凝結水溶氧量超標原因分析及改進

邱家煜

(廣東粵電靖海發電有限公司，廣東 惠來 515200)

1 凝結水溶氧量超標的危害及標準

隨著發電機組容量的增大和參數的提高，熱力系統設備逐漸龐大和復雜，對熱力設備的制造材質和工作介質品質的要求也越來越高。凝結水溶氧量是發電廠重要的汽、水指標之一，凝結水溶氧量超標對機組的危害主要有:

(1)縮短設備的使用壽命。富氧凝結水經熱力設備加熱，隨著溫度的升高，溶氧釋出與低壓加熱器及凝結水管道金屬產生化學反應，造成氧腐蝕而降低機組的可靠性。

(2)降低傳熱效率。設備表面附著氧化物形成垢膜，換熱熱阻增大，影響經濟性。大量空氣進入凝汽器后，導致真空度降低和低壓缸排汽溫度升高，使得凝結水過冷度增大，凝結水溶氧能力大幅度增加，影響機組的經濟性和安全性。GB/T 12145―2008《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》規定:鍋爐過熱蒸汽壓力為18.4～25.0 MPa的汽輪發電機組，其凝結水溶氧量≤20 μg/L。

2 機組概況

某電廠一期2×600 MW機組為東方汽輪機廠生產的超臨界壓力、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、雙背壓、純凝汽式汽輪機，型號為N600－24.2/566/566;采用N－32000－1型雙殼體、單流程、雙背壓表面式凝汽器;每臺機組配套2臺50%容量汽動給水泵、2臺100%容量凝結水泵。該廠凝結水溶氧量不穩定且長期超標(水溶氧量長期在65 μg/L以上)，對機組的安全、經濟運行造成了較大影響。

3 導致凝結水溶氧超標的因素及分析

從理論上講，如果液體在當前壓力下達到飽和狀態且過冷度為零，則氧氣在液體里的溶解度趨于零。實際上，機組在運行中不可避免地存在真空系統漏入空氣和凝結水過冷的現象。結合機組設備的設計、安裝工藝及長期運行磨損老化等問題，筆者分析認為，凝結水溶氧量大的原因主要有3個方面。

(1)機組真空系統嚴密性不合格，外部空氣漏入真空系統溶解于凝結水。

(2)凝汽器回收水和補充水溶氧量大或攜帶空氣。

(3)凝汽器真空度低，除氧效果不好及凝結水過冷度過大。

4 凝結水溶氧量超標的分析、查找及應對措施

4.1 凝汽器真空系統漏點的查找

在機組正常運行期間，分別對真空系統的閥門、法蘭、管道焊接處、排大氣口等部位噴射氦氣，利用專用氦氣質譜檢漏儀檢測運行真空泵出口的氦氣濃度，從而檢查真空系統漏點。使用氦氣質譜檢漏儀查出#1機組#5低壓加熱器抽汽管道與低壓缸焊接處有一個較大漏點，利用機組檢修機會進行修復封堵，提高了除氧器的運行溫度，機組真空度有了明顯提高。該漏點漏入的空氣經低壓加熱器逐級自流換熱及低壓加熱器連排排至凝汽器喉部除氧，對凝結水溶氧量影響不大，處理后凝結水溶氧量有一定程度的降低，長期維持在50～60 μg/L。另外，對真空系統的疏放水門、高/低壓加熱器危疏管道法蘭、閥門閥體接合面、人孔門、取樣門、螺栓等處進行壓緊，并在法蘭接合面處粘貼塑料薄膜、抹黃油以減少空氣漏入真空系統的量，但凝結水溶氧量未見明顯下降。

在機組停運檢修期間，對凝汽器進行灌水查漏試驗，試驗結果均達到合格標準，可排除凝汽器存在較大的內、外泄漏點的可能。

從運行調整情況看，真空系統的閥門關閉不嚴會引起外部空氣漏入真空系統，對凝汽器真空度有一定影響，但微量的空氣漏入凝汽器對凝結水溶氧量影響不大。在機組正常運行階段，每個月應定期進行凝汽器真空嚴密性試驗。通過查閱機組凝汽器真空嚴密性試驗數據發現，真空度下降速度一直在0.3 kPa/min以下，達到合格標準，可排除大量空氣漏入真空系統的可能。

4.2 改善凝汽器的真空度

原設計循環水在淺海區域明渠取水，大量貝殼類海洋生物迅速滋生和較多生活垃圾隨水流進入循環水系統，使凝汽器循環水室堵塞，通流量降低，且真空泵冷卻水水源取自循環水，造成凝汽器真空除氧效果不佳，真空度遠低于同類型機組。加大循環水前池加藥量和連續運行旋轉濾網，效果不明顯，凝汽器循環水室和真空泵冷卻器經常需要隔離清理，影響機組的安全性和經濟性。在認真研究后，為改善凝汽器真空，進行了2項改造。

(1)凝汽器循環水室入口處加裝循環水二次旋轉濾網，定期進行濾網反沖洗和正反轉切換，從而降低海洋生物和生活垃圾堵塞凝汽器循環水室的幾率。

(2)真空泵冷卻水系統加裝增壓水泵，提高冷卻水壓力，改善水環式真空泵工作介質的換熱效果，加強其工作能力。改造后，明顯提高了凝汽器真空度和真空除氧效果，對凝結水溶氧量的影響不大(下降約5 μg/L)。同時，對凝結水過冷度進行分析，得出機組運行時凝結水過冷度＜0.5℃、凝汽器端差＜3.0℃，其指標均達到控制要求。因此，可排除凝結水過冷卻因素的影響。

4.3 凝汽器補、回水溶氧大

正常進入凝汽器的水源大致可分為機組正常補充水(除鹽水)和低壓加熱器、軸承加熱器等熱力系統的正常疏、回水。如果參數調節不當或設備缺陷導致非正常疏水進入凝汽器，會導致凝結水溶氧量增大。

4.3.1 凝結水補水對溶氧量的影響

凝結水補水從喉部進入凝汽器，充分利用了凝汽器真空除氧的功能，使凝結水補水進入熱井前被深度除氧，大大降低凝結水補水對凝結水溶氧量的影響。將凝結水補水至凝汽器管路進行隔離，觀察凝結水溶氧量變化。機組補水率一般為0.7% ～1.2%，小于設計值(3.0%)。結果顯示，凝結水補水對機組凝結水溶氧量的影響非常小，凝結水補水進入凝汽器后，除氧效果良好。

4.3.2 汽動給水泵密封水回水管道的改造

汽動給水泵軸端采用機械密封，密封水由凝結水供給，回水經多級水封后回凝汽器。回水調節開度過大或者多級水封密封效果不好，都可能造成回水攜帶空氣進入凝汽器而導致凝結水溶氧量升高。因此，將汽動給水泵密封水回水切換至排地溝觀察凝結水溶氧量變化，對比切換前后3 h的數據發現，切換后凝結水溶氧量比切換前降低了約15 μg/L。為確保給水泵密封良好，對汽動給水泵密封水回水管路進行改造(如圖1所示)，在回水管加裝針型調節閥和節流孔板，有效控制了汽動給水泵密封水回水在管道內的充滿度，防止汽動給水泵密封水回水攜帶大量空氣進入凝汽器，同時也提高了機組的真空水平。改造后，凝結水溶氧量維持在40 μg/L左右，較之前有所降低。

圖1 汽動給水泵機械密封水改造后系統圖

4.3.3 凝結水泵機械密封冷卻水源的改造

凝結水泵為立式、筒袋式結構，采用雙端面機械密封形式，凝結水為密封水，工業水為冷卻水，凝結水泵在長期運轉后機械密封的動靜環形成磨損。工業水由于不斷循環，本身溶氧量就高，在凝汽器負壓的作用下直接進入凝結水，對凝結水含氧量有較大影響。因此，對凝結水泵冷卻水源進行改造，在凝結水泵冷卻水管路上增加一路取自凝結水母管的冷卻水水源(如圖2所示)。凝結水系統啟動時，凝結水泵使用工業水作為冷卻水水源，運行正常后，將冷卻水水源切換為凝結水母管供給。改造后，凝結水含氧量下降明顯，凝結水溶氧量合格率達到97%左右，實現了預期目標。

4.3.4 熱力系統正常疏水的主要防范措施

(1)防止內漏。保持加熱器正常水位運行，防止無水位、長期低水位或常開危急疏水運行，避免非正常疏水或汽水進入凝汽器:一是增加了機組熱損失;二是增加凝汽器熱負荷，汽阻增大，凝汽器內空氣分壓升高，導致凝結水溶氧量增加。

(2)防止外漏。加強對疏水系統閥門、法蘭等接合部位的檢查，避免因疏水系統泄漏將空氣帶入凝結水系統而造成凝結水溶氧超標及凝汽器真空度下降。

5 結束語

凝結水溶氧量超標是多種因素綜合作用造成的，結合設備的設計特點和運行狀況，通過對系統中各種可能存在的因素進行研究分析、試驗排查、預防控制和改造處理，有效解決了凝結水溶氧量超標的問題。

［1］GB/T 12145—2008，火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量［S］.

［2］唐伯仁.600 MW火電機組運行技術叢書:汽輪機分冊［M］.北京:中國電力出版社，1999.