超臨界空冷機組低負荷運行期間溶氧升高的異常分析

孟文雄

（山西漳電蒲洲熱電有限公司，山西永濟 044500）

1 超臨界空冷機組概述及異?，F象

某電廠350 MW 超臨界直接空冷機組空冷系統由6 列空冷排汽裝置組成，每列空冷排汽裝置有6 個空冷排汽裝置單元，其中4 個為順流單元，2 個順、逆流混合單元。抽真空系統采用2 臺100%容量的水環式機械真空泵，機組正常啟動后，保持1 臺運行1 臺備用。

機組在最近一次檢修啟動后發現，在低負荷運行期間，凝結水溶氧異常增大，高于《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》規定的直接空冷機組凝結水溶氧濃度應小于100 μg/L 的標準；而在高負荷運行期間，溶氧濃度正常。凝結水溶氧高會嚴重影響設備的安全運行，使機組的經濟性變差。

2 超臨界空冷機組異常原因及對策

機組空冷系統檢修期間新增1 組蒸汽隔離門和抽氣隔離門，目的是確保機組在冬季運行時防凍保護。檢查空冷系統分散控制系統畫面數據發現，機組在低負荷運行期間，空冷系統凝水回水溫度部分測點異常，過冷度增大，部分測點溫度比排汽溫度低10 ℃；而在高負荷運行期間，凝結水回水溫度與排汽溫度相近。選取其中1 點凝結水回水溫度與排汽溫度比較發現，空冷島凝結水回水溫度變化與溶氧濃度趨勢密切相關：凝結水回水溫度較排汽溫度明顯下降時，溶氧濃度立即異常升高；反之，凝結水回水溫度升高，溶氧濃度隨之下降。在直接空冷系統中，飽和蒸汽被管外空氣冷凝變成凝結水，管束內同時存在蒸汽和水的兩相流動。凝結水在管束表面或以膜狀流動，或形成液滴落下；滴狀凝結只在特殊情況下產生，因此管內主要以膜狀凝結為主[1]。若凝結水無法正常回水至排汽裝置，就會滯留在空冷島而使凝結水回水溫度降低，過冷度增大，溶氧升高。下面進一步分析凝結水回水滯留在空冷島的原因。

a）凝結水回水管道堵塞或者凝結水回水管道閥門開不到位，導致回水不暢。機組高負荷期運行期間會產生大量的冷凝水，但此時凝結水溶氧濃度下降，系統背壓也正常，說明凝結水回水管道暢通。

b） 機組低負荷運行期間排汽裝置內壓力升高，導致凝結水回水不暢。低負荷運行期間排汽裝置內壓力升高，考慮是否為機組在低負荷運行期間汽封效果不好存在漏空現象。機組汽封主要是向主汽輪機和2 臺給水泵汽輪機的軸封提供密封蒸汽，保證汽輪機形成真空，機組汽封蒸汽來源主要有兩路，輔助蒸汽或冷再蒸汽用于低負荷期間的機組密封，高負荷期間機組形成自密封。

機組啟動前檢修時對機組2 臺給水泵汽輪機進行了軸封改造，改造前機組給水泵汽輪機軸封為手動門控制，位置高且不易控制，改造后為電動調整門自動跟蹤，為判斷是否為機組低負荷運行時小機軸封漏空，選取機組低負荷穩定工況時段，將2臺給水泵汽輪機軸封進汽電動調整門解為手動控制，開大調整門，保證給水泵汽輪機軸封密封嚴密，經數小時觀察運行后發現，凝結水溶氧濃度及背壓無明顯變化。說明機組給水泵汽輪機軸封系統正常，機組在低負荷期間不存在漏空現象。

c）低負荷運行期間空冷島內部管道有不凝結氣體存在，根據道爾頓定律，混合氣體的全壓力等于各組成氣體的分壓力之和?？绽鋶u的總壓力（即背壓）等于不凝結氣體的分壓力與水蒸氣的分壓力之和。不凝結氣體的積聚使水蒸氣的分壓力減小，其對應的飽和溫度降低，造成空冷島凝結水溫度降低[2]。

啟動備用真空泵，2 臺真空泵同時出力抽走不凝結氣體，2 h 后效果明顯，空冷系統凝結水回水溫度上升，溶氧濃度恢復正常，但停用備用真空泵后，凝結水溫度又開始下降，溶氧又持續升高，這說明機組空冷系統不凝結氣體回氣不暢。

打開空冷系統回氣管道的真空冷卻器旁路門觀察運行，機組溶氧下降明顯，從而判斷為機組真空冷卻器內部積水嚴重導致不凝結氣體回氣不暢。關閉真空冷卻器旁路門，敲打真空冷卻器底部回水管道進行疏通，發現機組溶氧降至正常值。這充分證明機組低負荷期間溶氧濃度異常是由真空冷卻器底部回水管道不暢導致，究其原因是檢修期間有異物、雜物落入蒸汽管道，從而積聚在真空冷卻器底部回水管道上。

3 結束語

因不凝結氣體需在真空冷卻器冷卻后才會進入真空泵，真空冷卻器底部放水管道不暢使得不凝結氣體中的水蒸氣冷卻凝結后積聚在真空冷卻器，阻滯了不凝結氣體的流動，導致回氣不暢，不凝結氣體在空冷島內部大量積聚，又會造成水蒸氣的分壓力減小，其對應的飽和溫度降低，從而使空冷島凝結水回水溫度降低，溶氧升高。而在高負荷期間，因蒸汽量多，不凝結氣體溫度高、熱量多，能夠帶走真空冷卻器里的水分，保證不凝結氣體回氣暢通，不在空冷島內部管道積存影響凝結水過冷度，從而能在真空冷卻器底部放水管道堵塞的情況下不會影響機組溶氧。