丰润热电2号机组凝结水溶氧超标问题分析与解决

李建军，周卫山

河北大唐国际丰润热电有限责任公司，河北唐山 064000

0 引言

河北大唐国际丰润热电公司2号机为哈汽公司生产的C250/N300-16.7/538/538型亚临界供热凝汽式汽轮机，投产于2009年11月。该机组自投产以来，凝结水溶氧量一直超标。机组正常运行时，凝结水溶氧量为50ug/L～70ug/L（标准值应为≤30ug/L）。凝结水溶氧量长期超标，必然会严重影响到机组的安全、稳定运行，急需解决。

1 凝结水溶氧超标的危害

1.1 缩短机组设备使用寿命

当凝结水含氧量超标时，将导致凝汽器内部换热管、回热设备、及其附属管道阀门等腐蚀加剧，降低了设备的可靠性。同时也增加了除氧器的除氧负担，使除氧器的除氧效果变差，严重时会腐蚀高温作业环境下的给水管道和锅炉省煤器管，引起泄露和爆管事故发生，影响机组安全、稳定运行。

1.2 降低回热设备换热效率

汽轮机回热系统中的高、低压加热器均采用表面式换热方式，如果凝结水含氧量超标严重，会腐蚀这些回热设备的换热面，换热面将被一层锈化物所附着，换热效率大大降低，严重影响机组的经济运行。

1.3 影响凝汽器真空度

为保证汽轮机组稳定、经济运行，凝汽器必须处于高真空状态运行。过多的空气漏入凝汽器内部，不仅引起凝结水溶氧高，还会降低凝汽器汽侧真空度，影响汽轮机组运行的经济性，同时也加大了真空泵的电负荷。

2 引起凝结水溶氧超标的因素

国产300MW汽轮机组的凝结水溶氧量超标是一种较为普遍的现象，影响凝结水溶解氧的因素很多，总结如下：

1）凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵入口滤网放水门内漏、凝结水泵盘根不严、疏水泵盘根不严、各路疏水门门杆盘根不严、负压区管道法兰不严等，都会因真空而吸入空气，直接污染凝结水，使其溶解氧量超标；2）凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点（如：凝汽器汽侧人孔盖、凝汽器焊口、放空气门等）影响真空泄漏率，直接导致凝结水溶解氧超标；3）凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）因工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量不同，如果凝补水溶氧量高于100ug/L，补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标；4）热力系统疏水、回水除氧问题。热力系统疏水、回水直接回收时，溶氧量应小于100 ug/L。如果热力系统疏水、回水溶氧量超过100ug/L，而直接排入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，也会直接导致凝结水溶氧超标；5）凝结水过冷度问题。根据亨利定律和道尔顿分压定律，凝结水中溶解的气体量与热井水面气体的分压力成正比。凝结水温度过低，即凝结水表面的蒸汽分压力降低，气体分压力增高，使溶于水中的气体量增大。因此若凝结水过冷，其溶氧量必然会增加；6）凝汽器热井水位对凝结水的影响。根据实验证明，凝汽器热井水位过高、过低都会增加凝结水的溶氧量。这是因为当水位过低时，凝结水在热井中容易产生涡流而夹带气体，从而影响溶氧量；当水位过高时，凝结水可能淹没凝汽器换热管，使凝结水过冷度增加，从而影响溶氧量；7）汽封系统对凝结水的影响。汽轮机正常运行时，汽封应为微正压，如果调整不当，使汽封处于负压状态，必然会吸入空气，使轴封冷却器疏水溶氧超标，轴封疏水最终排入凝汽器污染凝结水；8）轴封冷却器疏水系统多级水封筒对凝结水的影响。机组运行中，由于负荷、真空等工况发生改变，多级水封筒内的水柱被破坏，液位高度不够，此时又不能及时向其内部注水的话，凝汽器真空就会把多级水封筒内部的疏水拉空，水封筒失去了密封作用，凝汽器自然就会拉空气进去，不仅掉真空，还增大了凝结水的溶氧量。

3 降低凝结水溶氧量的方法

1）重视检修时的灌水查漏工作。每次机组大、小修时，应对凝汽器汽侧注入除盐水，水面灌至凝汽器喉部，汽轮机末级叶片下方100mm处。此时认真对凝结水负压区进行查漏工作，主要检查凝汽器焊缝漏点、凝汽器汽侧人孔盖泄漏情况、真空系统各阀门盘根漏点、负压区各疏放水阀盘根漏点和阀门内漏情况、真空破坏阀严密性、凝泵入口滤网法兰泄漏情况、凝泵盘根泄漏情况。查到漏点及时消除；2）对于运行中的机组，加强参数监控与调整。如：为防止汽封处吸入空气，必须将主汽轮机和给水泵汽轮机汽封压力调整在规定范围内，一般为微正压0.01MPa～0.04MPa；注意监控凝汽器热井水位、轴封冷却器水位、轴封冷却器疏水系统水封筒的液位3）对凝结水补水溶氧量进行有效控制。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100ug/L。以解决凝补水溶氧对凝结水溶氧的影响；4） 防止凝结水过冷。坚持定期投运凝汽器胶球清洗装置，降低凝汽器换热端差，按季节温度控制循环水量，合理控制凝汽器水位，提高真空系统严密性，这些都是防止凝结水过冷的有效方法；5）利用凝汽器真空除氧能力对凝补水、各路疏水进行除氧。根据亨利定律和道尔顿分压定律，氧气在凝结水中的溶解度和氧气在不凝气体中的分压和含量成比例。凝汽器汽侧的工作状态是高负压，它就相当于一台真空式除氧器。将凝补水、各路疏水接口位置布置在凝汽器疏水扩容器处，热井液面上方，以达到利用凝汽器对这些补水、疏水真空除氧的目的。凝汽器汽侧的不溶气体最终将被真空泵排走；6）适当加高水封筒或安设密封水箱。多级水封筒的作用就是增大轴封疏水的流动阻力和液位差，从理论上讲轴封疏水经过多级水封然后再有一定的高度差回到凝汽器汽侧，流动阻力加上高差刚好等于凝汽器的真空抽力，这时候就是最佳的工况，但事实上汽轮机运行工况经常发生改变，凝汽器的真空也在变化，为了维持多级水封筒一定的水位，防止其内部水被抽空，应适当加高水封筒高度，并安设水位监测装置，水位低时，及时向其内部注水。有些电厂已不使用水封筒，而是改用密封水箱，安设在凝泵坑里，它是利用水箱上的溢流管、放空气管及液位跟踪调节阀来控制水箱水位，密封效果也很好；7）运行查漏。机组运行中，如果不仅凝结水溶氧超标、凝汽器真空也严重超标时，可以用“氦气谱仪喷洒检测找漏法”或“超声波探测找漏法”对汽轮机汽水系统的负压区进行找漏处理。

4 丰润热电公司2号汽轮机组凝结水溶氧超标原因分析与改进实施

1）造成2号汽轮机组凝结水溶氧超标的可能因素分析如下：

（1）凝汽器负压区的设备可能有漏真空现象；（2）机组运行中，影响凝结水溶氧量的设备运行参数监控不到位，调整不及时，有些部位根本没安设监控设备；（3）轴封冷却器疏水系统多级水封筒高度不够，内部的水柱不稳定，没有水位监控装置，水位低时不能及时注水；（4）轴封冷却器疏水直接接入凝汽器热井中，没利用凝汽器对这部分疏水进行真空除氧。

2）依据分析出的2号机组“凝结水溶氧超标”可能因素，丰润热电公司设备部实行了以下改进措施：

（1）在机组运行时，用“超声波探测查案漏法”对汽轮机汽水系统负压区的系统设备进行了查漏。汽水系统负压区未发现漏点；（2）利用2号机组停机检修的机会，对凝汽器汽侧进行了灌水查漏。凝汽器负压区的设备未发现漏点；（3）将凝汽器各疏水、放水、放空气门盘根处，凝结水泵入口滤网法兰处，凝汽器汽侧人孔盖法兰处、负压区管道连接法兰处涂抹机械黄油密封处理，以防止这些负压区地的设备结合面处漏真空。此措施实施后，凝结水溶氧超标未得到缓解；（4）运行人员对2号机组主汽轮机、给水泵汽轮机的轴封压力，凝汽器液位、轴封冷却器液位、凝汽器真空度等参数加强了监控与调整。凝结水溶氧高的问题仍未得到解决；（5）利用2011年10月2号机组C级检修的机会，适当加高了轴封冷却器疏水系统多级水封筒的高度。根据流体力学计算，将水封筒高度由原的4m加高至5.5m，并加设了水位自动监测报警装置，以便在水位低时能够对水封筒及时补水。此设备技术改造后，2号机组凝结水溶氧量恢复了正常（≤30ug/L）。这直接说明了是因轴封疏水水封筒运行时漏真空，致使轴封疏水溶氧过多，最终导致了凝结水溶氧量超标。（6）利用2011年10月2号机组C级检修的机会，将轴封冷却器疏水管道由接入凝汽器热井中改为接入凝汽器疏水扩容器中，充分利用凝汽器的真空除氧能力对这部分疏水进行除氧处理。此设备技术改造后，2号机组凝结水溶氧量恢复了正常。（≤30ug/L），这也间接说明了是因轴封疏水水封筒漏真空，致使轴封疏水溶氧多，最终导致了凝结水溶氧量超标；（7）多级水封筒照片和结构见“图1、图2”。（8）轴封冷却器疏水系统技术改造对比图。

图1 水封筒照片

图2 水封筒结构示意图

①技改前轴封疏水系统图见“图3”。

图3 技改前轴封疏水系统图

②技改后轴封疏水系统图见“图4”。

图4 技改后轴封疏水系统图

5 结论

大唐国际丰润热电公司通过对汽轮机凝结水含氧量超标的原因分析，制定了针对性的改进措施；在改进措施实施过程中，找到了造成凝结水含氧量超标的直接原因，即“轴封疏水水封筒运行时漏真空”。设备部通过合理加高轴封疏水多级水封筒的高度，和充分利用凝汽器真空除氧的作用改造轴封疏水管道，最终消除了这一影响机组安全、经济运行的历史性缺陷，也为其他兄弟单位治理同类型缺陷提供了一定的借鉴方法。

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