凝结水溶氧量高的原因与对策分析

国家能源费县发电有限公司 张 勇

随着机组容量和参数的不断提高，火电厂对汽水品质的要求也越来越高。凝结水溶氧量是电厂凝结水品质的重要控制指标。如凝结水溶氧量不正常长周期超标时，凝结水流经轴加、低加以及凝结水系统的管道和设备，氧腐蚀会在相应设备产生，降低了凝水系统相应设备的使用周期，易引起低加、轴加及凝水管道泄泄漏，凝水系统不稳定性大大增加。氧腐蚀会造成换热器的表面结垢，明显降低换热效率，造成回热系统热经济性的下降。根据水汽质量控制标准，超临界机组凝结水溶氧量应控制在20μg/L 以下。

控制凝结水溶氧量在标准之内，保障凝水品质，能有效避免凝水系统相关设备腐蚀，对火力发电厂的经济性和安全性有很大益处。为实现机组长时间安全运行，必须控制凝结水溶氧在合格范围之内。本文对费县电厂600MW 机组运行过程中出现的凝水溶氧量超标问题进行了分析，并对降低凝水溶氧量的相关方法和措施进行了总结和实施，达到了改善凝水溶氧量的目的[1]。

1 机组概况和凝结水溶氧量的相关情况

费县电厂2×600MW 超临界机组凝结水系统的形式为单元制中压凝结水系统，每台机组设置一个500立方米贮水箱、两台100%容量凝结水泵、两台凝结水输送泵、四台低压加热器、一台轴封加热器。凝汽器为双背压、双壳体、表面式凝汽器，凝汽器通过凝汽器补水调阀进行补水调节。凝结水自凝结水泵吸入管流经外壳体进入吸入口，凝结水通过首级叶轮两端的导流器从而被吸进首级叶轮，首级叶轮排出的水由环形导叶通道引入后三级叶轮，经过升压后自出水管流出。正常运行期间，通过凝汽器的真空抽吸作用，对凝汽器进行补水，当水位持续下降时，启动凝结水输送泵进行凝汽器补水。

该厂1号机组凝结水含氧量长期偏高，尤其在低负荷时段溶氧量可达到35～40μg/L，因电厂带居民供热和工业供汽，对凝水溶氧偏高问题，前期主要对居民供暖回水和供热量大这方面开展工作，但收效甚微。通过与同类型机组进行比较，其它电厂在运行期间，凝结水溶氧量均能控制在合格标准之内。机组长期在凝水溶氧超标的工况下运行，对机组的安全运行造成威胁，为尽快解决凝水溶氧偏高问题，特进行分析总结。

2 凝结水溶氧量高的主要原因及解决方法

从原理上来说，凝结水在凝汽器内被冷凝成饱和水并且无过冷情况，凝水溶氧量应为零。根据原理，引起凝结水溶氧量超标的原因主要有以下三个问题：凝汽器严密性不合格，真空系统有空气漏入；供热回水和补入凝汽器的除盐水溶氧量大；凝汽器真空除氧效果差和凝结水存在过冷度偏大的情况。根据以上原因进行具体解析，进行实施解决[2]。

2.1 对凝结水溶氧表的正确性进行校验

凝水溶氧取样连接口与取样点之间的仪表管线有冷却水或空气泄露，会造成溶氧表计的准确性下降。但在日常定期校验中，未发现溶氧表存在问题。就地人工取样测量凝水溶氧，与盘面显示基本一致，排除了溶氧表不准的问题，凝水水样能正确反应凝水母管内溶氧量情况。

2.2 提升凝汽器真空严密性

凝结水泵入口电动门不严、凝结水泵盘根不严、凝汽器负压系统漏空气均会影响凝结水溶氧量。凝汽器真空严密性不良，大量空气会漏入凝汽器。根据气体分压定律，凝汽器内空气分压上升，蒸汽分压下降，凝水内空气的含量就会增大。在做真空严密性试验时发现A 凝汽器真空严密性下降率130Pa/min，B 凝汽器真空严密性下降率445Pa/min。重点对轴封加热器水封、凝汽器底部放水手动门、凝泵入口电动门及滤网、及低加负压部分进行了检查，未发现有漏空气现象。用氦质谱检漏仪进行查漏，未发现较大漏点。机组停运后对凝汽器进行注水试验，发现两处较大漏点，机组启动后凝水溶氧有下降趋势，但仍偏高。

2.3 凝水过冷度偏大

费县电厂凝结水过冷度设计＜0.5℃，凝结水过冷度偏大会对机组的安全可靠运行造成潜在的威胁。同样根据气体分压定律，凝结水温度低于饱和温度，凝汽器内的蒸汽分压力会下降，空气分压力会上升，凝水中的空气含量会增大。凝水的过冷度越大，凝水的溶氧量就会越大。凝汽器水位过高，循环水量过大，均会造成过冷度的增大。在实际运行过程中，循环水量的调整为一台高低速循环水泵配合另一台变频循环水泵来实现，调整均正常。水位控制也在标准范围之间。对凝汽器过冷度进行计算，均在设计值之内。

2.4 降低凝汽器补水的溶氧量

凝汽器的水源主要包括低压缸排汽的凝结水、补入凝汽器的除盐水、居民供暖回水。在运行中，溶氧量高的水进入凝汽器会造成凝水溶氧量的超标。机组实际运行过程中省煤器溶氧量一直控制在标准之内，凝汽器排汽溶氧量不存在问题。因机组带工业供汽，补水量大，对除盐水箱的顶部密封进行了改造，原设计除盐水箱顶部为浮球设计。全部改造为柔性浮顶。居民供暖回水定期进行取样化验，溶氧量未超标。通过以上工作，凝水溶氧并未发生实质性下降。

2.5 凝结水泵机封造成的凝水溶氧量超标

该厂凝结水泵的型式为立式筒袋式多级离心泵，总共有四级叶轮。凝结水泵的结构由外出水接管、壳体、四级叶轮、泵轴、联轴器、密封部件、泵座等部件组成。凝结水泵轴端密封为机械密封形式，密封性能较为良好。密封水取自自身凝结水和闭式水，见图1。

图1 凝结水泵机械密封水系统

凝泵启动用闭式水，正常运行采用自身凝结水。密封水压力0.4～0.6MPa，流量在0.3～0.6m3/h。闭式水含氧量颇高，经手测闭式水溶氧量超过2000μg/L，如闭式水经过机械密封进入凝水系统，会造成凝水溶氧量增大。另外，机械密封本身的质量也会影响凝水溶氧量。通过上述的分析，在以下两方面开展了工作。

凝结水泵机封更换。在机组停运期间，对两台凝结水泵机械密封进行了检查，更换全新密封。在运行过程中，开大了凝泵抽空气手动门。凝结水溶氧量基本无变化。排除了凝结水泵机械密封漏空气的可能性。

对凝结水泵机械密封水压力进行检查。机械密封水压力均维持在正常区间。但在试验时发现，两路水源均投入的情况下，关闭闭式水至密封水手动门，机械密封水压力快速下降至0.1MPa，密封水压力偏低。说明正常运行期间，凝结水泵的机械密封水来自闭式水而不是凝水。对凝泵自身密封水减压阀进行调整，提高自身密封水压力至0.45MPa，凝水溶氧量快速下降至20μg/L 以下，见表1。

表1 凝结水溶氧量前后变化情况

综上，凝结水溶氧量超标的原因有很多，在运行中对各影响因素逐一进行分析排查。找到了两个影响凝水溶氧量的主要因素：一个是凝汽器真空严密性差，另一个为凝结水泵自身机械密封水压力偏低。通过凝汽器注水试验和调整密封水压力达到了降低凝水溶氧量的目标，极大的降低了凝结水溶氧量，对凝结水系统长期安全稳定运行起到了作用，减少了除氧器排汽损失。另外，此次经验也能给其它电厂凝结水系统安全运行提供一定借鉴作用。