超臨界直接空冷機組凝結水溶氧高分析及處理

初永軍李躍林李建鵬張春艷

(1.煙臺發電廠,山東煙臺 264000;2.鄂溫克電廠,內蒙古呼倫貝爾 021000; 3.達拉特電廠,內蒙古鄂爾多斯 014300;4.華北電力大學,河北保定 071003)

超臨界直接空冷機組凝結水溶氧高分析及處理

初永軍1李躍林2李建鵬3,4張春艷2

(1.煙臺發電廠,山東煙臺 264000;2.鄂溫克電廠,內蒙古呼倫貝爾 021000; 3.達拉特電廠,內蒙古鄂爾多斯 014300;4.華北電力大學,河北保定 071003)

凝結水溶氧高問題一直困擾大部分直接空冷機組,針對直接空冷機組凝結水溶氧高問題,對整個系統進行排查、試驗、技術改造升級等手段而最終得出結論,將凝結水溶氧高的難題得到徹底解決,已100%達到國家標準,95%達到期望值,防止因凝結水溶氧高,造成設備腐蝕等一些列后果,從而為今后直接空冷機組的凝結水溶氧高問題,找到一種解決的方法。

直接空冷 凝結水 溶氧

1 引言

凝結水溶氧高的問題一直困擾很多電廠，凝結水溶氧高給機組的安全穩定運行打來極大隱患，特別是冬季由于凝結水過冷度的增大，溶氧再次大幅度升高，如何確保凝結水溶氧在達標是目前溶氧超標機組的首要任務，本文對鄂溫克電廠#2機組凝結水溶氧高問題進行深入分析，分析如何從溶氧高達到期望值小于30μg/L。

2 概況

鄂溫克電廠位于內蒙古呼倫貝爾鄂溫克旗境內，全年平均氣溫-2℃，最低氣溫-48℃，機組為2×600MW超臨界直接空冷機組，除鹽水補水直接補入熱井裝置內，空冷島凝結水回水直接回至排汽裝置內部除氧器內。2011年08月份#2機組投產發電，投產后#2機組凝結水溶氧一直偏高，最高值達200μg/L。

3 凝結水溶氧高原因分析

針對#2機組凝結水溶氧高初步分析為由于負壓系統漏入空氣或凝結水泵密封水壓力過低造成外界空氣進入造成凝結水溶氧高，對此進行以下方面的排查：

3.1 負壓系統、真空系統查漏

對#2機組整個負壓系統、真空系統利用超聲波探測儀進行排查，發現3處微小漏點，主要集中在負壓系統的閥門以及法蘭結合面處，對該漏點進行封堵，封堵后對凝結水溶氧無明顯變化。

3.2 取樣管路檢查、溶氧表核對

利用機組停機機會對凝結水出口溶氧取樣管路進行打壓檢查，查找漏點，未發現泄露。自制便攜溶氧表測凝結水溶氧與精處理溶氧表進行對比，對比情況為便攜式與精處理溶氧表相差5μg/L，排除此項。

3.3 凝結水泵密封水調整以及軸加多級水封檢查

目前#2機組凝結水密封水壓力為0.25MPa與廠家規定值0.1～0.2MPa高0.05MPa，對此項進行排查，提高凝結水泵密封水壓力至0.4MPa，檢查密封水處無吸氣現象，有部分水已溢出，判斷密封水已滿足要求，檢查機組凝結水溶氧變化情況，經過10小時運行，凝結水溶氧無較大變化，判斷與密封水無關，降低密封水壓力至正常值；對軸加多級水封進行檢查，未發現有吸氣現象，利用傳統方法進行涂抹黃油，溶氧未有明顯變化。

4 對系統進行改造、升級

總結以上排查結果，未真正查找到凝結水溶氧高問題，但是凝結水溶氧偏高一直是機組的一大安全隱患需及時進行治理，同時對凝結水泵入口管道表計進行檢查，未發現表計存在泄漏現象，分析除鹽水以及空冷凝結水回水對凝結水溶氧的影響情況，常溫下除鹽水的含氧量高達7000～8000μg/L且#2機組除鹽水補水是直接補入熱井未經過霧化以及加熱是造成溶氧高的一大因素，同時即對空冷島凝結水回水對系統進行檢查。

4.1 除鹽水補水改造

分析除鹽水補水直接補入熱井未經過霧化，除鹽水在20℃含氧量高達7000～8000μg/L，未經過霧化以及加熱除氧直接補入熱井，造成凝結水溶氧高，凝結水系統正常補水量10～15t/h左右，補水對凝結水溶氧的影響在95～183μg/L；針對以上情況對熱井補水進行改造，將補水改至排汽裝置喉部加裝噴頭進行霧化，利用低壓缸排汽進行加熱，有效將除鹽水中溶氧析出，并經空冷抽真空管道將溶氧抽出達到有效的除氧，該造前凝結水溶氧在80～200μg/L，改造后凝結水溶氧20～150μg/L，降低凝結水溶氧取得較好效果，總結以上處理，發現除鹽水改造效果較大凝結水的溶氧也得到降低，合格率達國家標準90%，但距離國標GB/T12145中對直接空冷機組凝結水溶氧的期望值小于30μg/L仍然較遠，統計結果只達到12%。

4.2 排汽除氧裝置改造

利用機組停機機會對#2機排汽裝置進行檢查，發現排汽裝置快速抽真空未接至排汽除氧裝置內，造成空冷凝結水回水至排汽裝置內溶氧析出后但無法排出，是#2機凝結水溶氧居高不下的重要原因之一。

空冷快速抽真空管道正常設計具有兩個功能；一、在機組啟動時，快速抽取排汽裝置內部氣體，建立真空；二、機組正常運行時，利用低壓缸排汽加熱空冷凝結水回水，將回水中析出的溶氧抽出，降低凝結水溶氧。正常設計應接至除氧裝置內，但在基建時施工單位在施工過程中未接入除氧裝置內，只是接至熱井內，只是起到機組啟動前建立真空的效果，未能夠有效的降低凝結水溶氧。

針對發現的問題進行改造，改造目的將空冷凝結水回水經過霧化、加熱后凝結水溶氧能夠有效的析出；改造后凝結水溶氧大幅度下降，凝結水溶氧降至8～33μg/L，100%達到國家標準，92%達到期望值，已達到改造目的，但是在改造后凝結水溶氧雖達到效果，但是由于空冷快速抽真空電動門一直處于開啟位，空冷島抽真空能力下降，冬季空冷島抽真空溫度降低，以影響到空冷島的防寒防凍，繼續進行改造，將除氧裝置頂部開兩個直徑133mm的圓孔，機組啟動后進行驗證，開圓孔與開啟快速抽真空具有相同的效果。

5 結語

凝結水溶氧超標加快凝結水系統的氧腐蝕，既降低了凝結水系統設備和管道的使用壽命，又增加了鍋爐給水的含鐵量，影響鍋爐、汽輪機的運行效率，鄂溫克電廠經過除鹽水、空冷凝結水回水除氧裝置的改造凝結水溶氧大幅度下降，100%達到國家標準，95%達到國家期望值。

[1]GB/T12145.火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量[S].

[2]劉利.直接空冷機組降低凝結水溶氧的方法[J].電力建設,2010, (1).

[3]張建平.直接空冷機組凝結水溶氧超標原因及處理[J].華北電力技術,2009.

[4]邱麗霞.直接空冷汽輪機及其熱力系統[J].中國電力出版社,2006.(5).