摘要：凝结水溶氧是衡量凝结水质的重要指标之一，若超标，将严重影响机组的安全经济运行。针对某电厂660MW国产燃煤超临界直接空冷发电机组运行一定时间以后，出现凝结水溶解氧不合格现象。通过对造成凝结水系统溶氧超标的各种原因分析和排查，找出了溶解氧超标的主要原因，治理后彻底解决了该机组凝结水溶氧超标问题。最终监测结果表明：凝结水溶解氧一直保持在12ug/L以下，除氧器出口溶解氧一直保持5ug/L以下。本文就超临界空冷发电机组凝结水溶解氧含量超标的问题，结合实际进行分析研究，以期对同类机组凝结水溶氧量超标问题的解决提供参考。
关键词：凝结水；溶解氧；超标；控制；
一、机组的基本情况
某厂2×660MW超临界空冷燃煤发电机组，位于我国西北地区，采用哈尔滨汽轮机厂生产的超临界、一次再热、单轴、双缸、双排汽直接空冷机组，凝结水泵采用1台100%变频和1台100%工频泵设置，互为备用。机组自投产以来，凝结水溶解氧含量一致保持在控制线以下运行，进入冬季后随着气温逐渐降低，2台机组都出现了不同程度的凝结水溶解氧超标情况。
二、凝结水溶氧量高的危害
1.缩短设备寿命
因现代大型机组均采用回热循环，系统中的汽水温度较高，氧化腐蚀具有局部性和延续性的特点，腐蚀速度很快。凝结水溶氧量超过允许值时，当其流经回热设备以及相关管道时，便会对该类设备产生点状腐蚀，影响设备的使用寿命，降低机组运行可靠性，严重时将造成不可预测的事故。
2.降低设备换热效率
汽轮机回热系统一般采用表面式换热器，具有腐蚀性质的产物粘着在换热面上，将会形成疏松的附着层，从而增大了表面式换热器的换热热阻，最终降低设备换热效率。
3.影响空冷机组的背压
排气装置在正常工作中应具有一个较为严格的真空状态，在空气量增加的影响下，使背压形成上升趋势，为了维持正产的背压值，增加了空冷机组的煤耗和电耗，较为严重时将对机组出力产生影响。
三、空冷机组凝结水溶氧超标的原因分析
1.凝结水过冷度控制方面的分析
直接空冷凝汽器的运行过程从除氧角度来说，相当于一个混合加热式真空除氧器，其除氧原理类似于热力除氧器，只是除氧饱和压力不同。
根据气体溶解定律（亨利定律）可知，气体在水中的溶解度与此气体在气水界面上的分压成正比。也就是说，凝结水的温度越接近于排汽压力对应的饱和温度（凝结水过冷度越小），那么气相中除水蒸汽以外的其它气体（氧气、二氧化碳等）的分压越小，水相中气体的溶解度也越小。即过冷度越小，机组凝结水的含氧量越小。在湿冷机组中一般凝结水的过冷度控制在0.5~1℃以内，而且湿冷机组的过冷度也比较容易控制（受湿球温度控制）。但在我国北方地区，直接空冷机组的过冷度（受干球温度控制）就比较难控制，直接空冷机组的过冷度由于受天气变化的原因，一天内的变化范围也会较大，特别是在冬季更不容易控制，一般都在3℃以上。另外空冷系统冷却面积非常庞大，局部过冷非常容易发生，因此相对应的凝结水溶氧值也比较高。
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2.机组真空严密性方面的分析
机组真空严密性好也就是负压区漏点少，进入负压区的空气少则凝结水溶氧小，因为凝结水氧气的来源主要是外界漏进排气装置的空气中的氧气，查找漏点并及时消除，凝结水的溶氧值就会明显下降。
3.凝结水补充水溶氧和补水方式方面的分析
系统的凝结水补充水在制备过程中，与大气进行了充分的接触，也就是说，补充水的溶解氧几乎达到了饱和的状态。根据氧气在大气的分压以及氧气的亨利系数可计算出20℃水中溶解氧浓度7000-8000
μg/L，是合格凝结水溶氧的近300 倍。对于600MW 机组而言，如果补水率为1%，则凝结水补充水的流量约为20t/h 左右，如果补水不能很好的进行除氧，根据物料平衡可计算出凝结水的溶氧含量将会增加85μg/L。由此可见，凝结水补充水本身对凝结水溶氧会产生较大的影响。
与空冷机组相比，大型湿冷机组出于经济性的考虑，锅炉补充水的绝大部分从凝汽器补入而不从除氧器补入，补充点从凝汽器喉部以喷雾状态补入。补水温度虽然低于凝汽器的排汽温度，但雾化的补水直接与相对较高温的汽轮机乏汽进行传热传质交换过程，这样既能达到强制冷却排汽的作用，又能很快将补充水被加热到当时背压下的饱和温度，使溶氧从补水中逸出。另外，湿冷机组背压较低，也就是真空较高，也有利于溶氧从补水中逸出。
直接空冷机组由于本身背压较高，真空度较低，不利于除氧，而且从国内各厂实际的情况来看，补水方式也各不相同，最终造成的除氧效果也各有差异。
四、解决问题的措施
1.运行中加强对凝结水过冷度的控制
过冷度是导致热水井凝结水发生溶氧动作的一个必要条件，且该因素和负荷大小之间存在直接而密切的关系。进入冬季后机组凝结水过冷度一般在3－6℃，在负荷较低、风速变化较大的情况下过冷度有时会更大。针对此问题，在机组冬季运行中，背压给定值不宜太低，尤其是在夜间低负荷情况下，可在常规设定值的基础上适当提高2kpa左右，虽然对机组煤耗带来一定影响，但针对空冷系统的局部过冷，甚至在冬季最低的环境温度条件下，防止部分翅片管结冻方面产生明显效果。另外，随着自动化程度的提高，对空冷风机手动干预量较少，可以根据不同汇流排凝结水温度进行风机偏置的适当调整，尽量减少各排回水温差，避免部分区域温度过低造成翅片管冻结事故。对于抽真空过冷发生后，不应采用停逆流列风机的办法提高抽气温度，应尽量采用降低逆流列风机频率的办法进行调整。
2.重视机组真空严密性
根据机组投产后运行情况看，机组真空严密性情况较好，夏季每月的真空严密性试验均合格。经过长期运行，机组真空系统将出现不同程度泄露。进入冬季后，经过真空严密性试验数据对比发现，每期试验结果呈现逐渐上升趋势，从而确认真空系统存在泄漏，对于空冷机组而言，真空系统庞大，泄露排查存在较高的难度。首先通过对排气装置负压区域重点部位进行了逐一排查，发现运行的凝结水泵密封处存在漏气问题，对凝结水泵进行切换后，严密性试验合格。由此判断凝结水密封处的漏气是凝结水系统溶解氧量超标的主要问题。
3.凝结水补充水设计的优化
本文所列机组的凝结水补充水是采用布置在空冷凝汽器排汽管道下部热井内安装带喷嘴的除氧水箱，因该水箱布置位置较低，距低压缸排气口距离较大，与乏汽换热效果不良，在夏季及机组高负荷条件下未产生明显影响，当环境温度逐渐降低时，凝补水箱的补水温度也随之降低，机组低负荷排气量减少时，出现了加热除氧效果不佳的情况，成为了影响凝结水溶氧量的一个次要因素。利用机组检修机会，重新设计调整补水除氧位置，此问题得到解决。
五、结论
600MW超临界直接空冷机组日常运行中，凝结水溶氧高属于一种常见且影响较大的问题，其原因可能是控制调整不当造成凝结水过冷度过大、真空系统存在泄漏、系统设计不合理等因素，所以，应积极施以针对性的处理措施，包括控制调整方面、定期试验检查方面和对设计缺陷进行改造等。只有如此，才能及时而有效地解决600MW机组凝结水溶氧高的问题，从而为企业创造更大经济效益和社会效益。
论文作者:顾金成
论文发表刊物:《电力设备》2018年第27期
论文发表时间:2019/3/12
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