火电机组真空溶解氧超标分析和解决方法

郝东伟

摘 要：分析火电机组真空和溶解氧超标造成的危害，介绍凝汽器如何形成真空以及影响机组真空和凝结水含氧的主要因素，结合某热电厂220MW机组真空系统存在的诸多问题以及解决过程，提出分析真空严密性及凝结水溶解氧超标的一些方法和解决措施，供相关专业人员借鉴。

关键词：真空;严密性;凝结水;溶解氧

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.22.116

1 前言

凝汽器真空度是火电机组汽轮机一项重要的运行指标，它对机组运行的安全性和经济性起着至关重要的作用。凝汽器真空度出现大幅下降，汽轮机排汽温度就会大幅上升，引发排汽缸变形，轴承箱位移和转子中心偏移，易造成汽轮机发生动静部分径向碰磨，振动异常增大甚至发生重大设备损坏。相同负荷下，凝汽器真空度降低，汽耗量增大，低压缸末级叶片可能超负荷，转子轴向推力增大，推力轴承易发生过负荷损坏，造成汽轮机发生动静部分轴向碰磨，同样会引起振动增大和重大设备损坏。同时汽耗量增加，将增大汽轮机能量损耗，凝汽器的真空每降低1%，机组的热耗也将增加1%，严重降低火电机组运行的经济性。

凝结水溶解氧是火电机组重要化学监督指标之一，而凝结水溶解氧通常与火电机组真空系统的严密性紧密相关。凝汽器真空度低，真空泄漏率超标，大多伴随着凝结水溶解氧超标。金属和氧会形成原电池作用，因铁的电极电位比氧低，在铁氧腐蚀电池中，铁就成为阳极，会被腐蚀。含有大量氧的凝结水会对轴封加热器、高低压加热器等除氧器前回热系统设备及附属管道造成腐蚀。《火力发电厂水汽化学监督导则》中规定，锅炉给水溶解氧应≤7ug/L，凝结水中的含氧量超标严重时，受除氧器除氧能力的限制，经除氧器除氧后的锅炉给水中氧含量也很可能发生超标情况。因为给水系统运行温度较高，给水管道和省煤器更易产生氧腐蚀。如发生严重的氧腐蚀现象，腐蚀产物Fe2O3和Fe3O4常以疏松多空状态附着在金属表面上，其本身没有保护性，一旦形成腐蚀点，将继续扩大腐蚀形成鼓包，鼓包下的金属因与周边金属存在电位差，又会产生腐蚀电池现象，腐蚀情况会越发严重，形成溃疡状，继而发生泄漏。氧腐蚀会严重影响锅炉传热效率，腐蚀产物会堵塞锅炉受热面管道，造成管道缺水过热，引发锅炉爆管。氧腐蚀还会加快锅炉管道设备结垢速度，产生垢下腐蚀现象，严重威胁火电机组的安全运行。

2 凝汽器真空形成原理

因汽轮机排汽进入凝汽器后，受循环冷却水（或空气）冷却作用后凝结成水。0.04kg/cm2绝对压力下，水蒸气在凝汽器密闭空间内变成水后体积缩小35318倍，从而在凝汽器内形成高度真空。凝汽器内的真空大小由汽轮机排汽的冷凝温度确定，而冷凝温度由热平衡和凝汽器传热端差决定。循环冷却水从凝汽器入口流到出口后温度上升，水蒸汽凝结温度与循环冷却水出口温度之差就是凝汽器传热端差。机组运行时极限真空是蒸汽冷凝时的饱和压力，因水蒸气中含的不凝结气体（氧气、二氧化碳等）会在水蒸气凝结后析出，凝汽器内的实际真空是凝汽器内水蒸气、不凝结气体和水共存状态下的饱和压力。真空泵的作用就是抽出存于凝汽器中的不凝结气体，降低不凝结气体分压，减小换热端差，提高凝汽器换热效率，提高机组真空度和机组运行经济性。

从以上分析可看出，如需提高机组真空，采取措施的主要方向就是尽量减少凝汽器中存留的不凝结气体和降低水蒸汽冷凝温度。

3 凝汽器真空泄漏率超标的主要因素

造成汽轮机凝汽器真空度低，真空严密性不合格的原因很多，如真空泵工作不正常，抽吸不凝结气体能力差;循环水泵故障，供水量不足;凝汽器换热管堵塞，换热能力下降等，但大多是因汽轮机真空负压系统不严密，空气被吸入凝汽器造成的。

空气进入凝汽器主要通过两个通道，一是混合在汽轮机做功后排出的水蒸汽中，由于锅炉给水都要经过多重除氧处理，所以经该通道进入凝汽器的空气量并不多，约占凝汽器内不凝结气体总量的百分之几;二是通过真空系统的不严密处，经负压设备和管道进入到凝汽器中。真空负压系统是一个庞大系统，除最主要的凝汽器外，还包括汽轮机的低压缸和低压缸轴封，凝结泵入口管道及设备，凝结泵机械密封，轴封加热器、低压加热器、疏水扩容器及其附属管道和阀门等。空气大量进入到凝汽器，将使凝汽器换热能力大幅下降，过量的不凝结气体使真空泵等抽气设备过负荷，凝结水溶氧量及过冷度快速增加。

易发生真空泄露的部位有：（1）低压缸及轴封套结合面冲蚀泄漏;（2）凝汽器喉部外壁焊口或膨胀节泄漏;（3）凝汽器及凝结泵入口管道法兰及放水放空气阀门;（4）高低压加热器疏水阀及阀后管道与凝汽器和疏水扩容器集管的连接焊口等;（5）低负荷运行时，热网加热器及其排汽管道、供热抽汽管道末端等。

4 影响凝结水溶氧的主要因素

（1）凝结水溶氧超標大多是因真空系统不严密造成的，空气中的氧气溶入到凝结水，造成溶氧量超标。（2）凝结水溶氧超标还有很多是因凝结水过冷度过大造成的，特别是冬季，因循环冷却水（或空气）温度过低，凝结水出现过冷现象。如凝结水温度低于该真空度下饱和温度时，会有部分氧气溶入到凝结水中，且过冷度越大则氧含量越高。（3） 凝结水补水除氧能力降低，造成补水氧含量过高。因除碳器没有除氧能力，导致凝汽器补水中溶解氧量接近饱和。补水温度在20～30℃时，补充的除盐水溶氧量一般为6～8mg/L。因冬季补水温度更低，除盐水溶氧量会更高。虽凝汽器有一定除氧能力，但补水量较大时，凝汽器补水会对凝结水溶氧有较大影响。特别是凝汽器补水直接补入热井时，因没有利用凝汽器的真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。

5 实例

某热电厂220MW机组存在真空泄漏率不合格和凝结水溶解氧超标问题，真空泄漏率超过1000Pa/min，凝结水溶解氧超过100μg/L。《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中规定，该蒸汽压力等级机组凝结水溶解氧应≤40ug/L。该厂利用氦质谱仪、真空系统灌水、摸排系统和分部隔绝系统等方法查找消除了多处漏点，主要部位如下：（1）B凝结泵机械密封套密封胶圈;（2）A凝结泵机械密封空气管法兰;（3）A/B/C凝结泵入口滤网端盖法兰;（4）A/B/C凝结泵入口滤网放水门;（5）凝汽器汽侧放水门;（6）主机、小机大气安全门;（7）凝汽器汽侧人孔门;（8）三级减温减压器减温水法兰;（9）A、B热网加热器运行排气门;（10）热网加热器水平衡放水门等。

通过上述工作，真空泄漏率和凝结水溶解氧均有明显改善，一度均达到合格标准。但之后又出现反复，真空泄漏率升高到500Pa/min，随后查出低压轴封泄汽母管疏水向疏水扩容器漏空气，关闭疏水门后真空泄漏试验为300Pa/min，但凝结水溶解氧没有变化，一直维持在80μg/L左右。利用氦质谱仪对真空系统漏点再次进行查找，发现汽轮机低压缸喉部汽缸结合面电、炉两侧均有明显漏点，用密封胶将泄漏点结合面和螺栓等部位进行了封堵，封堵后溶解氧下降至30μg/L以下，真空泄漏试验为180Pa/min，达到合格标准。之后又随着供热量的降低，凝结水溶解氧呈初步下降的趋势，停止供热后凝结水溶解氧下降至5～15μg/L左右。

综上所述，该厂汽轮机真空泄漏率不合格和凝结水溶解氧超标问题分析如下：

（1）因低压缸支撑方式的原因，低压缸中部的分流环部位悬空，因低压缸缸体较薄，造成缸体在中部位置垂弧较大，又因该部位结合面螺栓位置狭窄，在进行紧固螺栓工作时十分不便，该处存在泄漏点可能是由于在紧固低压缸中部结合面螺栓时紧力不夠，结合面不严密造成的。（2）低压轴封泄汽母管的疏水设计不合理，因厂房狭小，低压轴封泄汽母管存在多处U型弯，在每处U型弯管道的底部均设有疏水管并引至疏水扩容器，其中有一处疏水未设计疏水器，有疏水器的疏水管也存在疏水器密封效果不好的缺陷，造成低压轴封泄汽管道中的空气被直接抽入到负压系统，影响真空系统严密性。（3）部分负压系统的阀门质量不佳，尤其是基建期中由安装单位负责采购的阀门内漏缺陷较多。在机组安装和后来的检修过程中，也存在一些施工质量问题，造成负压系统漏点较多。（4）热网加热器汽侧系统不严密，供热期机组低负荷时，热网加热器及其排汽管道、供热抽汽管道末端等部位会成为微负压状态，造成空气漏入，造成凝结水溶解氧升高。热网加热器运行排气中含有较多的空气，而其运行排气排入到凝汽器后，造成凝结水溶解氧超标。

6 结束语

真空泄漏率和凝结水溶解氧超标是困扰很多电厂汽机专业技术人员的一个难题。真空负压系统漏点看不见、摸不着，查找起来非常困难。真空泄漏率和凝结水溶解氧超标现象大多是由很多小缺陷积累之后造成的，这就要求我们专业技术人员遇到问题时要勤思考、多分析，一定要先搞清楚对其影响的因素，有目的、有重点的开展工作。同时要有持之以恒的精神，真空系统查消漏工作要坚持不懈，尤其是在基建安装、设备检修和维护的过程中要严把质量关，避免遗留甚至增加负压系统漏点，保证设备的健康水平。以上仅是个人的一点经验总结，以供参考。

参考文献：

[1]DL/T 561 火力发电厂水汽化学监督导则[S].2013.

[2]GB/T 12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量[S].2016.