改善凝結水溶氧量的方法探討

王海軍 盧林

【摘要】凝結水溶氧量事關熱力系統的安全性和經濟性，本文根據奉節電廠兩臺600MW超臨界火電機組凝結水溶氧量偏高現象，通過分析凝結水系統、真空系統設備結構及運行工況，結合實際處理過程和效果，找出影響凝結水溶氧量的關鍵因素，總結歸納出一些改善凝結水溶氧量的方法，最后提出將凝結水泵機封改為雙端面機封和適當提高密封水壓力是改善凝結水溶氧量的最有效辦法。

【關鍵詞】凝結水 ?溶氧量 ?凝結水泵 ?機封

一、前言

當前發電機組容量和參數不斷提高，對熱力系統的介質品質要求越來越嚴格，凝結水溶氧量作為火力發電廠凝結水品質的主要指標之一，重要性不言而喻。若凝結水溶氧量長期偏高甚至超標時，凝結水通過軸封加熱器、低壓加熱器以及凝結水系統管道，在設備表面會產生氧腐蝕，降低設備使用壽命，引起系統換熱器乃至管道泄漏，造成系統安全性下降。同時加熱器的換熱管表面會因氧腐蝕形成垢面，降低換熱器的換熱效率，造成系統經濟性下降。此外，根據GB/T 12145-2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》要求，當過熱蒸汽壓力在18.4～25.0MPa范圍內的火電機組，凝結水溶氧量不得超過20μg/L。

因此，降低凝結水溶氧量，保證凝結水水質，避免凝結水系統設備腐蝕，能有效提高火力發電機組的安全性和經濟性，這不僅關系到發電企業的生存、效益和發展，而且還直接關系國民經濟發展和人民群眾生活，本文就結合奉節電廠兩臺600MW機組凝結水溶氧量改善過程，對如何改善凝結水溶氧量的方法進行總結和探討。

二、機組概況及凝結水溶氧量情況

華電國際奉節發電廠一期2×600MW“W”火焰超臨界燃煤汽輪發電機組，汽輪機為上海汽輪機廠生產的N600-24.2/566/566型超臨界凝汽式汽輪機，每臺機組各配有2臺100%容量的10LDTNB-4PJX型變頻凝結水泵，一臺100%容量的變轉速凝汽式給水泵汽輪機，給水泵汽輪機配有單獨的凝汽器、真空泵、凝結水泵等設備。

凝結水系統的主要功能是把凝結水從凝汽器送至除氧器。在輸送過程中對凝結水進行除鹽、除氧、加熱等系列必要環節，保證系統安全可靠運行和提高循環熱效率。該廠機組溶氧測點共有兩處，溶氧測點1位于主機凝結水泵出口凝結水母管，測量凝結水溶氧量（標準≤20μg/L）;溶氧測點2位于除氧器出口給水管道，測量給水溶氧量（標準≤7μg/L），凝結水通過在凝汽器中真空除氧和加聯氨化學除氧來保證水質。

該廠兩臺機組自投運以來，測點1凝結水含氧量一直偏高，比較突出的是低負荷運行中，尤其是在機組負荷330MW左右時，凝結水溶氧量（24-26μg/L）明顯超標，而測點2給水溶氧量（6.7-6.9μg/L）卻一直在合格范圍內。

通過對比同類型同容量機組，其它電廠機組運行時凝結水溶氧量均未超過13μg/L。電廠通過調整運行參數、校核儀表、加裝噴淋水等辦法，能降低凝結水溶氧量至合格，但改善空間很大。若機組長期在凝結水溶氧超標情況下運行，將影響整個機組的安全運行，如何改善凝結水溶氧量成為一個迫切的難題。

三、凝結水溶氧量高的原因及改善方法

理論上，當凝結水在排汽壓力下達到飽和狀態且無過冷度時，則凝結水中含氧量趨于零。因此，造成凝結水溶氧量不合格的原因主要有以下三方面：機組真空系統不嚴，外部空氣漏入真空系統，部分溶于凝結水;收集的凝結水和補水溶氧量大;凝汽器除氧效果不好和凝結水過冷度過大。下面對原因進行具體分析，提出改善方法，并進行簡要探討。

（一）降低凝結水溶氧量的測量偏差

因凝結水溶氧取樣點至溶氧儀表管線較長，穿插著取樣閥、盤柜、減溫器、恒溫箱等諸多中間裝置，有漏入冷卻水的可能性。此外，凝結水溶氧測量計為本身存在測量偏差，需定期校核。日常工作中，應定期對取樣裝置進行檢查、定期校驗表計，人工取樣化驗分析對比數據，確認取樣測量數據能正確地反應凝結水溶氧水平。

（二）提高凝汽器真空系統的真空度

如果機組真空嚴密性太差，那么凝汽器汽側會漏入較多空氣，增大凝結水溶氧量。機組正常運行階段，大小機凝汽器真空系統嚴密性試驗定期執行，采用氦質譜檢漏儀等先進工具和技術查漏，確保機組真空嚴密性良好。

（三）避免凝結水的過冷度

凝結水過冷度的存在會威脅機組運行的安全性和可靠性。凝結水溫度過低，即凝結水水面上的蒸汽分壓力的降低，氣體分壓力的增高，使得溶于水中的氣體含量增加，因此若凝結水出現過冷度，則其含氧量增加，且過冷度越大，凝結水溶氧量就會更高，這也是冬季凝結水溶氧量比夏季高的原因。機組運行中，要嚴格控制凝汽器的水位，檢測凝結水的硬度、避免循環水漏入凝結水，根據機組負荷和環境問題及時調整循環水量，保證抽真空系統的正常投入，盡量避免凝結水過冷度。

（四）降低凝結水水源溶氧量

凝汽器的水源主要包括自身的凝結水、除鹽補充水、加熱器的疏水、給水泵密封回水以及小機凝結水等。如若運行方式、參數調整不當，或溶氧量太高的水進入凝汽器，凝結水溶氧量定會增大。因此，所有非“凝結”水源應保證溶氧量合格，并且全部進入疏水擴容器，進行充分霧化、除氧后才能流入熱井，凝結水溶氧量才不會受到影響。

（五）降低凝結水泵的漏入量

該廠主機凝結水泵系沈陽工業泵生產的10LDTNB-4PJX型凝結水泵，為立式、雙層殼體離心水泵，軸端密封采用單端面機械密封，密封水為除鹽水、閉式水和凝結水。本身單端面機械密封密封性能較差，在長期運轉后動靜環形成磨損，密封水的壓力又偏低，空氣在凝汽器負壓的作用下直接進入凝結水，對凝結水溶氧量影響較大。同時密封水水源尤其是閉式水含氧量頗高、凝結水含氧量本身不合格，密封水密封后直接進入凝結水，加劇了凝結水含氧量的惡化。此外，凝結水泵本身處于機組負壓區域，抽空氣管道、入口閥門、筒體等處若有不嚴密現象也必將影響機組的凝結水溶氧量。針對以上情況，可以通過以下方法進行解決。

（1）凝結水泵機封密封水源的改造。凝結水泵機封密封水回水通過凝結水泵的負壓抽吸直接進入凝結水，若密封水溶氧量高，雖然密封水流量較小，但一定程度上還是會對凝結水溶氧產生負面影響，必須保證密封水的溶氧量和水質。因此，對凝結水泵機封密封水源進行改造，取消閉式水至凝結水泵密封水管路，凝結水系統啟動時，凝結水泵使用除鹽水作為密封水水源，運行正常后，將密封水水源切換為凝結水母管供給。

（2）凝結水泵機封改造。判斷凝結水泵機封處有無泄漏的最直接辦法，就是在機封處加裝淋水裝置，淋水采用凝結水或除鹽水，觀察凝結水溶氧情況，若凝結水溶氧量有明顯降低，由此推斷有空氣通過機封漏入凝結水。該廠為證實凝結水泵機封處存在漏空氣現象，在凝泵機封處加裝一淋水裝置，發現凝結水溶氧量有明顯降低，說明凝結水泵機封處存在嚴重漏空氣。

停機后，檢查機封狀況，發現機封密封面正常，機封本體材質、密封材料均符合要求。通過查閱資料和咨詢多個機封廠家，得知若采用雙端面機封，其密封效果明顯優于單端面機封，因此將凝結水泵機封更換為雙端面機封，并增加密封水回水管道。通過此次改造，機組運行時凝結水溶氧量始終小于9μg/L，得到了很大改善。

（3）提高凝結水泵機封密封水壓力。無論是備用還是運行的凝結水泵都處在高度真空下，其軸端必須有可靠的密封，凝結水泵機封密封水不但有冷卻密封面的作用，更有密封的作用，若機封密封水壓力低，不足以密封機封，必會導致空氣被吸入。為判斷密封水壓對凝結水溶氧量的影響，該廠將凝結水泵機封密封水壓力從0.2MPa調整至0.35MPa后，發現凝結水溶氧量有明顯的改善，這也從另一方面印證了凝結水泵機封存在漏空氣現象。而凝結水泵一般為變頻運行，每日設備巡視時應查看密封水壓力和流量，發現壓力過低或流量不足時應及時調整。

四、結束語

降低凝結水溶氧量的方法多種多樣，關鍵還是要結合系統和設備的特點和運行狀況，奉節電廠兩臺機組凝結水溶氧量超標的主要原因是凝結水泵機封發生泄漏，通過有效的技術改造，將凝結水泵機封更換為雙端面機械密封和提高密封水壓力，防止了空氣通過軸端進入凝結水，有效地降低了凝結水溶氧量，延長了管道及設備的使用壽命，增強了機組運行的穩定性，此外，這次改造經驗也能給其他類似發電機組提供一定的借鑒和幫助。

參考文獻：

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[2]邱家煜.凝結水溶氧量超標原因分析及改進[J].華電技術，2012.

[3]李岸然.600MW發電機組凝結水溶氧量超標的治理[J].廣西電力，2010.

作者簡介：王海軍（1987-），男，重慶開州人，助理工程師，從事火力發電廠維護檢修方面工作;

盧林（1992-），男，重慶開州人，助理工程師，從事火力發電廠汽機維護和檢修方面工作。