6 0 0 MW机组中修后启动时凝结水溶氧超标原因分析

刘文斌

（茂名臻能热电有限公司，广东茂名 525000）

6 0 0 MW机组中修后启动时凝结水溶氧超标原因分析

刘文斌

（茂名臻能热电有限公司，广东茂名 525000）

以茂名热电厂#7机组为例，简述了该电厂中修后启动时凝结水溶氧超标的事件，经过及排查处理过程，并对中修后启动时凝结水溶氧超标的情况进行分析总结，重点探讨了汽机凝结水溶解氧超标原因分析及处理的技术措施。

中修；凝结水；溶解氧；超标

1 机组概述

茂名热电厂#7机组于2012年建成投入商业运行，该厂#7机组的汽轮机引进日立技术生产制造的超临界压力、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式汽轮机，型号为：CC600/523-24.2/4.2/1.0/566/566，最大连续出力为662MW，额定出力为600MW。凝结水系统设两台100%容量的凝结水泵、四台低压加热器、一台轴封冷却器、一台除氧器。凝结水采用中压化学精处理装置。凝结水补给水由化学供给来的除盐水提供，在机组启动时向凝结水系统补给水。同时除盐水还保证启动前期对凝结水管的注水以及为凝结水泵提供机械密封水源。

2 凝结水泵机械密封简介

凝结水泵采用机械密封方式，有两路密封水源，一路为化学除盐水来，一路由凝结水母管来，两条管路上均设置有逆止阀，启动初期由化学除盐水供给，待凝结水泵启动之后，凝结水母管压力大于除盐水压力时，由凝结水母管供给。如下图1所示：

图1 凝结水泵机械密封水系统系统图

3 凝结水溶氧超标的经过及可能原因分析

3.1 现象

该机组中修后启动过程中，出现凝结水溶氧量高达100μg/L，比合格凝结水溶氧量（30μg/L）高3 倍多。两台循环水泵运行，真空度为-95kPa。两台真空泵运行，真空泵电流均为192A，较中修前真空泵电流增大了10A左右。

3.2 凝结水溶氧超标的危害

（1）当凝结水溶氧量较高时，会造成凝结水系统管道和低压加热器的氧腐蚀，缩短设备使用寿命，降低机组的运行可靠性；

（2）腐蚀产物附着在换热器表面，凝结水中的溶氧会在换热器表面形成气体薄膜，使得换热器热阻增大、降低回热设备的换热效率。

（3）若凝结水溶氧超标是因漏空气造成，就会造成凝结器真空降低，从而降低凝汽器的换热效率，一方面影响机组的经济性，另一方面使得抽汽系统的负荷增加而增加厂用电率。

3.3 凝结水溶氧超标的原因分析

（1）补水方面存在的问题。凝结水补水是化学除盐水，其溶氧高达6 000～8 000μg/L，当大量补水因喷头的扩散和雾化效果差时，容易造成凝结水溶氧量超标。凝结器补水分三路，一路是启动补水，直接补到凝结器热井，一路是运行补水，从凝结器喉部喷洒而下，还有一路是供热补水，也是从凝结器喉部喷洒而下，当机组启动后，应及时改用运行补水，使得补水能得到充分除氧。

（2）汽轮机低压缸轴封系统存在问题。汽轮机低压缸处于负压状态，由于轴封结构或安装工艺不良，轴封汽源压力低、轴封汽源温度低、带水等原因，使得低压缸轴封处漏入空气，不但影响真空系统，还会使凝结水溶氧超标。

（3）凝结器内部结构设计不合理。各系统疏水、放水应先回收到疏水扩容器，经过扩容除氧后再排入凝结器，若直接回收至凝结器，混合在水中的空气不能及时被排走，将直接导致凝结水溶氧量大幅增加。

（4）凝结水过冷度的影响。由于凝结器设计不合理或凝结器水位过高等原因，造成凝结水过冷度大，使凝结水过冷却，导致凝结水溶氧量增加。

（5）抽真空系统工作失常。水环真空泵由于水位低、水温高、密封不良等原因，造成真空泵工作失常，不能将凝结器内的不溶气体及时抽出，使凝结水二次溶氧，造成凝结水溶氧量增加。

（6）真空系统量大漏入空气。真空系统系统庞大，凝汽器管束多结构复杂，工艺要求高，在制造、加工及安装过程中常常会出现漏点；真空系统涉及面广、设备复杂、焊接点多，（例如#7、#8低加负压部分、凝结水泵机械密封处、真空系统阀门盘根处的漏气，凝汽器设备、低加设备、轴封设备及负压管道等因振动、膨胀不均、变形等致使焊口产生裂纹而使空气进入）漏点不易找。

4 凝结水溶氧超标原因排查及处理

4.1 隐患排查

（1）机组启动带负荷后，凝结水补水已改为从凝结器喉部喷洒而下的运行补水，其扩散和雾化效果较好，且补水量不大，补水能得到充分除氧，因此补水不是造成凝结水溶氧量增加的原因。

（2）汽轮机低压缸轴封系统进汽投自动稳定运行，压力设定为30kPa，温度设定为168℃，低压缸轴端没有漏气迹象，中修时检查过轴封系统完全正常，因此轴封系统不是造成凝结水溶氧量增加的原因。

（3）各项疏水、放水均先回收到疏水扩容器，经过扩容除氧后再排入凝结器，不存在设计不合理问题，因此凝结器内部结构设计不合理不是导致凝结水溶氧量增加的原因。

（4）当时汽轮机排汽温度为30℃，凝结水温度也是30℃，凝结水没有过冷度，因此凝结水过冷却不是导致凝结水溶氧量增加的原因。

（5）水环真空泵水位正常、水温正常、密封良好，马达电流为192A，比正常值（182A）高出10A，因此可以确定凝结器内有空气漏入，使得真空泵出力增大，而水环真空泵本身工作正常。

（6）当时天气比较冷，大气温度只有15℃，循环水温度也只有18℃，而凝结器内真空只有-95kPa，真空偏低，经检查，两台循环水泵运行正常，两台真空泵马达电流比正常增大10A，因此也可以判断出凝结器内有空气漏入，所以凝结器内漏入空气是造成凝结水溶氧量增加的主要原因。

4.2 处理过程

经过详细查找发现：凝结器就地水位计底部放水门没关严、高压缸预暖管道疏水至凝结器及疏水排地沟疏水手动门没关严，将其关严后，凝结器内真空上升到-98kPa，凝结水溶氧量由100μg/L下降到40μg/L，比正常值（30μg/L以下）还高10μg/L，但再也找不到漏气点。

经过对凝结水泵机械密封水系统检查发现，其密封水来源有两路，一路来源于凝结水泵出口，压力为0.78MPa，另一路来源于化学除盐水，压力为0.4MPa，化学除盐水的溶氧量比较高。两路的手动门均全开，按理化学除盐水那一路压力低是补不进去的，但其系统设计刚好与虹吸泵原理相符，使得大量化学除盐水经凝结水泵机械密封系统直接加到凝结水中，造成凝结水溶氧量增大，关闭化学除盐水那一路机械密封水后，凝结水溶氧量由40μg/L下降到20μg/L以下，恢复正常。

5 结束语

根据这次凝结水超标的现象及原因分析排查，找到了凝结水溶氧量高的原因，一个是真空系统阀门未关严导致真空系统漏入空气导致，另外一个是凝结水泵机械密封水补水管路设计不合理导致虹吸，吸入除盐水导致凝结水溶解氧偏高，可以通过正常运行中关闭除盐水补水和利用检修机会改造管路结构来避免，通过分析排查，使凝结水溶氧量降低到允许范围内，保证了机组的安全运行。为以后出现类似问题提供了技术防范措施。

[1] Q/MZN-103.501-2012，600 MW机组集控运行规程主机部分.

[2] Q/MZN-103.502-2012，600 MW机集控运行规程辅机及公用系统.

C a u s e A n a l y s i s o f E x c e s s i v e D i s s o l v e d O x y g e n i n C o n d e n s a t e i n 6 0 0 MW U n i t

Liu Wen-bin

In this paper，the # 7 unit of Maoming Thermal Power Plant is taken as an example to summarize the event and the investigation process of the dissolved oxygen in the condensate after the start of the repair of the power plant，and analyze and summarize the situation of the dissolved oxygen in the condensate when the repair is started，And discusses the technical measures of analysis and treatment of excess dissolved oxygen in condensate of turbine.

repair；condensate；dissolved oxygen；excessive

TM621

A

1003-6490（2017）08-0206-02