范贤
（神华神东电力新疆准东五彩湾发电有限公司 831700）
摘要：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。
本文结合国华台山发电厂4号机组自2007年4月19日启机后，凝结水一直存在溶氧超标的问题，从其检查、寻找其产生的原因到制定改进对策的整个过程简要论述了凝结水系统溶氧高的原因和改进对策及建议。
主题词：溶解氧、流量、补水、机械密封、密封水
前言：
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。
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，由于凝汽器真空负压系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，都会造成凝结水溶解氧超标。
正文：
1、4号机组凝结水溶氧高概述
广东国华粤电台山发电有限公司台电4号机装机容量600MW，于2006年2月投产。汽轮发电机组是上海汽轮机有限公司生产的凝汽式机组，配套两台50%容量汽动给水泵和一台30%电动给水泵；电动给水泵轴封为机械密封方式；汽动给水泵轴封为螺旋水封，密封水低压回水经多级水封直接进入凝汽器热水井，低加疏水逐级自流至进入凝汽器。
单机配备两台100％容量凝结水泵，1、2号机凝结水泵轴封采用盘根密封，3、4号机凝结水泵轴封采用机械密封（此机械密封为沈阳水泵厂自己改造），机械密封密封水设计为2路供给，起泵前用凝补水，运行正常后切换为凝结水自密封，由于4号机凝结水节流孔板堵，投运后密封水压力低0.25 MPa，一直用凝补水系统供给，压力保持0.6Mpa，机械密封冷却水采用闭冷水供给。
（凝结水泵密封水冷却水系统图）
自2006年4月19日起机后，4号机凝结水一直存在溶解氧超标问题，负荷60万时溶氧在25ppb左右波动，负荷30万时溶氧41ppb左右波动，真空在-94Kpa附近波动，4号机溶解氧标准为≤30ppb。
2、4号机凝结水溶氧高检修过程
我们共检查了凝结水系统、低加疏水系统、凝结水杂用水系统、闭冷水系统、凝汽器接口系统共5个系统100多处与负压系统连接的阀门及法兰进行涂抹黄油，之后又对凝泵入口滤网排空及放水门后加堵板，观察一段时间后没有什么效果，后用氦质谱检漏仪对5个系统检漏，对查出有泄漏的人孔、法兰等部位进行紧固，但无效果。
随着又对凝结水泵机械密封冷却水进行检查，怀疑机械密封冷却水（闭冷水）进入泵内，在检测凝结水泵密封水及冷却水流量时发现密封水与冷却水在不同程度的进入泵内，两台泵密封水流入泵内的总流量为5m3/h，两台泵冷却水流入泵内的总流量为3.2m3/h。2006年05月22日17：10配合运行将4A、4B凝泵密封水压力由0.55MPa调整至0.35，降低压力后进入凝泵的有氧水流量就会降低，观察凝结水溶氧由25ppb降至23ppb。17：30 配合运行将4B凝泵机械密封冷却水（闭冷水）来、回水手动门关闭，观察凝结水溶氧最低降至15ppb。18：00 恢复检查凝结水溶氧所做措施，18：15分溶氧开始升高，18：50逐渐涨至23ppb，此时负荷550MW万左右。
关闭4B凝泵冷却机械密封冷却水来、回水手动门后溶氧曲线
3、4号机凝结水溶氧高的原因分析及结论
凝结水溶氧高的在线监测点取样位置在凝泵出口母管处，从在线监测系统（PI系统）可以看出，凝结水流量增大，凝结水溶氧降低，凝结水流量减少，凝结水溶氧增高（见溶氧与流量的曲线图），可以看出有定量的有氧水进入凝结水系统。与凝结水系统相关的有氧水一路是凝汽器热井补水，另一路是凝泵机械密封的密封水与冷却水（闭冷水），凝汽器热井补水是在凝汽器水位低时才进行补水，一般补水时间为15～20分钟，水位达到标准后随即关闭。凝结水泵机械密封的密封水与冷却水的流量一般不随其它运行参数做频繁调整，在检测凝结水泵密封水、冷却水流量后证实了我们的判断。
凝结水泵机械密封构造是两个单端面机械密封叠加而成，密封水（凝结水）经过下面机械密封的密封面进入泵内，冷却水经过上面机械密封与下面机械密封的空间，一侧进一侧出，带走机械密封运行产生的热量，设计两个机械密封叠加是考虑到凝结水泵电机较大，机械密封出现故障拆装不方便，并且检修时间长。
凝结水泵机械密封处于微负压区，下面的机械密封密封面损坏或者是胶圈断裂、安装不正确，会造成冷却水（闭冷水）进入泵内，通过平衡管进入泵入口。
（凝结水泵机械密封结构图）
通过2006年5月22日对4B凝泵机械密封冷却水（闭冷水）来、回水手动门关闭试验及调整密封水压力可以看出，4号机目前溶氧高是凝结水泵机械密封冷却水（闭冷水）及密封水进入凝结水造成的。
（2006年5月19日～22日凝结水流量、热井补水、溶氧曲线图）
4、4号机凝结水溶氧高检修措施：
凝结水泵机械密封密封水及冷却水（闭冷水）进入凝结水泵，造成溶氧高，由于机组运行，提出2条临时措施，一是将凝泵出口引水至机械密封的密封水，提高密封水压力1.3Mpa左右，封住机械密封冷却水；二是将凝泵机械密封冷却水改为凝补水。最后决定先从比较简单的措施入手，即改造凝泵密封水，从凝结水母管性能试验接头至凝泵机械密封密封水压力表后接头连接管路。2006年5月25日上午10点左右对4B凝结水泵新增加的一路凝泵自密封水进行了调整，将新增加的凝泵自密封水投用后（不发生节流），同时将凝补水至凝泵密封水总门逐渐关小，凝泵原自密封水全开（之前处于全关状态），凝泵机封密封水压力调整至1.3Mpa后，4号机凝结水溶氧降至14ppb左右，观察到晚上20点左右，4号机凝结水溶氧一致维持在14ppb波动，期间机组负荷最低到450MW。26日将4A泵的密封水也进行改造，两台泵改造见下图红色部分。
凝结水泵新加密封水管路图
4号机凝泵新加密封水管路后溶氧曲线
5、提出改进建议
影响凝结水溶解氧的因素很多，通过4号机凝泵密封水改造，溶氧已低于标准（目前15ppb，标准≤30ppb），但与2号机（8ppb）相比还较高，为此溶氧问题还值得探讨。
凝补水溶氧较高（8600 ppb），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。
如凝汽器补水由热水井直补改为凝汽器喉部补水，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理，补水进入喉部后按照等分原则均匀布置补水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。
结束语：
影响凝结水溶解氧的因素很多，通过对广东国华粤电台山发电有限公司4号机组凝泵密封水改造，溶氧值已低于标准（目前为15ppd，标准≤30ppd），效果明显，但与2号机组的凝结水溶氧值8ppd相比还较高，为此溶氧问题还值得进一步的讨论。
参考文献：
《SDCJ2－85 火力发电厂化学水处理设计技术规定》
《DL/T561-95 火力发电厂水汽化学监督导则》
作者简介：
范贤（1982.03-），男，新疆阜康人，长春工程学院工学学士，工程师，单位：神华神东电力新疆准东五彩湾发电有限公司，工作方向：火力发电厂设备检修维护管理
论文作者:范贤
论文发表刊物:《电力设备》2015年7期供稿
论文发表时间:2016/2/15
标签：凝结水论文; 溶解氧论文; 凝汽器论文; 冷却水论文; 机械论文; 水泵论文; 补水论文; 《电力设备》2015年7期供稿论文;