摘 要: 凝结水及给水溶氧长期超标运行，对机组运行的安全性和经济性有较大影响，本文结合国产350MW超临界机组凝结水系统运行方式以及设备特点分析溶氧超标的原因，逐项排查可能导致凝结水溶氧超标的原因后通过对凝结水泵机械密封水系统进行改造和运行方式调整降低溶氧水平，改造后在各种不同负荷工况下，凝结水溶解氧始终保持在10 ug/l以下，优于国标对超临界机组凝结水溶氧要求（20 ug/l），机组给水溶氧降至3 ug/l以下，为机组的安全经济运行提供了可靠保证。
【关键词】: 发电厂；凝结水；溶氧；水质；机械密封水
0引言
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。根据电力技术监督的规定要求，超临界发电机组，给水溶氧量量控制在7μg/L以内，凝结水溶氧含量应控制在20μg/L以内（GB 12145火力发电及蒸汽动力设备水汽质量）。
石柱电厂2×350MW为国产超临界纯凝汽式机组，自2014年投产以来两台机组一直存在凝结水溶氧超标运行的问题。该厂凝结水溶氧取样点在凝结水精处理后，给水溶氧取样点在除氧器出口，取样后经溶氧电极通过测量电流对应显示溶氧含量。图1为2015.1月至2015年4月期间1号机组凝结水溶氧含量的变化曲线，由图可知凝结水溶氧含量随机组负荷上下波动的范围较大且频繁，凝结水溶氧量在250MW负荷以上才合格。而凝结水在高负荷能保证合格，一旦负荷低于250MW时就超标（凝结水溶氧在线仪表显示上限值为50ug/l），就地实测溶氧量在最高时达到过130 ug/l以上，为降低锅炉给水溶氧量，在低负荷时经常要通过开大除氧器运行排氧门进行排氧，此种方法不仅噪音扰民，与我厂的安全环保政策相违背，而且浪费工质，一点也不经济。
图0-1:1号机凝结水溶氧曲线，图中红色曲线表示机组负荷，黄色曲线表示凝结水泵出口溶氧，蓝色曲线表示除氧器入口溶氧量，绿色曲线表示除氧器出口容量氧
1影响凝结水溶解氧的原因及分析
石柱电厂装机容量为2×350MW，两台机组分别于2014年6月和7月投产。每台机组配套1台100%容量汽动给水泵和两台机组共用一台30%电动给水泵；给水泵为迷宫式水密封方式，设有密封水回水箱通过调门控制水位；低加疏水逐级自流至凝汽器。石柱电厂每台机组配置两台100%容量的凝结水泵，两台凝结水泵共用一台变频器，正常运行时凝结水泵变频运行调节除氧器水位，另一台凝结水泵工频投备用，凝结水泵为沈阳水泵厂生产的5级立式离心式水泵，凝结水泵采用两级机械密封，其中第一级机械密封水在系统首次启动时为锅炉上水泵或除盐水母管提供，当泵正常运行后采用凝结水泵出口母管供倒为自密封方式运行；第二级机械密封水与凝结水泵轴承冷却水均采用闭式水系统供，回水回到闭式水母管中，其中第一级与第二级机械密封水之间采用O型密封圈进行隔开。
凝结水溶解氧的原理：由于凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷或未经处理不合格的水进入了凝结水系统中，使凝结水中溶解氧。空气漏入量增加，凝结水溶解氧量增加，凝结水过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，如果空气不进入和过冷度为零，氧气在液体里的溶解度趋于零。同时凝结水溶氧升高，必然会导致进入除氧器的凝结水含氧增多，在除氧器除氧效果一定的情况下，除氧器出来的给水溶氧必然增加。而给水溶氧增大，则通过汽轮机低压缸排汽进入凝汽器的含氧增多，从而导致凝结水溶氧增大。因此凝结水溶氧和给水溶氧必须同时进行治理。
凝结水过冷的原因：由于蒸汽从排汽口向下部流动时产生阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷，此外蒸汽被冷却成液滴时，在凝汽器冷却水管间流动，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷，以及空气漏入，空气分压力增大，蒸汽的分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷，如果抽气器不能及时抽出，增大了传热阻力，也使过冷度增大，从而使凝汽器溶解氧量增大；热水井水位高于正常范围，不锈钢管淹没，使下面几排不锈钢管中的冷却水又带走一部分凝结水的热量而产生过冷却，过冷度增加，凝结水的溶解氧增加；循环水温度过低和循环水量过大，凝结水被过度冷却，过冷度增加，溶解氧相对增加。
氧气进入凝结水系统的途径主要有两个：一是真空系统存在不严密情况，外部空气漏入真空系统，部分溶解于凝结水中，导致溶氧超标，这主要发生在凝汽器及附属真空设备中；一是热力系统在进行工质交换的时候溶解在工质中的氧气随工质一起补充到系统中，即凝汽器补水溶氧含量超标。
2采取的治理措施
针对凝结水溶氧长期超标，我们采取了以下措施进行查找凝结水溶氧。
1）对凝结水样采集以及在线溶氧表的检查。由于取样点至溶氧仪表距离较长，且经过取样盘柜、恒温箱等中间装置，可能存在中间某环节外部高压冷却水泄露的因素。当发现凝结水溶氧超标时，通过在就地通过化学人员测量凝结水泵出口处溶氧与化学在线仪表显示一致，排除了因取样装置故障导致凝结水溶氧不合格。
2）真空系统严密性不合格。在机组正常运行中，每个月定期进行一次真空严密性试验，试验结果均在130pa/min之内，机组真空严密性是合格的，因此可以排除因严密性不合格，导致大量漏真空造成凝结水在低负荷时溶氧不合格。
3）凝结水负压区存在漏点，引起凝结水溶氧超标。凝汽器热井水位以下到凝泵入口管道处存在轻微泄露，如果从凝泵入口管道及相关仪表存在泄露点也会导致凝结水溶氧升高，在机组运行时通过对处于负压区的凝泵入口管道法兰及仪表摸黄油，利用停机机会对两台机组进行真空系统灌水查漏，未发现漏点，因此可以排除凝泵入口负压管道及相关仪表存在漏点导致溶氧不合格。
4）备用凝结水泵机械密封水压力低导致备用泵漏真空。在机组低负荷时，通过提高凝结水泵频率及倒换凝结水泵运行，但低负荷时溶氧仍然超标，因此可以排除因备用泵机械密封水压力不足导致溶氧超标。
5）给水泵密封水回水影响。石柱电厂给水泵为迷宫式水密封方式，设有密封水回水箱通过调门控制密封水回水箱水位，正常运行时，密封水箱回水至凝汽器。此外密封水回水箱还回水锅炉暖风器疏水。在机组运行时通过关闭密封水回水箱调门及密封水回水箱调门前后手动门，让密封水回水箱回水通过溢流管溢流至地沟，不让密封水回水箱回水至凝汽器，结果凝结水泵出口溶氧量未发生任何变化，因此可以排除因给水泵密封水回水至凝汽器导致凝结水溶氧超标。
6）优化凝汽器补水方式。石柱电厂凝汽补水共三种方式，其中正常运行时凝结水补充水箱通过凝汽器补水泵旁路靠静压补水至凝汽器，另一路通过补水泵补至凝汽器，事故情况下通过除盐水母管直接补充至凝汽器。在机组停运时，通过试验凝汽器补水调门在不同开度下观察补水喷头的雾化效果，观察后发现凝汽器补水在补水门全开的情况仍然充分雾化，为最大限度吸收汽轮机排汽，降低冷源损失，及具有除氧能力，在机组运行期间改变了凝汽器补水方式，将凝汽器补水调门的控制方式修改为全开全关方式，当凝汽器水位下降到报警值时，全开调门补水，确保补水充分雾化。但通过试验发现凝结水泵出口溶氧量在低负荷时未明显下降，因此可以排除因凝汽器补水方式造成凝结水泵出口溶氧不合格。
7）凝结水泵机械密封方式存在问题。通过在机组运行中关闭备用凝结水泵的第二级机械密封水后，发现机组溶氧量大幅下降，但仍然未降低20ug/l以下，因此可以判断我厂凝结水溶氧不合格可能与凝结水泵机械密封形式有关。
3改造方案
通过对凝结水泵机械密封方式进行研究后决定先对1号机组两台凝结水机械密封水进行改造。图3-1我厂凝结水泵机械密封方式结构图，我厂凝结水泵改造前两级机械密封水的供水方式分别为，第一级为为凝结水泵出口管道的自封水，回水至泵体内；第二级机械密封水来自闭式水供水母管，回水至闭式水回水母管。通过对凝结水泵机械密封图进行研究后发现，第一级机械密封与第二级机械密封之间主要由O型胶圈及结合面精加工保证第二级机械密封水的闭式水不往第一级机械密封水窜，避免闭式水污染凝结水。虽凝结水泵机械密封在出厂时进行了1MPa的打压试验时未发现第二级机械水未往第一级机械密封水，但在机组实启动初期凝结水质不合格不可避免导致两级机械密封之间的O型圈及结合面处存在不同程度的磨损，导致在运行期间第二级机械水闭式水往第一级机械密封水窜，就导致了闭式水进入了凝结水系统中，污染了凝结水质，导致凝结水溶氧不合格。若通过更换四台凝结水泵机械密封也能解决凝结水溶氧不合格问题，但需要将凝结水泵进行解体才能更换，且可能运行时间不长又要进行更换，将造成维护费用升高。
图3-1我厂凝结水机械密封结构图
图3-2改造前凝结水泵机械密封水供水方式示意图
通过对凝结水泵机械密封结构进行研究后为节约检修维护成本且永久解决运行中凝结水泵第二级机械密封水闭式水往第一级密封水窜污染凝结水问题，通过在我厂凝结水泵第二级机械水上增加一路自密封水该密封水取自凝结水泵出口母管，该第二机机械密封水回水至凝泵入口，图3-3为改造后凝结水泵机械密封水示意图。在机组运行期间将凝结水泵第二级机械密封水也倒为自密封，关闭闭式水至凝结水泵第二级机械密封水进回水门，闭式水仅在凝结水系统启动初期时使用，这样就能避免闭式水窜至凝结水系统中污染凝结水水质，即使第一级与第二级机械密封之间O型密封圈及结合面存在轻微磨损时，凝结水泵第二级机械密封水往第一级机械密封水窜时也是合格的凝结水，保证了凝结水质和凝结水溶氧合格。
图3-3改造后凝结水泵机械密封水供水方式示意图
改造后凝结水泵机械密封水运行方式优化。凝结水系统启动时，开启上水泵至凝结水泵机械密封水总门通过上水泵为凝结水泵提供启动初期第一级机械密封水；开启闭式水至凝结水泵第二级机械密封水门，开启凝结水泵第二级机械密封水回水至闭式水手动门，通过闭式水为凝结水泵第二级机械提供机械密封水，确保两级机械密封在凝结水系统启动时连续供水避免机械密封缺水导致损坏。凝结水系统启动正常后，开启凝结水泵第一级机械密封水总门，关闭上水泵至凝结水泵第一级机械密封水手动门，将凝结水泵第一级机械密封水倒为自密封方式，调节第一级机械密封水压力为0.2～0.6MPa；将凝结水泵第二级机械密封倒为自密封，开启凝结水泵第二级机械密封水总门，开启凝结水泵第二级自密封水进水手动门，开启凝结水泵第二级密封水回水至泵体手动门，关闭闭式水至凝结水泵第二级机械密封水门，关闭凝结水泵第二级机械密封水回水至闭式水手动门，通过调节凝结水泵第二级自密封水进水手动门将每台凝结水泵第二级机械密封水压力调整为0.2～0.6MPa。机组运行期间每班巡检时对凝结水泵两级机械密封水压力进行检查，若发现超标时及时调整，避免因凝结水泵机械密封水压力低空气通过机械漏入泵体内导致凝结水泵不出力和凝结水溶氧升高。
4改造后效果及结论
在凝结水泵启动前通过闭式水供第二级机封，凝结水系统启动正常后将凝结水泵第二级机封水倒为凝结水泵出口母管自密封方式。经过近2年的实际运行表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧始终保持在10ug/l以内，优于国标（GB 12145火力发电及蒸汽动力设备水汽质量）对超临界机组凝结水溶氧含量应控制在20μg/L以内的要求。
图4-1改造后1号机凝结水溶氧曲线
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。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、7、8号低加疏水门不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。 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。 3）凝结水补水溶氧超标。4）热力系统疏水、回水除氧等问题。
5参考文献
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[2] 黄占清.陈亮.武建国. 300MW凝结水含氧量大的原因分析[J]. 内蒙古电力技术，2004，22，：27~28
论文作者: 万大报
论文发表刊物:《中国电业》2019年17期
论文发表时间:2019/12/17
标签：凝结水论文; 水泵论文; 机械论文; 凝汽器论文; 回水论文; 机组论文; 水溶论文; 《中国电业》2019年17期论文;