摘要：针对河北石家庄良村热电有限公司两台330MW汽轮机，凝结水溶氧超标问题，进行针对性分析，发现了引起凝结水溶氧大的原因，制定出系统改造方案，项目实施后收到了良好效果。
关键词：汽轮机；凝结水；溶氧；节能
在凝汽式火力发电厂中，凝汽器是汽轮发电机组的重要附属设备之一，其作用之一是去除凝结水中的氧气。汽轮发电机组凝结水溶氧超标，将会腐蚀凝结水系统，由此产生的腐蚀产物在汽水系统中迁移，就会腐蚀机组的热力设备，造成设备的结垢、积盐，引起传热恶化，甚至引发爆管和主汽门卡涩，严重影响机组的安全经济运行。所以控制凝结水溶氧是火电厂的重要工作之一，对机组长期安全稳定运行具有非常重要的意义。本文分析、探讨了火电厂凝结水溶氧超标的原因，并提供了改进思路和方法。
1.概述
石家庄良村热电有限公司一号汽轮机组，是东方汽轮机生产的型号为CC330/238-16.7/0.98/0.5/537/537亚临界中间再热双可调抽汽供热式汽轮机组。高、中压部分为分缸结构，具有独立的高压缸和中压缸，低压缸为双流、双排结构。凝结水系统设两台100%容量的立式凝结水泵，该泵采用抽芯式结构，泵的部件可拆装更换，泵壳设计成全真空型。在凝泵出口设有凝结水再循环、低压缸喷水、疏扩减温水、密封用水管路、轴封减温水、低旁减温水和三级减温水和辅汽减温水管路及轴封加热器，在轴封加热器后设有除氧器上水调门、旁路门。凝结水采用中压精处理装置。
2.现状
目前我公司#1、2机组凝结水溶氧存在不同程度的超标现象，经常在50-60ug/L左右波动，超过30ug/L标准值，严重影响机组的安全经济运行。
3.影响因素分析
3.1凝结水过冷度对其溶氧的影响
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，使凝结水达不到饱和温度，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量必然增加。
凝汽器水位自动调节器投入运行，保持水位在正常范围内，防止水位过高淹没铜管，造成凝结水出现过冷度。
根据负荷对循环水量的调节，保持合适的循环倍率，冬季循环水温度低于15℃，可以停止一台循环水泵运行，减少循环水量；低负荷时，根据负荷和水温，对照试验曲线，利用循环泵高、低速运行，调整循环水量，减少凝结水过度冷却，减少空气的溶解。
3.2真空严密性对凝结水溶氧的影响
主要指外界漏进凝汽器的空气中的氧气。停机时，对真空系统灌水查漏。重点检查的部位：如凝汽器喉部、低压抽汽蒸汽管道、低压缸法兰结合面。运行时，定期做真空严密性试验，并对结果进行分析。保证各低加、轴加液位，轴封压力等。
3.3凝结水补充水溶氧对凝结水溶氧的影响
主要是补充水的溶氧量以及补水方式对凝结水溶氧的影响。因本公司机组为供热机组，供热抽汽量能达200-290t/h，因此需要向凝汽器注入大量补水。与此同时，机组在正常运行过程中，由于吹灰、排污、系统泄漏等原因热力系统也存在一定程度的补水量。而且在负荷大幅变化、供热负荷大幅变化时，热井补水调节阀存在瞬间大幅开启，造成补水短时间内大量的进人凝汽器内问题。热井补水来自凝补水箱，直接补到凝汽器喉部，补水中含有大量的氧。若凝结水补水没有很好的雾化，造成凝结水补水中大量的氧气带入到凝结水中。因此要尽量维持供热抽汽流量的稳定，使凝结水补水更好的雾化。同时要加强调节，减少汽水损失率，从而减少凝汽器的补水量。
3.4凝结水泵自身对凝结水溶氧的影响
从凝汽器热井到凝结水泵进口(凝汽器热井底部放水门、凝结水泵入口母管放水门、凝结水泵进口门、凝结水泵入口安全阀、凝结水泵入口滤网排气门及排污门、凝结水泵机械密封)系统都处于负压状态，如果这段管路系统存在漏点，这段负压管路系统上漏进的空气会使凝结水泵出口溶氧快速升高。
与此同时，凝结水泵的抽空气管是否安装合理、开度是否过大。以及凝结水泵自身盘根、密封环、密封水都对凝结水溶氧有很大影响。
改造前 改造后
图1
4.存在问题
为解决机组凝结水溶氧超标问题，会同河北电科院相关人员，针对本公司实际情况，结合影响凝结水溶氧高的影响因素，进行逐一排查。
（1）调整轴封汽压力，现场检查轴加疏水多级水封筒温度和轴加水位，并对轴加多级水封筒注水排空，防止轴加多级水封因被撕破造成空气漏入。
（2）降低凝汽器液位，由原来的900-1000mm改为700-800mm。
（3）在河北电科院人员配合下，利用氦质谱真空检漏仪，对凝汽器、凝汽器热井至凝结水泵、本体疏扩负压系统、低压加热器负压系统及大小机排汽缸大气薄膜进行重点排查并处理。
（4）在备用凝结水泵机械密封处涂黄油，关闭备用凝结水泵抽空气门，提高运行凝结水泵密封水压力，检查并手动关紧凝结水泵入口滤网排污门、凝结水泵入口滤网放气门、凝结水泵出口电动门前后放水门等。
（5）对凝汽器本体进行密封处理，将凝汽器上的人孔门、法兰结合面、热井放水门等处涂抹黄油。
处理后凝结水的溶氧逐步下降，稳定在 47ug/L，不再下降，仍然超过30ug/L的标准。
之后本单位技术人员查阅相关资料时，发现以下问题：
（1）每台机组配备两台凝结水泵，一运一备，运行凝泵的机械密封水取自该凝泵出口逆止门前管道，备用凝结水泵机械密封水只能取自凝补水母管，因为该泵停运，出口逆止门前管道无水压。
（2）凝补泵来的水没有经过除氧，含氧量非常高、大约在3000ug/L左右，含氧量高的水通过备用泵机封进入凝结水泵入口管道，被运行泵打入凝结水系统，造成凝结水容氧超标。
（3）两台凝结水泵出口电动门前后各有一个放水门，该处阀门是多余的，若此处放水门不严，将严重影响凝结水溶氧量。
（4）关小凝补水至备用凝泵机封水门观察，凝结水容氧降至30ug/L以下，合格，确认此处为导致本厂两机组凝结水溶氧高的原因，但是关小该门造成凝结水泵机械密封冷却水量不足，凝结水泵启动时将会造成机械密封烧毁，损坏设备。
5.处理方法及效果
5.1处理方法
我公司每台机组的两台凝结水泵的自密封冷却水由各泵止回阀前引出至凝结水泵机械密封，当设备在备用状态时，这路供水由于止回阀的作用会隔断水源，在设备停运状态转为运行启动时不能保证冷却水的供给，并且容易从机械密封处漏空，造成凝汽器真空下降，存在安全隐患。凝补水作为备用凝结水泵机械密封冷却水源时，对凝结水溶氧影响较大。故采取节流措施，减少不合格的水进入凝结水系统后，在相同工况下，测得1号机组降为25μg/L，2号机组降为27μg/L，且能保持稳定，较节流前都有较大程度降低，也均已达到合格标准。凝结水的溶氧值偏高的问题得以暂时解决。
在随后的2C检修中，将2A/2B凝结水泵自密封冷却水改为凝结水母管供水，去除出口门后放水管路，并在开口处焊堵头。
改造前、后系统图见图1。
5.2改进效果
2018年2号机组2C修时，对凝结水泵自密封水管道进行了改进，2C修后机组启动正常运行后，相同工况下凝结水溶氧值由原来大于 55μg/L下降到10μg/L，机组运行状况良好。随后又在之后的1C修对1号机组凝结水泵自密封水管道也进行了同样的改进，改进后的1号机的凝结水溶氧由原来大于50μg/L降低到10μg/L，效果相当明显，从而解决了我厂长期在机组安全运行中存在的一个重大难题。
6.结论
本文通过对汽轮机组凝结水溶氧超标的主要影响因素进行分析和阐述，介绍了凝结水溶氧超标的主要分析方法和防范对策。该电厂从多方面去查找问题原因，解决问题，最终凝结水溶氧达到优良值，取得了良好效果，为其他电厂解决凝结水溶氧超标问题提供了思路。
论文作者:王宝珠,李维超
论文发表刊物:《基层建设》2019年第22期
论文发表时间:2019/11/12
标签：凝结水论文; 水泵论文; 凝汽器论文; 机组论文; 水溶论文; 水门论文; 系统论文; 《基层建设》2019年第22期论文;