摘 要：某超临界机组供热改造后，热网疏水水质存在溶氧大的现象，导致凝结水水质溶氧大，间接影响发电机定子冷却水的溶氧，导致发电机定子线棒腐蚀加剧，影响发电机的安全稳定运行。通过对负压系统查漏、系统运行方式变化、参数对比分析等等，解决了热网疏水溶氧大的问题，提高了供热机组的安全稳定运行。
关键词：热网首站；疏水；溶氧；分析
1.引言
某超临界机组供热改造后，冬季供热时热网加热器疏水水质溶氧不合格，疏水含氧量一直在1000-1400µg/L,导致机组凝结水溶氧超标（正常要求小于100µg/L）到达140µg/L,供热未投入时凝结水溶氧为50-60µg/L。这样供热系统投入后，导致凝结水的用户发电机定子冷却水溶氧大，经常超标运行达到40-50µg/L（正常要求小于30µg/L，供热未投一般是3-6µg/L），只能通过定子水箱氮气置换降低发电机定子冷却水的溶氧。另外，热网加热器内积存不凝结性气体，影响换热效果，而且对管束有腐蚀作用，还会使局部区域发生紊流颤振，造成热网加热器内部构件机械损伤。我们通过供热期间热网首站负压系统查漏、系统运行方式变化、参数对比对标，深刻分析原因，治理解决了热网疏水溶氧大的问题。
2.供热系统概述
某超临界机组供热改造后，热网首站热力系统主要包括：供汽系统、热网循环水系统、热网加热器及其疏水系统、补水系统、热工控制系统等。热网加热器加热汽源来自汽轮机中、低压缸联络管引出的供热抽汽，供热抽汽管道上装有安全阀，液压逆止阀，液压快关阀和电动调节阀，在中、低压缸联络管上还装有液控调节碟阀，供热抽汽参数为：流量300～400t/h，压力0.2501MPa，温度193.5℃。热网抽汽连通管改造的设计参数见下表1。
表1
#1、#2机经单独的供热抽汽母管接至各自热网首站的2台热网加热器，用来加热热网循环水，单台热网加热器额定循环水量为2320t/h，热网供/回水温度为120℃（115±5℃）∕70℃。为保证热网循环水系统冬季运行安全以及居民不断暖，在二期供一期厂用汽联络管接一路汽源至#2机供热抽汽母管，作为双机供热抽汽停运条件下由二期机组提供事故备用汽源，以保证事故情况下的供暖需要。
热网加热器设有启动排汽和连续排汽，启动排汽直接排大气，而连续排汽引至#2低加至#1低加间的抽空气管道，以便将加热器内不凝结气体抽走，保证热网加热器的换热效果。热网加热器的型式为卧式表面式汽水换热器，换热管为U形管，换热管材质为316L不锈钢，设置有疏水冷却段，可将疏水温度降低至75℃以下，以满足精处理系统对凝结水温度50~60℃之间的要求。每台机组配置3台50%容量热网疏水泵，2台运行1台备用，单台热网疏水泵额定流量220t/h、扬程为1.0MPa，变频调节。热网加热器疏水启动初期水质不合格排至脏凝结水箱，水质合格后回收至主机凝结水系统精处理前，热网加热器还设有事故疏水排至锅炉疏水箱，热网加热器水位高Ⅱ值（1300mm）时联开事故疏水电动门，降至Ⅰ值（1150mm）时自动关闭。为了保证两台热网加热器内部压力、水位平衡设置了汽侧上部、疏水下部联络平衡门，正常运行保持开启，单台加热器故障退出时关闭起到隔绝作用。
热网首站系统图如下图一所示：
图一 热网首站系统图
3.热网疏水回收对凝结水的影响
我公司#2机组供热首站投运后，通过观察发现，机组负荷和供热抽汽量对凝结水溶氧存在一定的影响。凝结水溶氧的变化与热网供热量成正比，而与机组负荷成反比。即在机组负荷不变的情况下，随着供热抽汽量的增加，低压缸进汽量减少，背压降低，从而使与低压缸相关的负压区增大，导致真空严密性下降，部分空气漏入凝汽器，使凝结水溶解氧增大，且由于低压缸进汽量的减少，使凝汽器正常补充的除盐水加热不足，低温的除盐水与凝结水混合后，凝结水温度降低，当其低于对应压力下的饱和温度，造成凝结水过冷却，会使凝结水中原本逸出的氧分子重新回到水中，同样会造成凝结水溶解氧的增大。在热网供热量不变的情况下，随着机组负荷的增加，低压缸进汽量也相应增加，背压升高，负压区减小，空气漏入量减小，且低压缸进汽量的增加对正常补水加热更充分，过冷度降低，故凝结水溶解氧有减小的趋势。在热网疏水回收前，主机凝汽器除盐水补水量的增加，因除盐水本身溶氧就较高，且进入凝汽器后又得不到较好的加热除氧，导致主凝结水溶氧增加。
当热网加热器疏水回收至主机精处理前主凝结水管道后，由于溶氧量远高于主凝结水的热网加热器疏水排到（一级凝泵后精处理前）主凝结水管道，使得二级凝泵后凝结水溶氧升高，一般维持在80ug/l以上，有时甚至超限，在热网疏水回收之前一般在70ug/l左右。一级凝泵后溶氧虽变化不大，但在低负荷，特别是凝汽器进行补水时也能达到20ug/l以上，而高负荷时则很小8ug/l左右。且由于发电机定子水箱补水正常运行中取自本机精处理后主凝结水，热网加热器疏水回收至精处理前与主凝结水混合后溶氧增大，导致定子水溶氧也相应升高，有时也会超标，维持在25-38ug/l左右（30ug/l以下合格），需对定子水箱进行氮气置换，这不仅增加了不必要的操作，还造成氮气的浪费，而热网疏水回收之前定子水溶氧一般在10ug/l以下。后来对来自供热首站热网加热器疏水进行取样化验，发现热网加热器疏水溶氧高达380ug/l左右，随着热网加热器汽侧内不凝结气体经连续排汽排至#1低加后，这也是二级凝泵后凝结水溶氧升高的一个原因，随着热网加热器汽侧不凝结气体逐渐被抽走，热网加热器疏水溶氧也逐渐由380ug/l左右逐渐下降并稳定在200-220ug/l，但仍高于#1机（100 ug/l左右），现#2机定子水箱补水不得不倒由临机供给，以减少操作和节省氮气并保证发电机定子水溶氧合格。但随着热网加热器汽侧内不凝结气体抽走，热网加热器的换热效果相对好了，但热网加热器内逐渐形成的近-20KPa以上的负压，使得热网加热器汽侧的负压区增大，空气更易漏入系统，导致热网加热器疏水溶氧维持较高的水平，进而导致主机凝结水溶氧增加，定子水溶氧出现超标的现象。
4.溶氧高原因分析
按照水中溶解氧的机理，热网加热器内空气进入和热网加热器疏水存在过冷却，均会使热网加热器疏水中溶解氧增加，且随着空气漏入量和热网加热器疏水过冷度的增加，凝结水溶解氧量也随之增加。下面结合现场设备和系统实际对热网加热器疏水溶氧高，以及供热抽汽投入对凝结水溶氧和定子水溶氧的影响进行原因分析。
4.1 热网加热器内积存或漏入空气
空气漏入热网加热器，增大了空气的分压力，因而增加了空气在水中的溶解度，使疏水中溶解氧量增加，凝结水溶解氧量随空气漏入量增加而增加。
4.1.1在热网加热器汽侧投运初期由于排放不彻底而积存的空气。由于供热抽汽管道系统比较庞大，在供热抽汽系统投用初期，特别是投用较快时，大量的空气就会被赶至热网加热器内，而热网加热器启动排气管路较细，空气在短期内很难被排除，使得热网加热器在投用初期，由于加热器汽侧积存大量的不凝结气体，在加热器内部的某些区域附着在冷却水管表面形成空气层，妨碍加热蒸汽的正常凝结放热，增大了传热热阻，降低了传热系数，造成换热效果很差，因此就出现了供热抽汽电动调节门开度较大，供热抽汽压力显示也相对较高，但实际换热的蒸汽量较少，而热网循环水温度却加热不起来的现象。
4.1.2 由于热网加热器运行中汽侧处于微负压状态，处于负压系统的热网加热器和热网疏水泵及其附属管道、阀门、法兰、安全门、水位计等不严密处均有可能漏入空气。随着运行时间的延长，不凝结气体逐渐被排除，换热效果逐渐好转，加热蒸汽在温度较低流量较大的热网循环水冷却下凝结速度加快，使得供热抽汽压力会逐渐下降，甚至在热网加热器内部形成负压，热网循环水温度也逐渐升高。当热网加热器内部形成负压时应及时关闭启动排气门，否则外部的空气就会经启动排气管路返至热网加热器内部，再次影响加热器的换热效果。在启动排气手动门关闭后，应逐渐开启热网加热器连续排气至#1低加手动门，以排除热网加热器内在投运过程中积存的空气以及运行中分离出来的空气，保证热网加热器的换热效果，此时应注意二级凝泵后凝结水溶氧的变化，同时随着热网加热器内逐渐形成的近-20KPa以上的负压，使得热网加热器汽侧的负压区增大，空气更易漏入系统，应联系精处理值班员关注导致热网加热器疏水溶氧、主机凝结水溶氧和定子水溶氧的变化。
4.1.3热网疏水泵机械密封的密封水压力偏低以及备用热网疏水泵机械密封没有密封水，使处于负压区的热网疏水泵存在从机械密封漏入空气的可能。
4.2 热网加热器疏水存在过冷却，过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加。
4.2.1 热网加热器水位维持偏高，已淹没了部分冷却水管，有效热交换面积减少，使下面的冷却水管中的冷却水又带走一部分加热器疏水的热量而产生过冷却，过冷度的增加，使疏水的溶解氧也随之增加。
4.2.2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，下部疏水温度较上部低，从而产生过冷却，此外蒸汽被冷却成液滴时，在加热器冷却水管间流动，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，疏水温度降低，从而低于其饱和温度，产生过冷却，以及热网加热器内空气积存和漏入，导致空气分压力增大，蒸汽的分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，而产生过冷却，如果空气不能及时抽出，增大了传热阻力，也使过冷度增大，从而使热网加热器疏水溶解氧量增大。
4.3 ⅠⅡ期厂用汽联络管至#2首站供汽母管手动门不严
ⅠⅡ期厂用汽联络管处于纯冷备用时，系统不充压，若ⅠⅡ期厂用汽联络管至#2首站供汽母管手动门不严，导致空气漏入，以前曾发生此手动门不严导致热网加热器溶氧高达850ug/l左右。
5.措施建议
热网加热器疏水和主凝结水溶解氧量较大时，会引起管道的腐蚀，而腐蚀产物会严重影响水质，威胁机组设备系统安全。由于热网加热器正常运行中处于微负压状态，不凝结气体的进入是不可避免的，首先应设法减少空气的进入，并采取可行措施将进入的不凝结的气体及时排除，防止氧气重新溶解于热网加热器疏水中，为此提出如下建议和措施。
5.1为避免在供热抽汽投运过程中，大量空气被排挤至热网加热器，建议在供热抽汽管道暖管时应缓慢进行，即通过开启供热抽汽电动调节门旁路手动门进行暖管，提前开启供热抽气管道疏水手动门，特别是靠近热网加热器侧所有疏水门必须全开，以便供热抽汽母管内空气的排除，而且此时热网加热器进汽门应处关闭状态，等热网加热器疏水全是蒸汽后，在缓慢开启热网加热器进汽门，通过热网加热器的启动排气管路和连续排气至#1低加手动门前压力表排污排除热网加热器内空气。随着热网加热器的逐渐投入，当热网加热器内部形成负压时应及时关闭启动排气门和启动排气管路和连续排气至#1低加手动门前压力表排污门，否则外部的空气就会经上述管路返至热网加热器内部，再次影响加热器的换热效果。在启动排气手动门关闭后，应逐渐开启热网加热器连续排气至#1低加手动门，以排除热网加热器内在投运过程中积存的空气以及运行中分离出来的空气，保证热网加热器的换热效果。
5.2鉴于热网加热器漏入空气造成加热器疏水溶氧高问题，会同检修部门对处于首站热网加热器汽侧负压系统管道法兰，阀门、热网加热器的汽侧安全门和排空门、水位计、热工表计取样和排污管路、进汽管道疏水门的严密性进行专门检查；针对备用疏水泵没有密封水的问题，建议通过技术改造在热网疏水泵间设置密封水母管，或将每台热网疏水泵的密封水，由原来的取自出口逆止门前改接到出口逆止门后（因备用疏水泵出口门为开启状态），以便备用凝结泵在正常备用情况下也能得到很好的密封，防止空气在系统负压作用下漏入热网疏水系统，造成溶解氧严重超标。
5.3运行中加强对热网加热器水位和热网疏水泵变频器自动跟踪情况的监视，保持水位在正常范围内运行，防止造成加热器疏水过冷度增加，溶解氧升高的问题。
5.4随着供热抽汽量增加，低缸进汽量相对减小，特别是在机组低负荷时，易造成凝汽器补水加热不足，凝结水温降低，造成“返氧”，导致凝结水溶氧升高。在保证中排压力的情况下应尽量开大低缸进汽液控调节门RQ800/RQ801，保证低压缸进汽量，以降低因低缸进汽量减小对凝汽器补水加热不足产生凝结水过冷却的影响。
5.5鉴于#2机定子水溶氧一直处于高限和超标问题，目前已将#2机定子水箱补水倒由#1机供给，发电机定子冷却水中的溶氧也已恢复至正常值，避免发电机定子线棒的应力集中点发生腐蚀、泄漏，而导致发电机电气故障跳闸甚至发电机本体损坏的事故。这样不仅减少了值班员的操作量和氮气的浪费，还可以减少#2机凝汽器补水量，降低凝汽器补水对凝结水溶氧的影响。
5.6 为防止ⅠⅡ厂用汽联络管处于纯冷备用时，系统不充压，ⅠⅡ期厂用汽联络管至#2首站供汽母管手动门不严，导致空气漏入供热抽汽管道，在ⅠⅡ期均双机运行时，#2机供热抽汽投运期间，保证ORQ1497、ORQ1498、ORQ1499、ORQ1500关闭状态下，维持ORQ1495开启状态，使ⅠⅡ期厂用汽联络管至#2首站供汽母管手动门前维持充压状态。
5.7化学人员也应加强对#2机热网加热器疏水溶氧、一级凝泵和二级凝泵出口凝结水溶解氧以及发电机定子水溶氧的监测，发现溶解氧超限应及时汇报，以便查明原因并进行相应处理。
6.总结
热网加热器疏水溶氧大，不仅影响热网加热器换热效果，影响运行经济性，而且对管束有腐蚀作用，还会使局部区域发生紊流颤振，造成热网加热器内部构件机械损伤；另外对凝结水系统以及发电机定子线棒造成危害，影响机组的安全稳定运行。通过运行对比，深刻分析原因，逐步治理解决热网疏水溶氧大的问题，提高机组的安全经济性。
参考文献：
[1]天津国华盘山发电有限责任公司俄制500MW机组集控运行规程
[2]天津国华盘山发电有限责任公司热网首站运行规程
论文作者:李凯炫1,欧阳智2,王树伟３,丁学良4
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/17
标签：疏水论文; 加热器论文; 凝结水论文; 定子论文; 空气论文; 首站论文; 系统论文; 《电力设备》2017年第16期论文;