300 MW机组凝结水溶解氧增大的原因及处理

2013-08-15马岩昕

电力安全技术 2013年2期

马岩昕

(黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司，黑龙江齐齐哈尔 161000)

0 引言

某电厂2台300 MW供热机组于2007年建成投产。每台机有3台凝结水泵，型号为7LDTNB-7PJ立式多级凝结水泵，流量400 t/h，扬程275 m，配用额定功率YKL400-4型电动机，均为定速泵。由于凝汽器真空负压系统存在泄漏，自2010年冬季供暖期开始，机组低负荷运行时凝汽器溶解氧逐渐增大，溶解氧高达150 μg/L。

1 凝结水溶解氧超标对机组的危害

根据电力技术监督的规定，要求发电机组凝结水溶解氧含量≤30 μg/L。凝结水含氧量过大时，将对机组造成以下几种危害。

1.1 缩短设备的使用寿命

为了提高机组的循环效率，热力系统采取回热循环方式。当含氧量较高的凝结水通过回热设备及其附属管道时，将对设备造成腐蚀。这是因为氧与金属形成原电池，使金属产生电化学腐蚀，缩短了辅助设备的使用寿命，降低了机组运行的可靠性。

1.2 降低回热设备的换热效率

在汽轮机的回热系统中，采用表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热面上，形成疏松的附着层。同时，凝结水含氧过多，致使换热面上形成一层气膜，导致换热热阻变大，降低了循环热效率。

1.3 影响汽轮机的运行

凝结水系统的溶解氧升高时，将加重除氧器的负担，使得排气门开度增大，造成热量与工质的损失。凝结水溶解氧升高较多时，给水溶解氧也会升高，从而影响锅炉水质和蒸汽的品质，引起结垢和腐蚀。如果汽轮机通流部分结垢，会影响汽轮机效率和安全运行，具体表现为：(1)减少通流部位的通流面积，增大轴向推力；(2)在主汽门、调门处引起氧化腐蚀，造成汽门卡涩，给汽轮机安全带来较大危险。控制汽水指标不仅是汽轮机运行的重要任务，也是机组安全稳定运行的前提条件。

2 凝结水溶解氧超标的原因

凝结水中产生溶解氧的原因是，在凝汽器内的凝结水存在过冷现象，同时伴有空气混入。在实际运行中，凝结水溶解氧偏高，一般是由于真空系统漏空气量大、抽真空系统失常、凝结水泵入口管路漏气、凝结水泵盘根漏气等原因造成的。此外，凝结水中氧的质量浓度还与凝汽器的水位高低有关。因此，凝汽器保持较低的水位，避免淹没钛管造成过冷却，确保凝结水的温度与排汽温度处于较小差值，可以减少溶解氧的含量。凝汽器冷却水也会对凝结水的溶解氧产生影响。在冷却水过量的情况下，真空度较高、排汽温度较低时，凝结水因过冷而温度更低，会增加溶解氧的含量。此时，可适当减少冷却水量或使凝汽器保持较高水位，以提高凝结水温度、减少溶解氧量。

3 凝结水溶解氧超标原因查找

10月份，机组投入运行带热网后，就存在低负荷时凝结水溶解氧一直不合格的问题。当机组负荷超过180 MW时，凝结水的溶解氧合格，小于15 μg/L；当机组负荷低于180 MW时，凝结水的溶解氧不合格，大于60 μg/L，且机组负荷越低超标越多。为此，工作人员进行了以下排查工作。

(1) 进行机组真空严密性试验。倘若严密性试验合格，则说明负压区漏入的空气量少，漏入的氧气含量少，对凝结水溶解氧的影响小，表明真空系统无泄漏。启动2台真空泵，真空度无明显升高，凝结水溶解氧基本无变化，可以排除轴封、低压缸防爆门等汽侧系统对溶解氧的影响。

(2) 凝汽器的过冷度是指凝汽器凝结水温度与汽轮机排汽压力下所对应饱和温度的差值。根据热力除氧原理的传热条件，凝结水温度越接近排汽压力对应的饱和温度，其溶解氧越少。过冷度越小，机组凝结水的含氧量就越少。一般来说，过冷度较大的主要原因是由凝汽器严重漏空气、冷却水量过多或水温过低引起的。机组低负荷时，对过冷度进行连续记录时发现，其温度稳定在1 ℃左右，可以排除凝结水过冷却的影响。

(3) 凝汽器的温升是凝汽器冷却水出口温度与进口温度的差值，一般是由凝汽器铜管脏污引起的。低负荷时，凝汽器的温升为10 ℃，凝结水溶解氧虽然超标但无硬度，且每天往凝汽器铜管内投入胶球，收球率均在97 %以上，可以排除凝汽器铜管的影响。

(4) 在正常运行中，凝汽器为高度真空，利用凝汽器的真空将凝补水箱的水抽至凝汽器。若凝汽器补水管道存在漏点，在凝汽器补水过程中导致空气漏入，将影响凝结水的溶解氧。因此，开展凝结水输送泵试验，使凝汽器的补水管道达到正压，全面检查凝汽器补水管道，并未找到漏点，可以排除凝汽器补水管道泄漏的影响。

(5) 低负荷时提高主机、小机轴封压力，保证各轴封不吸气、不冒汽，防止油中进水，还可防止漏气。此时，凝汽器溶解氧无变化，可以排除主机、小机轴封的影响。

(6) 低负荷时解列7、8号低压加热器，隔离低压加热器负压系统，观察2 h，发现凝结水溶解氧无变化，可以排除7、8号低加的影响。

(7) 凝结水溶解氧升高时，化学监督人员发现凝结水系统溶解氧升高，溶解氧达到80～160 μg/L，但校对仪表显示正确。起初，检查人员怀疑凝汽器泄漏，但化学实验表明只有凝结水、给水的溶解氧升高，凝结水硬度等指标均正常。凝汽器真空严密性试验也表明其指标正常。因此，检查人员认为有细微的空气漏入系统，遂在真空系统全范围内进行查找，并在可能泄漏的部位涂抹黄油等，但效果不甚明显。

(8) 在查找过程中，凝结水中的溶解氧含量曾高达200 μg/L。为此，电厂召集运行、检修部门到现场进行检查，将便携式溶解氧表接至凝结水泵出口，进行逐步排查，并采取蜡烛查漏的方法，终于发现1号凝结水泵的泵侧抽空气管接口法兰泄漏。随后将其切换至2号凝结水泵，同时停运1号凝结水泵，进行抽空气管法兰的堵漏。用密封剂封堵后，凝结水溶解氧大幅度下降，但仍未达到正常运行值，即小于30 μg/L的要求。

(9) 明确漏气部位后，检查人员将精力集中在凝结水泵泵体至凝汽器连接管道的范围，并在这个范围内发现如下可疑点：

① 凝结水泵入口母管放水门；

② 1、2号凝结水泵入口门；

③ 1、2号凝结水泵入口滤网放水门；

④ 1、2号凝结水泵入口滤网放空气门；

⑤ 1、2号凝结水泵机械密封；

⑥ 1、2号凝结水泵抽空气管及其阀门。

工作人员采取了如下措施：在凝结水泵母管放水门阀体及管道涂抹密封胶，并采取软塑料袋进行包扎；对入口门各法兰结合面进行密封胶封堵；对滤网法兰结合面进行密封胶封堵；对滤网放空气门进行检查、封堵。

(10) 为了保证治理效果，检修人员将凝结水泵入口母管放水门用一水桶罩住，在桶内加入易干胶，将阀门及管道全部密封，杜绝空气漏入，并根据其他电厂的工作经验，将凝结水泵的机械密封由闭式水带改为凝结水带。

(11) 根据电科院的建议，在凝汽器内对除盐水补给水管道进行改造，将原来的管道钻孔改为喷嘴形式，将其接在凝汽器喉部偏下位置，使除盐水以雾状喷出，以利于除盐水的除氧效果。在热井上部距凝汽器底部500 mm处，垂直交叉加装2层角钢，角钢间距30 mm，层间距50 mm，每层用角钢20根。凝结水击溅在角钢上形成细小水流后充分分散，增加了水流的表面积，提高了凝汽器的除氧效果，从而减少了凝结水的溶解氧。因为凝汽器的除氧能力较强，只要凝汽器真空严密性合格，真空系统漏入的空气绝大多数均能通过真空泵抽出，保证了凝汽器内凝结水溶解氧小于30 μg/L。

(12) 将机组的热网停止，低负荷时凝汽器的溶解氧含量也合格。对热网系统进行重点检查，发现在低负荷时，由于供给热网的五抽压力低至微负压，且五抽疏水管关不严而使空气进入凝汽器，造成低负荷凝汽器溶解氧超标。为此，将五抽疏水门重新关严，机组的凝汽器溶解氧达到了合格标准。