1 000 MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及治理措施

曲海英，孙磊

(华电国际邹县发电厂，山东 邹城 273522)

0 引言

火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一，DL/T 561—1995《火力发电厂水汽化学监督导则》规定：1 000 MW机组凝结水溶解氧应控制在20 μg/L以内。华电国际邹县发电厂(以下简称邹县电厂)2台1 000 MW机组分别于2006年12月、2007年7月投产发电，汽轮机为东方汽轮机厂引进日立公司技术生产的产品，凝结水系统配置有3台容量为50%锅炉最大连续蒸发量(BMCR)的定速凝结水泵，正常运行时2台运行，1台备用。凝汽器为双壳体、双背压、单流程，凝汽器设计真空度为-96.9/-95.9 kPa，低压加热器疏水逐级自流至凝汽器。2007年11月，机组启动后凝结水溶氧在低负荷时不合格。凝结水溶氧高会对回热设备及其附属管道造成腐蚀，降低机组的热效率，影响热力设备运行的安全性。为解决凝结水溶氧高的难题，分析各个因素对凝结水溶氧的影响，将凝结水溶氧控制在合格的范围内。

1 1 000 MW机组凝结水溶氧超标的特征

(1)凝结水溶氧在以下工况下出现偏高或超标情况：

1)机组低负荷阶段；

2)环境温度低、凝汽器真空度高时；

3)环境温度突降时；

4)凝汽器通过补水阀大量补水时；

5)凝结水再循环阀开度大时。

(2)凝结水溶氧与机组真空严密性无明显关系，严密性试验结果优、良、不合格时，对凝结水溶氧影响不明显。

(3)增开1台机械真空泵时，凝结水溶氧有下降趋势。

(4)增开1台循环水泵时，凝结水溶氧有下降趋势。

(5)凝结水溶氧偏高，但无硬度。

2 影响凝结水溶氧超标的因素

2.1 凝结水补水方式与凝结水溶氧的关系

凝汽器补充水采用除盐水，由除盐水进入凝结水储水箱后再补入凝汽器。凝结水储水箱上部采用浮球密封，导致凝结水补充水的含氧量大，是合格凝结水溶氧的350多倍。在机组启动过程中，由于机组需要大量的补水来补充锅炉的排放水，大量溶解氧非常高的除盐水补到凝汽器中，从而造成机组启动过程中凝结水溶解氧偏高。这也就是机组正常启动过程中溶解氧无法达标的重要原因。

凝结水补水方式影响凝结水溶氧，即大、小调阀补水。小补水管直径为133 mm，管道上开了4排直径约7 mm的喷水孔进行补水，有真空除氧和热力除氧作用；大补水管道直接补水至热井，无法进行真空除氧和热力除氧。这样，凝汽器补水大阀补水时对凝结水溶氧影响很大，而用凝汽器补水小阀补水时对凝结水溶氧基本无影响。

2.2 给水泵密封水回水温度与凝结水溶氧的关系

邹县电厂2台1 000 MW机组给水泵采用凝结水密封，电动给水泵(以下简称电泵)密封水回水经多级水封直接进入凝汽器热水井，汽动给水泵(以下简称汽泵)密封水回水经单级水封直接进入凝汽器热水井。

给水泵密封水回水温度与凝结水溶氧有重要关系，因为给水泵密封水回水直接与大气接触且接触点压力为大气压力，所以给水泵密封水回水温度降低将直接造成密封水回水溶氧大幅度升高。根据#7机组启动后给水泵密封水回水温度与凝结水溶氧的关系可知，给水泵密封水回水温度是凝结水溶解氧不合格的重要原因，只有控制好给水泵密封水回水温度才能控制好凝结水溶解氧量。

2.3 真空泵的出力与凝结水溶氧的关系

邹县电厂2台1 000 MW机组配有3台真空泵，机组正常运行过程中3台真空泵同时运行，定期切换。真空泵的运行台数、运行方式及出力对凝结水的溶氧影响可以从以下数据得出。

(1)C真空泵单独运行，启、停第2台真空泵对凝结水溶氧的影响。机组负荷610 MW，C真空泵运行，A/B凝汽器真空度为-95.73/-95.60 kPa，凝结水溶氧为29.00 μg/L；启动A真空泵1.0 h后机组负荷为610 MW，A/B凝汽器真空度为-96.40/-95.80 kPa，凝结水溶氧降为18.00 μg/L(A，C真空泵工作水温分别为17，19 ℃)。

(2)A，C 2台真空泵运行，停运1台真空泵对凝结水溶氧的影响。机组负荷为720 MW，A/B凝汽器真空度为-96.60/-95.31 kPa，凝结水溶氧为14.70 μg/L，停运A真空泵0.5 h后A/B凝汽器真空度为-95.50/-95.19 kPa，凝结水溶氧上升为21.12 μg/L。

(3)启动第3台真空泵对凝结水溶氧的影响。启动前A，C真空泵运行，机组负荷为820 MW，A/B凝汽器真空度为-91.30/-90.79 kPa，凝结水溶解氧为30.84 μg/L；启动第3台真空泵后机组负荷为820 MW，A/B凝汽器真空度为-91.79/-90.80 kPa，凝结水溶解氧为27.90 μg/L，下降了2.94 μg/L。

(4)真空泵的出力对凝结水溶氧的影响。通过启动开式泵提高开式水压力，从而减低真空泵工作水温度，提高真空泵出力，观察凝结水溶解氧的变化。#7机组启动A开式泵后，开式水母管压力由0.15 MPa升至0.40 MPa，凝结水溶氧由33.76 μg/L降至23.72 μg/L。启动开式泵增加真空泵的冷却水量，凝结水溶氧降低了10.00 μg/L左右。

通过以上数据可以看出，真空泵的出力直接影响凝结水溶解氧，提高真空泵的出力保证凝汽器内不凝结气体全部排除，能够大幅度降低凝结水溶解氧量。

2.4 凝结水泵机械密封、凝结水再循环与凝结水溶氧的关系

邹县电厂2台1 000 MW机组配有3台凝结水泵，正常运行时2台凝结水泵运行。凝结水泵采用机械密封，该机械密封有2道密封面：第1道密封面采用闭式水密封；第2道密封面采用凝结水泵出口母管凝结水密封。根据现场运行状态发现：第1道密封水压力为0.20～0.40 MPa，压力偏低；第2道密封水压力接近0 MPa，没有建立起环形密封腔室；第1道密封水(闭式水)可能流入到第2道密封并直接流入泵体内，导致溶氧偏高。

凝结水再循环调门开度大小影响凝结水溶氧。凝结水出口压力为3.00 MPa，开启凝结水再循环调门后对管道的冲击力大，造成管道振动，使凝结水再循环盲管脱落，导致空气进入凝结水后直接进入凝汽器底部，凝汽器的热力除氧、真空除氧不起作用，凝结水溶氧超标。试验发现，夜间低负荷时将#8机组凝结水再循环调门由0开至62%，凝结水溶氧大约上升9.00 μg/L。后停机检查发现凝结水再循环盲管脱落。

凝结水系统阀门门杆漏汽是凝结水溶氧超标的次要原因。在凝结水泵密封面、凝结水系统阀门门杆处抹黄油后，凝结水溶解氧有轻微的下降，效果不是很明显。

2.5 凝汽器真空严密性与凝结水溶氧的关系

经过试验，只要凝汽器真空度在-98.50 kPa以上，机组稳定运行，凝结水溶氧就能合格。凝汽器真空严密性直接影响凝汽器的真空度和漏入凝汽器的空气量，从而影响凝结水的溶解氧量，所以凝汽器漏入空气是凝结水溶解氧高的根本原因，只有做好凝汽器的查漏和堵漏工作，才能从根本上解决凝结水溶解氧超标问题。

2.6 铜管脏污情况与凝结水溶氧的关系

2012-03-05，由于#04 A高压备用变压器检修，#8机组凝汽器长时间未能投入胶球清洗装置，造成凝汽器铜管脏污，凝结水溶氧偏高(频繁超过20.00 μg/L，最高达到28.00 μg/L)，对真空系统进行全面排查，未发现明显漏空气点，判断凝结水溶氧高的原因为凝汽器铜管脏污。

凝汽器铜管脏污造成凝结水溶氧高的特征：

(1)低负荷时凝结水溶氧低，高负荷时偏高，并且凝结水溶氧与循环水温度成正比。

(2)对比#7，#8机组相同负荷下的循环水温升：#8机组循环水温升在950 MW时达到20 ℃，#7机组负荷为930 MW时循环水温升仅12 ℃。#8机组循环水流量明显不足，造成排汽温度升高，真空泵体内工作液温度升高，抽空气能力下降，凝结水溶氧升高，形成恶性循环，导致凝汽器真空度降低。

(3)凝汽器不锈钢管脏污，传热系数降低，#7，#8机组相同负荷下凝汽器真空度下降。

从以上数据可以看出，铜管脏污可导致凝结水溶解氧大幅上升且长期不合格，保证凝汽器铜管清洁可有效降低凝结水溶解氧量。

2.7 负荷对凝结水溶氧的影响

负荷对凝结水溶氧影响较大，当机组负荷大于750 MW稳定运行时，凝结水溶解氧就会迅速下降，达到合格标准。当负荷小于650 MW时，凝结水溶解氧就会逐渐上升直至不合格。

机组负荷对于凝结水溶解氧的影响其原因主要有2个方面：机组负压区减少，漏入的空气量明显减少；随着机组负荷的升高，凝结水量增大，凝结水量的增大稀释了氧的溶解浓度。

2.8 凝汽器水位与凝结水溶氧的关系

凝汽器一般都保持较低的水位，避免淹没铜管造成过冷却，使凝结水的温度与排汽温度的差值尽可能小，从而减少溶氧量。在冷却水过量的情况下，真空度较高，排汽温度较低，凝结水会因为过冷却而温度更低，这时可适当减少冷却水量或保持凝汽器较高水位来提高凝结水温度，减少溶解氧。1 000 MW机组凝汽器正常水位为1 050 mm，高报警水位为1 300 mm，低报警水位为800 mm。试验表明，将凝汽器水位补至1 300 mm，关闭凝汽器补水门停止补水，观察1 h，对凝结水溶氧影响不明显。凝汽器水位降至800 mm，对凝结水溶氧影响不明显。由于凝汽器水位均在正常水位附近，因而可以判断凝汽器水位轻微变化对凝结水溶氧影响并不明显。

2.9 凝结水过冷度与凝结水溶氧的关系

凝结水过冷度会影响机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低(即凝结水水面上的蒸汽分压力降低，气体分压力增高)，会使溶解于水中的气体含量增加。因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比，因此，若凝结水出现过冷度，则其含氧量必然增加。大量试验表明，凝结水过冷度达5 ℃以上时，对凝结水溶氧的影响比较明显。

2.10 其他附加热力系统回水、疏水排入凝汽器与凝结水溶氧的关系

排入凝汽器的附加流体还有高压加热器/低压加热器的疏水、轴封加热器疏水、暖风器疏水。这些附加流体排入凝汽器中，由于排入位置不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。轴封回汽母管疏水U形水封无法形成，大量空气被吸入轴封加热器，有可能造成轴封加热器凝结水溶氧偏高，进而影响凝结水溶氧。热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应小于100 μg/L，如果超过100 μg/L，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。

3 凝结水溶氧超标的综合治理

3.1 凝结水补水方式的优化

凝汽器补水经小补水管道从凝汽器高背压侧引入，补充的水在凝汽器内的流程较短，补水易直接被吸入凝结水泵入口管道，会引起凝结水溶解氧超标。将凝汽器小补水管道改至从凝汽器低背压侧引入，补充水在凝汽器内部的流程加长，在凝汽器内的除氧效果会更好。

对比凝汽器补水大、小阀的补水结构可以发现，凝汽器补水大阀无喷头，补充水未经过雾化直接进入凝汽器热井，凝汽器的热力除氧、真空除氧不起作用，导致凝结水溶氧高；凝汽器补水小阀有雾化喷头，补水进入凝汽器喉部后雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导，利于溶氧的析出，所以，凝结水溶氧基本无影响。为了降低凝结水溶氧，机组正常运行时，凝汽器补水应采用小阀补水，事故情况下方可开启凝汽器补水大阀前手动门，用大阀进行补水。

凝汽器补水主要用于暖风器疏水、冷凝泵密封水、暖通用闭式水及蒸汽、锅炉安全阀内漏以及吹灰器吹灰。对上述系统进行检查调整：尽量回收冷凝水箱疏水、暖风器疏水、节流暖通用闭式水，处理吹灰器、安全阀内漏缺陷，优化吹灰程序。凝结水的补水量为200～300 t/d，补水率在1%以下，基本对凝结水溶氧无影响，可以保证凝结水溶解氧合格。

3.2 给水泵密封水回水温度的优化

当给水泵密封水温度降至45 ℃以下时，凝结水溶氧将大幅上升。正常运行过程中，应控制汽泵、电泵密封水回水温度在(60±5) ℃范围内，尽量降低汽泵、电泵密封水回水溶氧，从而控制凝结水溶氧。

在机组降负荷过程中，及时调整凝结水泵变频指令，降低凝结水压力，保证电泵及汽泵密封水回水正常，尽量稳定电泵及汽泵密封水回水温度，防止电泵及汽泵密封水回水温度快速大幅波动、电泵及汽泵密封水回水量过大，从而造成电泵及汽泵机械密封损坏、凝结水溶解氧过高。

3.3 真空泵运行方式及出力控制优化

真空泵的运行台数、运行方式及出力对凝结水的溶氧有重要影响，机组正常运行过程中，应保证2台真空泵同时运行并定期切换，以保证真空泵的出力正常。

机组冬季运行时，真空泵制冷装置不运行时应保证1台开式冷却水泵运行，保证真空泵冷却器清洁。发现真空泵工作水温度偏高或真空泵冷却器端差大时，应判断为真空泵工作水冷却器或冷却器滤网脏污，及时切换真空泵并联系检修人员进行检查和清理。真空泵出力无法满足时，可启动3台真空泵同时运行。

机组夏季运行时，真空泵制冷装置应根据环境温度及时投入运行，从而降低真空泵工作水温度，大幅度提高真空泵出力。

3.4 凝结水泵机械密封的优化改造

由于凝结水泵机械密封已经超出了正常的工作年限，利用大修的机会对凝结水泵机械密封进行整体更换；同时，利用大修机会对第2道机械密封水回水加装节流阀，以确保该腔室内可建立环形水环密封；拆除凝结水出口母管至凝结水泵的密封水调阀，保证有足够的密封水压力。改造后，凝结水泵第2道机械密封水回水压力可以保证在0.2～0.6 MPa，有效防止了由于凝结水泵机械密封不严造成凝结水溶解氧超标。

机组正常运行时，凝结水泵应为变频运行方式，机组在正常负荷范围内无需打开凝结水再循环阀，避免冲刷再循环阀盲管，防止再循环盲管脱落。在机组启、停过程中，必须开启凝结水再循环阀时，调整凝结水再循环阀开度应缓慢，防止压力突变造成再循环阀盲管脱落。

3.5 凝汽器真空度及严密性控制

加大巡回检查力度，及时发现真空系统的漏空点并消除，监视凝汽器真空度和凝结水溶氧的变化。严格执行真空泵冷却器滤网清理规定，确保冷却器冷却效果，降低真空泵工作水温度，及时投入制冷装置。严格执行节能降耗措施，当凝汽器真空度低于-94 kPa时，及时启动第2台循环水泵，提高凝汽器真空度，降低排汽温度。

机组正常运行中还有很多查找漏点的方法，但由于凝汽器为真空状态，空气向内泄漏，给查找带来很多不便，利用停机机会对凝汽器进行注水查漏的方法更简单，效果也更明显，但注水查漏的时间控制和方法非常重要。发现漏点可临时用抹黄油的方法处理，再利用大、小修的机会进行注水查漏。凝汽器注水后要浸泡1 d后再查找漏点，才能发现细微的漏点。对渗漏点不管大小均要先进行封堵处理，然后再进行注水检查，只有这样才能保证凝汽器漏点全部消除。

3.6 凝汽器铜管脏污的治理

为防止凝汽器铜管脏污，应加强循环水水质的控制，循环水水质超标后应及时进行加药和排污处理，防止由于循环水质差造成凝汽器铜管脏污和结垢。单循环水泵运行期间，禁止投入凝汽器胶球清洗装置。正常运行过程中，凝汽器铜管脏污严重时，可对凝汽器进行半侧清洗。机组大、小修期间，应对凝汽器循环水侧铜管进行查漏和清洗，保证凝汽器铜管清洁、无泄漏；加强对胶球清洗装置的维护，保证装置的可靠性和可用性。

3.7 凝汽器热力系统疏水的优化改造

加强凝汽热力系统疏水、回水的优化改造，对于不严密的疏水调门和阀门及时进行检修和更换，在疏水管路中安装截止阀，既能严密地关闭疏水又能方便运行人员的操作。

4 结论

(1)凝结水溶解氧超标在火电机组中比较普遍，由于凝结水溶解氧超标并不会立刻造成重大影响，但参数长时间超标必将严重损害设备，在机组的日常运行和维护过程中应得到足够的重视。

(2)影响凝结水溶解氧超标的因素很多，凝汽器及真空系统管路系统复杂，要解决凝结水溶解氧超标的问题必须进行多方面的排查。特别应重视利用大、小修机会对真空系统进行注水查漏，注水查漏应全面、查找漏点应仔细、处理漏点应彻底；应加强正常运行中的参数调整，特别要保证重要辅机参数的正常。

(3)经过以上改造、优化和参数调整，邹县电厂1 000 MW机组凝结水母管溶氧均已合格，已经极少出现溶氧不合格的情况。

参考文献：

[1]DL/T 561—1995 火力发电厂水汽化学监督导则[S].