300MW直接空冷機組凝結水溶氧超標分析及處理

摘要：通過研究分析大唐太原第二電廠300MW直接空冷機組凝結水溶氧超標問題，查找超標原因，制定整改措施。實踐證明，整改措施得當，效果較好。但是整改措施中同樣存在著一些需要完善的地方。本文通過論述分析凝結水溶氧超標的問題，為直接空冷機組的安全運行提供了參考依據。

關鍵詞：直接空冷 凝結水 溶氧超標 處理

1 概述

大唐太原第二熱電廠300MW直接空冷機組，自投入運行以來，系統的嚴密性受凝結水系統設計和空冷面積的影響，凝結水含氧量一直處于超標狀態。#10和#11機組分別運行在凝結水溶氧為80-820μg/L和80-800μg/L的環境中。為了進一步解決機組凝結水溶氧超標問題，大唐太原第二熱電廠改造#10和#11機組的凝結水以及補水系統，系統改造后凝結水溶氧大大降低，其范圍在25-358μg/L之間，根據2009年1月山西電科院：國標GB/T12145-2008《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》（在審批中）的相關要求，直接空冷機組凝結水溶氧控制指標為≤100μg/L，凝結水溶氧已在合格范圍以內。#11機組經過改造后，凝結水溶氧合格率達到96%以上，水汽監督指標單項合格率已經完全滿足。

2 直接空冷機組凝結水溶氧超標的影響因素

2.1 直接空冷凝結水過冷度 從除氧角度來說，與熱力除氧器相似，直接空冷凝汽器相當于混合加熱式的真空除氧器，只是在除氧飽和壓力方面存在差異而已。

由亨利定律得：氣體在水中的溶解度與其在氣水界面的分壓成正比關系。當凝結水自身的溫度接近其對應的飽和溫度時，或者在凝結水的過冷度比較小的情況下，在分壓方面，氧氣、二氧化碳等氣體在氣相中的分壓就小，與其對應的溶解度也比較小。理論研究證明：在過冷度越小的情況下，機組凝結水的含氧量也越小。通常情況下，受干球溫度控制的影響和制約，直接空冷機組過冷度難以控制。在溫度差的影響下，由于冬季一天中溫度波動范圍比較大，導致難以控制空冷機組凝結水的過冷度，通常情況下過冷度要保持在3℃以上，而我們大唐太原第二熱電廠的過冷度在3-6℃。另外，空冷系統冷卻面積比較大，容易產生局部過冷，在這種情況下，與之對應的凝結水溶氧值也就比較高。

2.2 機組真空嚴密性 直接空冷廠在機組真空嚴密性方面存在數據差異，在真空嚴密性方面，大唐太原第二熱電廠的所有機組中，數值最好的一次為87Pa/min，其他機組嚴密性均在110-400Pa/min之間。隨著機組運行時間不斷加長真空系統嚴密程度會逐漸降低。因此，真空系統的嚴密性必須定期檢查，通過查找漏點，不斷提高機組真空系統的嚴密性。

經權威機構證明：當濕冷機組的嚴密性保持在400Pa/min時，其真空系統的嚴密性比較合理的數值范圍在100-130Pa/min之間。目前，我們大唐太原第二熱電廠直接空冷機組的真空嚴密程度較低，很難達到上述水平。

2.3 凝結水補充水溶氧 受大氣的影響，補充水的溶解氧在制備系統除鹽補充水的過程中已經接近飽和狀態。在20℃時根據氧氣分壓，結合氧氣所對應的亨利系數，通過一系列的計算得出水中溶解氧的濃度是合格凝結水溶氧的300倍，達到了7000-8000μg/L之間。在這種環境下，對于300MW機組來說，如果產生1%的補充水，在流量方面凝結水補充水要達到10t/h，如果補水除氧不到位或者不徹底，則通過相關計算可以得出：每升凝結水的溶氧含量將會增加85μg。綜上所述，在一定程度上凝結水的溶氧量受到補充水本身的影響。

2.4 補水方式 當前，通過凝汽器喉部向鍋爐進行補充水的方式是借助噴霧狀態的方式進行的。盡管凝汽器在溫度方面高于補水溫度，但是在傳熱傳質的作用下，補給水經過霧化后直接與溫度較高的汽輪機乏汽進行交換，強制實行冷卻排汽；另一方面把補充水加熱到背壓狀態下的飽和溫度，使得補給水的溶氧在一定程度上得以排除。另外，濕冷機組背壓由于比較低（真空較高），使溶氧能夠從補水中得以徹底排出。

通過采用凝結水化學補水方式對大唐太原第二熱電廠對#10和#11機組進行補水。補水的具體流程為：在空冷凝汽器排汽管道下部，通過在擴容器上安裝大噴頭，向凝結水箱噴水，在熱交換和除氧方面這種補水方式效果并不是十分的理想。并且這套裝置在設計制造的過程中，選擇噴頭和補水空間的位置都有不合理的地方。除氧效果在以下三方面難以實現：一在除氧水溫度在蒸汽加熱的影響下會不斷接近飽和狀態；二必須對除氧水進行充分的霧化處理；三進過霧化處理后，應留有足夠的時間確保除氧水逸出和排出氧。補入水與設計標準在除氧效果方面出現嚴重偏離，出現凝結水含氧量偏高的現象。

3 直接空冷機組凝結水溶氧超標的治理方案

需要制定有效的措施，進而解決凝結水溶氧嚴重超標問題，借助對機組進行檢修機會，對#11機組實施檢修方案，具體流程如下：

3.1 檢查嚴密程度 合理利用檢修機組的機會，全面檢查#11機組真空系統的嚴密程度，并且及時消除查出的漏點。

3.2 調整補水方式 在位置方面，熱力除氧具備：第一水加熱到工作壓力下的飽和溫度；第二汽水兩者之間必須有充分的接觸面積；第三及時排出析出的氧氣。因此，將化學補水管位置由原標高2.5米調整到標高6.5米，向上提升4米，對于補水點在汽輪機排汽喉部的上方進行重新規劃設計，經過霧化處理后化學補水通過采用乏汽的方式進行除氧，位于該點的補水點汽源充足，高處落差比較大，延長了汽水接觸的加熱時間，為將補給水能夠加熱到飽和溫度奠定基礎。在距離方面，由于真空抽氣口的流程長度較長，借助抽氣管道真空泵很容易將析出的氣體排到大氣中。

3.3通過專業的機構對#11機組凝結水系統進行改造 將補水點在汽輪機排汽喉部上方進行重新設置，采用抬高化學補水管位置的方案進行處理，另外，裝備一套“空冷機組科學補水真空除氧裝置”，并且凝結水箱的大噴頭采用機械旋流霧化噴嘴取代，噴嘴的流量在不排除壓力損失和阻力的前提下為2t/h或3t/h，通過相應的技術得出這種補水裝置最佳出力為102t/h。

噴嘴的設計：選用1Cr18Ni9Ti的材質制作噴嘴，采用小流量空心錐扇形對補水噴嘴進行設計，通過采用疊加排序的方式對相鄰的噴霧進行處理，使得噴霧斷面出現均勻的噴射效果，進而實現充分的傳熱傳質，便于氣體析出。

4 改造后的效果及不足

4.1 改造后#11機組凝結水系統 ①對噴嘴進行霧化處理，在真空除氧方面進入排汽裝置的凝結水補水滿足要求，降低了補水的含氧量和凝結水的過冷度，過冷度在冬季可以控制在2℃。凝結水的溶氧含量已經符合國標GB/T12145-2008《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》的要求，合格率達到水汽品質指標要求，單項合格率達96%以上。②經過上述處理，強化了熱交換的效果，在一定程度上降低了排汽溫度，提高了機組的真空性和回熱的經濟性。③減輕了除氧器處理凝結水溶氧的負擔。

4.2 改造后#11機組凝結水系統存在的不足 ①在設置除鹽水補水總管時，由于沒有進行相應的分段門處理，導致在補水量較小時，壓力不足影響和制約了噴嘴霧化的效果，在一定程度上降低了除氧效果。②經過回水處理后，空冷島凝結水進入排氣裝置，凝結水沒有進行霧化噴嘴處理，凝結水回水的溶氧和過冷度問題沒有解決。

5 后續的措施方案

①借助#11機組檢修的機會，進一步改造凝結水系統，完善改造方案，改善除氧效果， 徹底解決#11機組凝結水溶氧超標問題。②結合改造#11機組凝結水系統的效果，完善#10機組檢修方案，利用檢修#11機組的機會，對#10機組的檢修方案進行改造，通過#11機組進行檢驗，使得#10機組的檢修方案更加完善，使#10機組凝結水溶氧超標問題在一定程度上得到徹底的解決。③#10機組真空系統的嚴密性在檢修前要進行檢查，尋找漏點并及時解決，進而降低凝結水的含氧量。

參考文獻：

[1]中國電機工程學會火電分會空冷專委會第四屆學術年會《論文集》.

[2]中國電機工程學會火電分會凝結水處理專題技術研討會《論文集》.

[3]GB/T12145-2008.火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量

[S].