关于凝结水含氧量超标原因分析及查找

张楷煌

【摘 要】本文针对火力发电厂常见的凝结水出口母管含氧量超标的问题，结合火力发电厂相关设备的特点以及机组正常运行中发生过的具体案例，分析造成此现象的原因，并提出相对的应对措施，希望以后对解决此类型问题能提供一定的参考价值。

【关键词】凝结水；凝汽器真空；溶解氧含量超标；应对；改进

中图分类号： TM621.8 文献标识码： A 文章编号： 2095-2457（2018）12-0039-002

DOI：10.19694/j.cnki.issn2095-2457.2018.12.017

0 引言

我厂凝结水出口母管溶解氧含量控制值要求≤20μg/L，理想值要求≤10μg/L。凝结水溶解氧含量长期不合格或者大幅度超标，将会使得凝结水管道以及相关设备的腐蚀加快，使得高、低加的管道中更加容易生成铁垢。凝结水溶解氧超标严重时，超出了除氧器的除氧能力，还可能使得锅炉主给水溶解氧含量超标，一方面锅炉受热面传热效率下降，另一方面还会加速锅炉管道设备腐蚀、结垢，造成传热恶化。长期超标还容易造成锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。因此就凝结水出口母管溶解氧含量超标原因做出以下分析，并提出相关应对措施。

1 凝结水出口母管溶解氧含量高原因分析

1.1 氧气分压越大，凝结水中溶解氧的饱和含量随之增大

1.1.1 当凝汽器漏真空时，空气进入凝汽器，凝汽器内部氧气的分压随之增大，从而造成凝结水溶解氧量增大。

案例一：

我厂#3机凝结水出口母管溶解氧含量在4月7日22：45左右从原来的8.54μg/L上升至25.66μg/L，而此前由于8A低加就地翻板水位计波动较大，关闭就地水位计上下手动门，由检修人员解开水位计底部法兰进行排污。由于我厂8A低加汽侧属于负压区域，水位计与8A低加汽侧直接连接，所以怀疑8A低加水位计底部法兰由检修人员操作后存在泄漏现象。4月14日对8A低加就地翻板水位计进行隔离后，凝结水出口母管溶解氧含量出现较明显回落后回升，之后稳定于15μg/L左右波动。隔离8A低加水位计后同负荷情况下，凝结水出口母管氧含量下降5μg/L，凝汽器真空上升0.3Kpa左右，所以可以确定8A低加就地翻板水位计底部法兰为泄漏点。

案例二：

15年12月2日，我厂运行人员进行了#4机真空严密性试验，当时机组负荷750MW。通过试验得出结果：A凝汽器真空下降率0.326KPa/min，B凝汽器真空下降率0.274KPa/min。按真空评价要求：真空下降率>0.2KPa/min，#4机组真空严密性试验不合格。

在对#4机组真空部分进行排查后，发现#4机组在低负荷运行时，常出现两台小机低压轴封压力为0或负值，是否存在轴封汽量不够轴封不严漏真空的现象，在通过提高轴封母管压力和关小两台小机轴封回汽手动门的情况下提高两台小机轴封压力，观察机组真空没有明显变化。

进一步从低负荷时对机组真空的影响进行分析，我厂两台小机轴封回汽管道上均有一路疏水去往A凝汽器疏水扩容器。如果轴封回汽量随着负荷降低而至凝汽器的疏水管疏水量或汽量变小而抽吸两台小机空气侧端的空气进入凝汽器，同时两台小机低压轴封处因压力不够而漏入空气，将加剧小机低压轴封处吸入空气，从而影响凝汽器的真空。

在将A、B小机轴封回汽管道疏水手动门关闭时，机组真空明显升高最大0.4KPa。为了验证其影响，将A、B小机轴封回汽疏水门进行“关-开-关”操作后，发现每次将两台小机轴封回汽管疏水手动门关闭后，两个凝汽器真空都有显著的提高，再重新打开疏水手动门后，真空又恢复到原先的水平。可见两台小机轴封回汽管疏水手动门确实会影响机组真空，打开后从小机轴封处吸入空气进入凝汽器，造成凝结水溶解氧氧含量上升。

1.1.2 我厂二期工程2×1000MW机组抽真空系统设置三台50%容量的偏心轮水环式真空泵，如果真空泵不能及时抽出凝汽器中的氧气等不凝结气体，也会使凝结水溶解氧含量增大。

我厂真空泵密封水采用海水进行冷却，由于海水中不可避免的会有水草跟微生物，经常造成冷却器海水侧堵塞，从而使真空泵密封水得不到有效冷却，温度上升。然而真空泵在工作过程中，叶片间为真空状态，一旦密封水温度上升，达到了叶片间压力下的饱和温度，则大部分密封水会在叶片间汽化，占据一部分空间，从而造成真空泵出力降低，不能及时的抽出凝汽器中的不凝结气体，使得凝结水溶解氧含量上升。

案例三：

图1是我厂#3机组16年4月17日凝结水出口母管溶解氧含量变化图，4月16日中班发现#3A真空泵密封冷却水温度高，停运#3A真空泵并许可工作票对其密封水冷却器海水侧进行清理，结票后启动#3A真空泵运行，通过图六、图三对比可以看出，同负荷下凝结水出口母管溶解氧含量下降6μg /L，凝汽器真空上升0.6Kpa，之后凝结水出口母管溶解氧含量一直维持在10μg /L以下，达到期望值。

1.2 凝结水过冷度的影响

在氧气分压不变的情况下，溶解氧的饱和含量随凝结水过冷度的降低而降低，低温下溶解氧的饱和含量随温度变化更加显著。

由于低压缸排汽自上而下流动过程中会有阻力产生，从而下部蒸汽压力会低于上部蒸汽压力，下部凝結水温度低于上部温度，从而产生过冷却；蒸汽凝结成液滴后，在凝汽器钛管间流动过程中继续被冷却，凝结水温度下降，低于其饱和温度，产生过冷却。

凝汽器热水井水位过高，淹没钛管，被淹没的钛管中的冷却水会继续对凝结水进行冷却，使得凝结水温度下降，从而产生过冷却，凝结水的溶解氧含量增加；循环水温度过低或循环水量过大，凝结水同样容易被过度冷却，溶解氧含量相对增加。

1.3 凝补水溶解氧含量的影响

机组正常运行时，凝汽器补水来自凝补水箱中的化学除盐水，若化学除盐水未经过除氧处理，或者凝补水箱中的凝补水长期与空气接触，造成凝补水溶解氧含量上升，当溶解氧含量较高的凝补水补入凝汽器，若凝汽器补水雾化除氧装置存在缺陷，无法正常除氧，一定程度上也会造成凝结水溶解氧含量的上升。

2 应对及改进措施

（1）发现真空系统泄露，凝结水凝结水溶解氧含量上升，对真空系统进行查漏，多留意凝结水溶解氧含量上升期间真空系统有无相关操作，要对机组真空以及轴封部分全面分析，特别是像#7、8低加水位计相关法兰处，以及小机轴封回汽管疏水手动门这种平时不容易考虑到的地方。

（2）由于小机轴封回汽管道手动隔离门安装在7m层，其布置呈U型，若不经常疏水极易导致轴封回汽不畅，尤其在机组启动过程中，使小机轴端冒水汽，严重时造成小机油系统进水对小机安全运行造成威胁。而回汽管道疏水又是直接去往凝汽器疏扩，如果疏水门长期打开，凝汽器的真空极易使轴端漏入空气，影响真空。建议对两台小机轴封回汽管进行改造，从经济性角度考虑，将其疏水和主机轴封回汽母管疏水汇合回收，设置水封回收至凝汽器，或参考主机轴封回汽母管疏水设计理念，将两台小机轴封回汽管疏水改为U型管水封外排疏水，或改为可靠的自动疏水器自动疏水，或将回汽管U型布置改造为直管道取消疏水管。而在对系统改造前先将疏水门关闭，并定期打开疏水门对两台小机轴封回汽管道进行疏水。

（3）在与凝汽器相连的相关阀门法兰处涂抹油脂，并包裹薄膜进行密封，防止泄漏。

（4）加强对凝汽器抽真空系统的巡查和运行监视（密封水温度、密封水冷却器出口压力、汽水分离器水位等），保持真空泵处于良好工作状态。

（5）机组正常运行控制凝结水过冷度不超过0.5℃，凝汽器端差不超过3℃，循环水温升控制在9℃范围内。根据负荷及循环水温度及时调整循环水泵运行方式，避免长时间在低负荷下保持多台循环水泵运行，造成凝结水过冷度增大。

（6）运行中注意监视凝汽器水位调节阀调节正常，否则立即切至手动调整凝汽器水位不过高。

（7）确认正常运行时凝汽器补水由运行补水供给，且雾化除氧装置工作良好，启动补水阀门无内漏。

（8）凝结水溶解氧含量高重点排查对象：凝结水泵进口滤网排空、放水门；凝结水泵密封水；热井放水门；给水泵、轴封多级水封；7、8号低加水位计；凝汽器水位计；真空破坏门；抽真空泵液体温度；疏水法兰；轴封及低压缸（包括小机）排汽。

3 结论

凝结水溶解氧含量超标会对机组安全、经济运行造成威胁。实际机组运行中发生溶解氧含量超标事件大部分都是机组真空部分漏入空气造成，然而真空查漏考验运行人员对机组系统的熟悉程度。本文通过几个具体案例分析，论述了低压加热器水位器法兰处泄露、轴封回汽疏水管路设置不合理，以及真空泵冷却器堵塞等问题均可能导致凝结水溶解氧含量上升甚至超标，为今后解决凝结水溶解氧含量超标问题提供几个应对措施，提高机组运行的安全性及经济性。

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