改善凝结水溶氧量的方法探讨

王海军 卢林

【摘要】凝结水溶氧量事关热力系统的安全性和经济性，本文根据奉节电厂两台600MW超临界火电机组凝结水溶氧量偏高现象，通过分析凝结水系统、真空系统设备结构及运行工况，结合实际处理过程和效果，找出影响凝结水溶氧量的关键因素，总结归纳出一些改善凝结水溶氧量的方法，最后提出将凝结水泵机封改为双端面机封和适当提高密封水压力是改善凝结水溶氧量的最有效办法。

【关键词】凝结水  溶氧量  凝结水泵  机封

一、前言

当前发电机组容量和参数不断提高，对热力系统的介质品质要求越来越严格，凝结水溶氧量作为火力发电厂凝结水品质的主要指标之一，重要性不言而喻。若凝结水溶氧量长期偏高甚至超标时，凝结水通过轴封加热器、低压加热器以及凝结水系统管道，在设备表面会产生氧腐蚀，降低设备使用寿命，引起系统换热器乃至管道泄漏，造成系统安全性下降。同时加热器的换热管表面会因氧腐蚀形成垢面，降低换热器的换热效率，造成系统经济性下降。此外，根据GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》要求，当过热蒸汽压力在18.4～25.0MPa范围内的火电机组，凝结水溶氧量不得超过20μg/L。

因此，降低凝结水溶氧量，保证凝结水水质，避免凝结水系统设备腐蚀，能有效提高火力发电机组的安全性和经济性，这不仅关系到发电企业的生存、效益和发展，而且还直接关系国民经济发展和人民群众生活，本文就结合奉节电厂两台600MW机组凝结水溶氧量改善过程，对如何改善凝结水溶氧量的方法进行总结和探讨。

二、机组概况及凝结水溶氧量情况

华电国际奉节发电厂一期2×600MW“W”火焰超临界燃煤汽轮发电机组，汽轮机为上海汽轮机厂生产的N600-24.2/566/566型超临界凝汽式汽轮机，每台机组各配有2台100%容量的10LDTNB-4PJX型变频凝结水泵，一台100%容量的变转速凝汽式给水泵汽轮机，给水泵汽轮机配有单独的凝汽器、真空泵、凝结水泵等设备。

凝结水系统的主要功能是把凝结水从凝汽器送至除氧器。在输送过程中对凝结水进行除盐、除氧、加热等系列必要环节，保证系统安全可靠运行和提高循环热效率。该厂机组溶氧测点共有两处，溶氧测点1位于主机凝结水泵出口凝结水母管，测量凝结水溶氧量（标准≤20μg/L）;溶氧测点2位于除氧器出口给水管道，测量给水溶氧量（标准≤7μg/L），凝结水通过在凝汽器中真空除氧和加联氨化学除氧来保证水质。

该厂两台机组自投运以来，测点1凝结水含氧量一直偏高，比较突出的是低负荷运行中，尤其是在机组负荷330MW左右时，凝结水溶氧量（24-26μg/L）明显超标，而测点2给水溶氧量（6.7-6.9μg/L）却一直在合格范围内。

通过对比同类型同容量机组，其它电厂机组运行时凝结水溶氧量均未超过13μg/L。电厂通过调整运行参数、校核仪表、加装喷淋水等办法，能降低凝结水溶氧量至合格，但改善空间很大。若机组长期在凝结水溶氧超标情况下运行，将影响整个机组的安全运行，如何改善凝结水溶氧量成为一个迫切的难题。

三、凝结水溶氧量高的原因及改善方法

理论上，当凝结水在排汽压力下达到饱和状态且无过冷度时，则凝结水中含氧量趋于零。因此，造成凝结水溶氧量不合格的原因主要有以下三方面：機组真空系统不严，外部空气漏入真空系统，部分溶于凝结水;收集的凝结水和补水溶氧量大;凝汽器除氧效果不好和凝结水过冷度过大。下面对原因进行具体分析，提出改善方法，并进行简要探讨。

（一）降低凝结水溶氧量的测量偏差

因凝结水溶氧取样点至溶氧仪表管线较长，穿插着取样阀、盘柜、减温器、恒温箱等诸多中间装置，有漏入冷却水的可能性。此外，凝结水溶氧测量计为本身存在测量偏差，需定期校核。日常工作中，应定期对取样装置进行检查、定期校验表计，人工取样化验分析对比数据，确认取样测量数据能正确地反应凝结水溶氧水平。

（二）提高凝汽器真空系统的真空度

如果机组真空严密性太差，那么凝汽器汽侧会漏入较多空气，增大凝结水溶氧量。机组正常运行阶段，大小机凝汽器真空系统严密性试验定期执行，采用氦质谱检漏仪等先进工具和技术查漏，确保机组真空严密性良好。

（三）避免凝结水的过冷度

凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶于水中的气体含量增加，因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量增加，且过冷度越大，凝结水溶氧量就会更高，这也是冬季凝结水溶氧量比夏季高的原因。机组运行中，要严格控制凝汽器的水位，检测凝结水的硬度、避免循环水漏入凝结水，根据机组负荷和环境问题及时调整循环水量，保证抽真空系统的正常投入，尽量避免凝结水过冷度。

（四）降低凝结水水源溶氧量

凝汽器的水源主要包括自身的凝结水、除盐补充水、加热器的疏水、给水泵密封回水以及小机凝结水等。如若运行方式、参数调整不当，或溶氧量太高的水进入凝汽器，凝结水溶氧量定会增大。因此，所有非“凝结”水源应保证溶氧量合格，并且全部进入疏水扩容器，进行充分雾化、除氧后才能流入热井，凝结水溶氧量才不会受到影响。

（五）降低凝结水泵的漏入量

该厂主机凝结水泵系沈阳工业泵生产的10LDTNB-4PJX型凝结水泵，为立式、双层壳体离心水泵，轴端密封采用单端面机械密封，密封水为除盐水、闭式水和凝结水。本身单端面机械密封密封性能较差，在长期运转后动静环形成磨损，密封水的压力又偏低，空气在凝汽器负压的作用下直接进入凝结水，对凝结水溶氧量影响较大。同时密封水水源尤其是闭式水含氧量颇高、凝结水含氧量本身不合格，密封水密封后直接进入凝结水，加剧了凝结水含氧量的恶化。此外，凝结水泵本身处于机组负压区域，抽空气管道、入口阀门、筒体等处若有不严密现象也必将影响机组的凝结水溶氧量。针对以上情况，可以通过以下方法进行解决。

（1）凝结水泵机封密封水源的改造。凝结水泵机封密封水回水通过凝结水泵的负压抽吸直接进入凝结水，若密封水溶氧量高，虽然密封水流量较小，但一定程度上还是会对凝结水溶氧产生负面影响，必须保证密封水的溶氧量和水质。因此，对凝结水泵机封密封水源进行改造，取消闭式水至凝结水泵密封水管路，凝结水系统启动时，凝结水泵使用除盐水作为密封水水源，运行正常后，将密封水水源切换为凝结水母管供给。

（2）凝结水泵机封改造。判断凝结水泵机封处有无泄漏的最直接办法，就是在机封处加装淋水装置，淋水采用凝结水或除盐水，观察凝结水溶氧情况，若凝结水溶氧量有明显降低，由此推断有空气通过机封漏入凝结水。该厂为证实凝结水泵机封处存在漏空气现象，在凝泵机封处加装一淋水装置，发现凝结水溶氧量有明显降低，说明凝结水泵机封处存在严重漏空气。

停机后，检查机封状况，发现机封密封面正常，机封本体材质、密封材料均符合要求。通过查阅资料和咨询多个机封厂家，得知若采用双端面机封，其密封效果明显优于单端面机封，因此将凝结水泵机封更换为双端面机封，并增加密封水回水管道。通过此次改造，机组运行时凝结水溶氧量始终小于9μg/L，得到了很大改善。

（3）提高凝结水泵机封密封水压力。无论是备用还是运行的凝结水泵都处在高度真空下，其轴端必须有可靠的密封，凝结水泵机封密封水不但有冷却密封面的作用，更有密封的作用，若机封密封水压力低，不足以密封机封，必会导致空气被吸入。为判断密封水压对凝结水溶氧量的影响，该厂将凝结水泵机封密封水压力从0.2MPa调整至0.35MPa后，发现凝结水溶氧量有明显的改善，这也从另一方面印证了凝结水泵机封存在漏空气现象。而凝结水泵一般为变频运行，每日设备巡视时应查看密封水压力和流量，发现压力过低或流量不足时应及时调整。

四、结束语

降低凝结水溶氧量的方法多种多样，关键还是要结合系统和设备的特点和运行状况，奉节电厂两台机组凝结水溶氧量超标的主要原因是凝结水泵机封发生泄漏，通过有效的技术改造，将凝结水泵机封更换为双端面机械密封和提高密封水压力，防止了空气通過轴端进入凝结水，有效地降低了凝结水溶氧量，延长了管道及设备的使用寿命，增强了机组运行的稳定性，此外，这次改造经验也能给其他类似发电机组提供一定的借鉴和帮助。

参考文献：

[1]白秀春，卢建荣.凝结水溶解氧超标的原因分析及处理[J].信息记录材料，2018.

[2]邱家煜.凝结水溶氧量超标原因分析及改进[J].华电技术，2012.

[3]李岸然.600MW发电机组凝结水溶氧量超标的治理[J].广西电力，2010.

作者简介：王海军（1987-），男，重庆开州人，助理工程师，从事火力发电厂维护检修方面工作;

卢林（1992-），男，重庆开州人，助理工程师，从事火力发电厂汽机维护和检修方面工作。