

凝汽器冷却面积：；

发电机额定输出功率：；

发电机视在输出功率：；

发电机额定功率因数：；

发电机额定端电压：。

型汽轮发电机组的主要特点

缸体结构：三缸四排汽×，汽轮机采用高中压组合汽缸并直接和个双流低压缸相连接，含有流向相反的高压和中压蒸汽流道。低压缸为双流式，低压外缸体支承在冷凝器上面，不是直接装在汽机基础上，轴承座和内缸体直接座于汽机基础上；

由于末级叶片比较长，具有较大的排汽面积，可使蒸汽膨胀过程加长，减少余速损失，提高机组效率；

由于蒸汽在高／中压缸中膨胀过程是以干蒸汽单流方向进行，另外，在高、中压排汽口加装抽汽扩散器以增加效率，所以，型汽轮机的高中压膨胀效率相对比较高；

发电机采用水氢氢冷却方式，励磁系统采用无刷励磁方式。

核电机组

由西屋上海联队推出，由上海市核电办公室牵头，组织上海核工程研究设计院、华东电力设计院、西屋公司等单位联合展开概念设计工作，并于年月份完成。

是建立在西屋公司成熟的、经过设计、工程实践验证的技术上，以西班牙的Ⅱ为参考电站该电站已有以上的高利用率的运行业绩，结合西屋先进型压水堆机组技术，并进行适当改进而来。

汽轮发电机组主要技术数据

汽轮机型式：单轴、四缸、六排汽、凝汽式、二级再热装置；

转速：；

主蒸汽门前蒸汽压力：；

主蒸汽门前蒸汽温度：℃；

主蒸汽门前蒸汽流量：；

主蒸汽门前蒸汽湿度：；

回热抽汽级数：级级高压加热器级除氧器级低压加热器；

给水温度：℃；

平均冷却水温度：℃；

末级叶片长度：；

排汽压力：；

净热耗率：；

机组最大保证功率：；

发电机功率因数：；

短路比：；

冷却方式：水氢氢；

励磁系统：静态励磁系统。

汽轮发电机组结构特点

汽轮发电机组采用个双流式高压汽缸及个双流式低压汽缸串联组合，汽轮机末级叶片长度为，六排汽口，配置台一级汽水分离以及两级蒸汽再热的汽水分离再热器。

相对于Ⅱ的主要改进

核电机组最大保证出力由改为；

主汽门前蒸汽参数由、℃改为、℃；

平均冷却水温度由℃改为℃；

末级叶片长度由改为；

汽轮机旁路容量由额定汽量改为；

汽轮机回热系统由不设除氧器改为带除氧器；

发电机电压拟由改为；

凝汽器压力由改为；

汽轮机净热耗率由降到以下；

加大凝结水精处理装置容量；

常规岛仪表控制采用微机分散控制系统。

的系统型压水堆核电机组

此方案也是压水堆机组，较三环路方案不同之处是核岛部分为双蒸发器，由美国燃烧工程公司开发而成。此方案也为韩国核电国产化方案，核岛部分为的系统反应堆，相匹配的常规岛部分为美国公司的汽轮发电机组。参考电站为韩国灵光⒊机组。

灵光⒊机组经过～的运行，设备运行状况良好。

目前由于还没有收集到公司关于灵光⒊机组常规岛部分的详细资料，汽轮发电机组的技术参数、型式、内部结构及热力系统等还暂时不能描述。

日本三菱公司的四环路压水堆核电机组

此方案亦属成熟技术的压水堆机组，其技术的先进性与安全水平与三环路和双蒸发器方案相当。日本三菱公司推荐的四环路压水堆核电机组方案，是以日本大饭⒊机组作为参考电站。

大饭⒊机组采用了美国西屋公司的的标准设计，与大饭⒈号机组完全一致大饭⒈号机组均为西屋公司设备，是一个技术成熟的、有丰富运行经验的机组。大饭⒊号机组已分别于年和年投入商业运行。

三菱公司提供的汽轮发电机组的主要技术数据

发电机端额定出力：；

汽轮机型式：；

转速：；

主汽门前蒸汽参数：压力绝对压力，温度℃，湿度，额定出力时蒸汽流量；

给水温度：℃；

凝汽器压力：绝对压力；

低压缸总的排汽面积：；

发电机冷却方式：水氢氢；

励磁方式：无刷励磁。

机组的主要特点

热力系统

热力系统为压水堆机组典型的热力系统，再热为两级。汽轮机为个高压缸和个低压缸。回热系统为级高压加热器级除氧器级低压回热器。

厂房布置

机组布置为平行式，即反应堆的轴线与汽轮发电机组的轴线平行，这样的布置比较紧凑，汽机房体积小，行车可以共用，电缆长度短，机组之间的交通方便，只需要在汽机房墙的设计上考虑叶片飞射物的保护厚度即可。

先进型沸水堆核电机组

此方案为美国通用电气公司推出的先进型沸水堆核电机组，能满足用户要求文件。以日本东京电力公司的柏崎⒍号机组作为参考电站。

柏崎⒍号机组是目前世界上唯一获得美、日两国设计批准的、已建成并投入商业运行的改进型沸水堆核电机组。反应堆和汽轮发电机组均由美国通用电气公司生产，柏崎号机是世界上第个机组，于年月开始建设，年月竣工投入商业运行。

沸水堆核电机组是以美国通用电气公司为主进行开发的。年首台沸水堆核电机组投入运行，其后，经过多年的改进，从到，最后到。公务员之家版权所有

汽轮发电机组主要技术数据

额定功率：；

汽轮机型式：；

汽缸结构：四缸六排汽；

主汽门前主蒸汽压力：；

主汽门前主蒸汽流量：；

主汽门前主蒸汽湿度：；

低压缸末级叶片长度：；

回热系统：级低压加热器级高压加热器无除氧器。

核电机组的主要特点

热力系统

热力系统为直接循环系统，冷却剂直接作为汽轮机的工质，将核电机组中的一回路和二回路并为个回路。

和的汽轮机回热抽汽系统没有什么两样，其参数相似，主蒸汽压力略高于，的再热采用两级，以提高热效率，级低加、级高加，不设除氧器。加热器的疏水泵将疏水打入前级凝结水管。

厂房布置

由于是反应堆核蒸汽直接通到汽轮机，因此汽机厂房需要考虑防放射性的措施，汽机高压缸、、高压加热器均用屏蔽墙隔离，运行期间人员不能进入。汽轮机的抽汽机排汽需经过过滤排入排汽筒，整个汽机车间是闭式通风系统。主蒸汽通过的安全壳两侧都有开关隔离阀。在正常运转时，如核燃料包壳不破损，主蒸汽携带放射性核元素主要是，的半衰期仅。新蒸汽部分，即高压缸部分、、高压加热器部分是带放射性的，需要屏蔽，而低压缸、凝结水部分是不带放射性的，不做特殊屏蔽。

除氧器范文篇9

核电站的设备选型和供货商的选择，应采用国际竞争性招标方式，在技术、经济、自主化、国产化等方面进行深入分析比较，来选定供货商和机型。国外制造商必须选择国内设备制造厂作为合作伙伴，转让技术、合作生产，逐步全面实现自主化和设备国产化。

经初步研究，常规岛部分可供选择的国外主要设备潜在供货商有：英法GEC-ALSTHOM公司、美国西屋公司、日本三菱公司、美国GE公司等。到目前为止，ALSTHOM公司已同中国东方集团公司进行合作，形成一个联合体；美国西屋公司已同上海核电设备成套集团公司合资，组成西屋-上海联队。其它公司到目前尚未进行合作。

根据ALSTHOM公司、西屋公司、三菱公司和GE公司等核电设备制造商所提供的资料，按照堆型的不同和一回路的不同，可以形成四类技术方案：

方案一——三环路改进型压水堆核电机组；

方案二——ABB-CE的系统80(System80)型压水堆核电机组；

方案三——日本三菱公司的四环路压水堆核电机组；

方案四——先进型沸水堆(ABWR)核电机组。

下面就各类技术方案分别进行分析。

1三环路改进型压水堆核电机组

此方案的一回路为标准的300MW一个环路的三环路压水堆。此类方案包括中广核集团公司提出的CGP1000、欧洲公司(包括EDF、FRAMATOME、GEC-ALSTHOM)推出的CNP1000和西屋-上海联队推出的CPWR1000三种压水堆核电机组。

1.1CGP1000与CNP1000核电机组

CGP1000由中广核集团提出，以大亚湾核电站为参考站，并借鉴美国西屋公司和ABB-CE公司的部分先进的设计，有选择地吸收了用户要求文件(URD)的要求，形成以300MW一条环路的CGP1000技术方案。常规岛部分，汽轮发电机组选用ALSTHOM的Arabelle1000型汽轮发电机组。

CNP1000由欧洲制造商(EDF、FRAMA-TOME、ALSTHOM)根据法国核电计划及大亚湾核电站、岭澳核电站等工程的设计、制造、安装、运行及维修中积累起来的经验推荐给中国的核电机组。常规岛部分的汽轮发电机组也以Arabelle1000型汽轮发电机组作为推荐机组。

由于CGP1000和CNP1000的常规岛部分的汽轮发电机组均为Arabelle1000型，所以实际上为同一类核电机组。

ALSTHOM在总结54台第1代汽轮发电机组的运行经验基础上，组合出了Arabelle1000型汽轮发电机组，参考电站为ChoozB(2台1450MW机组已分别于1996年7月11月投入运行)。

1.1.1Arabelle1000型汽轮发电机组的主要技术数据

a)最大连续电功率：1051MW；

b)转速：1500r/min；

c)机组效率：36.3%；

d)末级叶片长度：1450mm；

e)排汽面积：76.8m2；

f)背压：5.5kPa；

g)凝汽器冷却面积：68633m2；

h)发电机额定输出功率：1050MW；

i)发电机视在输出功率：1235MVA；

j)发电机额定功率因数：0.85；

k)发电机额定端电压：26kV。

1.1.2Arabelle1000型汽轮发电机组的主要特点

a)缸体结构：三缸四排汽(HP/IP+2×LP94)，汽轮机采用高中压组合汽缸并直接和2个双流低压缸相连接，含有流向相反的高压和中压蒸汽流道。低压缸为双流式，低压外缸体支承在冷凝器上面，不是直接装在汽机基础上，轴承座和内缸体直接座于汽机基础上；

b)由于末级叶片比较长，具有较大的排汽面积，可使蒸汽膨胀过程加长，减少余速损失，提高机组效率；

c)由于蒸汽在高／中压缸中膨胀过程是以干蒸汽单流方向进行，另外，在高、中压排汽口加装抽汽扩散器以增加效率，所以，Arabelle1000型汽轮机的高中压膨胀效率相对比较高；

d)发电机采用水氢氢冷却方式，励磁系统采用无刷励磁方式。

1.2CPWR1000核电机组

CPWR1000由西屋-上海联队推出，由上海市核电办公室牵头，组织上海核工程研究设计院、华东电力设计院、西屋公司等单位联合展开CPWR1000概念设计工作，并于1997年6月份完成。

CPWR1000是建立在西屋公司成熟的、经过设计、工程实践验证的技术上，以西班牙的VandellosⅡ为参考电站(该电站已有50000h以上的高利用率的运行业绩)，结合西屋先进型压水堆机组(APWR1000)技术，并进行适当改进而来。

1.2.1CPWR1000汽轮发电机组主要技术数据

a)汽轮机型式：单轴、四缸、六排汽、凝汽式、二级再热装置；

b)转速：1500r/min；

c)主蒸汽门前蒸汽压力：6.764MPa；

d)主蒸汽门前蒸汽温度：283.5℃；

e)主蒸汽门前蒸汽流量：5493.5t/h；

f)主蒸汽门前蒸汽湿度：0.25%；

g)回热抽汽级数：6级(1级高压加热器+1级除氧器+4级低压加热器)；

h)给水温度：223.9℃；

i)平均冷却水温度：23.0℃；

j)末级叶片长度：1250mm；

k)排汽压力：5kPa；

l)净热耗率：9.788kJ/(Wh)；

m)机组最大保证功率：1071.09MW；

n)发电机功率因数：0.9；

o)短路比：0.5；

p)冷却方式：水氢氢；

q)励磁系统：静态励磁系统。

1.2.2APWR1000汽轮发电机组结构特点

汽轮发电机组采用1个双流式高压汽缸及3个双流式低压汽缸串联组合，汽轮机末级叶片长度为1250mm，六排汽口，配置2台一级汽水分离以及两级蒸汽再热的汽水分离再热器。

1.2.3CPWR1000相对于VandellosⅡ的主要改进

a)核电机组最大保证出力由982MW改为1071MW；

b)主汽门前蒸汽参数由6.44MPa、280.2℃改为6.76MPa、283.5℃；

c)平均冷却水温度由17.8℃改为23℃；

d)末级叶片长度由1117.6mm改为1250mm；

e)汽轮机旁路容量由40%额定汽量改为85%；

f)汽轮机回热系统由不设除氧器改为带除氧器；

g)发电机电压拟由21kV改为24kV；

h)凝汽器压力由7kPa改为5kPa；

i)汽轮机净热耗率由10.209kJ/(Wh)降到9.788kJ/(Wh)以下；

j)加大凝结水精处理装置容量；

k)常规岛仪表控制采用微机分散控制系统。

2ABB-CE的系统80(System80)型压水堆核电机组

此方案也是压水堆机组，较三环路方案不同之处是核岛部分为双蒸发器，由美国燃烧工程公司(ABB-CE)开发而成。此方案也为韩国核电国产化方案，核岛部分为ABB-CE的系统80反应堆，相匹配的常规岛部分为美国GE公司的汽轮发电机组。参考电站为韩国灵光3、4机组。

灵光3、4机组经过2～3a的运行，设备运行状况良好。

目前由于还没有收集到GE公司关于灵光3、4机组常规岛部分的详细资料，汽轮发电机组的技术参数、型式、内部结构及热力系统等还暂时不能描述。

3日本三菱公司的四环路压水堆核电机组

此方案亦属成熟技术的压水堆机组，其技术的先进性与安全水平与三环路和双蒸发器方案相当。日本三菱公司推荐的四环路压水堆核电机组方案，是以日本大饭3、4机组作为参考电站。

大饭3、4机组采用了美国西屋公司的Model412的标准设计，与大饭1、2号机组完全一致(大饭1、2号机组均为西屋公司设备)，是一个技术成熟的、有丰富运行经验的机组。大饭3、4号机组已分别于1991年和1992年投入商业运行。

3.1三菱公司提供的汽轮发电机组的主要技术数据

a)发电机端额定出力：1036MW；

b)汽轮机型式：TC6F-44；

c)转速：1500r/min；

d)主汽门前蒸汽参数：压力6.30MPa(绝对压力)，温度279.6℃，湿度0.43%，额定出力时蒸汽流量5844.129t/h；

e)给水温度：226.7℃；

f)凝汽器压力：5.07kPa(绝对压力)；

g)低压缸总的排汽面积：71m2；

h)发电机冷却方式：水氢氢；

i)励磁方式：无刷励磁。

3.2机组的主要特点

3.2.1热力系统

热力系统为压水堆机组典型的热力系统，MSR再热为两级。汽轮机为1个高压缸和3个低压缸。回热系统为1级高压加热器+1级除氧器+4级低压回热器。

3.2.2厂房布置

机组布置为平行式，即反应堆的轴线与汽轮发电机组的轴线平行，这样的布置比较紧凑，汽机房体积小，行车可以共用，电缆长度短，机组之间的交通方便，只需要在汽机房墙的设计上考虑叶片飞射物的保护厚度即可。

4先进型沸水堆(ABWR)核电机组

此方案为美国通用电气公司(GE)推出的先进型沸水堆(ABWR)核电机组，能满足用户要求文件(URD)。以日本东京电力公司的柏崎6、7号机组作为参考电站。

柏崎6、7号机组是目前世界上唯一获得美、日两国设计批准的、已建成并投入商业运行的改进型沸水堆核电机组。反应堆和汽轮发电机组均由美国通用电气公司生产，柏崎6号机是世界上第1个ABWR机组，于1991年9月开始建设，1996年11月竣工投入商业运行。

沸水堆核电机组是以美国通用电气公司(GE)为主进行开发的。1957年首台沸水堆核电机组投入运行，其后，经过多年的改进，从BWR-1到BWR-6，最后到ABWR。

4.1ABWR汽轮发电机组主要技术数据

a)额定功率：1350MW；

b)汽轮机型式：TC6F-52；

c)汽缸结构：四缸六排汽(1HP+3LP)；

d)主汽门前主蒸汽压力：6.79MPa；

e)主汽门前主蒸汽流量：7640t/h；

f)主汽门前主蒸汽湿度：0.4%；

g)低压缸末级叶片长度：1320.88mm；

h)回热系统：4级低压加热器+2级高压加热器(无除氧器)。

4.2ABWR核电机组的主要特点

4.2.1热力系统

热力系统为直接循环系统，冷却剂直接作为汽轮机的工质，将PWR核电机组中的一回路和二回路并为1个回路。

ABWR和PWR的汽轮机回热抽汽系统没有什么两样，其参数相似，ABWR主蒸汽压力略高于PWR，MSR的再热采用两级，以提高热效率，4级低加、2级高加，不设除氧器。加热器的疏水泵将疏水打入前级凝结水管。

4.2.2厂房布置

由于ABWR是反应堆核蒸汽直接通到汽轮机，因此汽机厂房需要考虑防放射性的措施，汽机高压缸、MSR、高压加热器均用屏蔽墙隔离，运行期间人员不能进入。汽轮机的抽汽机排汽需经过过滤排入排汽筒，整个汽机车间是闭式通风系统。主蒸汽通过的安全壳两侧都有开关隔离阀。ABWR在正常运转时，如核燃料包壳不破损，主蒸汽携带放射性核元素主要是N16，N16的半衰期仅7s。新蒸汽部分，即高压缸部分、MSR、高压加热器部分是带放射性的，需要屏蔽，而低压缸、凝结水部分是不带放射性的，不做特殊屏蔽。

除氧器范文篇10

核电站的设备选型和供货商的选择，应采用国际竞争性招标方式，在技术、经济、自主化、国产化等方面进行深入分析比较，来选定供货商和机型。国外制造商必须选择国内设备制造厂作为合作伙伴，转让技术、合作生产，逐步全面实现自主化和设备国产化。

经初步研究，常规岛部分可供选择的国外主要设备潜在供货商有：英法GEC-ALSTHOM公司、美国西屋公司、日本三菱公司、美国GE公司等。到目前为止，ALSTHOM公司已同中国东方集团公司进行合作，形成一个联合体；美国西屋公司已同上海核电设备成套集团公司合资，组成西屋-上海联队。其它公司到目前尚未进行合作。

根据ALSTHOM公司、西屋公司、三菱公司和GE公司等核电设备制造商所提供的资料，按照堆型的不同和一回路的不同，可以形成四类技术方案：

方案一——三环路改进型压水堆核电机组；

方案二——ABB-CE的系统80(System80)型压水堆核电机组；

方案三——日本三菱公司的四环路压水堆核电机组；

方案四——先进型沸水堆(ABWR)核电机组。

下面就各类技术方案分别进行分析。

1三环路改进型压水堆核电机组

此方案的一回路为标准的300MW一个环路的三环路压水堆。此类方案包括中广核集团公司提出的CGP1000、欧洲公司(包括EDF、FRAMATOME、GEC-ALSTHOM)推出的CNP1000和西屋-上海联队推出的CPWR1000三种压水堆核电机组。

1.1CGP1000与CNP1000核电机组

CGP1000由中广核集团提出，以大亚湾核电站为参考站，并借鉴美国西屋公司和ABB-CE公司的部分先进的设计，有选择地吸收了用户要求文件(URD)的要求，形成以300MW一条环路的CGP1000技术方案。常规岛部分，汽轮发电机组选用ALSTHOM的Arabelle1000型汽轮发电机组。

CNP1000由欧洲制造商(EDF、FRAMA-TOME、ALSTHOM)根据法国核电计划及大亚湾核电站、岭澳核电站等工程的设计、制造、安装、运行及维修中积累起来的经验推荐给中国的核电机组。常规岛部分的汽轮发电机组也以Arabelle1000型汽轮发电机组作为推荐机组。

由于CGP1000和CNP1000的常规岛部分的汽轮发电机组均为Arabelle1000型，所以实际上为同一类核电机组。

ALSTHOM在总结54台第1代汽轮发电机组的运行经验基础上，组合出了Arabelle1000型汽轮发电机组，参考电站为ChoozB(2台1450MW机组已分别于1996年7月11月投入运行)。

1.1.1Arabelle1000型汽轮发电机组的主要技术数据

a)最大连续电功率：1051MW；

b)转速：1500r/min；

c)机组效率：36.3%；

d)末级叶片长度：1450mm；

e)排汽面积：76.8m2；

f)背压：5.5kPa；

g)凝汽器冷却面积：68633m2；

h)发电机额定输出功率：1050MW；

i)发电机视在输出功率：1235MVA；

j)发电机额定功率因数：0.85；

k)发电机额定端电压：26kV。

1.1.2Arabelle1000型汽轮发电机组的主要特点

a)缸体结构：三缸四排汽(HP/IP+2×LP94)，汽轮机采用高中压组合汽缸并直接和2个双流低压缸相连接，含有流向相反的高压和中压蒸汽流道。低压缸为双流式，低压外缸体支承在冷凝器上面，不是直接装在汽机基础上，轴承座和内缸体直接座于汽机基础上；

b)由于末级叶片比较长，具有较大的排汽面积，可使蒸汽膨胀过程加长，减少余速损失，提高机组效率；

c)由于蒸汽在高／中压缸中膨胀过程是以干蒸汽单流方向进行，另外，在高、中压排汽口加装抽汽扩散器以增加效率，所以，Arabelle1000型汽轮机的高中压膨胀效率相对比较高；

d)发电机采用水氢氢冷却方式，励磁系统采用无刷励磁方式。

1.2CPWR1000核电机组

CPWR1000由西屋-上海联队推出，由上海市核电办公室牵头，组织上海核工程研究设计院、华东电力设计院、西屋公司等单位联合展开CPWR1000概念设计工作，并于1997年6月份完成。

CPWR1000是建立在西屋公司成熟的、经过设计、工程实践验证的技术上，以西班牙的VandellosⅡ为参考电站(该电站已有50000h以上的高利用率的运行业绩)，结合西屋先进型压水堆机组(APWR1000)技术，并进行适当改进而来。

1.2.1CPWR1000汽轮发电机组主要技术数据

a)汽轮机型式：单轴、四缸、六排汽、凝汽式、二级再热装置；

b)转速：1500r/min；

c)主蒸汽门前蒸汽压力：6.764MPa；

d)主蒸汽门前蒸汽温度：283.5℃；

e)主蒸汽门前蒸汽流量：5493.5t/h；

f)主蒸汽门前蒸汽湿度：0.25%；

g)回热抽汽级数：6级(1级高压加热器+1级除氧器+4级低压加热器)；

h)给水温度：223.9℃；

i)平均冷却水温度：23.0℃；

j)末级叶片长度：1250mm；

k)排汽压力：5kPa；

l)净热耗率：9.788kJ/(Wh)；

m)机组最大保证功率：1071.09MW；

n)发电机功率因数：0.9；

o)短路比：0.5；

p)冷却方式：水氢氢；

q)励磁系统：静态励磁系统。

1.2.2APWR1000汽轮发电机组结构特点

汽轮发电机组采用1个双流式高压汽缸及3个双流式低压汽缸串联组合，汽轮机末级叶片长度为1250mm，六排汽口，配置2台一级汽水分离以及两级蒸汽再热的汽水分离再热器。

1.2.3CPWR1000相对于VandellosⅡ的主要改进

a)核电机组最大保证出力由982MW改为1071MW；

b)主汽门前蒸汽参数由6.44MPa、280.2℃改为6.76MPa、283.5℃；

c)平均冷却水温度由17.8℃改为23℃；

d)末级叶片长度由1117.6mm改为1250mm；

e)汽轮机旁路容量由40%额定汽量改为85%；

f)汽轮机回热系统由不设除氧器改为带除氧器；

g)发电机电压拟由21kV改为24kV；

h)凝汽器压力由7kPa改为5kPa；

i)汽轮机净热耗率由10.209kJ/(Wh)降到9.788kJ/(Wh)以下；

j)加大凝结水精处理装置容量；

k)常规岛仪表控制采用微机分散控制系统。

2ABB-CE的系统80(System80)型压水堆核电机组

此方案也是压水堆机组，较三环路方案不同之处是核岛部分为双蒸发器，由美国燃烧工程公司(ABB-CE)开发而成。此方案也为韩国核电国产化方案，核岛部分为ABB-CE的系统80反应堆，相匹配的常规岛部分为美国GE公司的汽轮发电机组。参考电站为韩国灵光3、4机组。

灵光3、4机组经过2～3a的运行，设备运行状况良好。

目前由于还没有收集到GE公司关于灵光3、4机组常规岛部分的详细资料，汽轮发电机组的技术参数、型式、内部结构及热力系统等还暂时不能描述。

3日本三菱公司的四环路压水堆核电机组

此方案亦属成熟技术的压水堆机组，其技术的先进性与安全水平与三环路和双蒸发器方案相当。日本三菱公司推荐的四环路压水堆核电机组方案，是以日本大饭3、4机组作为参考电站。

大饭3、4机组采用了美国西屋公司的Model412的标准设计，与大饭1、2号机组完全一致(大饭1、2号机组均为西屋公司设备)，是一个技术成熟的、有丰富运行经验的机组。大饭3、4号机组已分别于1991年和1992年投入商业运行。

3.1三菱公司提供的汽轮发电机组的主要技术数据

a)发电机端额定出力：1036MW；

b)汽轮机型式：TC6F-44；

c)转速：1500r/min；

d)主汽门前蒸汽参数：压力6.30MPa(绝对压力)，温度279.6℃，湿度0.43%，额定出力时蒸汽流量5844.129t/h；

e)给水温度：226.7℃；

f)凝汽器压力：5.07kPa(绝对压力)；

g)低压缸总的排汽面积：71m2；

h)发电机冷却方式：水氢氢；

i)励磁方式：无刷励磁。

3.2机组的主要特点

3.2.1热力系统

热力系统为压水堆机组典型的热力系统，MSR再热为两级。汽轮机为1个高压缸和3个低压缸。回热系统为1级高压加热器+1级除氧器+4级低压回热器。

3.2.2厂房布置

机组布置为平行式，即反应堆的轴线与汽轮发电机组的轴线平行，这样的布置比较紧凑，汽机房体积小，行车可以共用，电缆长度短，机组之间的交通方便，只需要在汽机房墙的设计上考虑叶片飞射物的保护厚度即可。

4先进型沸水堆(ABWR)核电机组

此方案为美国通用电气公司(GE)推出的先进型沸水堆(ABWR)核电机组，能满足用户要求文件(URD)。以日本东京电力公司的柏崎6、7号机组作为参考电站。

柏崎6、7号机组是目前世界上唯一获得美、日两国设计批准的、已建成并投入商业运行的改进型沸水堆核电机组。反应堆和汽轮发电机组均由美国通用电气公司生产，柏崎6号机是世界上第1个ABWR机组，于1991年9月开始建设，1996年11月竣工投入商业运行。

沸水堆核电机组是以美国通用电气公司(GE)为主进行开发的。1957年首台沸水堆核电机组投入运行，其后，经过多年的改进，从BWR-1到BWR-6，最后到ABWR。

4.1ABWR汽轮发电机组主要技术数据

a)额定功率：1350MW；

b)汽轮机型式：TC6F-52；

c)汽缸结构：四缸六排汽(1HP+3LP)；

d)主汽门前主蒸汽压力：6.79MPa；

e)主汽门前主蒸汽流量：7640t/h；

f)主汽门前主蒸汽湿度：0.4%；

g)低压缸末级叶片长度：1320.88mm；

h)回热系统：4级低压加热器+2级高压加热器(无除氧器)。

4.2ABWR核电机组的主要特点

4.2.1热力系统

热力系统为直接循环系统，冷却剂直接作为汽轮机的工质，将PWR核电机组中的一回路和二回路并为1个回路。

ABWR和PWR的汽轮机回热抽汽系统没有什么两样，其参数相似，ABWR主蒸汽压力略高于PWR，MSR的再热采用两级，以提高热效率，4级低加、2级高加，不设除氧器。加热器的疏水泵将疏水打入前级凝结水管。

4.2.2厂房布置

由于ABWR是反应堆核蒸汽直接通到汽轮机，因此汽机厂房需要考虑防放射性的措施，汽机高压缸、MSR、高压加热器均用屏蔽墙隔离，运行期间人员不能进入。汽轮机的抽汽机排汽需经过过滤排入排汽筒，整个汽机车间是闭式通风系统。主蒸汽通过的安全壳两侧都有开关隔离阀。ABWR在正常运转时，如核燃料包壳不破损，主蒸汽携带放射性核元素主要是N16，N16的半衰期仅7s。新蒸汽部分，即高压缸部分、MSR、高压加热器部分是带放射性的，需要屏蔽，而低压缸、凝结水部分是不带放射性的，不做特殊屏蔽。