关于1000MW机组凝结水溶氧高的原因分析及处理措施

1、    关于1000mw机组凝结水溶氧高的原因分析及处理措施    胡健+赵飞跃+向艳慧摘 要：凝结水溶氧超标是机组运行中经常遇到的问题，严重影响着机组的经济性和安全性。文章结合机组实际情况，介绍了凝结水溶氧高的危害，对产生的原因进行了探讨分析，并提出针对性处理措施，为同类机组提供了借鉴方法。关键词：1000mw；凝结水；溶氧高；原因；措施：tm621 文献标志码：a ：2095-2945（2017）29-0091-021 概述某电厂#8机为1000mw超临界压力燃煤发电机组，主机为上海汽轮机厂生产的n-26.25/600/600（tf4f）型一次中间再

2、热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。凝汽器是由上海电站辅机厂制造的n4930型，双壳体、双背压、单流程横向布置凝汽器。抽真空系统的主要设备为双极水循环式真空泵，型号为at3006e，凝结水泵为型号tdm-vb5的立式多级筒袋形泵。该机组自春节调停启动后，凝结水溶氧一直相对偏高，从溶氧表实时监测发现该溶氧值一直在50g/l左右，该值已经严重超出了gb12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准中凝结水溶氧量小于30g/l的规定。本文试通过国内外的相关案例结合某电厂的设备运营情况，探索分析和总结，从而概括出凝结水溶氧高的原因以及相应的处理措施。2 凝结水溶氧高的危害首先，凝结

3、水溶氧长时间超标，氧和金属可以形成原电池，使金属产生电化学反应，将会加速凝结水管道设备腐蚀及热力系统铁垢的产生，缩短设备寿命，严重影响机组安全性和稳定性。其次，汽轮机回热系统一般采用表面式换热器，一方面使得产生的腐蚀产物粘附在换热面上；另一方面，高浓度的凝结水溶氧将会在换热面表面覆盖一层膜。在这两方面作用的协同影响下，设备换热效率最终大大降低，机组经济性无法得到保障。最后，为了提高机组经济效益，凝汽器须在高真空度的状态下运行，凝结水溶氧的漏入将影响机组的真空度，影响机组经济性，同时增加了抽气系统真空泵的负荷，增加了厂区内部用电量。3 凝结水溶氧高的原因分析及处理措施凝结水溶氧的增加一般只有两种

4、途径，一是真空系统的不凝结气体，二是凝结水系统负压区有漏点。以下结合#8机实际运行情况和之前开展的检修情况，逐一对凝结水溶氧高的原因及处理措施进行分析。3.1 凝汽器汽侧存在漏点由道尔顿分压定律可知，随着凝汽器空气量的增加，空气分压同步增加，最终导致凝结水溶氧增加，因此为了有效控制凝结水溶氧，数据监测人员需密切关注凝汽器的真空度。我们对#8机进行真空气密性试验，结果发现真空下降速度为a侧：0.26kpa/min；b侧：0.18kpa/min，机组真空度属于优良水平，空气泄露量并不大。从以上试验结果我们得出结论，该机组设备的真空度对凝结水溶氧造成的影响较小。虽然我们可以通过提高凝汽器真空度来进一

5、步降低凝结水溶氧量，但在机组真空度已经较高的前提下，真空度提高的幅度有限，再者真空泵本身也存在极限真空值。因此此时通过提高机组真空度来降低凝结水溶氧的方法无论是从经济性的角度还是可操作性的角度来看意义并不大。为了使凝汽器具有更高的真空度，进一步消除凝汽器汽侧存在的一些漏点，可以在机组停机时对凝汽器高位灌水查漏，也可采用氦质谱仪对凝汽器查漏等方法，使凝汽器有更理想的真空严密性。3.2 凝汽器水侧存在漏点3.2.1 凝结水输送管道有漏点对溶氧的影响从凝汽器热井到凝结水泵之前的管道可能存在漏点，导致漏气。凝汽器热井至凝结水泵仍属于负压区域，在此处进入的空气直接进入凝结水系统，虽然在此段配置了抽气管道

6、，但在流速较快的情况下仍有部分空气溶于水被带入系统。在这种情况下，尽管系统真空严密性高，但凝结水溶氧依然会超标。我们通过喷泡沫、抹黄油等查漏技术系统性地检查了凝汽器热井到凝结水泵的管道、阀门、法兰等，结果证明该区域并不存在明显漏点。因此我们基本可以排除凝结水补水管路存在漏点造成凝结水溶氧高的情况。3.2.2 凝结水泵密封不严对凝结水溶氧的影响三期机组凝结水泵正常运行状态为一运行一备用，凝结水泵泵体内部为负压，其传动端是通过填料及密封水密封。凝结水泵运行时采用密封水自密封方式，两台凝结水泵均停运时采用凝输水注水密封，并配有平衡管与凝汽器汽侧相通。平衡管的作用为抽出泵内气体，维持泵内一定的负压状态

7、。我们检查发现运行的凝泵a填料处无密封水溢出，这与凝结水泵正常运行时其密封水需要有600cc-200cc/min溢流量的要求不符，而此时检查发现备用凝结水泵b密封水溢流量情况正常。因此我们进行了调整试验，将凝结水泵a切换至凝结水泵b运行，并将凝结水泵a隔离，结果发现凝结水溶氧值下降至合格范围。为了进一步查明凝结水泵a密封水量未达到要求的原因，我们对密封水管路进行仔细检查，发现凝结水泵a密封水管路上的定流器故障，造成密封水被过度节流的异常。因此凝结水泵a密封水不足，空气漏入凝结水系统，是造成凝结水溶氧超标的主要原因。针对以上原因，我们需要加强对各水泵密封水情况的检查工作，确保密封水量充足，防止空

8、气漏入系统的情况再次发生。3.3 机组补水的影响锅炉和汽轮机设备及其热力系统在正常运行中会造成一定量的水汽的消耗，为了维持热力系统的平衡，需对机组进行定期补水工作，据数据统计显示，#8机组平均每天的补水量在300-400t/d。补水来自凝结水储水箱，为未经除氧的除盐水，且水箱上部采用浮球密封，未与空气完全隔离，这些除盐水携带大量的氧气，因此补充的除盐水量越大，带入凝结水系统的溶氧就越多。通过对#8机试验表明，在凝汽器进行补水时，凝汽器溶氧就会有一个上升的过程，且补水量越大，凝结水溶氧上升越多。因此我们可以对凝结水补水装置进行优化，由于凝结水储水箱布置在零米层，由机组凝输水泵补水进入凝汽器喉部，

9、因此可在各支管上增加雾化装置，从而加大凝结水补水和蒸汽的接触面积，加速热传导使溶氧析出，增加凝汽器热力真空除氧效果，降低机组在补水时对凝结水溶氧产生的影响。3.4 凝结水过冷度的影响凝结水的温度应该是凝汽器压力下的饱和温度，当凝结水的温度低于凝汽器压力下的饱和温度时，即产生凝结水过冷现象。根据热力除氧原理的传热条件，凝结水的温度越接近于排汽压力对应的饱和温度，凝结水溶氧值越小。研究资料指出，1的过冷度将会造成凝结水溶氧量增加100g/l，因此这个因素是不可忽视的。而造成过冷度增大的原因主要有：（1）凝汽器内部结构在设计上有缺陷，在管束间蒸汽没有足够的通往凝汽器下部的通道，使凝结水直接下落至下部

10、的冷却管子上面，蒸汽再一次被冷却，造成过冷度增大。（2）凝汽器热井水位高，淹没了下部的冷却水管，使凝結水过度被冷却。（3）凝汽器汽侧积有空气，造成凝汽器内蒸汽分压力下降而引起过冷却。（4）凝汽器铜管破裂，冷却水漏入凝结水内造成过冷。（5）冷却水温度多低水量过多造成凝结水过冷。目前#8机在通过前段时间的运行调整后，机组负荷、循环水温度对凝结水过冷度的影响逐渐减少，凝结水过冷度已经在比较低的范围，这对凝结水溶氧的控制是非常有利的。4 结束语凝结水溶氧量是电厂化学监督的主要指标之一，治理凝结水溶氧超标问题，也是我们工作的重点和难点。其常见原因有凝汽器汽侧泄漏、凝汽器水侧存在漏点、机组补水带入溶氧、凝结水过冷度过大等。分析和解决机组凝结水溶氧超标问题，要逐个项目进行排查，找到问题后制定合理措施，并做好对凝结水溶氧的监视工作，把机组凝结水溶氧控制在合格范围内，提高水汽品质合格率，确保机组安全稳定运行，只有这样才能为企业、为社会创造更大的经济效益和社会效益。参考文献：1余铸忠.沿海电厂凝结水溶氧超标原因分