600MW空冷机组凝结水溶氧超标解决办法

石景开

摘 要：在大型火电机组中，凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一，直接影响机组的经济性和安全性。凝结水溶氧超标的危害凝结水溶氧超标，必然会带入超量的二氧化碳，不仅造成凝结水系统氧化腐蚀，还存在酸腐蚀，降低凝结水系统设备的使用寿命。影响锅炉安全运行。本文从不同方面分析并找到了解决办法。

关键词：排汽过冷度;凝结水溶氧;溶氧超标;措施

岱海电厂二期机组为两台国产600MW亚临界空冷燃煤机组。其中的四号机组在正常运行中经常发生凝结水溶氧超标的问题，凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一，直接影响机组的经济性和安全性。目前国内还没有针对空冷机组凝结水溶解氧量的指标，暂时只能沿用湿冷机组的控制值。根据电力技术监督有关规定：超高压发电机组，凝结水溶氧量小于或等于40ug/L，亚临界发电机组凝结水溶氧量小于或等于30 ug/L。

凝结水溶氧超标的危害凝结水溶氧超标，必然会带入超量的二氧化碳，不仅造成凝结水系统氧化腐蚀，还存在酸腐蚀，降低凝结水系统设备的使用寿命;另外.还会因锅炉给水铁含量偏高。造成锅炉受热面加速结垢，降低锅炉效率。影响锅炉安全运行;同时由于蒸汽中的铁含量偏高，加快汽轮机叶片的结垢速度，降低汽轮机的运行效率;所有不凝结气体在换热设备中还会使热阻增加，使传热效果恶化，从而导致机组热经济性下降。

凝结水溶氧的机理：

凝结水溶氧的物理机理与热力溶氧原理一样，都遵循气体的溶解定律，即单位体积水中溶解的气体量与水表面的该气体分压力成正比。

由于运行中机组真空系统不严密，或补充水密闭系统不合格，让空气漏入排气装置中而进入凝结水中，使排气装置内的压力P变成了蒸汽和空气混合物的总压力。根据道尔顿定律，总压力为构成混合物各气体分压力之和，这种混合气体中空气成分越多，空气分压力就越高，凝结水的含氧量也就越多。氧气在不同压力和温度下的溶解度曲线见图1 （氧在不同压力和温度下的溶解度曲线）。如果能将气体从水面上清除掉，则该气体就可以从水中清除出来。气体从水中分离出来的过程又可分为两个阶段：第一阶段是气体以微小气泡的形式自水中溢出来的机械分离，只要水温达到其所处压力对应的饱和温度即可实现;第二阶段为强迫扩散除氧阶段，即除去凝结水中所溶解的氧。使凝结水含氧量达到标准。

从图1 可以看出，在一定压力下，水的温度越高，气体的溶解度越小，当加热到沸点时，气体将会全部从水中析出。排气装置在真空下工作，主要按此原理将凝结水及补水加热到低压缸排汽压力下的饱和温度，使溶解于水中的的氧持续地析出，并及时被抽走。

一、原因分析：

1、存在真空泄漏点。凝结水溶氧偏高的原因归结于空气的进入，外界空气漏入汽水系统后，因汽水循环最终会留在系统中或进入凝汽器，伴随空气的进入，凝汽器中空气分子的分压力增大，空气在水总的溶解度增大，凝结水中溶解氧量增加，漏入的空气越多，凝结水溶氧量越大，所以先从系统漏真空查起。直接空冷机组真空严密性在200Pa/min以内为合格，在100Pa/min以内为优良。机组每次做真空严密性实验后，实验数据都在200Pa/min以上，系统存在漏真空的情况。

2、空冷凝结水与排汽过冷度的影响。空冷机组通过很长的排汽管道将排汽最终分配到布置在室外40m平台上的翅片管里，蒸汽在流动过程中存在压损，从而造成凝结水过冷;空冷凝汽器管束比较复杂，加工工艺要求很高，庞大的真空系统在安装焊接过程中难免存在漏点，真空系统阀门也无法保证其密封性能，这样就导致了空气很容易直接溶解在过冷的凝结水里。

3、排气装置内部结构设计不合理。汽轮机排汽通过空冷凝汽器进行换热后冷凝成水，汇集到母管，再由各分管至排汽装置。如果凝结水大量从溢流管直接回收至排汽装置，而没有经过喷嘴得到充分扩散、雾化而增加除氧效果，就会使得溶解在凝结水中的氧气不能从中溢出，造成凝结水溶氧居高不下。空冷岛的凝结水通过下图中2所在的位置进入排汽装置，再通过喷口2喷出，最后通过低压缸排汽加热对空冷岛的凝结水进行除氧。由于空冷岛的凝结水接入口3所在的为距排汽装置底部为1750mm，当排汽装置液位高于1750mm时，喷口被淹，排汽装置的除氧能力将会大打折扣。从近期运行情况来看，当排汽装置液位高于1750mm时，上凝结水溶氧会逐渐升;当排汽装置液位低于1730mm时，凝结水溶氧会逐渐下降。

4、凝结水回收管设计不合理。空冷凝结水与排汽过冷度的影响排气装置补水由上图所示3位置接入排气装置，未经过雾化直接进入排气装置水侧。

5、改进补水喷头，改直接补水为喷淋补水，采用凝汽器喷淋补水的方式，除盐水在进入凝汽器后以散雾状喷入，此方法有利于除盐水中的氧气直接从水中分离出来，连带凝汽器内其他不凝结气体一起被真空泵抽走排到大气中。

二、解决凝结水溶氧超标措施

1、凝补水溶氧的影响。改造补水点，改进补水方式，将凝补水管延长至排汽装置汽侧，利用乏汽除氧。

2、凝结水回收管设计不合理。改造凝结水回水位置，将空冷凝结水回水管系调整到排汽装置壳体的上部，这样可以让汽轮机排汽直接对回热水进行加热，增加了换热强度。

3、排汽装置内部结构设计不合理。对凝补水进行雾化，将凝补水管增加喷头。

4、改进补水方式，将凝补水管延长至排汽装置汽侧，利用乏汽除氧。

5、将空冷凝结水回水管系调整到排汽装置壳体的上部，这样可以让汽轮机排汽直接对回热水进行加热，增加了换热强度。

三、结论

凝结水溶氧超标是锅炉受热面发生电化学腐蚀的催化剂，他会对整个汽水循环系统造成腐蚀，降低回热设备的换热效率，缩短设备的寿命，影响机组真空，使机组不能安全稳定运行。通过仔细分析凝结水溶氧超标的原因及措施的制定，岱海发电有限责任公司对三号机组进行了综合改造。三号机组的溶氧成功控制在了10μg/L以內，有效地减少了凝结水系统氧化腐蚀，增加了凝结水系统设备的使用寿命。下一步将利用四号机小修时间对四号机的排汽装置内部进行改造，使四号机组的溶氧也同样控制在合格范围之内。