热泵疏水溶氧量超标问题分析与处理

柳 桐，许继东，赵秀成

(1.华电电力科学研究院有限公司东北分公司，辽宁 沈阳 110000；2.华电(北京)热电有限公司，北京 100000)

0 概述

A热电厂拥有2套燃汽-蒸汽联合循环发电机组，其中汽轮机部分为联合循环双压抽汽凝汽式汽轮机。汽机侧循环水余热利用工程装设有2台容量为60.92 MW的(溴化锂)吸收式热泵，利用汽轮机低压补汽作为驱动汽源，回收对应汽轮机组的全部低温循环水余热，进一步加热热网水供热。驱动汽源在热泵中释放热量后凝结成水，并通过凝水换热器与热网水换热，再汇集至疏水集箱，经疏水泵升压后，汇集至热网疏水泵出口母管，再一同并入凝结水母管(低温省煤器入口电动门前)，最后进入低压汽包参与汽水工质循环，汽水热力循环流程如图1所示。余热利用工程投运后，热泵疏水溶氧量长期超标，导致后续凝结水等水质超标，影响机组的安全运行。针对此问题，A热电厂通过连续两年的技术改造，彻底解决了溶氧量超标问题。因此，本文对该厂整个热泵疏水溶氧量超标问题分析和处理过程加以总结，为受溶氧量超标问题困扰的电力企业提供借鉴和参考。

1 超标问题

2018年至2019年两个供热季，A热电厂两台机组的热泵投入运行后，热泵疏水溶氧量均持续超标，热泵系统退出后水质(凝结水、低温省煤器水质等)指标均达标。2018年，1号机组热泵疏水溶氧量指标长期停留在3 260～3 900 μg/L，2号机组热泵疏水溶氧量指标长期停留在1 556～3 900 μg/L，导致两台余热锅炉省煤器入口溶氧量严重超标，溶氧量平均值为550 μg/L左右(合格标准≦50 μg/L)。2019年，经过多方面治理，1号机组热泵疏水溶氧量在757～822 μg/L范围内，2号机组热泵疏水溶氧量在769～836 μg/L范围内，但1号机组和2号机组余热锅炉省煤器入口溶氧量平均值仍在标准值以上。2019年供热期结束后，对热泵疏水系统进一步深入治理。2020年供热期间，1号机组和2号机组热泵疏水溶氧量均在合格值以内，凝结水和余热锅炉省煤器入口溶氧量平均值在50 μg/L标准内。

2 原因分析及危害

2.1 热泵疏水溶氧量超标的原因分析

造成热泵疏水溶氧量超标的原因可能有以下几个方面：

1)溴化锂反应容器及其疏水系统呈现微负压状态，其真空严密性差，造成外部空气直接进入疏水系统并被吸收；

2)凝水换热器汽水侧等相邻部位存在漏泄，致使其它外来水进入到热泵疏水系统，造成疏水溶氧量倍增；

3)随低压补汽携带进入热泵疏水系统，但这种蒸汽“携带”造成疏水溶氧量上升的可能性较小，与以上两方面相比可以忽略不计。

2.2 溶氧量超标对机组构成的危害

作为氧化剂的氧气，其含量在发电机组汽水循环中应被严格控制，尤其是发电厂中凝结水、给水、炉水中溶氧的含量更应高标准严控。水质溶氧量是火力发电机组化学监督的一项重要内容。在本案例中，由于热泵疏水溶氧量严重超标，致使锅炉省煤器入口凝结水溶氧量过大，对机组运行安全稳定产生系列危害，具体表现在以下几个方面[1-5]：

1)降低机组运行的可靠性 热泵疏水溶氧量超标会加速热泵、热网疏水管道及设备腐蚀。当溶氧量严重超标时，会导致凝结水系统溶氧量超标。含氧量较高的凝结水通过设备及其附属管道时，氧与金属可以形成原电池，使金属产生电化学腐蚀，对相关设备也会造成腐蚀，使各辅助设备的寿命降低，安全性受到影响，从而降低机组运行的可靠性。

2)降低换热设备的换热效率 锅炉省煤器采用的是表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热表面会形成疏松的附着层。同时，凝结水中含氧过多也会使换热面上形成一层气体薄膜，增加换热热阻，降低省煤器及余热锅炉的换热效果。

3)降低机组的安全性 凝结水溶氧量超标会加速余热锅炉设备和汽轮机叶片的腐蚀，甚至引发锅炉爆管、汽轮机叶片断裂等事故，直接影响发电机组的运行安全稳定性。

3 问题处理

2018年至2019年两个供热季，热泵疏水溶氧量持续超标。在此期间A热电厂对热泵溴化锂反应器、凝水换热器、疏水集箱、热泵疏水泵机械密封及阀门管件等可能存在泄漏点的部位进行排查分析，并采取了相应治理措施。

3.1 溴化锂发生器查漏

将1号机组和2号机组热泵组件发生器的铜质传热管(水质加氨对铜管路产生影响)整体更换为不锈钢换热管并进行查漏，合格无泄漏。

3.2 热泵疏水集箱查漏

在原热泵疏水集箱焊口查漏过程中，发现其多处泄漏点，且水箱存在变形，严重影响热泵系统运行安全。最后，更换新疏水集箱，在热泵系统试运前，对疏水集箱及其管路系统进行冲洗并灌水查漏，合格无泄漏。2019年3月投入运行新疏水集箱后，溶氧量改善效果不明显。热泵房现场检测热泵疏水泵出口溶氧量，实测值在880 μg/L，较疏水集箱更换前的150 μg/L～200 μg/L有明显升高。其中，1号汽机凝泵出口溶氧量在5～90 μg/L，低温省煤器入口溶氧量在50 μg/L附近；2号汽机凝泵出口溶氧量在68 μg/L以上，低温省煤器入口溶氧量在38～65 μg/L范围，较疏水集箱更换前无明显变化。在新水箱安装压力测点的过程中，进一步发现水箱实际运行为微负压，而最初水箱设计运行为微正压，偏离原设计。所以，在后续3.3一3.7节中重点进行了该问题的解决。

3.3 凝水换热器查漏

将1号机组和2号机组热泵组件凝水换热器疏水侧出口的普通阀门更换为真空阀门，进一步解决因阀门泄漏造成空气吸入疏水系统进而影响疏水溶氧的问题，并进行氮气查漏，合格无泄漏。

3.4 热泵疏水泵机械密封改造

对3台热泵疏水泵机封冷却水进行改造，将机封冷却水由闭冷水改为疏水泵出口水自冷却，从而减少外来冷却水源对热泵疏水溶氧量的影响。同时，将3台疏水泵返厂进行大修，对机械密封等磨损配件进行更换，提升热泵疏水泵的机械密封效果，从疏水泵位置进一步降低泄漏空气对热泵疏水溶氧的影响。

3.5 化学取样口改造

由于驱动蒸汽凝结体积迅速缩小及疏水泵的虹吸作用，最终疏水系统呈现“微负压”状态，偏离了原设计(原设计为“微正压”)。凝水换热器疏水侧进、出口取样时取样器无法取到水样，为阻止系统中漏入空气，封堵凝水换热器进、出口取样管。另外，曾考虑在新疏水集箱底部加装取样点，结果水箱压力表显示为负压，取样管安装后仍无法取到水样。针对该问题曾尝试采取两项整改措施：

1)对疏水集箱投入低压蒸汽除氧并维持正压。但低压蒸汽投入后水箱压力不稳定，且水箱在正压情况下对省煤器入口溶氧量无明显改善，后取消。

2)疏水集箱底部取样管处加真空泵抽取水样。但由于真空泵功率小，未能取到水样，后取消。

最后，在1号一3号热泵疏水泵出口管路加装取样架，主要检测热泵疏水泵出口溶氧量。

3.6 疏水管路改造

疏水管路改造措施如下：

1)原热泵疏水母管至疏水集箱进口管路采用地埋管，给系统查漏及消缺处理工作带来不便，遂将母管改为地上架空敷设。疏水总流量设计值为65 t/h，原疏水母管过粗，将母管管径由DN250改造为DN150，并在疏水集箱顶部插入疏水集箱内2.5 m。原热泵组件疏水分支管采用下翻接入疏水母管(如图2所示)，单台组件疏水流量设计值为17.5 t/h，管径DN150过粗，疏水不满管，凝水换热器不满流，将管径由DN150改造为DN80。

2)将原热泵组件凝水换热器出口止回阀和法兰废弃割除；安装一台真空闸阀，以关断和调节疏水流量；其他阀门(如表1所示)也逐一更换为真空阀；分支管道上取消就地压力表和温度表，以减少漏点。

表1 热泵疏水侧更换真空阀门

3)热泵疏水管路改造后，1号机组和2号机组热泵疏水溶氧量由投运初期均值3 200 μg/L～3 900 μg/L降至150 μg/L～200 μg/L。随后，又将1号机组和2号机组热泵疏水分别回收至汽轮机凝汽器中，通过真空泵对热泵疏水溶氧进行处理后取得了一定效果，但省煤器入口溶氧量仍不合格，整体效果不明显。最后，1号机组和2号机组热泵疏水由回收至凝汽器重新改为回收至低温省煤器入口。

4)疏水母管(DN80)插入疏水集箱内部较长，怀疑会影响疏水溶氧，故将该疏水管截去2 200 mm，改造后疏水管末端距离疏水集箱顶部300 mm。

3.7 整体查漏

从热泵发生器出口至3台疏水泵入口加装临时堵板，对系统充入压缩空气，打压查漏。

通过以上系列整改，1号机组和2号机组热泵溶氧量持续下降，从之前的近3 900 μg/L降至50 μg/L以下，两台机组热泵疏水含氧量均在合格值以内，凝结水和省煤器入口水质溶氧量均在50 μg/L以内，彻底消除了热泵疏水溶氧量对汽机水质(凝结水、低温省煤器水质等)的影响，解决了长期困扰的热泵疏水溶氧量超标问题。

4 结论

综上所述，为使热泵疏水溶氧量降至合格范围内，避免对后续凝结水含氧量指标造成影响，A热电厂开展了以上系列技改工作。将此案例归纳总结，热泵疏水溶氧量超标原因主要有以下几方面：

1)热泵疏水系统原设计是“微正压”，但在实际运行中驱动蒸汽在溴化锂反应器中迅速凝结以及热泵疏水泵的虹吸效应，使热泵疏水系统整体呈现“微负压”，系统真空严密性差，造成外部空气直接进入疏水系统并被吸收，其是溶氧超标的主要原因；

2)疏水集箱本体、疏水泵机械密封及取样管路等存在多方面漏点，前期未得到及时治理；

3)疏水系统阀门原采购按照正压设计采购，未采取真空泄漏防护措施；

4)疏水泵机械密封水引入外部水源，对疏水系统溶氧量也构成一定影响。