摘要：通过对电厂凝结水溶解氧在实际运行中存在超标问题，结合化学制水设备特点和机组疏水系统运行方式进行分析，分析造成凝结水溶解氧超标原因，提出改造方案并实施，取得了预期的效果，为机组的安全经济运行提供可靠保证。
关键词：凝结水；溶氧；超标
1 概述
火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的。2010年以来，#1、2机组运行过程中凝结水溶氧均偏高，一般情况下均在20～25μg/L，部分负荷时段存在超标现象，最高值达到60μg/L，影响到机组的安全稳定运行。通过对系统设备改造及运行方式优化调整，目前，#1、2机组运行中凝结水溶氧均小于15μg/L，部分负荷段小于10μg/L，未出现超标现象。
2 影响凝结水溶解氧的原因及分析
根据机组运行情况，结合影响凝结水溶氧的因素有以下几个方面：
2.1机组补水量过大，真空除氧效果差变差，凝结水过冷却，引起凝结水溶氧升高。我们进行切断凝汽器热井补水试验，确定凝汽器补水及凝结水过冷却对凝结水溶氧的影响。试验结果见下表：
从上表看出，切断补水对#1机组凝结水溶氧影响不大，#2机组凝结水溶氧升高3.6μg/L。凝结水过冷度变化对凝结水溶氧的影响大，#1机组大量补水后凝结水温度降低3.06℃，过冷度升高了5.3℃，凝结水溶氧升高到仪表满量程；#2机组大量补水后凝结水温度降低4.89℃，凝结水溶氧升高到仪表满量程。根据有关资料表明，1℃的过冷度会造成凝结水溶氧量增加100ug/l。
实际生产表明，消除凝结水过冷度是不可能的，我们只有采取控制尽可能小的过冷度。
凝结水产生过冷度的主要原因：1、机组负荷变化及环境温度差异，循环水流量调节手段单一；2、机组补水量过大，造成凝结水温度分布不均匀；3、真空系统不严密。
减小凝结水过冷度的措施：1、在环境温度低的情况下，尽量保持较高的机组负荷率，进行循环水系统改造，根据机组负荷控制循环水流量，以消除因低负荷循环水量过大而引起的凝结水过冷却；2、加强阀门内漏管理，消除机炉侧阀门漏汽/水，减小机组补水量，使凝结水温度均匀稳定；3、对真空系统查漏，消除漏点，保持机组真空严密性达到优秀水平，以减小因真空系统泄漏引起的凝结水过冷度。
2.2凝结水泵进口负压管段及凝泵密封处漏空气，影响凝结水溶氧升高。组织运行人员对凝结水泵进口负压管段及法兰结合面进行查漏，未发现漏点。进行凝泵双泵运行试验，确定凝结水泵备用时对凝结水溶氧的影响，判断漏空气凝结水泵。
试验结果：1B凝结水泵启动瞬间，凝结水溶氧从38μg/L升至100μg/L，2分钟后快速下降至35μg/L稳定，停1A凝泵后，凝结水溶氧升至60μg/L稳定，切换至1A凝泵运行后凝结水溶氧下降至33μg/L，1A凝泵备用情况下影响溶氧27μg/L。2A凝泵启动瞬间，凝结水溶氧从25μg/L升至100μg/L，快速下降至27μg/L，停2B凝泵后溶氧没有变化，#2机组凝泵备用情况下对凝结水溶氧没有影响。
2.3给水泵密封水回水至凝汽器带空气，影响凝结水溶解氧升高。进行给水泵密封水不回收，排地沟试验，确定给水泵密封水回水对凝结水溶氧的影响。试验结果见下表：
2.4机组真空严密性差，凝汽器中积聚大量空气，影响凝结水溶氧升高。进行凝汽器真空严密性试验，确定凝汽器真空系统漏空气对凝结水溶氧的影响。
试验结果：#1机组真空严密性试验良好，真空下降速度178Pa/min，真空严密性试验前/后凝水溶氧没有变化，真空变化对溶氧的影响不大。#2机组真空严密性试验合格，真空下降速度330Pa/min，真空严密性试验前/后凝水溶氧没有变化，真空变化对溶氧的影响不大。
3改造方案及效果
3.1给水泵密封水回水管道改造
根据#1、2机组不回收给水泵密封水回水的试验可以看出，给水泵密封水回水对凝结水溶氧的影响较大，决定对给水泵密封水回水管道在凝汽器内部进行改造（见图一），将给水泵密封水回水管直排凝汽器热井改为在原排水口位置基础上提高2米（凝汽器内部），并在凝汽器内部安装一横向多孔管，使给水泵密封水回水至凝汽器均匀雾化喷淋，利用汽轮机排汽和凝汽器真空对给水泵密封水回水进行加热和真空除氧，消除给水泵密封水回水对凝结水溶氧的影响。
3.2凝泵密封水系统改造
根据凝泵双泵运行试验结果表明，凝泵密封部分漏空气影响凝结水溶氧，特别是1A凝泵，对凝泵入口管道、阀门、法兰结合面进行检查，未发现漏空气现象，确定凝泵轴套密封部件密封不严，密封水量不足，对凝泵密封水管道进行改造（见图二），拆除凝泵密封水母管上的节流孔板，增大密封水量。
#1、2机组利用停机检修机会，进行给水泵密封水回水系统和凝泵密封水系统改造后，经过近半年的实际运行表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧始终一直保持小于15ug/l，部分负荷时段凝结水溶氧小于10ug/l，好于国标要求30ug/l。
4结论
影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。
4.1凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。
4.2凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。
4.3凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标《SDGJ 2-85 火力发电厂化学水处理设计技术规定》及《DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。
4.4热力系统疏水、回水除氧问题。在《SDJJS 03-88 电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。
参考文献
[1]《SDJJS 03-88 电力基本建设热力设备化学监督导则》.
[2]《DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则》.
[3]《SDGJ 2-85 火力发电厂化学水处理设计技术规定》.
[4]刘庆伏，任江波，300MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及改进，吉林电力.
论文作者:戴栋柱
论文发表刊物:《电力设备》2018年第8期
论文发表时间:2018/8/13
标签：凝结水论文; 凝汽器论文; 溶解氧论文; 机组论文; 真空论文; 水溶论文; 回水论文; 《电力设备》2018年第8期论文;