熱泵疏水溶氧量超標問題分析與處理

柳 桐，許繼東，趙秀成

(1.華電電力科學研究院有限公司東北分公司，遼寧 沈陽 110000；2.華電(北京)熱電有限公司，北京 100000)

0 概述

A熱電廠擁有2套燃汽-蒸汽聯合循環發電機組，其中汽輪機部分為聯合循環雙壓抽汽凝汽式汽輪機。汽機側循環水余熱利用工程裝設有2臺容量為60.92 MW的(溴化鋰)吸收式熱泵，利用汽輪機低壓補汽作為驅動汽源，回收對應汽輪機組的全部低溫循環水余熱，進一步加熱熱網水供熱。驅動汽源在熱泵中釋放熱量后凝結成水，并通過凝水換熱器與熱網水換熱，再匯集至疏水集箱，經疏水泵升壓后，匯集至熱網疏水泵出口母管，再一同并入凝結水母管(低溫省煤器入口電動門前)，最后進入低壓汽包參與汽水工質循環，汽水熱力循環流程如圖1所示。余熱利用工程投運后，熱泵疏水溶氧量長期超標，導致后續凝結水等水質超標，影響機組的安全運行。針對此問題，A熱電廠通過連續兩年的技術改造，徹底解決了溶氧量超標問題。因此，本文對該廠整個熱泵疏水溶氧量超標問題分析和處理過程加以總結，為受溶氧量超標問題困擾的電力企業提供借鑒和參考。

1 超標問題

2018年至2019年兩個供熱季，A熱電廠兩臺機組的熱泵投入運行后，熱泵疏水溶氧量均持續超標，熱泵系統退出后水質(凝結水、低溫省煤器水質等)指標均達標。2018年，1號機組熱泵疏水溶氧量指標長期停留在3 260～3 900 μg/L，2號機組熱泵疏水溶氧量指標長期停留在1 556～3 900 μg/L，導致兩臺余熱鍋爐省煤器入口溶氧量嚴重超標，溶氧量平均值為550 μg/L左右(合格標準≦50 μg/L)。2019年，經過多方面治理，1號機組熱泵疏水溶氧量在757～822 μg/L范圍內，2號機組熱泵疏水溶氧量在769～836 μg/L范圍內，但1號機組和2號機組余熱鍋爐省煤器入口溶氧量平均值仍在標準值以上。2019年供熱期結束后，對熱泵疏水系統進一步深入治理。2020年供熱期間，1號機組和2號機組熱泵疏水溶氧量均在合格值以內，凝結水和余熱鍋爐省煤器入口溶氧量平均值在50 μg/L標準內。

2 原因分析及危害

2.1 熱泵疏水溶氧量超標的原因分析

造成熱泵疏水溶氧量超標的原因可能有以下幾個方面：

1)溴化鋰反應容器及其疏水系統呈現微負壓狀態，其真空嚴密性差，造成外部空氣直接進入疏水系統并被吸收；

2)凝水換熱器汽水側等相鄰部位存在漏泄，致使其它外來水進入到熱泵疏水系統，造成疏水溶氧量倍增；

3)隨低壓補汽攜帶進入熱泵疏水系統，但這種蒸汽“攜帶”造成疏水溶氧量上升的可能性較小，與以上兩方面相比可以忽略不計。

2.2 溶氧量超標對機組構成的危害

作為氧化劑的氧氣，其含量在發電機組汽水循環中應被嚴格控制，尤其是發電廠中凝結水、給水、爐水中溶氧的含量更應高標準嚴控。水質溶氧量是火力發電機組化學監督的一項重要內容。在本案例中，由于熱泵疏水溶氧量嚴重超標，致使鍋爐省煤器入口凝結水溶氧量過大，對機組運行安全穩定產生系列危害，具體表現在以下幾個方面[1-5]：

1)降低機組運行的可靠性 熱泵疏水溶氧量超標會加速熱泵、熱網疏水管道及設備腐蝕。當溶氧量嚴重超標時，會導致凝結水系統溶氧量超標。含氧量較高的凝結水通過設備及其附屬管道時，氧與金屬可以形成原電池，使金屬產生電化學腐蝕，對相關設備也會造成腐蝕，使各輔助設備的壽命降低，安全性受到影響，從而降低機組運行的可靠性。

2)降低換熱設備的換熱效率 鍋爐省煤器采用的是表面式換熱器，設備的腐蝕產物附著在換熱表面會形成疏松的附著層。同時，凝結水中含氧過多也會使換熱面上形成一層氣體薄膜，增加換熱熱阻，降低省煤器及余熱鍋爐的換熱效果。

3)降低機組的安全性 凝結水溶氧量超標會加速余熱鍋爐設備和汽輪機葉片的腐蝕，甚至引發鍋爐爆管、汽輪機葉片斷裂等事故，直接影響發電機組的運行安全穩定性。

3 問題處理

2018年至2019年兩個供熱季，熱泵疏水溶氧量持續超標。在此期間A熱電廠對熱泵溴化鋰反應器、凝水換熱器、疏水集箱、熱泵疏水泵機械密封及閥門管件等可能存在泄漏點的部位進行排查分析，并采取了相應治理措施。

3.1 溴化鋰發生器查漏

將1號機組和2號機組熱泵組件發生器的銅質傳熱管(水質加氨對銅管路產生影響)整體更換為不銹鋼換熱管并進行查漏，合格無泄漏。

3.2 熱泵疏水集箱查漏

在原熱泵疏水集箱焊口查漏過程中，發現其多處泄漏點，且水箱存在變形，嚴重影響熱泵系統運行安全。最后，更換新疏水集箱，在熱泵系統試運前，對疏水集箱及其管路系統進行沖洗并灌水查漏，合格無泄漏。2019年3月投入運行新疏水集箱后，溶氧量改善效果不明顯。熱泵房現場檢測熱泵疏水泵出口溶氧量，實測值在880 μg/L，較疏水集箱更換前的150 μg/L～200 μg/L有明顯升高。其中，1號汽機凝泵出口溶氧量在5～90 μg/L，低溫省煤器入口溶氧量在50 μg/L附近；2號汽機凝泵出口溶氧量在68 μg/L以上，低溫省煤器入口溶氧量在38～65 μg/L范圍，較疏水集箱更換前無明顯變化。在新水箱安裝壓力測點的過程中，進一步發現水箱實際運行為微負壓，而最初水箱設計運行為微正壓，偏離原設計。所以，在后續3.3一3.7節中重點進行了該問題的解決。

3.3 凝水換熱器查漏

將1號機組和2號機組熱泵組件凝水換熱器疏水側出口的普通閥門更換為真空閥門，進一步解決因閥門泄漏造成空氣吸入疏水系統進而影響疏水溶氧的問題，并進行氮氣查漏，合格無泄漏。

3.4 熱泵疏水泵機械密封改造

對3臺熱泵疏水泵機封冷卻水進行改造，將機封冷卻水由閉冷水改為疏水泵出口水自冷卻，從而減少外來冷卻水源對熱泵疏水溶氧量的影響。同時，將3臺疏水泵返廠進行大修，對機械密封等磨損配件進行更換，提升熱泵疏水泵的機械密封效果，從疏水泵位置進一步降低泄漏空氣對熱泵疏水溶氧的影響。

3.5 化學取樣口改造

由于驅動蒸汽凝結體積迅速縮小及疏水泵的虹吸作用，最終疏水系統呈現“微負壓”狀態，偏離了原設計(原設計為“微正壓”)。凝水換熱器疏水側進、出口取樣時取樣器無法取到水樣，為阻止系統中漏入空氣，封堵凝水換熱器進、出口取樣管。另外，曾考慮在新疏水集箱底部加裝取樣點，結果水箱壓力表顯示為負壓，取樣管安裝后仍無法取到水樣。針對該問題曾嘗試采取兩項整改措施：

1)對疏水集箱投入低壓蒸汽除氧并維持正壓。但低壓蒸汽投入后水箱壓力不穩定，且水箱在正壓情況下對省煤器入口溶氧量無明顯改善，后取消。

2)疏水集箱底部取樣管處加真空泵抽取水樣。但由于真空泵功率小，未能取到水樣，后取消。

最后，在1號一3號熱泵疏水泵出口管路加裝取樣架，主要檢測熱泵疏水泵出口溶氧量。

3.6 疏水管路改造

疏水管路改造措施如下：

1)原熱泵疏水母管至疏水集箱進口管路采用地埋管，給系統查漏及消缺處理工作帶來不便，遂將母管改為地上架空敷設。疏水總流量設計值為65 t/h，原疏水母管過粗，將母管管徑由DN250改造為DN150，并在疏水集箱頂部插入疏水集箱內2.5 m。原熱泵組件疏水分支管采用下翻接入疏水母管(如圖2所示)，單臺組件疏水流量設計值為17.5 t/h，管徑DN150過粗，疏水不滿管，凝水換熱器不滿流，將管徑由DN150改造為DN80。

2)將原熱泵組件凝水換熱器出口止回閥和法蘭廢棄割除；安裝一臺真空閘閥，以關斷和調節疏水流量；其他閥門(如表1所示)也逐一更換為真空閥；分支管道上取消就地壓力表和溫度表，以減少漏點。

表1 熱泵疏水側更換真空閥門

3)熱泵疏水管路改造后，1號機組和2號機組熱泵疏水溶氧量由投運初期均值3 200 μg/L～3 900 μg/L降至150 μg/L～200 μg/L。隨后，又將1號機組和2號機組熱泵疏水分別回收至汽輪機凝汽器中，通過真空泵對熱泵疏水溶氧進行處理后取得了一定效果，但省煤器入口溶氧量仍不合格，整體效果不明顯。最后，1號機組和2號機組熱泵疏水由回收至凝汽器重新改為回收至低溫省煤器入口。

4)疏水母管(DN80)插入疏水集箱內部較長，懷疑會影響疏水溶氧，故將該疏水管截去2 200 mm，改造后疏水管末端距離疏水集箱頂部300 mm。

3.7 整體查漏

從熱泵發生器出口至3臺疏水泵入口加裝臨時堵板，對系統充入壓縮空氣，打壓查漏。

通過以上系列整改，1號機組和2號機組熱泵溶氧量持續下降，從之前的近3 900 μg/L降至50 μg/L以下，兩臺機組熱泵疏水含氧量均在合格值以內，凝結水和省煤器入口水質溶氧量均在50 μg/L以內，徹底消除了熱泵疏水溶氧量對汽機水質(凝結水、低溫省煤器水質等)的影響，解決了長期困擾的熱泵疏水溶氧量超標問題。

4 結論

綜上所述，為使熱泵疏水溶氧量降至合格范圍內，避免對后續凝結水含氧量指標造成影響，A熱電廠開展了以上系列技改工作。將此案例歸納總結，熱泵疏水溶氧量超標原因主要有以下幾方面：

1)熱泵疏水系統原設計是“微正壓”，但在實際運行中驅動蒸汽在溴化鋰反應器中迅速凝結以及熱泵疏水泵的虹吸效應，使熱泵疏水系統整體呈現“微負壓”，系統真空嚴密性差，造成外部空氣直接進入疏水系統并被吸收，其是溶氧超標的主要原因；

2)疏水集箱本體、疏水泵機械密封及取樣管路等存在多方面漏點，前期未得到及時治理；

3)疏水系統閥門原采購按照正壓設計采購，未采取真空泄漏防護措施；

4)疏水泵機械密封水引入外部水源，對疏水系統溶氧量也構成一定影響。