1000MW超超臨界機組凝結水溶解氧超標原因分析及治理

摘 要：通過對1000MW機組凝結水溶解氧在長期運行中存在超標問題，結合系統特點和機組疏放水系統運行方式詳細分析凝結水溶解氧超標原因，提出改造、調整方案并實施，通過對凝汽器補水方式調整、真空系統治理、凝泵密封水改造、給水泵密封水優化調整，凝結水溶氧水平明顯降低，提高了熱力系統的安全性，為同類型機組解決同類問題提供借鑒方案。

關鍵詞：凝結水；溶解氧；超標；改造；調整

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2015.22.011

1 前言

火電廠機組凝結水溶解氧是電廠化學監督的主要指標之一。凝結水溶解氧大幅度超標或者長期不合格，會加速凝結水管道設備腐蝕及爐前熱力系統鐵垢的產生。嚴重威脅機組的安全、經濟運行。

2 機組簡介

鄒縣電廠四期工程2×1000MW超超臨界機組，凝結水系統配有3臺50%BMCR容量的凝結水泵，經變頻改造后，正常兩臺變頻凝結水泵運行，一臺工頻凝結水泵備用，凝結水泵采用機械密封形式；低加疏水逐級自流至凝汽器；軸封系統采用自密封形式；給水泵采用凝結水做為密封水的迷宮式密封，采用回水溫度做為調節量，給水泵密封水回水溫度上限80℃。

3 凝結水溶氧高的原因

（1）真空系統汽側漏入空氣，無法及時抽出；（2）凝汽器水側漏入空氣；（3）凝汽器真空除氧能力低；（4）凝汽器補水量大，補水溶氧過高；（5）凝汽器過冷度大；（6）凝汽器回收的汽水含氧量高。

4 凝結水溶氧情況

兩臺1000MW機組投產后，存在凝結水溶解氧超標問題，尤其在投產后的前三年，經過大量的排查治理，凝結水溶氧最高由初期90ppb降至40ppb左右，但未得到根本解決。直到2011年，機組投產4年后，通過不懈努力，將凝結水溶氧控制在良好范圍內。

機組投產后凝結水溶氧變化，存在一定的規律：（1）機組高負荷階段，凝結水溶氧降至15ppb，低于20ppb的合格標準。低負荷階段凝結水溶氧大幅升高，經常超過50ppb；（2）冬季凝結水溶氧高于夏季；（3）相同環境溫度、機組負荷工況下，增開真空泵，提高凝汽器真空，溶氧有降低趨勢；（4）環境溫度突降時，凝結水溶氧出現升高現象；（5）機組真空嚴密性對凝結水溶氧影響不明顯。

5 針對凝結水溶氧高的原因分析，前期重點進行了真空系統查漏和補水方式的調整

（1）對凝結水過冷度連續觀察，并啟停循泵方式驗證，過冷度基本穩定在1.5℃，可排除凝結水過冷卻的問題；（2）凝汽器端差在5℃范圍內，過冷度小于1.5℃，可排除凝汽器臟污的問題。凝結水無硬度，可排除凝汽器泄漏；（3）真空嚴密性試驗，凝汽器真空下降率維持在0.1～0.22kPa/min。真空嚴密性較好，負壓區漏入的空氣量少，說明真空系統無大漏點，判斷凝汽器汽側漏空可能性不大；（4）機組運行對真空系統，尤其是凝泵吸入口管道、法蘭、閥門盤根涂抹黃油的方法，未有效降低凝水溶氧；（5）解列#7、8低加，隔離低加負壓系統和調整低加水位試驗，凝水溶氧無明顯變化，可排除#7、8低加疏水管路、連續放空氣管道及閥門無漏點；（6）機組停運，經真空系統注水查漏。發現部分漏空點，進行處理，并發現凝結水再循環管道帶噴頭的盲管脫落，凝結水直接進入熱井；（7）調整凝汽器水位試驗，正常水位為1050mm，使水位在1300mm～800mm之間波動，對凝結水溶氧無影響，表明保持凝汽器水位正常范圍變化；（8）凝汽器補水方式調整。凝汽器補水采用大小閥補水，除鹽水經大閥直接補至熱井，經小閥和霧化噴頭補至凝汽器喉部。用大閥補水時對凝結水溶氧影響大，用小閥補水時對凝結水溶氧基本無影響。大閥無噴頭，補充水不霧化進入凝汽器熱井，凝汽器的熱力、真空除氧不起作用，水中的溶解氧無法析出，凝結水溶氧升高；補水經小閥霧化后噴林在凝汽器喉部，充分發揮了凝汽器的除氧作用，降低凝結水溶氧。為此，機組正常運行時，關閉補水大閥，采用小閥補水，事故情況下可開啟凝汽器補水大閥補水；（9）經過多方努力，使凝結水溶氧在低負荷時降到20ppb～35ppb，偶爾出現大于50ppb的現象，凝結水溶氧得到了加大幅度的改善，但仍達不到長期穩定在合格范圍。

6 針對凝汽器真空嚴密性試驗變差現象，對以往忽略的問題進行查找分析

（1）利用核質普儀全面查漏，發現低壓缸軸封處存在較大的漏空現象，并且提高軸封壓力，對漏空現象無明顯影響；（2）凝泵采用機械密封，有兩道密封面，第一道密封接有一路閉式水，凝結水泵正常運行時密封；第二道密封面接有一路凝泵出口母管的凝結水，為備用狀態下，保持泵內高真空。凝泵第二道密封水壓力接近0MPa，第一道密封水壓力0.2MPa左右，也偏低。凝泵機封運行超過2年，有老化造成密封不嚴可能。凝泵自身密封水經管道接入凝泵吸入口，原因可能是密封水回水量過大，運行凝泵密封腔室形成微負壓，漏入空氣，造成凝結水溶氧超標；（3）對凝汽器注水查漏、凝汽器內部檢查，發現漏點并處理。

7 給水泵密封水回水溫度對凝溶解氧的影響

給水泵采用凝結水密封，密封水經水封進入凝汽器熱水井。利用氦質譜儀進行給水泵密封水系統查漏，未發現異常現象。

調整給水泵密封水回水溫度低于45℃時，凝結水溶氧迅速升高，回水溫度至55℃以上，凝結水溶氧明顯降低，直至合格。

8 治理方案及效果

（1）機組補水方式。將凝汽器補水由大閥改為小閥至凝汽器喉部補水，補水在喉部經噴頭霧化，加大凝結水補水和蒸汽的接觸面，加速熱傳導以利溶氧的析出；（2）利用機組停機，對凝汽器內部管道進行治理，焊補抽空氣管道、低壓缸軸承座排污管道；割除凝泵密封水氣動門，更換變頻凝泵機封，在凝泵密封水回水管道上增加節流手動門，維持凝泵密封水壓力在0.8MPa～1.0MPa。通過對凝汽器內部治理、凝泵密封水改造，經實際運行驗證：不同負荷工況下，凝結水溶解氧有效控制在10ppb，好于國標要求（20ppb）。（3）給水泵密封水調整。調節給水泵密封水回水溫度在55±5℃范圍內，凝水溶氧合格。經過近一年的運行表明，在控制給水泵密封水回水溫度不低于50℃，凝水溶氧一直小于15ppb，解決了1000MW機組凝水溶氧長期超標的問題。

作者簡介：李敬文（1969-），高級工程師。