某电厂凝结水溶氧超标的原因分析及处理

【摘  要】某75MW汽轮机运行一段时间后发现凝结水溶氧超标问题，通过对系统结构分析和试验，排除次要因素，找出影响凝结水溶氧超标的关键因素，并进行系统改造，降低汽轮机运行时凝结水含氧量，避免热力设备结垢，保证机组运行的安全性和经济性，对同类型汽轮机凝结水系统研究有指导意义。

【关键词】溶氧;超标;危害;改造

一 引言

某75MW汽轮机，型号为LCZ75-7.1/1.27/0.59，双压（带补汽）、可调抽汽凝汽式联合循环汽轮机，运行一段时间后发现余热锅炉低压省煤器入口凝结水溶氧超标，《火力发电厂化学监督导则》中溶氧要求低于40ug/l，而机组在运行过程中，凝结水溶氧含量达到100ug/l以上。凝结水溶氧含量超标，使给水管道和蒸汽管道内壁易发生氧化，内壁氧化层变厚，降低传热效率，同时超标将会造成凝结水腐蚀，由此产生的腐蚀产物在汽水系统中迁移，腐蚀热力设备，使热力设备结垢，积盐，严重影响机组安全经济运行。本文通过结构分析排查影响溶氧超标的因素，最终找到关键因素并进行改造，从而让机组安全经济的运行。

二 凝结水溶氧超标概况

某电厂2*79MW+1*88机组为二拖一抽汽凝汽式发电机组，对外供热量40t/h。凝结水溶氧控制方式主要采用凝汽器真空除氧及辅助蒸汽鼓泡除氧。机组供热后，凝结水溶氧这个指标一直处于超标运行状态。为了彻底消除溶氧超标，该厂从凝结水溶氧超标常见的原因进行分析，并针对各个原因进行查找并采取一定的措施，本文重点对该厂的查找过程及查找出溶氧超标原因后所进行的工作及效果进行了详细阐述。

三 凝结水溶氧超标的可能原因分析

1.负压系统严密性对凝结水溶氧的影响

机组真空泄漏率严重不合格会直接影响凝结水溶氧。机组真空严密性不合格时，漏入凝汽器汽侧的空气量增加，增加了凝汽器真空除氧的负担，汽轮机排汽不能彻底除氧，造成凝结水溶氧超标。

2.凝结水系统辅助设备问题

凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严等均会直接影响凝结水溶氧超标。

3.凝结水补水除氧问题

化学制水系统除炭设备（真空除碳器或鼓风除碳器等）工作原理不同，导致凝结水补水中含氧量接近饱和，若化学制水水质超过100ug/L，补水方式直接补入凝气器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶氧超标。

4.热力系统疏水、回水问题

热力系统疏水、回水直接回收时，若溶氧指标大于100ug/l，回水直接进入凝汽器或者疏水联箱，没有利用凝汽器的真空除氧能力，也會造成凝汽器溶氧超标。

5.汽轮机凝结器热水井水位计、化学取样门漏汽及溶氧表故障等因素造成凝结水溶氧超标。

四 凝结水溶氧超标的可能原因查找

针对以上各种原因，逐项进行检查，排除可能因素，找到关键因素。

1.通过检查凝结水溶氧取样装置、校验表计、人工取样化验对比分析等手段，证明采样装置的测量结果能正确反映凝结水的水质，说明本机组凝结水水质确实存在溶解氧超标的情况。

2.为了验证真空系统的严密性，通过调阅真空严密性试验数据，基本维持在420KPa/min左右，真空系统存在漏入空气的情况。该厂利用查凝汽器真空严密性的机会，查找影响凝结水溶氧的因素，通过压水试验未发现漏点，对所有与凝汽器相连的疏水、回水管道等法兰，阀门进行氦质谱仪查漏，凝泵B排空阀门填料函处有漏点，拧紧螺栓，消除了漏点。对低压轴封及凝汽器氦质谱仪查漏，发现低压轴封漏气量较大。该厂对低压轴封和高压轴封进行了轴封梳齿改造，真空严密性试验数据为200KPa/min，改造后排除了真空系统大量漏入空气的可能性，但是运行时的机组溶氧依旧超标。

3.为了排除凝结水入口负压系统的管道、法兰、放水阀、滤网及滤网透气阀等不严密导致少量空气进入凝结水系统造成溶氧超标，通过现场检查，对可能泄露的地方进行涂抹黄油封堵，凝结水溶氧数据没有明显变化，排除了凝结水泵入口真空系统的不严密的可能性。

4.检查机组凝结水补充水溶氧的情况。电厂的用水一般采用罐式储存方式。本单元机组的补充水即采用罐式储存方式。本单元机组设2台1000m3的除盐水箱、2台180t/h除盐水泵及1台200t/h 启动除盐水泵。化学制水车间的除盐水管输送至除盐水箱，凝汽器补水由3台并联的除盐水泵向机组补水。本公司制水系统未采取真空除碳器，因此除盐水处在氧饱和状态，机组在正常运行时，除盐水直接补至热水井。一般情况下除盐水溶氧为6～8 mg/L，温度为20～30℃。本单元机组对外供热蒸汽为汽轮机9级后抽汽，是可调整抽汽。额定可调整抽汽压力为1.27 MPa，额定可调整抽汽温度 为312 ℃，额定可调整抽汽量65 t/h，最大抽汽量130 t/h。由于凝结器本身相当于真空除氧器，加上凝汽器布置鼓泡除氧，加热蒸汽由鼓泡蒸汽入口进入膨胀箱，进入膨胀箱的过热蒸汽（0.35MPa  250℃ 额定供汽量：2.5t/h）扩容后经鼓泡板向上扩散，与经鼓泡顶板上均匀下落的凝结水形成逆向流动，凝结水被加热到接近或达到饱和温度。从参数来看，凝结水温度接近排气压力下的饱和温度，过冷度极小，故排除凝结水溶氧高的可能性。

5.因疏水和回水回到凝汽器中会进行真空除氧和鼓泡除氧，并且经过人工化验，该两种水溶氧情况合格，故排除疏水和回水溶氧高的可能性。但是凝结水泵密封水是未经除氧进入凝泵，对凝结水系统和密封水进行检查分析。

6.本厂凝结水泵为立式、筒袋式结构，三台50%容量，其中一台备用。凝泵本体设有推力轴承，它位于泵体与电机之间，在联轴器下部，泵产生的轴向力由平衡鼓平衡掉95%，其余残余轴向力由推力轴承承受，轴承冷却水为闭式水。凝泵泵座上设有密封函体、泄压孔、抽气孔。泄压孔用以将轴承腔内压力减至最低，抽气孔用以将泵筒体内的气体及时排至凝汽器。泵体采用机械密封。

密封水来源有两路：一路是凝泵启动时所需的除盐水，一路是启动后的自密封水，也就是凝结水。对除盐水溶氧进行化验，溶氧达到2000μg/L。虽然凝泵运行过程中是用凝结水自密封，而不是除盐水，怀疑是否有除盐水混入其中。为了解答这个疑问，该厂安排了两次试验。

1、运行一台凝泵的情况下，关闭两台备用凝泵的除盐水进口阀门，发现凝结水溶氧降低。

2、运行一台凝泵的情况下，关闭除盐水进口总阀，发现凝结水溶氧降低到10μg/L以下。

通过上述试验结果，分析得出在运行过程中，除盐水混入凝结水中，导致凝结水溶氧上升。

五 凝结水溶氧超标采取的措施及效果

考虑到凝泵启动时需要除盐水密封，考虑到阀门频繁操作对设备的损伤性，对自密封管道进行改造。原自密封管道规格DN12，压力2MPa。而除盐水管道母管DN50，压力0.6MPa，所以，从凝泵出口母管引一路规格为DN50自密封水与除盐水母管相接，只要其中一台凝结水泵正常运行后，在凝结水的高压力下，除盐水母管上的逆止阀就会关闭，阻断机组运行时除盐水混入凝结水的源头。

系统进行改造后经过一年的运行，年度运行数据显示该机组的溶氧超标已得到根治，能维持在40ug/l以下，达到优良的水平。通过改造有效的降低了凝结水溶氧，减轻了管道及设备的腐蚀，延长了设备使用寿命，增加了机组的安全经济性。

六 结语

通过对该电厂机组溶氧超标的可能原因进行查找，确定该电厂机组三台凝泵自密封水混入高溶氧的除盐水造成凝結水溶氧大幅超标。本文通过分析凝结水溶氧超标的各种原因，并针对每种可能产生的原因所进行的查找方式进行阐述;在查找到原因后所进行的设备改造及改造后取得的效果进行了重点阐述，对当今的供热机组溶氧超标治理具有一定的借鉴作用。

参考文献：

[1] 邱家煜.凝结水溶氧量超标原因分析及改进[J].华电技术，2012，34（7）：54-57.

[2] 林福海等.1000 MW机组低负荷凝结水溶氧超标的治理[J].华电技术，2009，31（11）：47-49.

[3] 曲海英等.1000 MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及治理措施[J].华电技术，2014，36（2）：69-72.

作者简介：

雷林伟（1989-），男，浙江杭州人，助理工程师，从事发电运行管理工作（Email：leilinwei@163.com）

（作者单位：杭州华电下沙热电有限公司）