150MW CCPP机组锅炉给水溶解氧超标原因分析及解决方案

闫树清，范晓明，阎 波，李创国

（首钢迁钢公司电力作业部，河北迁安 064404）

1 前言

我公司150MW 燃气蒸汽联合循环发电机组于2011年3月1日正式投产，机组主体设备包括燃气轮机、煤气压缩机、蒸汽轮机、发电机及余热锅炉各一台，余热锅炉高压蒸汽压力为7.39MPa，根据GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定，锅炉给水溶解氧应≤7μg/L。为余热锅炉配备喷雾式高压热力除氧器一台。机组投产后，给水溶解氧含量在30～50μg/L之间，远远大于控制标准。给水溶解氧超标会引起金属氧腐蚀，造成金属表面形成许多小型腐蚀坑。腐蚀不仅减薄了省煤器、锅炉等受热面管壁厚度，严重时还会造成炉管穿孔。如某电厂给水溶解氧含量为0.2～0.3mg/L，在投产一年内因省煤器管与炉管腐蚀泄漏停炉22次，省煤器入口腐蚀速度高达47mm/a。因此,解决锅炉给水溶解氧超标问题对于发电机组的安全运行具有重要意义。

2 给水溶解氧超标原因分析

2.1分析测定方面

2.1.1 取样器泄漏导致溶解氧超标

给水取样器的冷却水是生产水，取样器如有细微渗漏，生产水则会渗入给水样品中，导致溶解氧超标。对给水硬度进行12h的连续监测，始终小于1μmol/L，说明溶解氧超标非取样器泄漏导致。

2.1.2 水样温度及其它元素干扰

溶解氧测定采用靛蓝二磺酸钠比色法，测定时水样温度不能超过35℃，最好低于环境温度1～3℃，测温仪显示的水样温度始终在25℃左右且低于环境温度。水样中的铜能使测定结果偏高，当水样中的铜含量小于10μg/L时，对测定结果影响不大。对给水铜含量进行检测，小于5μg/L。

2.1.3 测定操作及分析试剂方面

在溶解氧测定过程中，如果某些操作环节稍有疏忽或者分析试剂失效均容易造成测量偏差。所以在同一时间段内，同一个人用相同的试剂，反复多次测定给水和凝结水溶解氧含量，给水溶解氧始终超标，而凝结水溶解氧小于5μg/L。说明操作方法及分析试剂没有问题。

2.2 除氧器运行方面

2.2.1 喷雾式高压热力除氧器工作原理

除氧装置为喷雾-鼓泡式结构，要除氧的水首先进入配水装置，并通过4只喷嘴将水喷成雾状，在汽液混合传热空间，液滴与加热蒸汽充分接触进行除氧，部分氧气和不凝性气体在此段除去，并通过除氧器顶部的排气管排出，然后初步除氧后的水流入水箱内部的水槽，并在此与除氧蒸发器上升管的汽水混合物通过多孔管在水槽内加热进一步除氧，经除氧后的水从远离出水管水槽一侧流出，除氧合格的水进入出水区，从出水管流向给水泵，在水箱内溢出的氧气和其它不凝结气体都随上升蒸汽进入除氧头，从除氧头顶部的排气管排出除氧器。在加热的过程中，水面上的水蒸气的分压力逐渐增加，而其它气体的分压力逐渐降低，水中的气体就不断分离析出，当水被加热到除氧器压力下的饱和温度时，水面上的空气全部被水蒸气充满，各种气体的分压力趋于零，此时水中的氧气及其它不凝结气体即被除去。除氧水箱上设有再沸腾管，在机组启动前，或水质工况恶劣时，从备用汽源来的加热蒸汽，通过再沸腾管加热已置于除氧水箱中的需除氧的锅炉给水。

2.2.2 从除氧器运行工艺条件逐一进行分析

为保证热力除氧器稳定运行，达到设计的除氧效果，除氧器运行时须同时满足以下工艺条件：除氧器进水温度、流量在额定参数下运行；给水应加热至除氧器内相应压力下的饱和温度；除氧器内保证有足够的除氧时间；进入除氧器内的给水量保持基本稳定；从除氧器内解析出来的气体能够顺畅地排出。

2.2.2.1 除氧器进水温度及流量

除氧器设计进水温度≥52℃，进水流量≤240t/h。检查除氧器实际运行数据：除氧器进水温度在54～56℃，进水流量在 196～206t/h，均在额定参数下运行，未发现超参数运行。

2.2.2.2 给水应加热至除氧器内相应压力下的饱和温度

常温常压下（20℃，0.1MPa）水的溶解氧约为8.94mg/L，远远大于除氧器出水溶解氧控制指标，如果除氧器中的除盐水稍有加热不足，水中残留的溶解氧就会大幅增加。为了保证给水加热至除氧器内相应压力下的饱和温度，经过多次调整试验，将除氧器二次蒸汽加热及辅助加热管打开，这样水温已达到相应压力下的饱和温度，给水溶解氧未见好转。

2.2.2.3 除氧器内保证有足够的除氧时间

从除氧器设计结构上分析，除氧器内有足够的除氧时间。

2.2.2.4 进入除氧器内的给水量保持基本稳定

技术人员去现场检查进入除氧器的给水组成，除盐水补水门在关闭状态，进入除氧器的水全部是凝结水。查看凝结水流量趋势图，凝结水流量稳定，除氧器进水均衡。

2.2.2.5 从除氧器内解析出来的气体能够顺畅地排出

为确保从除氧器解析出来的气体完全畅通地排出，技术人员对除氧器排气阀进行检查，已经完全打开而且不存在阀芯脱落等故障，从除氧器排汽管看排汽畅通。

由此得出除氧器运行工艺方面未发现导致溶解氧超标的原因。

2.3 水汽循环流程方面

2.3.1 CCPP热力系统水汽循环流程见图1。

图1 CCPP热力系统水汽循环流程图

2.3.2 从水、汽循环流程上分析

从水汽循环流程看，溶解氧合格的凝结水送入除氧器除氧后，经高压给水泵送入省煤器，给水取样点在给水泵后，除氧器出水没有取样点，分析确定导致给水溶解氧超标原因可能有两方面：

（1）凝结水泵出口管投加除氧剂，加药点离取样点太近，不足0.5m。凝结水取样不具有代表性，不能真实反应整个凝结水系统氧含量，虽然检测凝结水溶氧小于5μg/L，但实际上凝结水溶解氧可能不合格。凝结水进入除氧器，除氧器除氧效果不好，导致给水溶解氧不合格。

（2）凝结水溶解氧合格，除氧器出水溶解氧也合格，但如果给水泵的密封水进入给水系统，也会造成给水溶解氧超标。因为给水泵密封水为闭式循环水（即除盐水），除盐水未经过除氧，其溶氧含量大约在8mg/L。通过密封水进入给水系统的除盐水量约3t/h，大量未经过除氧的除盐水导致给水溶解氧超标。

2.4 针对上述可能原因进行验证

停止向凝结水加除氧剂，排除加药点与取样点距离太近导致分析结果偏差的原因。经多次检测，凝结水溶解氧始终小于5μg/L，证明凝结水溶解氧合格。

要保证备用泵的备用状态，适当调小两台备用给水泵的密封水量，运行一段时间，发现高压给水的溶解氧从30μg/L降至20μg/L，初步断定给水溶解氧超标是由于给水泵密封水带入系统，此部分水未经除氧造成给水溶解氧超标。

3 解决方案

3.1 运行中措施

在机组未停机前，向给水泵密封水即闭式循环水投加化学除氧剂二甲基酮肟，尽可能降低闭式循环水的溶解氧含量，保证机组正常运行。

3.2 停机检修设备改造方案

3.2.1 更改凝结水取样点位置，使取样点距离加药点达到3m以上，保证凝结水取样具有代表性。

3.2.2 从轴封加热器入口母管引一路凝结水，接至给水泵密封水母管上，加装一阀门。将给水泵密封水改为两路：一路除盐水，机组启动时用；一路凝结水，机组启动后切换为凝结水，避免未经除氧的除盐水进入给水系统。

3.2.3 除氧器出水总管加装取样点，以便监测除氧器出水溶解氧的含量。

4 改造效果

2011年6月9日CCPP机组投产后第一次停机检修，改造项目得以实施。6月12日启机，测定高压给水溶解氧含量小于5μg/L，给水溶解氧超标问题得到彻底解决。

5 结束语

在火力发电厂的热力系统中，水与蒸汽均含有一定杂质，如果杂质含量在允许范围内，则不会影响设备的运行。当超过允许标准时，将会引起热力设备腐蚀、结垢或积盐。如凝汽器泄漏造成的水冷壁管结垢爆破；蒸汽质量不合格导致的过热器管积盐超温爆破；锅炉给水氧含量高造成的省煤器管与炉管腐蚀泄漏。只有将各项水汽指标控制在允许范围内，才能保证热力设备的安全稳定运行。

[1]施燮钧,王蒙聚,肖作善.热力发电厂水处理[M].北京:中国电力出版社.1998.

[2]窦照英.化学诊断技术[M].北京:水利电力出版社 .1990.

[3]火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编[M].北京:中国标准出版社.2004.