一、异常发生时间及情况说明
华电宁夏灵武发电有限公司二期1060MW超超临界机组，其锅炉采用燃烧器前后墙对冲布置直流炉。汽轮机采用的是西门子的单轴、4缸4排汽，一次中间再热、直接空冷凝汽式。二期#3、4机组投产后，凝结水溶氧正常运行中均出现频繁大幅波动的情况，最高已超过溶氧测点的最大量程（100ug/ L）。化学水质监督要求凝结水溶氧＜30ug/ L，#3、4凝结水溶氧已严重超过规定值。
二、异常发生前运行状态及主要操作
#3、#4机组凝结水溶氧大幅变化时，机组负荷、背压以及热井水位等参数稳定，热井内凝结水过冷度＜2℃，无重大操作，亦无异常情况，机组运行正常。
三、异常排查过程
查阅二期化学精处理#3、#4机凝结水溶氧测点的历史数据，发现#3、#4机凝结水溶氧变化有一定的规律性，并和#3、#4机热井补水有一定的相关性。当#3、4机组热井水位低开始补水时，约15分钟后#3、#4机凝结水溶氧由30-50ug/ L快速上升至最大值100ug/L，当热井补水调门关闭20分钟后，凝结水溶氧缓慢下降至30-50ug/L。
四、异常处理过程及设备损坏程度简述
在#3机组做实验：关闭#3机组热井补水调门，检查#3机凝结水溶氧稳定在40ug/ L，当热井水位降至1390mm时，打开热井补水旁路电动门20%；12分钟后热井水位升至1500mm，20分钟后检查凝结水溶氧未大幅上涨，反而降至33ug/ L。
凝结水含氧高的危害，含氧量较高的凝结水通过回热设备及其附属管道时，会对这些设备造成腐蚀。因为氧与金属形成原电池，使金属产生电化学腐蚀，造成各辅助设备的使用寿命缩短，降低了机组运行的可靠性。另外，在汽轮机的回热系统中，采用的是表面式换热器，设备的腐蚀物附着在换热面上，形成疏松的附着物，同时凝结水中含氧过多，会使换热面上形成一层薄膜，使换热热阻增大，降低循环的热效率。
五、原因分析
如附图1所示，#3、4机组运行中，运行人员对热井补水通常采用补水调节阀对热井进行补水，热井补水调阀的管路采用φ325*12不锈钢管将除盐水补水送至距热井底部上方1.9米的位置。而热井补水旁路采用φ159*6的管道将除盐水补水送至距热井底部上方9.1米的位置，并且出口处布置两列φ159*7长度为1.3米的喷管。
凝结水补充水采用除盐水，除盐水进入2000立方米除盐水箱后，通过凝补泵或凝输泵补入热井，除盐水箱上部采用浮球密封结构，它与外部空气未完全隔离，导致凝结水补充水的含氧量非常大，一般为7000ug/L，是合格凝结水溶氧的200多倍，如凝结水补充水量大，那凝结水的溶氧量将很难达到合格水平。当使用正常补水调门进行补水时，因无雾化喷头，而且补水进入热井的位置较低，热井的热力、真空除氧不起作用，导致凝结水溶氧高。但使用旁路管道补水时，管道末端设有雾化的喷管，补水进入排汽装置喉部时雾化良好，加大了凝结水补水换热面积，使补水溶氧大量析出，降低了凝结水溶氧。查阅排汽装置设计图纸，规定对安装有调阀的φ325*12补水管道为启动补水，而旁边φ159*6补水管道为机组运行中的正常补水管道，故设计上存在问题，造成运行人员在机组运行中只能使用带调节阀的管路进行补水，而真正带除氧功能的旁路管道则无法正常使用，这就使未加热除氧的除盐水进入到热井内，造成凝结水溶氧升高。
六、改造措施
1、机组检修时，增加一段联通管：在补水调门后与手动门间使用一段φ159*6的不锈钢管，与补水旁路电动门后的管道联通。
2、运行方式更换：机组运行中，关闭补水调门后手动门以及旁路电动门，通过联通管，使用旁路电动门后的管道进行补水。当在事故或机组启动补水时打开手动门，使用两条补水管道同时补水。如附图4所示。
3、采用此补水方式，#3、#4凝结水溶氧就不会再出现溶氧大幅上涨的现象，并将凝结水溶氧保持在30-50ug/L。通过真空查漏或加联氨的方式将凝结水溶氧降至规定值以下。
七、报告附件：
附图1 原设计管道
附图2 整改后管
参考文献：
[1]华电宁夏灵武发电有限公司1060MW集控规程（A版）
论文作者:宁明远
论文发表刊物:《电力设备》2017年第34期
论文发表时间:2018/5/14
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