超临界空冷机组低负荷运行期间溶氧升高的异常分析

孟文雄

（山西漳电蒲洲热电有限公司，山西永济 044500）

1 超临界空冷机组概述及异常现象

某电厂350 MW 超临界直接空冷机组空冷系统由6 列空冷排汽装置组成，每列空冷排汽装置有6 个空冷排汽装置单元，其中4 个为顺流单元，2 个顺、逆流混合单元。抽真空系统采用2 台100%容量的水环式机械真空泵，机组正常启动后，保持1 台运行1 台备用。

机组在最近一次检修启动后发现，在低负荷运行期间，凝结水溶氧异常增大，高于《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定的直接空冷机组凝结水溶氧浓度应小于100 μg/L 的标准；而在高负荷运行期间，溶氧浓度正常。凝结水溶氧高会严重影响设备的安全运行，使机组的经济性变差。

2 超临界空冷机组异常原因及对策

机组空冷系统检修期间新增1 组蒸汽隔离门和抽气隔离门，目的是确保机组在冬季运行时防冻保护。检查空冷系统分散控制系统画面数据发现，机组在低负荷运行期间，空冷系统凝水回水温度部分测点异常，过冷度增大，部分测点温度比排汽温度低10 ℃；而在高负荷运行期间，凝结水回水温度与排汽温度相近。选取其中1 点凝结水回水温度与排汽温度比较发现，空冷岛凝结水回水温度变化与溶氧浓度趋势密切相关：凝结水回水温度较排汽温度明显下降时，溶氧浓度立即异常升高；反之，凝结水回水温度升高，溶氧浓度随之下降。在直接空冷系统中，饱和蒸汽被管外空气冷凝变成凝结水，管束内同时存在蒸汽和水的两相流动。凝结水在管束表面或以膜状流动，或形成液滴落下；滴状凝结只在特殊情况下产生，因此管内主要以膜状凝结为主[1]。若凝结水无法正常回水至排汽装置，就会滞留在空冷岛而使凝结水回水温度降低，过冷度增大，溶氧升高。下面进一步分析凝结水回水滞留在空冷岛的原因。

a）凝结水回水管道堵塞或者凝结水回水管道阀门开不到位，导致回水不畅。机组高负荷期运行期间会产生大量的冷凝水，但此时凝结水溶氧浓度下降，系统背压也正常，说明凝结水回水管道畅通。

b） 机组低负荷运行期间排汽装置内压力升高，导致凝结水回水不畅。低负荷运行期间排汽装置内压力升高，考虑是否为机组在低负荷运行期间汽封效果不好存在漏空现象。机组汽封主要是向主汽轮机和2 台给水泵汽轮机的轴封提供密封蒸汽，保证汽轮机形成真空，机组汽封蒸汽来源主要有两路，辅助蒸汽或冷再蒸汽用于低负荷期间的机组密封，高负荷期间机组形成自密封。

机组启动前检修时对机组2 台给水泵汽轮机进行了轴封改造，改造前机组给水泵汽轮机轴封为手动门控制，位置高且不易控制，改造后为电动调整门自动跟踪，为判断是否为机组低负荷运行时小机轴封漏空，选取机组低负荷稳定工况时段，将2台给水泵汽轮机轴封进汽电动调整门解为手动控制，开大调整门，保证给水泵汽轮机轴封密封严密，经数小时观察运行后发现，凝结水溶氧浓度及背压无明显变化。说明机组给水泵汽轮机轴封系统正常，机组在低负荷期间不存在漏空现象。

c）低负荷运行期间空冷岛内部管道有不凝结气体存在，根据道尔顿定律，混合气体的全压力等于各组成气体的分压力之和。空冷岛的总压力（即背压）等于不凝结气体的分压力与水蒸气的分压力之和。不凝结气体的积聚使水蒸气的分压力减小，其对应的饱和温度降低，造成空冷岛凝结水温度降低[2]。

启动备用真空泵，2 台真空泵同时出力抽走不凝结气体，2 h 后效果明显，空冷系统凝结水回水温度上升，溶氧浓度恢复正常，但停用备用真空泵后，凝结水温度又开始下降，溶氧又持续升高，这说明机组空冷系统不凝结气体回气不畅。

打开空冷系统回气管道的真空冷却器旁路门观察运行，机组溶氧下降明显，从而判断为机组真空冷却器内部积水严重导致不凝结气体回气不畅。关闭真空冷却器旁路门，敲打真空冷却器底部回水管道进行疏通，发现机组溶氧降至正常值。这充分证明机组低负荷期间溶氧浓度异常是由真空冷却器底部回水管道不畅导致，究其原因是检修期间有异物、杂物落入蒸汽管道，从而积聚在真空冷却器底部回水管道上。

3 结束语

因不凝结气体需在真空冷却器冷却后才会进入真空泵，真空冷却器底部放水管道不畅使得不凝结气体中的水蒸气冷却凝结后积聚在真空冷却器，阻滞了不凝结气体的流动，导致回气不畅，不凝结气体在空冷岛内部大量积聚，又会造成水蒸气的分压力减小，其对应的饱和温度降低，从而使空冷岛凝结水回水温度降低，溶氧升高。而在高负荷期间，因蒸汽量多，不凝结气体温度高、热量多，能够带走真空冷却器里的水分，保证不凝结气体回气畅通，不在空冷岛内部管道积存影响凝结水过冷度，从而能在真空冷却器底部放水管道堵塞的情况下不会影响机组溶氧。