豐潤熱電2號機組凝結水溶氧超標問題分析與解決

李建軍，周衛(wèi)山

河北大唐國際豐潤熱電有限責任公司，河北唐山 064000

0 引言

河北大唐國際豐潤熱電公司2號機為哈汽公司生產(chǎn)的C250/N300-16.7/538/538型亞臨界供熱凝汽式汽輪機，投產(chǎn)于2009年11月。該機組自投產(chǎn)以來，凝結水溶氧量一直超標。機組正常運行時，凝結水溶氧量為50ug/L～70ug/L（標準值應為≤30ug/L）。凝結水溶氧量長期超標，必然會嚴重影響到機組的安全、穩(wěn)定運行，急需解決。

1 凝結水溶氧超標的危害

1.1 縮短機組設備使用壽命

當凝結水含氧量超標時，將導致凝汽器內部換熱管、回熱設備、及其附屬管道閥門等腐蝕加劇，降低了設備的可靠性。同時也增加了除氧器的除氧負擔，使除氧器的除氧效果變差，嚴重時會腐蝕高溫作業(yè)環(huán)境下的給水管道和鍋爐省煤器管，引起泄露和爆管事故發(fā)生，影響機組安全、穩(wěn)定運行。

1.2 降低回熱設備換熱效率

汽輪機回熱系統(tǒng)中的高、低壓加熱器均采用表面式換熱方式，如果凝結水含氧量超標嚴重，會腐蝕這些回熱設備的換熱面，換熱面將被一層銹化物所附著，換熱效率大大降低，嚴重影響機組的經(jīng)濟運行。

1.3 影響凝汽器真空度

為保證汽輪機組穩(wěn)定、經(jīng)濟運行，凝汽器必須處于高真空狀態(tài)運行。過多的空氣漏入凝汽器內部，不僅引起凝結水溶氧高，還會降低凝汽器汽側真空度，影響汽輪機組運行的經(jīng)濟性，同時也加大了真空泵的電負荷。

2 引起凝結水溶氧超標的因素

國產(chǎn)300MW汽輪機組的凝結水溶氧量超標是一種較為普遍的現(xiàn)象，影響凝結水溶解氧的因素很多，總結如下：

1）凝結水系統(tǒng)輔助設備問題。尤其是凝結水泵入口閥門盤根不嚴、水封門水封破壞、凝結水泵入口濾網(wǎng)放水門內漏、凝結水泵盤根不嚴、疏水泵盤根不嚴、各路疏水門門桿盤根不嚴、負壓區(qū)管道法蘭不嚴等，都會因真空而吸入空氣，直接污染凝結水，使其溶解氧量超標；2）凝汽器真空負壓系統(tǒng)問題。機組真空泄漏率嚴重不合格，尤其是凝汽器汽側存在泄漏點（如：凝汽器汽側人孔蓋、凝汽器焊口、放空氣門等）影響真空泄漏率，直接導致凝結水溶解氧超標；3）凝結水補水除氧問題。化學制水系統(tǒng)除碳器設備（真空除碳器或鼓風式除碳器等）因工作原理不同，導致凝汽器補水中含氧量不同，如果凝補水溶氧量高于100ug/L，補水方式為直接補入凝汽器熱水井，沒有利用凝汽器真空除氧能力，會直接導致凝結水溶解氧超標；4）熱力系統(tǒng)疏水、回水除氧問題。熱力系統(tǒng)疏水、回水直接回收時，溶氧量應小于100 ug/L。如果熱力系統(tǒng)疏水、回水溶氧量超過100ug/L，而直接排入凝汽器熱水井，沒有利用凝汽器真空除氧能力，也會直接導致凝結水溶氧超標；5）凝結水過冷度問題。根據(jù)亨利定律和道爾頓分壓定律，凝結水中溶解的氣體量與熱井水面氣體的分壓力成正比。凝結水溫度過低，即凝結水表面的蒸汽分壓力降低，氣體分壓力增高，使溶于水中的氣體量增大。因此若凝結水過冷，其溶氧量必然會增加；6）凝汽器熱井水位對凝結水的影響。根據(jù)實驗證明，凝汽器熱井水位過高、過低都會增加凝結水的溶氧量。這是因為當水位過低時，凝結水在熱井中容易產(chǎn)生渦流而夾帶氣體，從而影響溶氧量；當水位過高時，凝結水可能淹沒凝汽器換熱管，使凝結水過冷度增加，從而影響溶氧量；7）汽封系統(tǒng)對凝結水的影響。汽輪機正常運行時，汽封應為微正壓，如果調整不當，使汽封處于負壓狀態(tài)，必然會吸入空氣，使軸封冷卻器疏水溶氧超標，軸封疏水最終排入凝汽器污染凝結水；8）軸封冷卻器疏水系統(tǒng)多級水封筒對凝結水的影響。機組運行中，由于負荷、真空等工況發(fā)生改變，多級水封筒內的水柱被破壞，液位高度不夠，此時又不能及時向其內部注水的話，凝汽器真空就會把多級水封筒內部的疏水拉空，水封筒失去了密封作用，凝汽器自然就會拉空氣進去，不僅掉真空，還增大了凝結水的溶氧量。

3 降低凝結水溶氧量的方法

1）重視檢修時的灌水查漏工作。每次機組大、小修時，應對凝汽器汽側注入除鹽水，水面灌至凝汽器喉部，汽輪機末級葉片下方100mm處。此時認真對凝結水負壓區(qū)進行查漏工作，主要檢查凝汽器焊縫漏點、凝汽器汽側人孔蓋泄漏情況、真空系統(tǒng)各閥門盤根漏點、負壓區(qū)各疏放水閥盤根漏點和閥門內漏情況、真空破壞閥嚴密性、凝泵入口濾網(wǎng)法蘭泄漏情況、凝泵盤根泄漏情況。查到漏點及時消除；2）對于運行中的機組，加強參數(shù)監(jiān)控與調整。如：為防止汽封處吸入空氣，必須將主汽輪機和給水泵汽輪機汽封壓力調整在規(guī)定范圍內，一般為微正壓0.01MPa～0.04MPa；注意監(jiān)控凝汽器熱井水位、軸封冷卻器水位、軸封冷卻器疏水系統(tǒng)水封筒的液位3）對凝結水補水溶氧量進行有效控制。建議除鹽系統(tǒng)采用真空脫氣及化學水箱浮頂密封相結合，使凝汽器補水溶解氧低于100ug/L。以解決凝補水溶氧對凝結水溶氧的影響；4） 防止凝結水過冷。堅持定期投運凝汽器膠球清洗裝置，降低凝汽器換熱端差，按季節(jié)溫度控制循環(huán)水量，合理控制凝汽器水位，提高真空系統(tǒng)嚴密性，這些都是防止凝結水過冷的有效方法；5）利用凝汽器真空除氧能力對凝補水、各路疏水進行除氧。根據(jù)亨利定律和道爾頓分壓定律，氧氣在凝結水中的溶解度和氧氣在不凝氣體中的分壓和含量成比例。凝汽器汽側的工作狀態(tài)是高負壓，它就相當于一臺真空式除氧器。將凝補水、各路疏水接口位置布置在凝汽器疏水擴容器處，熱井液面上方，以達到利用凝汽器對這些補水、疏水真空除氧的目的。凝汽器汽側的不溶氣體最終將被真空泵排走；6）適當加高水封筒或安設密封水箱。多級水封筒的作用就是增大軸封疏水的流動阻力和液位差，從理論上講軸封疏水經(jīng)過多級水封然后再有一定的高度差回到凝汽器汽側，流動阻力加上高差剛好等于凝汽器的真空抽力，這時候就是最佳的工況，但事實上汽輪機運行工況經(jīng)常發(fā)生改變，凝汽器的真空也在變化，為了維持多級水封筒一定的水位，防止其內部水被抽空，應適當加高水封筒高度，并安設水位監(jiān)測裝置，水位低時，及時向其內部注水。有些電廠已不使用水封筒，而是改用密封水箱，安設在凝泵坑里，它是利用水箱上的溢流管、放空氣管及液位跟蹤調節(jié)閥來控制水箱水位，密封效果也很好；7）運行查漏。機組運行中，如果不僅凝結水溶氧超標、凝汽器真空也嚴重超標時，可以用“氦氣譜儀噴灑檢測找漏法”或“超聲波探測找漏法”對汽輪機汽水系統(tǒng)的負壓區(qū)進行找漏處理。

4 豐潤熱電公司2號汽輪機組凝結水溶氧超標原因分析與改進實施

1）造成2號汽輪機組凝結水溶氧超標的可能因素分析如下：

（1）凝汽器負壓區(qū)的設備可能有漏真空現(xiàn)象；（2）機組運行中，影響凝結水溶氧量的設備運行參數(shù)監(jiān)控不到位，調整不及時，有些部位根本沒安設監(jiān)控設備；（3）軸封冷卻器疏水系統(tǒng)多級水封筒高度不夠，內部的水柱不穩(wěn)定，沒有水位監(jiān)控裝置，水位低時不能及時注水；（4）軸封冷卻器疏水直接接入凝汽器熱井中，沒利用凝汽器對這部分疏水進行真空除氧。

2）依據(jù)分析出的2號機組“凝結水溶氧超標”可能因素，豐潤熱電公司設備部實行了以下改進措施：

（1）在機組運行時，用“超聲波探測查案漏法”對汽輪機汽水系統(tǒng)負壓區(qū)的系統(tǒng)設備進行了查漏。汽水系統(tǒng)負壓區(qū)未發(fā)現(xiàn)漏點；（2）利用2號機組停機檢修的機會，對凝汽器汽側進行了灌水查漏。凝汽器負壓區(qū)的設備未發(fā)現(xiàn)漏點；（3）將凝汽器各疏水、放水、放空氣門盤根處，凝結水泵入口濾網(wǎng)法蘭處，凝汽器汽側人孔蓋法蘭處、負壓區(qū)管道連接法蘭處涂抹機械黃油密封處理，以防止這些負壓區(qū)地的設備結合面處漏真空。此措施實施后，凝結水溶氧超標未得到緩解；（4）運行人員對2號機組主汽輪機、給水泵汽輪機的軸封壓力，凝汽器液位、軸封冷卻器液位、凝汽器真空度等參數(shù)加強了監(jiān)控與調整。凝結水溶氧高的問題仍未得到解決；（5）利用2011年10月2號機組C級檢修的機會，適當加高了軸封冷卻器疏水系統(tǒng)多級水封筒的高度。根據(jù)流體力學計算，將水封筒高度由原的4m加高至5.5m，并加設了水位自動監(jiān)測報警裝置，以便在水位低時能夠對水封筒及時補水。此設備技術改造后，2號機組凝結水溶氧量恢復了正常（≤30ug/L）。這直接說明了是因軸封疏水水封筒運行時漏真空，致使軸封疏水溶氧過多，最終導致了凝結水溶氧量超標。（6）利用2011年10月2號機組C級檢修的機會，將軸封冷卻器疏水管道由接入凝汽器熱井中改為接入凝汽器疏水擴容器中，充分利用凝汽器的真空除氧能力對這部分疏水進行除氧處理。此設備技術改造后，2號機組凝結水溶氧量恢復了正常。（≤30ug/L），這也間接說明了是因軸封疏水水封筒漏真空，致使軸封疏水溶氧多，最終導致了凝結水溶氧量超標；（7）多級水封筒照片和結構見“圖1、圖2”。（8）軸封冷卻器疏水系統(tǒng)技術改造對比圖。

圖1 水封筒照片

圖2 水封筒結構示意圖

①技改前軸封疏水系統(tǒng)圖見“圖3”。

圖3 技改前軸封疏水系統(tǒng)圖

②技改后軸封疏水系統(tǒng)圖見“圖4”。

圖4 技改后軸封疏水系統(tǒng)圖

5 結論

大唐國際豐潤熱電公司通過對汽輪機凝結水含氧量超標的原因分析，制定了針對性的改進措施；在改進措施實施過程中，找到了造成凝結水含氧量超標的直接原因，即“軸封疏水水封筒運行時漏真空”。設備部通過合理加高軸封疏水多級水封筒的高度，和充分利用凝汽器真空除氧的作用改造軸封疏水管道，最終消除了這一影響機組安全、經(jīng)濟運行的歷史性缺陷，也為其他兄弟單位治理同類型缺陷提供了一定的借鑒方法。

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