凝结水溶氧量超标原因分析及改进

邱家煜

(广东粤电靖海发电有限公司，广东 惠来 515200)

1 凝结水溶氧量超标的危害及标准

随着发电机组容量的增大和参数的提高，热力系统设备逐渐庞大和复杂，对热力设备的制造材质和工作介质品质的要求也越来越高。凝结水溶氧量是发电厂重要的汽、水指标之一，凝结水溶氧量超标对机组的危害主要有:

(1)缩短设备的使用寿命。富氧凝结水经热力设备加热，随着温度的升高，溶氧释出与低压加热器及凝结水管道金属产生化学反应，造成氧腐蚀而降低机组的可靠性。

(2)降低传热效率。设备表面附着氧化物形成垢膜，换热热阻增大，影响经济性。大量空气进入凝汽器后，导致真空度降低和低压缸排汽温度升高，使得凝结水过冷度增大，凝结水溶氧能力大幅度增加，影响机组的经济性和安全性。GB/T 12145―2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定:锅炉过热蒸汽压力为18.4～25.0 MPa的汽轮发电机组，其凝结水溶氧量≤20 μg/L。

2 机组概况

某电厂一期2×600 MW机组为东方汽轮机厂生产的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机，型号为N600－24.2/566/566;采用N－32000－1型双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器;每台机组配套2台50%容量汽动给水泵、2台100%容量凝结水泵。该厂凝结水溶氧量不稳定且长期超标(水溶氧量长期在65 μg/L以上)，对机组的安全、经济运行造成了较大影响。

3 导致凝结水溶氧超标的因素及分析

从理论上讲，如果液体在当前压力下达到饱和状态且过冷度为零，则氧气在液体里的溶解度趋于零。实际上，机组在运行中不可避免地存在真空系统漏入空气和凝结水过冷的现象。结合机组设备的设计、安装工艺及长期运行磨损老化等问题，笔者分析认为，凝结水溶氧量大的原因主要有3个方面。

(1)机组真空系统严密性不合格，外部空气漏入真空系统溶解于凝结水。

(2)凝汽器回收水和补充水溶氧量大或携带空气。

(3)凝汽器真空度低，除氧效果不好及凝结水过冷度过大。

4 凝结水溶氧量超标的分析、查找及应对措施

4.1 凝汽器真空系统漏点的查找

在机组正常运行期间，分别对真空系统的阀门、法兰、管道焊接处、排大气口等部位喷射氦气，利用专用氦气质谱检漏仪检测运行真空泵出口的氦气浓度，从而检查真空系统漏点。使用氦气质谱检漏仪查出#1机组#5低压加热器抽汽管道与低压缸焊接处有一个较大漏点，利用机组检修机会进行修复封堵，提高了除氧器的运行温度，机组真空度有了明显提高。该漏点漏入的空气经低压加热器逐级自流换热及低压加热器连排排至凝汽器喉部除氧，对凝结水溶氧量影响不大，处理后凝结水溶氧量有一定程度的降低，长期维持在50～60 μg/L。另外，对真空系统的疏放水门、高/低压加热器危疏管道法兰、阀门阀体接合面、人孔门、取样门、螺栓等处进行压紧，并在法兰接合面处粘贴塑料薄膜、抹黄油以减少空气漏入真空系统的量，但凝结水溶氧量未见明显下降。

在机组停运检修期间，对凝汽器进行灌水查漏试验，试验结果均达到合格标准，可排除凝汽器存在较大的内、外泄漏点的可能。

从运行调整情况看，真空系统的阀门关闭不严会引起外部空气漏入真空系统，对凝汽器真空度有一定影响，但微量的空气漏入凝汽器对凝结水溶氧量影响不大。在机组正常运行阶段，每个月应定期进行凝汽器真空严密性试验。通过查阅机组凝汽器真空严密性试验数据发现，真空度下降速度一直在0.3 kPa/min以下，达到合格标准，可排除大量空气漏入真空系统的可能。

4.2 改善凝汽器的真空度

原设计循环水在浅海区域明渠取水，大量贝壳类海洋生物迅速滋生和较多生活垃圾随水流进入循环水系统，使凝汽器循环水室堵塞，通流量降低，且真空泵冷却水水源取自循环水，造成凝汽器真空除氧效果不佳，真空度远低于同类型机组。加大循环水前池加药量和连续运行旋转滤网，效果不明显，凝汽器循环水室和真空泵冷却器经常需要隔离清理，影响机组的安全性和经济性。在认真研究后，为改善凝汽器真空，进行了2项改造。

(1)凝汽器循环水室入口处加装循环水二次旋转滤网，定期进行滤网反冲洗和正反转切换，从而降低海洋生物和生活垃圾堵塞凝汽器循环水室的几率。

(2)真空泵冷却水系统加装增压水泵，提高冷却水压力，改善水环式真空泵工作介质的换热效果，加强其工作能力。改造后，明显提高了凝汽器真空度和真空除氧效果，对凝结水溶氧量的影响不大(下降约5 μg/L)。同时，对凝结水过冷度进行分析，得出机组运行时凝结水过冷度＜0.5℃、凝汽器端差＜3.0℃，其指标均达到控制要求。因此，可排除凝结水过冷却因素的影响。

4.3 凝汽器补、回水溶氧大

正常进入凝汽器的水源大致可分为机组正常补充水(除盐水)和低压加热器、轴承加热器等热力系统的正常疏、回水。如果参数调节不当或设备缺陷导致非正常疏水进入凝汽器，会导致凝结水溶氧量增大。

4.3.1 凝结水补水对溶氧量的影响

凝结水补水从喉部进入凝汽器，充分利用了凝汽器真空除氧的功能，使凝结水补水进入热井前被深度除氧，大大降低凝结水补水对凝结水溶氧量的影响。将凝结水补水至凝汽器管路进行隔离，观察凝结水溶氧量变化。机组补水率一般为0.7% ～1.2%，小于设计值(3.0%)。结果显示，凝结水补水对机组凝结水溶氧量的影响非常小，凝结水补水进入凝汽器后，除氧效果良好。

4.3.2 汽动给水泵密封水回水管道的改造

汽动给水泵轴端采用机械密封，密封水由凝结水供给，回水经多级水封后回凝汽器。回水调节开度过大或者多级水封密封效果不好，都可能造成回水携带空气进入凝汽器而导致凝结水溶氧量升高。因此，将汽动给水泵密封水回水切换至排地沟观察凝结水溶氧量变化，对比切换前后3 h的数据发现，切换后凝结水溶氧量比切换前降低了约15 μg/L。为确保给水泵密封良好，对汽动给水泵密封水回水管路进行改造(如图1所示)，在回水管加装针型调节阀和节流孔板，有效控制了汽动给水泵密封水回水在管道内的充满度，防止汽动给水泵密封水回水携带大量空气进入凝汽器，同时也提高了机组的真空水平。改造后，凝结水溶氧量维持在40 μg/L左右，较之前有所降低。

图1 汽动给水泵机械密封水改造后系统图

4.3.3 凝结水泵机械密封冷却水源的改造

凝结水泵为立式、筒袋式结构，采用双端面机械密封形式，凝结水为密封水，工业水为冷却水，凝结水泵在长期运转后机械密封的动静环形成磨损。工业水由于不断循环，本身溶氧量就高，在凝汽器负压的作用下直接进入凝结水，对凝结水含氧量有较大影响。因此，对凝结水泵冷却水源进行改造，在凝结水泵冷却水管路上增加一路取自凝结水母管的冷却水水源(如图2所示)。凝结水系统启动时，凝结水泵使用工业水作为冷却水水源，运行正常后，将冷却水水源切换为凝结水母管供给。改造后，凝结水含氧量下降明显，凝结水溶氧量合格率达到97%左右，实现了预期目标。

4.3.4 热力系统正常疏水的主要防范措施

(1)防止内漏。保持加热器正常水位运行，防止无水位、长期低水位或常开危急疏水运行，避免非正常疏水或汽水进入凝汽器:一是增加了机组热损失;二是增加凝汽器热负荷，汽阻增大，凝汽器内空气分压升高，导致凝结水溶氧量增加。

(2)防止外漏。加强对疏水系统阀门、法兰等接合部位的检查，避免因疏水系统泄漏将空气带入凝结水系统而造成凝结水溶氧超标及凝汽器真空度下降。

5 结束语

凝结水溶氧量超标是多种因素综合作用造成的，结合设备的设计特点和运行状况，通过对系统中各种可能存在的因素进行研究分析、试验排查、预防控制和改造处理，有效解决了凝结水溶氧量超标的问题。

［1］GB/T 12145—2008，火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量［S］.

［2］唐伯仁.600 MW火电机组运行技术丛书:汽轮机分册［M］.北京:中国电力出版社，1999.