直接空冷機組降低凝結水溶氧的方法

劉 利，雷平和

(北京國電華北電力工程有限公司，北京市，100120)

1 凝結水溶氧超標概述

汽輪發電機組的凝結水溶氧超標是多年來一直困擾直接空冷機組正常運行的一大難題，它直接影響機組的安全經濟運行和循環熱效率[1-9]。特別是在冬季采暖季節，很多空冷機組的凝結水溶氧指標 (大于100 μg/L)遠遠超過火力發電機組及蒸汽動力設備水汽的質量標準(小于30μg/L)。

凝結水溶氧高，一般認為有以下幾個原因：

(1)真空嚴密性差(按照標準應保持在200Pa/min)；

(2)凝結水過冷度大(一般為5～6℃)；

(3)系統補充除鹽水(常溫、常壓下除鹽水的溶氧約為 8000 μg/L)。

(4)直接空冷機組的真空容積較大，一般300 MW機組約為1萬m3，600 MW機組約為1.8萬m3。機組的真空系統管束、管道接口多，出現漏空點的概率高。

2008年11月，大同二電廠對8號600 MW直接空冷機組進行了無凝結水補水時的實際溶氧情況試驗(3.5 h)。試驗前，首先進行了8號機組真空嚴密性試驗，其結果為230Pa/min。試驗開始，關閉補水，約1.5 h后，凝結水溶氧由64 μg/L降至25 μg/L，之后的2 h期間，溶氧始終維持在 30 μg/L 以下，最低 21 μg/L，最高 29 μg/L。

試驗結束后恢復補水，凝結水溶氧開始逐步升高，2 h 后達到最大值，為 66 μg/L。

上述試驗結果表明，當機組的真空嚴密性保持在約200 Pa/min時，凝結水溶氧超標的直接原因只是由于凝結水補水。

另外，8號機組在試驗過程中凝結水平均過冷度在穩定負荷階段為5.35℃，在變負荷階段為5.6℃(空冷系統的設計過冷度為6.7℃)。而凝結水回水也可以降至30 μg/L及以下。這說明在一定真空嚴密性條件下，沒有補水為前提，過冷度對凝結水的溶氧影響較小。

當有補水時，由于除鹽水的溶氧有可能高達8000 μg/L，一旦凝結水有過冷度，將不能完全除氧，其溶氧必然很高。特別是在冬季采暖期間，系統需要大量補水，而且冬季背壓低，過冷度高，凝結水溶氧指標達到峰值。

2 凝結水回水系統及其補水系統的配置

國內首臺300 MW和600 MW直接空冷機組分別投產至今已有6年的時間，在此期間，全國已有上百臺300 MW、600 MW直接空冷機組相繼投產。這些機組的凝結水及其補水系統不盡相同，其系統配置經歷了以下幾個階段。

(1)系統配獨立的凝結水水箱，凝結水回水和凝結水補水進入凝結水箱。國內早期投產的300 MW、600 MW直冷機組，在凝結水系統的設備配置上，基本采納國外的配置模式，即凝結水箱單獨設置，凝結水回水和凝結水補水進入凝結水箱。為了提高水箱的除氧效果，減少凝結水過冷度，凝結水和補水進入凝結水箱后的管道上一般設置小孔霧化噴淋，并從汽輪機排汽管道上引出1～2根蒸汽管道接入水箱進行加熱和除氧。該系統霧化效果差，加熱不充分，經運行實踐證明除氧效果差，冬季采暖補水量較大時，凝結水含氧量最高可達300 μg/L。

(2)為了改善除氧效果，一些機組將凝結水補水引至空冷凝汽器前的分配管，使補充水進入空冷凝汽器與蒸汽混合而加熱，氧氣等不凝氣體析出后經逆流空冷凝汽器被真空泵抽出。運行證明，補水引至空冷凝汽器分配管后，除氧效果大大提高，但凝結水溶氧仍然不能達標。機組正常運行有補水時，凝結水含氧量為40～80 μg/L。冬季采暖補水量較大時，凝結水含氧量最高可達100 μg/L。

(3)隨著工程設計的不斷優化和運行實踐經驗的逐漸積累，最終形成了在空冷機組低壓缸下部的排汽管道上設置集疏水箱、凝結水箱為一體的排汽裝置。凝結水回水和凝結水補水經過水膜噴嘴或小孔噴淋方式噴入排汽裝置。由于在排汽裝置內凝結水回水和凝結水補水能夠與汽機排汽充分混合，凝結水被加熱、除氧，減小了凝結水的過冷度，使凝結水的溶氧又進一步降低。但由于汽機排汽的蒸汽品質較差，如果進入排汽裝置的凝結水回水和補水管道的位置不合理，或者回水和補水在排汽裝置內的噴淋系統效果不好，凝結水溶氧指標仍然有可能超標。

3 改造情況及運行效果

針對不同配置的凝結水系統，對凝結水溶氧指標的控制可采取不同方法。

3.1 排汽裝置內配置凝結水和補水噴淋系統

早期的直接空冷機組凝結水和補水入口位置多在熱井上的導流板下面，僅靠從導流板開孔處引出的部分蒸汽進行加熱，由于管系距熱井水面很近，換熱強度有限。新型的噴淋系統在排汽裝置殼體上部適當標高處設置凝結水回水和凝結水補水的入口位置，讓汽輪機排汽直接對回水和補水進行加熱，增加換熱強度，同時選用霧化效果好的噴嘴。

托克托電廠5號機組安裝時，回水管系采用了從匈牙利引進的水膜噴嘴，經測試換熱效果不理想。后來改造時更換成了一種新型的錐形水膜噴嘴。這種新型噴嘴是汽機廠經過幾十次改型試驗研制而成，在同樣的噴水條件下，水膜面積比最初使用的水膜噴嘴水膜面積增大80%。這種噴嘴霧化效率高，可更好地與低壓缸排汽進行換熱，除氧效果好。經過改造，5號機組凝結水含氧量由 30～60 μg/L降至 30 μg/L以下，其中夏季最高為 19 μg/L，冬季最高為 30 μg/L，此時的系統真空嚴密性為260～300 Pa/min。

目前，通遼電廠1×600MW直接空冷機組、霍林河電廠2×600MW直接空冷機組、大同塔山電廠2×600 MW直接空冷機組和大同二電廠三期2×660MW直接空冷機組的排汽裝置內均設置了帶施托克噴嘴的除氧裝置，上述電廠均已投產運行。其保證的凝結水出口的含氧量均小于40μg/L。實際運行效果均低于40μg/L。

大同塔山電廠1、2號機組分別于2008年7月和10月投產，2臺機組在投產的最初幾個月里，凝結水溶氧指標一致保持在20～30 μg/L之間，效果較好。但是自2009年以后，2臺機組出現了一些漏點，使得空冷系統真空嚴密性降低到360～680 kPa/min，凝結水含氧量升至40～50 μg/L。目前，電廠準備在機組停機時對漏點進行處理，恢復真空系統的嚴密性。

3.2 外置式凝結水箱的改造

國外直冷機組的空冷系統大都設置獨立的凝結水箱，凝結水回水和補水進入凝結水箱加熱除氧。為達到除氧效果，很多機組的凝結水箱的頂部加裝了施托克噴嘴。該噴嘴最初就是應用于真空除氧器的除氧裝置，后來其技術被延伸用到高壓除氧器上，采用施托克噴嘴的內置式高壓除氧器已在國內廣泛應用。

目前國內一些有獨立凝結水箱的直接空冷電廠也開始考慮對水箱進行改造，加裝施托克噴嘴。以600 MW直冷機組為例，改造方法是在凝結水箱頂部設2個700型噴嘴和1個DN150型噴嘴。凝結水回水和補充水的除氧過程分為3級，并引入低加疏水作為輔助熱源。

第1級除氧：凝結水回水和補水通過噴嘴，進行噴霧除氧。

第2級除氧：補水通過1個槽型換熱裝置與從槽板下進入換熱裝置的汽機排汽進行充分換熱；凝結水回水在噴淋區域內與排汽進一步充分換熱。

第3級除氧：利用進入凝結水箱的低加疏水通過1個精除氧裝置與凝結水混合換熱，完成最終除氧。

凝結水回水和補水經過3級除氧后，預期目標為凝結水箱出口溶氧小于30 μg/L。

水箱改造的主要技術參數如下：

4 結論

（1）保證真空嚴密性是控制凝結水溶氧指標重要前提條件。在空冷島安裝時期，必須保證焊接嚴密性，嚴格控制每道焊口的焊接質量和焊接工藝，減少或消除空冷系統的泄漏點。

（2）不論是獨立的凝結水箱系統還是排汽裝置系統，對凝結水回水和補充水進行除氧是問題的關鍵，采用霧化良好的噴嘴和有效的加熱可獲得理想的除氧效果。

（3）凝結水補水是凝結水系統溶氧高的主要原因，因此，也可以考慮對補水在進入凝結水系統前進行除氧，即設置補水除氧器。以此消除在補水量大時凝結水溶氧高的可能性，更進一步保證凝結水系統的溶氧控制在標準內。

[1]國電電力大同第二發電廠發電部.8號機主凝結水溶氧摸底試驗報告[R].2009.

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