凝泵变频机组给水溶氧超标排查及处理

李志明　郭明辉

摘 要：凝结水泵进行变频改造后，整个凝结水系统参数发生了重大变化，运行与控制方式发生很大改变。文章结合神华浙江国华浙能发电有限公司1号机组凝结水泵变频改造后的运行实际情况，分析了凝泵变频机组给水溶氧超标的排查和处理方法。

关键词：1号机组；凝结水泵；变频；溶氧超标

引言

氧腐蚀是锅炉系统中最常见又较为严重的腐蚀。氧腐蚀的形态一般为溃疡型腐蚀和小孔型局部腐蚀，对金属构件强度的损坏十分严重。大型高压锅炉都必须装设给水除氧装置，除去锅炉给水中的溶解氧，是保护热力设备经济运行必不可少的手段。宁海电厂控制给水溶氧不得超过7μg/l。

1 设备概况

一期600MW机组，锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司引进美国CE公司燃烧技术生产的SG-2028/17.5-M908亞临界压力控制循环锅炉，汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机。给水系统配有两台50%容量汽动给水泵，一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用。凝结水系统设有两台100%容量的凝结水泵，经过技术改造，其中一台由工频泵改为变频泵。机组正常运行时，变频泵为运行泵，另一台泵处于“工频”备用状态。凝泵变频器输出根据给水流量自动控制凝结水母管压力滑压运行（1.3-2.5Mpa，滑压段对应给水流量950-1850T/h）。

给水系统设有一台除氧器，定压-滑压运行，水箱的贮水量为235m3。给水系统采用单元制，每台机组配有两台50%容量，汽轮机拖动的锅炉给水泵（汽动给水泵），每台汽动给水泵有一台定速电动机拖动的前置泵。汽动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。一台30%容量液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用。在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机MCR工况90%负荷的需要。

宁海电厂给水系统图

2 给水溶氧超标分析

给水溶氧超标的几个因素：

（1）凝结水溶氧偏高。凝结水进入除氧器，经除氧器热力除氧后，仍达不到理想的给水水质要求。

（2）凝补水至除氧器补水门不严内漏。化学除盐水经凝补泵增压后，进入除氧器。而化学除盐水未经过除氧，进入给水系统，影响给水水质。

（3）除氧器加热开度太小，导致除氧效果不理想。除氧器通过四抽、辅汽汽源加热进入除氧器的水源，通过热力除氧，初步达到给水水质要求。

（4）除氧器排氧门开度太小。除氧器内气体未及时排除，导致溶氧超标。

（5）备用给水泵前置泵进口取样门开启。备用泵处于备用状态，给水长期不流通，水质较差，从该管路取样，取样水源选择错误，不能真实反映给水水质。

（6）运行前置泵进口加药门未开启，备用前置泵进口加药门开启。溶氧超标后，经加药无法达到控制水质的效果。

上述几个因素是以往给水溶氧超标主要的排查项目。然而凝泵变频改造后，由于凝结水压力发生变化，导致给水溶氧超标又有了新的途径。

给水系统中，前置泵机械密封冷却水水源有两路，凝补水和凝结水杂用水，两路水源同时供给。凝泵变频运行后，随负荷降低，凝结水压力相应降低。一般，凝结水母管压力维持在1.3～2.5MPa，凝补水母管压力维持在1.4MPa左右。当负荷降低至300MW时，凝结水母管压力1.3MPa，经管道节流损失后，在前置泵机械密封处，可能水源压力低于凝补水水源压力。因凝补水压力高，前置泵机械密封冷却水自动切换至凝补水供，该机械密封冷却水进入前置泵，进入给水系统，经给水再循环管流入除氧器。凝补水未经化学除氧，溶氧较高，影响给水水质。

低负荷时，给水工质循环简图如下：

3 给水溶氧超标处理方案

针对上述引起给水溶氧超标的因素，制定以下几点处理方案。

（1）排查凝结水溶氧高的原因，及时采取措施。

（2）就地紧固凝补水上水至除氧器的手动门。

（3）加大除氧器加热热源开度。

（4）关闭备用给水泵给水取样门。

（5）确认开启运行给水泵加药门。

（6）若是凝泵变频后，低负荷工况下，凝补水串至给水，后经再循环进入除氧水箱，导致给水溶氧升高。需将凝补水至前置泵机械密封水母管手动门关闭，观察效果。

4 结束语

凝泵进行变频改造后，节能效果非常明显，经济效益显著，但是设备的改造也给系统的安全性增加了风险，也增加了运行人员操作风险性，因此一定要注意对运行参数多监视，发现给水溶氧超标要及时分析和处理，确保机组安全稳定运行。

参考文献

[1]张宝.#1机组凝结水泵变频改造后试验方案[Z].2010.

[2]俞文，丰暴，等.浙江国华浙能发电有限公司4*600MW机组系统说明书[Z].2006.

[3]陈红铁，何曙勇，等.浙江国华浙能发电有限公司4*600MW机组运行规程[Z].2013.

作者简介：李志明（1983-），男，汉，甘肃白银人，助理工程师，现于浙江国华浙能发电有限公司从事集控运行工作。