600MW超临界机组凝结水溶解氧超标处理

李明,张建国,刘冠军

(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.大唐湘潭发电有限责任公司，湖南湘潭411102)

600MW超临界机组凝结水溶解氧超标处理

李明1,张建国2,刘冠军2

(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.大唐湘潭发电有限责任公司，湖南湘潭411102)

Treatment of overproof dissolved oxygen in condensated water for 600MW supercritical unit

对600MW超临界机组凝结水溶解氧超标问题进行综合分析和处理，解决凝结水溶解氧超标这一长时间困扰安全生产的难题，为处理凝结水溶解氧超标的问题提供新的思路。

凝结水；溶解氧；机械密封；密封水

火电厂机组凝结水溶解氧是化学监督的主要指标之一。随着大机组参数的提高,无论是对热力循环的工作介质的品质还是对凝结水水质要求也逐步提高,凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格,会加速凝结水管道及设备的腐蚀。机组正常运行中,凝汽器在正常真空状态下,凝结水溶解氧应该是合格的。600MW超临界机组凝结水溶解氧的合格标准为＜20μg/L,给水溶解氧的合格标准为＜7μg/L。但由于机组运行中凝汽器真空系统不可避免地存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计不合理等多方面问题,导致许多运行机组凝结水溶解氧超标,严重影响电力系统安全稳定运行〔1－2〕。

1 凝结水溶解氧超标的危害〔3〕

1.1 腐蚀设备,缩短设备使用寿命

当溶解氧较高的凝结水进入回热系统及其附属管道时,水中氧与金属部件形成原电池,使金属部件产生电化学腐蚀,使各设备的使用寿命受到影响,降低其运行可靠性。甚至发生锅炉爆管等事故,严重威胁机组的安全、经济运行。

1.2 降低回热设备的换热效率

在汽轮机回热系统中的换热器都是表面式换热器,设备的腐蚀产物附着在换热面上,形成疏松的附着层,同时,凝结水溶解氧过高会使换热面上形成一层薄膜,使换热热阻增大、传热恶化,从而降低回热效率。

2 凝结水溶解氧超标情况

某公司3号,4号机组于2006年投产。汽轮机为上海汽轮机厂生产的N600－24.2/566/566,每台机组配套2台50%容量汽动给水泵和1台30%电动给水泵,给水泵为机械密封型式；每台机组配套2台100%容量凝结水泵,凝结水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至凝汽器。2台机组在2012年10月启动带负荷后出现凝结水溶解氧超标的问题,凝结水溶解氧含量为50～65μg/L,因除氧效果不理想,除氧器出口的给水溶解氧在20μg/L左右,溶解氧严重超标。经对凝结水泵入口负压系统全面查漏处理后溶解氧略有下降,但一直未能有效解决问题。

3 问题排查

经对凝结水负压系统的全面检查和消缺,基本排除负压系统泄漏导致凝结水溶解氧超标的可能,应为外来系统的水源进入了凝结水系统〔4〕。

凝结水泵机械密封为2级密封型式,一级密封在顶端,密封水源为闭式水 (一进一出)；二级密封在下部,密封水源为凝结水和闭式水可互切(只进不出,直接排入凝泵水侧)。结构图见图1〔5〕。

3.1 3号机凝结水泵系统的检查

对3号机凝结水泵机械密封的密封水进行了检查试验,在凝结水泵机械密封的二级密封水已完全切换到凝结水后,考虑到机组处于运行状态,先关闭备用凝结水泵机械密封一级密封水 (闭式水),试验时间约1 h。试验期间发现闭式水箱的补水量有明显减小,而且凝结水含氧量明显下降。变化趋势见图2。

试验期间在负荷基本稳定的情况下凝结水含氧量下降20μg/L左右,试验数据记录见表1。

3.2 4号机凝结水泵系统的检查

采用3号机同样的方法对4号机凝结水泵机械密封的密封水进行了试验,考虑到机组处于运行状态,也只进行了关闭备用凝结水泵机械密封一级密封水源的试验,试验时间约1 h。试验期间发现闭式水箱的补水量没有明显减小,凝结水含氧量也无明显变化。通过反复试验和观察,发现凝结水含氧量的整体变化趋势与闭式水箱的补水量趋势一致,图3深色部分为凝结水含氧量趋势,浅色部分为闭式水箱补水量趋势。

4 原因分析

4.1 3号机凝结水溶解氧超标的原因

从图2和表1可以分析确定3号机凝结水含氧量高的原因为凝结水泵系统漏入了闭式水,漏点是凝结水泵机械密封的密封水。3号机备用凝泵二级密封水压力过低,造成一级密封的闭式水串过二级密封沿平衡室、平衡管进入凝结水泵入口段,本身含氧量较高的闭式水进入凝泵入口段,造成凝结水含氧量过高。退出备用凝结水泵机械密封的二级密封水后凝结水溶解氧能降低20μg/L左右,剩余15 μg/L左右也基本可确定主要为运行凝结水泵机械密封一级密封的闭式水串过二级密封进入凝结水〔5〕。

4.2 4号机凝结水溶解氧超标的原因

从图3分析也可以确定4号机凝结水含氧量高的原因为凝结水泵系统漏入了闭式水,漏点也是凝结水泵机械密封的密封水。因之前通过试验已排除了备用凝结水泵一级密封水串入凝结水系统的影响,因此基本可断定运行凝结水泵的一级密封水串过二级密封沿平衡室、平衡管进入凝结水泵入口段,本身含氧量较高的闭式水进入凝泵入口段,造成凝结水含氧量过高〔4〕。

4.3 凝结水泵机械密封内漏原因分析

凝结水泵机械密封二级密封水压力正常值应能达到0.6～0.8 MPa,而3号机凝结水泵只能达到0.18MPa,4号机组凝结水泵也只能达到0.3MPa,原因为凝结水泵机械密封局部变形引起装配间隙异常增大,导致二级密封水通往凝结水泵平衡室的通道过大,一级密封水串流将密封水泄压。

5 问题处理及效果

由于机组处于运行状态,不具备凝结水泵机械密封检修的条件,不能彻底将问题消除,因此只能采取其他办法进行处理。经对系统进行分析后,决定利用闭式水箱现有的2路补充水源——除盐水和凝结水进行切换试验,将闭式水箱的补水由除盐水切换至凝结水后可以有效降低闭式水系统本身的含氧量。但由于系统设计的原因,闭式水箱的补水由除盐水切换至凝结水后将会中断内冷水箱的除盐水补水,因此切换之前对内冷水箱的补水管路进行了改造,以进一步完善补水系统管路。

对2台600MW机组内冷水箱补水管路进行改进后,分别将2台机组闭式水箱补充水源由除盐水切换至凝结水,以减小通过凝结水泵机械密封串入凝结水系统的闭式水本身的溶解氧含量,切换后凝结水含氧量逐渐下降至合格水平。3号机和4号机闭式水箱水源由除盐水切换至凝结水后凝结水溶解氧变化情况见图5、图6。

改造后,2台600MW机组凝结水及给水溶解氧指标正常,再未出现超标现象,数据如表2:

6 结论

对600MW机组凝结水及给水溶解氧超标问题进行分析和处理后,发现造成问题的主要原因为凝结水泵机械密封体的密封水串入了凝结水系统,并在机组运行状态不具备凝结水泵机械密封检修的情况下,采取最简洁有效的方式解决了凝结水及给水溶解氧超标的问题,为处理凝结水溶解氧超标的问题提供了新的思路。

〔1〕胡念孙.汽轮机设备及系统 〔M〕.北京:中国电力出版社,2006.

〔2〕DL/T 561—1995火力发电厂汽化学监督导则 〔S〕.北京:中国电力出版社,1995.

〔3〕席洪藻.汽轮机设备及运行 〔M〕.北京:水利电力出版社,1988.

〔4〕DL/T 932—2005凝汽器与真空系统运行维护导则 〔S〕.北京:中国电力出版社,2005.

〔5〕沈阳水泵厂.10LDTN－7PJ凝结水泵说明书 〔R〕.

TK264.1

B

1008-0198(2014)01-0060-03

李明(1973),男,汉族,湖南岳阳人,高级工程师,长期从事汽轮机调试、节能优化等相关技术研究工作。

10.3969/j.issn.1008-0198.2014.01.020

2013-04-03 改回日期:2013-05-22