國產600 MW 抽汽凝汽式機組凝結水溶氧超標治理

鐘閣順

(神華國華電力公司 檢修維護管理部，北京100025)

1 設備簡介與問題概述

(1)設備簡介

神華河北國華滄東發電有限責任公司(簡稱“國華滄電”)1 號機為國產600 MW 亞臨界抽汽凝汽式燃煤發電機組，鍋爐為一次中間再熱、單爐膛、平衡通風、強制循環單汽包Π 型鍋爐，汽輪機為單軸、四缸四排汽、抽汽凝汽式汽輪機，發電機為水氫氫冷卻方式。因廠址位于淡水資源極度匱乏的渤海灣黃驊港，機組配備了2 ×1 萬t/日的低溫多效(MED)海水淡化裝置，為全廠及當地提供生產和生活用水，裝置所用蒸汽汽源取自汽輪機四段抽汽。凝汽器為雙進雙出雙背壓海水直接冷卻表面式凝汽器。機組主要設計參數:主汽壓力為16.7 MPa;主汽溫度為538 ℃;再熱汽壓力為3.24 MPa;再熱汽溫度為538 ℃;凝汽器絕對壓力為0.004 9 MPa;制水抽汽壓力為0.75 MPa;單機額定制水抽汽量為250 t/h (最大抽汽量為400 t/h)。

(2)問題概述

國華滄電1 號機組于2006 年6 月投產，投產試運時凝結水溶氧指標曾一度高達500 μg/L，真空系統嚴密性試驗結果高達600 ～800 Pa/min。2006 年9 月機組檢修時對真空系統采用高位注水方法查漏，檢查并消除了10 余處滲漏點(較大滲漏點有兩處，見圖1)，處理效果明顯，真空嚴密性為300 Pa/min (仍不能滿足行業標準《凝汽器與真空系統運行維護導則DL/T932-2005》規定的≤270 Pa/min 要求)，凝結水溶氧指標雖大幅下降至45 ～140 μg/L 范圍內(見圖2)，但仍遠高于國家標準《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量標準GB/T12145-2008》規定的≤30 μg/L 水平。

圖1 真空系統較大滲漏點示意圖Fig．1 Photos of larger leaking points in vacuum system

圖2 凝結水溶氧指標曲線圖Fig．2 Index curve of the oxygen dissolved in condensate water

(3)課題研究的意義

凝結水溶氧是發電廠化學監督的重要指標之一，該指標長期超標將對設備安全性和系統經濟性造成嚴重危害，主要包括以下幾方面:

①腐蝕設備。富含氧的凝結水通過金屬部件時會產生電化學腐蝕，從而損傷設備，給機組的安全性帶來威脅;另外凝結水除了作為熱力系統工質外還是發電機定子冷卻水系統的補水水源，溶氧超標也必然帶來發電機定子線圈的腐蝕，表現特征為定冷水中Cu2+超標。

②對鍋爐防磨防爆產生負面影響。凝結水溶氧腐蝕熱力系統設備所產生的腐蝕產物(氧化皮)會降低汽水系統的清潔度，當這些雜質附著在爐管表面或聚集在某一死區會使換熱面局部熱阻增大，引發管壁局部超溫和熱應力突增現象，直至引發鍋爐爆管。

③降低回熱設備的換熱效率。溶氧引發的熱力設備腐蝕產物會在高加、低加和爐管等換熱面上形成疏松附著層，條件適合時多余的氧也能在換熱元件表面形成一層氣體薄膜，這些都將會導致熱阻增大，影響換熱效果，同時也會造成回熱系統抽汽量增大，導致系統整體循環熱效率降低。

無論是從機組的安全性還是經濟性方面考慮，都必須對凝結水溶氧問題進行深入研究，找到徹底根治的辦法;且該問題在大型火電機組中普遍存在，徹底解決將會產生很好的示范效應。

(4)課題研究現狀

國華滄電1 號機于2006 年9 月對真空系統采用高位注水方法查漏，真空嚴密性和凝結水溶氧指標均有大幅改善，但都不能滿足行業標準要求。2006 年9 月至2007 年3 月專業組對該問題進行了系統研究，并制定了有針對性的措施，2007 年5月利用機組檢修機會實施了治理工作，通過5 月到11 月的半年觀察，該項研究和治理工作取得了成功。

2 凝結水溶氧超標的原因分析

(1)凝汽器的作用和功能

凝汽器是凝汽式汽輪機的重要輔助設備，它的作用:一是在凝汽器排汽口建立和保持規定的真空，使蒸汽在汽輪機中膨脹到最低壓力，以獲得更多的可用焓降，提高汽輪機熱效率;二是將汽輪機排汽凝結成潔凈的凝結水，并進行初步真空除氧;三是匯集熱力系統疏水，減少汽水和熱能損失。評判凝汽器性能的主要指標包括:能否保持最佳真空、凝結水過冷度是否最小以及凝結水品質是否合格，其工作性能直接影響整個發電機組的熱經濟性和安全性。凝汽器是機組凝結水的“形成地”和“出發地”，所以要分析清楚機組凝結水溶氧超標問題，必須圍繞凝汽器這一中心區域和相關系統進行檢查梳理。

(2)確定問題排查的方向

根據熱力學原理并結合電廠的初步設計、現場設備安裝和運行方式等實際狀況，技術專業組鎖定了以下幾方面原因:第一，機組真空系統嚴密性差，造成外部空氣直接進入系統并被凝結水吸收溶合。第二，富含氧的空氣隨補水、疏水等工質進入凝結水系統，這種“攜帶”造成凝結水溶氧超標。第三，真空抽氣系統出力不足，凝汽器內不凝結氣體(主要是空氣)無法及時抽出，最終溶解到凝結水中。第四，凝結水過冷度過大，造成凝汽器熱井中凝結水溶氧倍增。

(3)問題排查結果

在對凝結水溶氧超標問題致因排查中，通過投退真空泵臺數影響試驗排除了真空抽氣系統故障問題，經過反復檢查和確認，最終確認造成本機組凝結水溶氧超標的主要問題為:

①凝汽器喉部軟連接處泄漏。本機組凝汽器采用雙背壓形式，分為高、低壓兩個凝汽器，汽輪機的兩個低壓排汽缸與凝汽器喉部連接部位為軟連接，結構設計上是采用整圈“犬骨形”橡膠節來吸收膨脹和密封，橡膠節總長度為2 ×24 m。檢查發現在機組實際運行中常常因為橡膠節受熱產生塑性變形、壓板螺栓緊固不到位以及密封部位機加工平整度差等原因造成橡膠節密封失效，外部空氣在真空作用下隨即被吸入凝汽器，并與凝結水溶合(見圖3)。

圖3 凝汽器喉部軟連接漏空氣示意圖Fig．3 Schematic diagram of air leaking across the condenser soft connection

②與凝汽器相連接的兩個多級水封裝置泄漏。軸封加熱器汽側凝結水、汽泵密封水回水均被回收到凝汽器汽側，回收水在進入凝汽器之前分別經過一個多級水封裝置(見圖4、圖5)，因無任何監視和控制措施，這兩個多級水封裝置內的水經常被凝汽器抽空，而軸加汽側和汽泵密封水均直接對大氣，因此，水封裝置無水時就會有大量的空氣被抽吸進凝汽器。另外這兩種回收水工作過程中均與大氣接觸并富含氧氣，在回收時未采取任何除氧措施，就被混進凝結水，這也是凝結水溶氧指標升高的又一致因。

③凝補水箱來水管路設計不合理。機組補水取自化學除鹽水，化學來水首先被緩存進機側300 m3凝補水箱，再經過凝補水泵或者利用凝汽器真空的抽吸力向凝汽器補水。問題排查時發現凝補水箱內的除鹽水溶氧竟然高達3 000 μg/L，進一步檢查發現問題出在化學來除鹽水管路安裝位置上，按照設計其安裝位置為凝補水箱上部，這樣就造成化學除鹽水正好沖在凝補水箱浮頂上，導致浮頂多處嚴重破損，使除鹽水暴露在大氣中(見圖6)。

④凝汽器補水量大，且未采取任何除氧措施。國華滄電地處淡水資源極度匱乏的渤海灣黃驊港，機組配套建設了2 ×1 萬t/日低溫多效海水淡化裝置，該裝置采用汽輪機的四段抽汽作為熱源加熱海水，機組投產后實際制水抽汽量平均為100 t/h 左右，機組的總補水量平均為130 t/h 左右，遠遠超過同類型機組，加之凝補水富含氧，由此帶入凝結水系統的氧量隨之劇增，這是造成凝結水溶氧超標一個非常重要的因素。按照原設計凝補水管路從凝汽器底部進入凝汽器并直接與凝結水混合(見圖6)，該處在整個凝汽器內溫度最低，不利于對補水的熱力除氧，這是設計上的一個致命缺陷。

⑤凝結水過冷度超標，凝結水溶氧量隨之增加。凝結水過冷度表征了凝汽器熱井中凝結水的過度冷卻程度，其大小為凝汽器熱井出口凝結水溫度與凝汽器在排汽壓力下對應的飽和溫度之差，表達式如下:

式中:tn為凝結水過冷度;ts為凝汽器絕對壓力下的飽和溫度;tc為凝汽器熱井中凝結水溫度。

凝結水過冷度直接影響發電機組的經濟性，過冷度越大機組被冷卻水額外帶走的熱量就越多，從而導致系統熱經濟性的降低，試驗證明，過冷度每增加1 ℃，機組熱耗率就上升0.02% 。另外發電運行實踐證明過冷度越大，凝結水的含氧量也會越多，從而加速相關管道、設備的腐蝕速度，威脅機組設備可靠性。

本機組循環水采用海水直流供水系統，換熱管采用鈦管，循環水設計流量為17 m3/s，循環水設計水溫為20 ℃，設計最高水溫為33 ℃，黃驊地區冬季海水評價最低水溫為－0.62 ℃，海水最高溫度為(夏季3 個月出現頻率為10%的日平均水溫)28.8 ℃。機組投產后實際冬季海水最低溫度曾達到－2.1 ℃，換熱量非常大，致使凝結水被過度的冷卻，溶氧增加。統計結果表明，本機組凝結水冬季工況平均過冷度為13 ±5 ℃。

(4)小結

綜上所述，本機組凝結水溶氧超標的致因非常典型，既有真空嚴密性方面的問題，也有工質攜帶方面的問題，還有運行方式的問題，要徹底根治還應從現場實際出發，針對以上原因采取切實可行的手段加以解決。

3 凝結水溶氧超標的治理措施

(1)凝汽器喉部軟連接增設密封冷卻水系統，改善機組真空嚴密性。

由于本機組配置高壓、低壓兩個凝汽器，凝汽器與低壓缸連接部位即凝汽器喉部設計上采用軟連接結構，總長度近50 m，因橡膠節老化變形、金屬部件膨脹不均、加工制造和安裝工藝不良、基礎沉降等問題常常會導致凝汽器喉部密封不良，使空氣得以進入。

經過現場勘查并結合設備運行實際情況，專業組決定利用凝汽器殼體原有結構為“犬骨密封”設計制作密封冷卻水槽(結構形式見圖7)，為水槽增加注水系統(見圖8)，水源取自凝結水系統，機組運行時定期為密封冷卻水槽注水，見到溢流水即停止注水，確保滿水。

凝汽器喉部水封槽內注滿水有兩個方面的作用:一是密封作用，防止外部空氣由此進入凝汽器汽側;二是冷卻作用，對起密封和吸收膨脹作用的橡膠節進行冷卻以降低老化速度和避免塑性變形。

(2)完善軸封加熱器汽側凝結水、汽泵密封水回水多級水封裝置，改善機組真空嚴密性。

從前面凝結水溶氧超標原因分析中知道，軸封加熱器汽側凝結水、汽泵密封水回水的兩個多級水封裝置，因無監視和控制手段而經常出現被“抽空”的問題，造成大量的空氣被吸入凝汽器，影響真空嚴密性并造成凝結水溶氧超標，對此采取了如下改進措施(見圖9)。

①在多級水封裝置和凝汽器之間的管道上加裝了一個回水門用以調節控制流入凝汽器的密封水回水流量，避免水封裝置被過快抽空。

②為多級水封裝置加裝排空氣管，用于水封裝置注水時排出空氣。

③多級水封裝置加裝水位計，可隨時觀察水位變化，便于運行中及時調整和保持多級水封裝置水位不低于水位計高度的3/4。

④將汽泵密封水回水管改到了高壓凝汽器熱井的兩個淋水盤上，利用道爾頓分壓定律對回收的汽泵密封水和軸封加熱器汽側凝結水進行真空除氧，析出的氣體會隨時被真空泵抽出，從而減少進入凝結水的氧氣量。

圖9 多級水封裝置改善示意圖Fig．9 Schematic diagram of the improvements in multi-stage water seal

(3)改進完善凝汽器補水系統，消除補水“攜帶”氧氣問題。

本機組海水淡化制水抽汽量在100 t/h 以上，機組需要大量補水，來自化學除鹽水的補水水源溶氧指標高達3 000 μg/L，這些補水進入凝汽器熱井后直接與凝結水混合，使凝結水溶氧水平大幅度升高。

為了驗證凝結水補水對溶氧指標的影響，分別在凝汽器補水100 t/h 和不補水時測試機組凝結水溶氧指標，結果顯示補水時凝結水溶氧指標明顯升高，并且機組負荷越低，溶氧升高越明顯，在機組負荷300 MW 時，二者相差約60 μg/L (見圖10)。所以凝結水溶氧指標很大程度上受到凝汽器補水的影響。

圖10 凝結水溶氧指標對比曲線圖Fig．10 Comparison graph of the oxygen dissolved in condensate water

對凝結水補水系統的改進措施為:

①將化學除鹽水至凝補水箱補水管路移位，從凝補水箱上部改為直接與凝補水泵入口管相連(見圖11)。一方面避免除鹽水對凝補水箱浮頂的沖擊，另一方面可將30 ～45℃的除鹽水直接補到凝汽器內，減少熱能損失。

②將凝補水箱破損的浮頂進行更換，避免凝補水與大氣直接接觸(見圖11)。

圖11 凝汽器補水系統改善示意圖Fig．11 Schematic diagram of the improvements in condensate replenishment system

③凝汽器補水方式改進。增加一路至凝汽器喉部的補水管路，并在補水管路后分別為高、低壓凝汽器加裝一套設計流量為200 t/h 的霧化噴嘴裝置(見圖12、圖13)。機組的正常補水均經過霧化噴嘴裝置，原有至熱井補水管路作為機組啟動補水用仍然保留。

運行中機組補水流經凝汽器喉部霧化噴嘴裝置，在低壓缸末端和凝汽器冷卻水管束之間形成一個“霧化帶”，霧化后的凝補水在此與汽輪機乏汽充分混合熱交換，這就為機組帶來以下幾方面的好處:

第一，對凝補水充分除氧。一方面補水在與汽輪機排汽充分混合熱交換過程中實現熱力除氧，另一方面凝補水通過噴嘴霧化作用，最大限度地增加了表面積，據根據Fick 第一擴散定律可知這樣做可利用真空快速除氧。Fick 第一擴散定律表達式:

式中:dm/dt 為水中溶解氧擴散到無氧氣體中速度;D 為氧的擴散系數;A 為水與無氧氣體接觸的面積;dc/dx 為氧的濃度梯度;負號為氧從高濃度向低濃度擴散。

由Fick 第一擴散定律可知，要提高除氧速度dm/dt，一是增加凝汽器汽水接觸面積A，把進入凝汽器的凝補水霧化成小水珠，增大水與蒸汽的接觸面積;二是增加氧的濃度梯度dc/dx，這就必須迅速除去從水中擴散到無氧蒸汽區域的氧，要求真空系統嚴密性良好且真空泵運行正常，同時凝汽器真空在規定范圍內。

第二，提高了機組熱效率。利用機組補水回收汽輪機乏汽熱量，減少了循環水的使用量和循環水泵廠用電消耗，降低了機組的冷源損失，改善了機組真空，對整機效率的提高有益。

第三，補水在凝汽器喉部吸收汽輪機排汽熱量，強化了熱交換，降低了排汽缸溫度，提高了汽輪機的安全性。

(4)改進循環水系統運行方式，最大限度降低凝結水過冷度。

①冬季工況下循環水泵采用“兩機三泵”運行方式。每年11 月10 日至次年3 月1 日，在保證機組真空不降低的前提下，開啟兩臺機組之間的循環水系統聯絡門，停備一臺循環水泵，即采用“兩機三泵”運行方式，大幅度降低循環冷卻海水流量，單機循環水流量由原來的17 m3/s 降低到12 m3/s 左右。

②適當利用系統閥門動態微調循環冷卻水流量。冬季運行時，在兩機三泵運行條件下，如果循環水量仍然過多，可根據凝汽器真空實際情況適當減小循環水系統凝汽器出口電動門開度，對凝汽器循環冷卻水流量微調。

通過采取以上措施，冬季運行時凝結水過冷度控制到3 ℃以內，滿足了廠家及相關標準要求。

4 凝結水溶氧治理效果對比

專業技術人員對凝結水溶氧超標問題系統分析、徹查根源，利用機組停機檢修機會完成了治理工作，數據顯示治理后凝結水溶氧指標達到了國家標準《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量標準GB12145-2008》規定的不高于30 μg/L 要求，平均在10 ～20 μg/L 范圍內，并且數值隨機組負荷等工況變化不大，較治理前有了根本性的改善，具體指標對比情況見圖14。

另外經過治理，機組的真空嚴密性也大為改善，僅為94 Pa/min，遠遠低于行業標準《凝汽器與真空系統運行維護導則DL/T932-2005》規定的不高于270 Pa/min 要求。

圖14 凝結水溶氧指標對比Fig．14 Comparison graph of the oxygen dissolved in condensate water

5 結論

國華滄電通過對與凝結水溶氧指標相關設備的綜合治理，較好地完善了設備，優化了系統。治理后機組凝結水溶氧指標、真空嚴密性、汽輪機排汽缸溫度等指標均有明顯改善，尤其是在凝汽器喉部增設霧化噴淋裝置，在機組補水充分被除氧的同時又盡可能多地回收了汽輪機排汽的汽化潛熱，對節能工作也具有一定的現實意義，故本次對凝結水溶氧超標隱患的治理是成功的，方法是行之有效的。

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