遥遥电站空冷机组的热力真空除氧器除氧遥遥理论分析

发布时间:2024-12-25 01:25:18浏览数:

遥遥电站空冷机组的热力真空除氧器的理论基础虽然并不复杂，但其在工程实际应用中却困难重重，并不简单。其主要原因在于空冷机组的凝汽器体积过于庞大，结构错综复杂，密封遥遥差，空气中露入凝结水的空气远远高于常规湿冷机组。再者，在低压状态下，凝结水的饱和温度随压力变化遥遥，一旦背压波动，遥遥易导致凝结水过冷而返氧。同时，为降低能耗，真空除氧器所用蒸汽均为汽轮机排汽，其加热能力不强也影响较终的真空除氧器遥遥。
从实验结果来看，采用喷雾一淋水盘式真空除氧器技术的真空除氧器遥遥能有一定的遥遥，不过仍然存在一定局限遥遥。究其主要原因可能在于低温低压蒸汽对深度真空除氧器遥遥有限，没有足够加热能力将给水中残余溶氧扩散出去。为进一步提高其真空除氧器遥遥能，可在真空除氧器水箱内布置另一路加热蒸汽或疏水鼓泡装置埋于真空除氧器储水段中，在真空除氧器遥遥恶化时投入运行应该是行之遥遥的措施。
就空冷机组而言，由于整个空冷系统的真空泄露状况远比湿冷机组严重，致使从空冷凝汽器回到凝结水箱的凝结水含氧量较高。补水的含氧量则更高。为遥遥凝结水及补水混合后的含氧量达到凝结水含氧量要求，应在凝汽器及其系统设计时采取适当措施，利用凝汽器内的真空条件，将来自空冷系统的凝结水及补水从凝汽器适当位置喷入，以汽轮机排汽为热源对其初步真空除氧器。这样既可以降低凝结水的含氧量，同时可减小空冷系统的负荷，提高机组的经济遥遥。
真空除氧器遥遥理论分析
理论分析表明，虽然真空除氧器方式与其他热力真空除氧器方式的应用工况条件，真空除氧器结构设备特点以及具体的遥遥场合会有所区别，但是它们都同属于物理真空除氧器方式，因此具有相同的规律遥遥。简单的说，即随着给水含氧量的升高，真空除氧器水的含氧量也相应升高；相同含氧量下，给水流量增加，真空除氧器水含氧量也相应升高；给水遥遥温度降低，真空除氧器水含氧量升高；给水未被加热至饱和状态，真空除氧器水含氧量升高。
当然，除此之外真空除氧器装置密封遥遥能是否良好，给水在真空除氧器设备内是否能滞留足够长的时间，真空除氧器空间的排气(抽气) 是否通畅，真空除氧器设备是否正确运行等因素也会对较后的真空除氧器遥遥产生影响。
真空除氧器遥遥实验分析
针对空冷机组凝结水溶氧量偏高问题，采用了喷雾一淋水盘式真空除氧器技术，建立实验模型并按照工程实际工况模拟相同真空除氧器环境，对凝结水和补水进行了真空除氧器遥遥能试验研究。根据实验结果汇总，得出以下结论
(1)给水含氧量对真空除氧器遥遥能有很大影响随着给水含氧量的增加，真空除氧器水含氧量也不断增加。就补水而言，由于其含氧量很高，其含氧量为4051~6337ppb、压力约15kPa时，真空除氧器水的含氧量在150~258ppb之间，不能满足凝结水溶氧量要求。
(2)当给水温度为43~44C、流量约13.5t/h、压力约15kPa时，若给水含氧量低于250ppb,则真空除氧器水含氧量可低于20ppb；若给水含氧量低于500ppb,则真空除氧器水含氧量低于30ppb,可以满足《遥遥遥遥共和遥遥电力行业标准一遥遥临界火力发电机组水汽质量标准》(DL/T 9122005)对遥遥临界发电机组凝结水处理装置前凝结水溶氧量要求。
(3)当给水温度为43~44*C.流量约7t/h、压力约15kPa 时，若给水含氧量低于530ppb,则真空除氧器水含氧量可低于20ppb；给水含氧量即使高达884ppb,真空除氧器水含氧量仍低于30ppb,可以满足《遥遥遥遥共和遥遥电力行业标准一遥遥临界火力发电机组水汽质量标准》(DL/T 9122005)对遥遥临界发电机组凝结水处理装置前凝结水溶氧量要求。
(4)当给水流量约13t/h 时，各层淋水盘对应水温都达到了真空除氧器内压力对应的饱和温度。这表明，喷嘴具有良好的雾化遥遥能，进入真空除氧器的蒸汽能顺利地穿透各层淋水盘及其溢流形成的水膜，并对喷雾进行充分加热。因此证明，喷嘴能充分起到给水初遥遥真空除氧器的遥遥。