摘要：本文针对达内蒙古包头市第三热电厂300MW机组凝结水溶氧超标的问题，进行了大量试验研究，提出了对凝结水溶氧量的影响各种因素，并对此提出了行之有效的改进措施。
关键词：发电厂 凝结水溶氧 溶氧量 原因 措施
包头市第三热电厂两台机组为东方汽轮机厂出产的C300\235-16.7\0.35\537\537型300MW汽轮机，自投产以来一直存在凝结水溶氧超标的问题，严重威胁到机组的安全运行，急需得到处理。为此，我们在凝汽器的查漏上做了大量工作，多次进行灌水找漏，并消除了一些漏点，但凝结水溶氧超标问题仍然得不到解决。我们多次深入现场，进行了充分的技术论证和广泛的调查研究，根据现场的实际情况制定了详细的、切实可行的解决方案和实施步骤，通过对运行工况和运行方式的反复调整和试验，最后摸清了包括给水泵前置泵密封水、凝结泵密封水、凝结水泵密封水、凝汽器事故补水、凝汽器水位以及凝结水过冷度严重超标等方面存在的问题，彻底解决了困扰电厂已久的凝结水溶氧超标问题。
1 汽轮机凝结水的质量标准
根据GB/T12145亚临界及以下参数等级机组水汽质量标准，DL/T246-2014化学监督导则，以及 Q/HN-1-0000.08.028-2014中国华能集团公司企业 标准要求亚临界机组凝结水泵出口溶氧不大于30ug/L根据此要求，我们小组将控制#1机组凝结水溶氧值低于30ug/L
2 凝结水溶氧超标的危害性
2.1 缩短设备使用寿命
在火力发电厂中，凝结水溶氧是凝结水质的重要指标之一，凝结水溶氧超标将会造成凝结水腐蚀，由此产生的腐蚀产物在汽水系统中迁移，腐蚀热力设备，使热力设备结垢，积盐，严重影响机组安全经济运行，所以降低凝结水溶氧具有重要和深远的现实意义！
2.2 降低回热设备的换热效率
在汽轮机的回热系统中，采用的是表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热面上，形成疏松的附着层，同时，凝结水的含氧过多，会使换热面上形成一层薄膜，均使换热热阻增大，降低循环的热效率。
2.3 影响机组的真空
为了保证机组稳定经济运行，凝汽器必须处于高度的真空状态。过多的空气漏入凝汽器，会造成真空降低，影响了机组的经济性，降低了机组出力，同时也增加了抽真空设备的电负荷。
3 实际试验过程
此前，机组凝结水溶解氧一直大于100μg/L，属严重超标。影响凝结水溶氧的因素较多，牵扯面过广。对此，我们在试验过程中，决定利用排除法进行分系统、分段、分步骤的查找问题，做到有的放矢，对重点怀疑的部位优先查找，这样可以缩短整个试验工作的时间，提高工效。事实证明这种方法是可行的，是行之有效的。根据机组凝结水溶解氧超标的易发部位和影响因素，我们主要做了以下几个方面的研究工作。
3.1循环水量大，凝结水过冷却
包头市第三热电厂#1机组为冬季由于机组供热，凝汽器热负荷较低，循环水量过大，水温过低，由于凝结水温度较低，造成凝结水过冷却。凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量必然增加。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆本台机组在试验期间凝结水过冷度高达4℃－5℃，对凝结水溶氧的影响还是比较大的，应取措施控制循环水温度在10-15℃之间
3.2 凝结泵负压系统泄漏
这项工作分两步进行验证：1.关闭备用凝泵进口门溶氧是否变化，对凝结水系统进行漏真空检查。2.中间水箱水位低，导致空气漏入凝结水入口溶氧高。检查后发现定冷水中间水箱浮球卡涩导致水位低，关闭备用凝泵出口门，凝结水泵出口溶氧变化大。
3.3 凝结水泵流量小，凝结水泵机封工作不正常
由于冬季供热期热网疏水回收至除氧器，凝结水量大幅降低，导致机封工作异常。凝结水机械密封冷却水压力偏低，机封工作不正常。包头第三热是厂凝结水泵的密封水设计采用循环水，这样的设计也是造成凝结水溶氧超标的一个因素。原因在于：其一，由于循环水的压力低，其密封效果满足不了实际运行的要求，这样势必会使部分空气进入凝结水系统，导致凝结水溶氧的增大；其二，循环水在整个循环过程中，流经冷却塔与外界充分接触，其溶解的氧分也势必大大增加，用这样含氧量很高的水作为凝结水泵的密封介质与凝结水混合，结果就使凝结水的溶氧也相应的增大的。
4 改进措施
4.1 冬季循环水量大、过冷度大
为了控制过冷度、调整凝汽器循环水入口温度，保证循环水温度在12-15℃，凝结水过冷度小于1度，采取循环泵低速运行、调整水塔下塔门开度、加装循环水塔挡风板。并根据循环水温度及凝结水过冷度变化及时调节冷却塔下塔门开度，悬挂挡风板。这样既降低了凝结水过冷度又大大降低了凝结水溶氧。冬季我们控制循环水入口温度至12-15℃。操作水塔下塔门时，应远方就地紧密联系，防止下塔门开度过大拉夸真空，发生真空低机组跳闸事故。因为水塔水量大，操作后要观察十几分钟后循环水温度才会从变化趋于稳定，操作要有耐心。
4.2 凝泵负压系统泄漏
首先，热试组对#1机组负压系统全面检漏，发现凝泵负压系统小漏点较多，尤其是凝泵进口门法兰盘根处及凝泵进口压力表接头处泄漏明显。另外负压系统疏水阀门法兰泄漏明显予以封堵消除。其次汽机专工与检修人员共同将定冷水中间水箱浮漂设置到合理位置，同时加强巡检力度，保证中间水箱不向凝结水入口漏空气。重点事项：焊接工艺按规定进行，防止工艺不合格，设备投运后继续漏空气。中间水箱水位保持稳定，防止定冷水缺水。
4.3凝泵水量减少，机封工作不正常
由于两台热网系统并列运行，我们将热网疏水多倒至#1机组除氧器，这样#2机组热网回水减少，除氧器水位下降，使凝结水量增大，保证凝结水泵机封工作正常。适当关小除氧器上水调门，保证凝结水泵压力大于0.9MPa，不大于1MPa。重点事项：要时严密刻监视两台机组凝汽器、除氧器水位保持在正常工作范围内，防止发生满水返回汽轮机、缺水跳凝结水泵、给水泵事故的发生。针对凝结水泵密封水源采用循环水的弊端，我们从凝结水泵出口引一路水源作为凝结水泵的轴端密封，即自密封（如图4）。这样就能有效地减小外界水源对凝结水溶氧的不利影响。
5 结论
包头第三热电厂300MW机组凝结水溶解氧超标，经过我们反复排查与试验，找出了影响凝结水溶氧超标的几大因素，在试验期间通过采取上述措施，结果表明，凝结水溶氧由138μg/L，降至10μg/以下L，溶氧达到合格标准。为了全面降低机组凝结水溶氧，应将影响凝结水溶氧的系统和部位，按前文所述的方法和方案进行改造，使凝结水溶氧长期保持在较好的范围。定期对负压系统进行查漏，提高机组的真空严密性，同时对热力系统也应该根治泄漏，尽量减少凝结水系统的补水量，相信经过改进和调整后的凝结水溶氧量将会进一步降低。
参考文献：
1 内蒙古包头第三热是厂，《300MW机组集控运行规程》，2004.
2 华北电力大学，达拉特发电厂，《达拉特发电厂培训教材-汽机设备运行》，1992.
3 黄占清，《T2A-330-30-2F-1080型汽轮机设备》，2006.
作者简介：温晓峰（1984），男，学士，工程师，主要从事330MW与600MW机组发电运行工作，电话：13789748605，电子信箱：34596515@qq.com
论文作者:温晓峰,王飞
论文发表刊物:《基层建设》2018年第22期
论文发表时间:2018/9/11
标签：凝结水论文; 机组论文; 水溶论文; 凝汽器论文; 水泵论文; 过冷论文; 水量论文; 《基层建设》2018年第22期论文;