凝结水含氧量超标的试验研究——以大唐淮南洛河发电厂#4机为例

田友见

（大唐淮南洛河发电厂运行一分场，安徽 淮南 232008）

1 前言

长期以来，凝结水含氧量超标的问题在大唐淮南洛河发电厂#4机组300MW机组中一直存在，进而在一定程度上直接威胁到机组的安全运行，需要对其进行处理。为此，在凝汽器查漏方面，该厂组织开展了大量工作。大小修、停机备用期间，虽然多次进行了压磅找漏，并且消除了一些漏点，但是依然没有彻底解决凝结水含氧超标问题。最后，通过总结分析，指出凝结水含氧量超标问题是机组运行过程中，在轴加、汽轮机轴封、凝结水泵轴封等方面存在问题。至此，凝结水含氧过大问题终于得到解决。

2 300MW汽轮机对凝结水质量要求标准

该厂规定，300MW汽轮机组凝结水含氧量应小于或等于30g/L。

3 凝结水含氧过大的坏处

3.1 凝结水含氧过大会缩短所流经设备的使用寿命；

3.2 凝结水含氧过大会降低汽轮机抽汽加热设备的换热效率；

3.3 凝结水含氧过大会降低该厂机组的真空和效率。

4 整个试验过程

该厂#4机组凝结水含氧量一直大于100g/L，根据凝结水质量要求标准，#4机组凝结水含氧严重超标。由于影响凝结水含氧量的因素比较多，并且范围较广，所以该机组在试验过程中决定分系统、分设备和分步骤地查找机组问题。根据机组凝结水含氧量超标的影响因素，以及易发部位等，从以下几方面展开调查。

4.1 轴封加热器疏水对凝结水含氧量的影响

轴封加热器是汽轮机轴封系统的部分设备，其作用主要表现为，对汽轮机高低压轴封和高、中压主汽调节阀阀杆漏出的汽气混合物，以及小机轴封等通过凝结水进行冷却。在冷却过程中，为了防止高温蒸汽从轴封端泄漏，进一步影响其安全，通常情况下，需要使轴封加热器汽室内始终保持真空状态。同时，使混合物中的汽气混合物凝结成水，而气体排向大气。通过将汽气混合物的热量传递给凝结水，在一定程度上提高了机组的经济性。

汽气混合物进入轴封加热器汽侧后，借助换热管与凝结水实现热交换，进一步升高凝结水的温度。同时使得汽气混合物中的大部分蒸汽凝结成水，经U型水封管，通过疏水出口管排入凝汽器。不能凝结的气体和少量蒸汽，通常情况下，通过轴封加热器风机排到大气中。

在轴封加热器运行过程中，需要对轴封加热器的水位进行监视和检查。如果破坏或失去水封管的水封，那么将会直接导通轴封加热器汽侧和凝汽器，进而在一定程度上导致不凝结的气体直接进入凝汽器中，进一步破坏凝汽器的真空，进而增加了凝结水的含氧量。在压力方面，与凝汽器相比，由于轴加风机的压力比较小，通过轴封加热器和U型水封管，使得大量的空气进入凝汽器。

实验结果显示，凝结水含氧量在轴封加热器水位遭到破坏或者不良运行时最高达到296g/L。

4.2 凝泵密封不严实

该机组刻意把凝结水泵的密封水压力加大，尤其是备用凝结水泵密封水压力。结果表明这种方式大大降低了凝结水泵出口含氧量，说明凝结水泵密封水压力严重影响凝结水含氧量。

4.3 凝汽器补水对凝结水含氧量的影响

当机组正常运行时，通过凝汽器喉部喷淋管，化学除盐水补至热水井。一般情况下，凝结水含氧要求不超过100g/L。对于凝汽器来说，由于本身具有相应的真空除氧效果，当补水量不大时，凝汽器利用自身的功能就可以除去盐水中的氧，不影响凝结水的含氧量。调查结果显示，当补水量比较大时，也就是凝汽器的补水率超过10%时，凝汽器补水会直接影响凝结水的含氧量。

4.4 凝结水过冷度对凝结水含氧的影响

当凝结水进行过冷时，如果存在过度冷却，那么将会对机组运行的安全性、可靠性、经济性构成威胁。如果凝结水温度过低，也就是说凝结水水面上蒸汽分压力降低，气体分压力增加，会在一定程度上使得溶解在水中的气体含量增加。通常情况下，凝结水中溶解的气体量与热井水面上气体的分压力为正比关系，因此，如果凝结水过冷度，那么将会直接增加凝结水的含氧量。

4.5 凝汽器的热井水位对凝结水含氧量的影响

在不同水位下，该机组通过测定凝汽器热井中凝结水的含氧量，发现凝结水中含氧量相对最低时，凝汽器的水位处于638～876mm之间。反之，水位低于638mm或者水位超过876mm时，凝结水中的含氧量呈现增大的趋势，尤其是当凝汽器水位过低或过高时，凝结水含氧量将明显增大。当凝汽器的水位过低时，在凝汽器的热水井中，凝结水容易产生涡流，其中夹带气体，进而在一定程度上增加了凝结水的含氧。

5 改进措施

5.1 改进轴封加热器疏水系统

对于轴封加热器原“U”管结构来说，由于难以控制疏水系统的水位，使得轴加处于无水位运行状态，一方面降低了凝汽器的真空度，另一方面增加了凝结水的含量。对轴封加热器原“U”管结构进行了改造，与过去单纯“U”管水封结构相比，改造后的疏水系统比较复杂，主要是增加了一套凝结水回收水箱的水位调节控制装置，这套装置在一定程度上增加了轴加疏水系统工作的可靠性、稳定性。通过将疏水去凝器的接口由热井部位提高几米，或者将其接到凝汽器的上部蒸汽空间，进一步降低轴封加热器疏水的含氧量。通过上述处理，凝汽器的真空除氧功效可以被充分利用，将轴封加热器疏水对凝结水含氧的影响降到最低。

5.2 降低凝结水的过冷度

对于现代大型火电站来说，其凝汽器通常为回热式结构，这种结构具有合理的管束，同时降低了汽阻，可以运行在额定的设计工况下，凝结水过冷度甚至达到零。在这种情况下，凝汽设备的运行工况因素会影响凝结水过冷度，其中，凝汽器的冷却水的入口温度和流量是最重要的因素。

5.3 完善凝汽器水封阀系统

在建立机组的初期，由于受各种因素的影响，一直没有对#4机组处于负压系统中的阀门格兰水封给予高度重视。事实证明，对于凝结水的含氧量，这些部位产生的影响比较大，尤其是处于水侧中的阀门，空气直接进入水中导致影响更大。因此，需要进一步对此系统进行完善，确保水封系统正常运行。

6 结论

经过反复排查和试验，终于找到该厂300MW机组凝结水含氧超标的原因。在试验期间，采取措施确保轴加运行在高水位，同时安排运行人员对水位进行就地监视和调整，进而在一定程度上防止轴加水位过高，进一步威胁到设备的安全性。同时适当增加机轴封汽的压力，确保机组真空的严密性等。经过试验，运行结果显示，凝结水溶氧量由原来的125g/L降至23g/L，凝结水含氧量达到合格标准。为了全面降低机组凝结水中的含氧量，根据文中阐述的方法和方案，对影响凝结水含氧量的系统、部位等进行改造，进一步使凝结水含氧量长期保持在较好的范围内，进而确保机组运行的安全性。同时对机组负压系统进行定期查漏，确保机组真空的严密性，并且降低凝结水系统的补水量，对机组进行改进和调整，进而在一定程度上降低凝结水的含氧量。

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