直接空冷机组降低凝结水溶氧的方法

刘 利，雷平和

(北京国电华北电力工程有限公司，北京市，100120)

1 凝结水溶氧超标概述

汽轮发电机组的凝结水溶氧超标是多年来一直困扰直接空冷机组正常运行的一大难题，它直接影响机组的安全经济运行和循环热效率[1-9]。特别是在冬季采暖季节，很多空冷机组的凝结水溶氧指标 (大于100 μg/L)远远超过火力发电机组及蒸汽动力设备水汽的质量标准(小于30μg/L)。

凝结水溶氧高，一般认为有以下几个原因：

(1)真空严密性差(按照标准应保持在200Pa/min)；

(2)凝结水过冷度大(一般为5～6℃)；

(3)系统补充除盐水(常温、常压下除盐水的溶氧约为 8000 μg/L)。

(4)直接空冷机组的真空容积较大，一般300 MW机组约为1万m3，600 MW机组约为1.8万m3。机组的真空系统管束、管道接口多，出现漏空点的概率高。

2008年11月，大同二电厂对8号600 MW直接空冷机组进行了无凝结水补水时的实际溶氧情况试验(3.5 h)。试验前，首先进行了8号机组真空严密性试验，其结果为230Pa/min。试验开始，关闭补水，约1.5 h后，凝结水溶氧由64 μg/L降至25 μg/L，之后的2 h期间，溶氧始终维持在 30 μg/L 以下，最低 21 μg/L，最高 29 μg/L。

试验结束后恢复补水，凝结水溶氧开始逐步升高，2 h 后达到最大值，为 66 μg/L。

上述试验结果表明，当机组的真空严密性保持在约200 Pa/min时，凝结水溶氧超标的直接原因只是由于凝结水补水。

另外，8号机组在试验过程中凝结水平均过冷度在稳定负荷阶段为5.35℃，在变负荷阶段为5.6℃(空冷系统的设计过冷度为6.7℃)。而凝结水回水也可以降至30 μg/L及以下。这说明在一定真空严密性条件下，没有补水为前提，过冷度对凝结水的溶氧影响较小。

当有补水时，由于除盐水的溶氧有可能高达8000 μg/L，一旦凝结水有过冷度，将不能完全除氧，其溶氧必然很高。特别是在冬季采暖期间，系统需要大量补水，而且冬季背压低，过冷度高，凝结水溶氧指标达到峰值。

2 凝结水回水系统及其补水系统的配置

国内首台300 MW和600 MW直接空冷机组分别投产至今已有6年的时间，在此期间，全国已有上百台300 MW、600 MW直接空冷机组相继投产。这些机组的凝结水及其补水系统不尽相同，其系统配置经历了以下几个阶段。

(1)系统配独立的凝结水水箱，凝结水回水和凝结水补水进入凝结水箱。国内早期投产的300 MW、600 MW直冷机组，在凝结水系统的设备配置上，基本采纳国外的配置模式，即凝结水箱单独设置，凝结水回水和凝结水补水进入凝结水箱。为了提高水箱的除氧效果，减少凝结水过冷度，凝结水和补水进入凝结水箱后的管道上一般设置小孔雾化喷淋，并从汽轮机排汽管道上引出1～2根蒸汽管道接入水箱进行加热和除氧。该系统雾化效果差，加热不充分，经运行实践证明除氧效果差，冬季采暖补水量较大时，凝结水含氧量最高可达300 μg/L。

(2)为了改善除氧效果，一些机组将凝结水补水引至空冷凝汽器前的分配管，使补充水进入空冷凝汽器与蒸汽混合而加热，氧气等不凝气体析出后经逆流空冷凝汽器被真空泵抽出。运行证明，补水引至空冷凝汽器分配管后，除氧效果大大提高，但凝结水溶氧仍然不能达标。机组正常运行有补水时，凝结水含氧量为40～80 μg/L。冬季采暖补水量较大时，凝结水含氧量最高可达100 μg/L。

(3)随着工程设计的不断优化和运行实践经验的逐渐积累，最终形成了在空冷机组低压缸下部的排汽管道上设置集疏水箱、凝结水箱为一体的排汽装置。凝结水回水和凝结水补水经过水膜喷嘴或小孔喷淋方式喷入排汽装置。由于在排汽装置内凝结水回水和凝结水补水能够与汽机排汽充分混合，凝结水被加热、除氧，减小了凝结水的过冷度，使凝结水的溶氧又进一步降低。但由于汽机排汽的蒸汽品质较差，如果进入排汽装置的凝结水回水和补水管道的位置不合理，或者回水和补水在排汽装置内的喷淋系统效果不好，凝结水溶氧指标仍然有可能超标。

3 改造情况及运行效果

针对不同配置的凝结水系统，对凝结水溶氧指标的控制可采取不同方法。

3.1 排汽装置内配置凝结水和补水喷淋系统

早期的直接空冷机组凝结水和补水入口位置多在热井上的导流板下面，仅靠从导流板开孔处引出的部分蒸汽进行加热，由于管系距热井水面很近，换热强度有限。新型的喷淋系统在排汽装置壳体上部适当标高处设置凝结水回水和凝结水补水的入口位置，让汽轮机排汽直接对回水和补水进行加热，增加换热强度，同时选用雾化效果好的喷嘴。

托克托电厂5号机组安装时，回水管系采用了从匈牙利引进的水膜喷嘴，经测试换热效果不理想。后来改造时更换成了一种新型的锥形水膜喷嘴。这种新型喷嘴是汽机厂经过几十次改型试验研制而成，在同样的喷水条件下，水膜面积比最初使用的水膜喷嘴水膜面积增大80%。这种喷嘴雾化效率高，可更好地与低压缸排汽进行换热，除氧效果好。经过改造，5号机组凝结水含氧量由 30～60 μg/L降至 30 μg/L以下，其中夏季最高为 19 μg/L，冬季最高为 30 μg/L，此时的系统真空严密性为260～300 Pa/min。

目前，通辽电厂1×600MW直接空冷机组、霍林河电厂2×600MW直接空冷机组、大同塔山电厂2×600 MW直接空冷机组和大同二电厂三期2×660MW直接空冷机组的排汽装置内均设置了带施托克喷嘴的除氧装置，上述电厂均已投产运行。其保证的凝结水出口的含氧量均小于40μg/L。实际运行效果均低于40μg/L。

大同塔山电厂1、2号机组分别于2008年7月和10月投产，2台机组在投产的最初几个月里，凝结水溶氧指标一致保持在20～30 μg/L之间，效果较好。但是自2009年以后，2台机组出现了一些漏点，使得空冷系统真空严密性降低到360～680 kPa/min，凝结水含氧量升至40～50 μg/L。目前，电厂准备在机组停机时对漏点进行处理，恢复真空系统的严密性。

3.2 外置式凝结水箱的改造

国外直冷机组的空冷系统大都设置独立的凝结水箱，凝结水回水和补水进入凝结水箱加热除氧。为达到除氧效果，很多机组的凝结水箱的顶部加装了施托克喷嘴。该喷嘴最初就是应用于真空除氧器的除氧装置，后来其技术被延伸用到高压除氧器上，采用施托克喷嘴的内置式高压除氧器已在国内广泛应用。

目前国内一些有独立凝结水箱的直接空冷电厂也开始考虑对水箱进行改造，加装施托克喷嘴。以600 MW直冷机组为例，改造方法是在凝结水箱顶部设2个700型喷嘴和1个DN150型喷嘴。凝结水回水和补充水的除氧过程分为3级，并引入低加疏水作为辅助热源。

第1级除氧：凝结水回水和补水通过喷嘴，进行喷雾除氧。

第2级除氧：补水通过1个槽型换热装置与从槽板下进入换热装置的汽机排汽进行充分换热；凝结水回水在喷淋区域内与排汽进一步充分换热。

第3级除氧：利用进入凝结水箱的低加疏水通过1个精除氧装置与凝结水混合换热，完成最终除氧。

凝结水回水和补水经过3级除氧后，预期目标为凝结水箱出口溶氧小于30 μg/L。

水箱改造的主要技术参数如下：

4 结论

（1）保证真空严密性是控制凝结水溶氧指标重要前提条件。在空冷岛安装时期，必须保证焊接严密性，严格控制每道焊口的焊接质量和焊接工艺，减少或消除空冷系统的泄漏点。

（2）不论是独立的凝结水箱系统还是排汽装置系统，对凝结水回水和补充水进行除氧是问题的关键，采用雾化良好的喷嘴和有效的加热可获得理想的除氧效果。

（3）凝结水补水是凝结水系统溶氧高的主要原因，因此，也可以考虑对补水在进入凝结水系统前进行除氧，即设置补水除氧器。以此消除在补水量大时凝结水溶氧高的可能性，更进一步保证凝结水系统的溶氧控制在标准内。

[1]国电电力大同第二发电厂发电部.8号机主凝结水溶氧摸底试验报告[R].2009.

[2]大唐国际托克托发电责任有限公司生产部.托电5号机溶氧高整改方案[R].2006.

[3]周兰欣,杨靖,杨祥良.300 MW直接空冷机组变工况特性[J].中国电机工程学报,2007,27(17)∶78-82.

[4]刘官郡.火力发电厂直接空冷的几点思考[J].电力建设,2007,28(6)∶69-70,73.

[5]谢滨.大型直接空冷电厂的设计思路[J].电力建设,2004,25(11)∶7-10,19.

[6]王佩璋.我国600 MW火电机组直接空冷技术的开发研究[J]电力建设 2002,23(7)∶5-8.

[7]王松岭,赵文升,刘阳,等.直接空冷机组雾化增湿系统的数值研究[J].中国电机工程学报,2008,28(29)：28-33.

[8]王佩璋.国产600 MW直接空冷汽轮机组设计中的一些问题[J].电力建设,2005,26(3)∶10-13.

[9]丁尔谋.发电厂空冷技术[M].北京：水利电力出版社，1992.