低压炉水溶氧高故障诊断与处理

崔腾飞 孙海龙

（北京京能未来燃气热电有限公司，北京 102209）

低压炉水溶氧高故障诊断与处理

崔腾飞 孙海龙

（北京京能未来燃气热电有限公司，北京 102209）

未来燃气热电厂的锅炉低压炉水时常发生溶氧超标问题，而每次从发生到解决问题所耗费的时间较长。通过对每次溶氧高问题的解决时间进行统计，并结合系统设计、运行参数，分析出造成未来燃气热电厂低压炉水溶氧高的故障点，以及每次解决溶氧高问题耗费时间长的原因，并制订出相应的措施，尽量缩短余热锅炉受热面暴露在高溶氧环境中的时间。

燃气蒸汽联合循环；余热炉；炉水；故障

1 未来燃气热电厂系统概况

同时，未来燃气热电厂肩负为未来科学城供热的功能，厂内热网系统设置有热网加热器系统和余热利用系统。机组在高中压缸排气口设置抽汽，用于厂内热网加热器及余热利用。进入两个系统的蒸汽凝结为凝结水，重新回到系统参与汽水循环。

其中，余热锅炉低压部分，在低压汽包内部内置除氧器，兼具汽包和除氧的功能。同时在低压汽水系统设置3个取样点，对水系统的溶氧进行监测

2 造成未来燃气热电厂余热锅炉低压炉水溶氧超标的原因

2.1 余热锅炉低压除氧器除氧能力下降

通常造成余热锅炉低压除氧器除氧能力下降的原因是由于余热锅炉低压除氧器进水温度偏低。运行时设置除氧器进水温度（省煤器出口温度）等于低压汽包壁温，保证低压汽包的进水在除氧器内部处于汽包压力下的饱和态，使除氧器内部的不凝气体分压力接近0，达到除氧的效果。当低压汽包进水温度低于低压汽包压力下的饱和温度时，将使除氧器内部不凝性气体的分压升高，造成炉水溶解氧含量升高。

2.2 热网加热器凝结水溶氧过高

热网加热器凝结水，由热网疏水泵输送至凝结水泵出口母管，混合凝汽器内的凝结水后，进入余热锅炉低压汽包，导致低压炉水溶氧含量超标。

2.3 余热利用凝结水系统凝结水溶氧过高

余热利用凝结水，凝结后汇流至余热利用闭式水箱，经由余热利用疏水泵输送至凝汽器疏水扩容器，导致凝结水溶氧严重超标，影响低压炉水溶氧数值。

3 导致解决低压炉水溶氧含超标问题耗费时间长的原因

通过调取DCS历史曲线，查询机组参数。统计出机组2015年12月6日至2016年5月12日4次低压炉水超标事件的溶氧超标时间。未来燃气热电厂4次低压炉水溶氧高问题解决耗费时间都很长，最长的一次长达342h。锅炉受热面长时间暴露在高溶氧环境中，严重影响锅炉寿命、经济性、安全性。

造成未来燃气热电厂低压炉水溶氧高问题解决耗费时间长的原因如下，一是未来燃气热电厂取样点设置不合理。一方面，热网加热器疏水取样点位置设置不合理。以2016年1月16日低压炉水溶氧超标为例，经大量检查、试验后发现，导致这次低压炉水溶氧超标的原因在于热网加热器泄漏空气，导致热网加热器的凝结水溶氧含量超标，经疏水泵混入凝结水后，使低压炉水溶氧超标，切换热网加热器后，机组低压炉水溶氧恢复正常。另一方面，凝结水母管取样点设置不合理。未来燃气热电厂凝结水取样点设置在凝结水母管处。热网加热器凝结水经由热网疏水泵汇入凝结水母管，取样点设置在此汇合点之后。当运行人员发现凝结水溶氧超标时，难以区分低压炉水溶氧超标故障的根源，是因为热网加热器疏水溶氧超标造成的还是凝汽器凝结水造成的。

二是当发生低压炉水溶氧高故障时，开始采取措施的时间没有统一的规定。当机组刚刚启动时或者热网系统、余热利用系统刚刚投入时，机组溶氧会短暂超标一段时间。当运行人员发现低压炉水超标后，容易被以上因素干扰到判断。

4 改善措施及系统改造

首先，针对机组取样点设置不合理，需要对取样点进行改造；将热网加热器疏水取样点改造至热网疏水泵出口；将凝结水母管取样点改造至凝结水及热网疏水汇合点之前。

其次，当发生低压炉水溶氧高故障时，开始采取措施的时间没有统一的规定，今后需要制订统一的时间。如表1所示，故障点消除后溶氧恢复正常的时间为2h。

表1 故障点消除后溶氧恢复正常的时间

调取历史记录，发现当机组刚刚启动时或者热网系统、余热利用系统刚刚投入时，机组溶氧会短暂超标一段时间。但是，时间最长的一次为40min。规定当溶氧超标30min，即可采取相应措施。

最后，针对低压炉水溶氧高故障没有合理的应对措施和流程。一方面，当发生低压炉水溶氧高故障时，检查有无新的系统投入。如有新系统投入，等待30min。如没有新系统投入，立即采取下一步措施。另一方面，首先通过低压汽包和凝结水系统的取样点，判断故障发生的系统。一是如果低压炉水溶氧高，同时凝结水溶氧、热网疏水溶氧数值正常，可判断故障发生在余热锅炉。可调整低压汽包进水温度，观察炉水溶氧变化。二是如果低压炉水溶氧高，热网疏水溶氧高，同时凝结水溶氧正常，即可判断故障发生在热网系统。可切换热网加热器，观察溶氧变化情况。三是当低压炉水溶氧高，凝结水溶氧高，同时热网疏水溶氧正常时，即可判断故障发生在凝结水系统，应对凝结水系统进行排查。

5 结论

实施以上措施同时对系统进行改造后，未来燃气热电厂发生低压炉水溶氧高故障后，解决故障耗费的时间明显缩短。最近一次的低压炉水溶氧高故障发生后，仅3h低压炉水溶氧便恢复正常。实施以上措施同时对系统进行改造后，一年来未来燃气热电厂低压炉水溶氧高故障仅发生了2次。

［1］ 赵月刚，孔凡立，张玉堂.低压锅炉给水泵出口压力骤降原因分析及对策［J］.通用机械，2016（10）：23-25.

［2］ 项彩萍.低压锅炉清洗过程中缓蚀问题的研究［D］.淮安：安徽理工大学，2010.

Fault Diagnosis and Treatment of Low Pressure Boiler High Dissolved Oxygen

Cui TengfeiSun Hailong
（Beijing Jingneng Future Gas Power Co.,Ltd.，Beijing 102209）

Boiler low pressure boiler of future gas-fired thermal power plantfrequent oxygen exceed the stan⁃dard problem,and each time takes a long time from happening to solving it.Based on the statistics of each high dissolved oxygen settling time,combining with the system design and operation parameters,this paper analyzed the cause of low pressure boiler fault point high oxygen in future gas-fired thermal power plant,and every time to solve the problem of high dissolved oxygen reason time consuming,and formulated the corresponding measures to shorten the time of the waste heat boiler heating surface exposed to high dis⁃solved oxygen environment as much as possible

gas steam combined cycle；waste heat boiler；boiler；fault

未来燃气热电厂发电机组为燃机蒸汽联合循环发电机组，机组容量为255MW，余热锅炉容量较大，对于汽水指标有比较严格的标准，要求将凝结水溶氧控制在50μg/L，低压炉水溶氧控制在7μg/L。当锅炉水溶氧过高时，会加速锅炉内部的结垢及锅炉受热面的腐蚀。当锅炉内部结垢量较大时会严重影响锅炉受热面的传热效率，降低锅炉的热效率［1-2］。所以，将机组的炉水溶氧控制在合格范围内，对于使锅炉在设计使用寿命时间内经济、安全运行有很重要的意义。

TK224

A

1003-5168（2017）11-0144-02

未来燃气热电厂燃机蒸汽联合循环，余热锅炉采用无锡华光锅炉厂生产的双压（高压蒸汽作为汽机主蒸汽，低压蒸汽作为汽轮机补汽）、无补燃、卧式、紧身封闭和自然循环燃机余热锅炉。锅炉型号为UG-SCC5-2000E-R，设计使用寿命30年。

2017-10-11

崔腾飞（1988-），男，本科，助理工程师，研究方向：制冷系统运行。