1、全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机91600MW 超临界汽轮机凝结水含氧量超标原因分析及系统改造张建国 胡幼平 阳 超 （大唐湘潭发电有限责任公司 湖南省 湘潭 411102）【摘 要】本文对 600MW 超临界机组凝结水溶氧超标问题进行了分析，提出了相应的解决办法，解决了凝结水溶解氧超标这一长期困扰安全生产的技术难题，对同类型问题有较好的借鉴作用。【关键词】凝结水；溶解氧；真空除氧0 引言火电厂机组凝结水溶解氧是化学监督的主要指标之一。大机组随着参数、自动化程度的提高，对热力循环的工作介质的品质要求也越来越高，对汽轮机凝结水的水质要求的标准也逐步提高，凝结水溶解氧大
2、幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道及设备的腐蚀，并使凝结水中含有氧化铁离子，这些离子在锅炉受热面沉积后，引起电化腐蚀，使传热恶化，乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，600MW 机组超临界机组凝结水溶解氧的合格范围为30g/L。但由于机组运行中凝汽器真空系统不可避免的存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，国内投运的同类型机组普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。1 影响凝结水溶解氧的原因及分析凝结水溶解氧的机理就是凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷，使凝结水中溶解氧。因此影响凝结水溶氧的原
3、因，就只有负压系统漏入空气和凝结水存在过冷。理论上如果空气不进入和过冷度为零，氧气在液体里的溶解度趋于零，但实际上机组运行中不可避免的存在真空系统漏空气和凝结水过冷的现象，凝结水溶解氧也就必然存在，只是我们通过有效的治理，可以把它的含量降到尽可能的低。我公司二期工程装机容量 2600MW，于 2006 年投产。汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机，型号为 N60024.2/566/566。每台机组配套两台 50%容量汽动给水泵和一台 30%电动给水泵，给水泵为机械密封方式；每台机组配套两台 100%容量凝结水泵，给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至
4、凝结器。 $ H 两台 600MW 机组自投产以来就一直存在凝结水溶解氧超标的问题。对此，我们通过仔细的跟踪分析，结合设备系统的特点，总结造成我公司两台 600MW 超临界机组凝结水含氧量大的原因主要有以下几个方面：“全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机921.1 真空系统严密性不合格，空气进入凝汽器的漏量大；两台 600MW 超临界机组自投产后曾多次出现真空严密性不合格的问题，从实际运行经验分析，真空系统的漏点如发生在热水井以上的部位，漏入的空气将有大部分被真空泵抽走，溶入凝结水中的氧量较少，对凝结水溶氧含量的影响也较小。如真空系统的漏点发生在热水井以下的部位，则漏入
5、的空气将有相当一部分会溶入凝结水中，对凝结水溶氧含量的影响会十分明显。根据两台机组真空严密性试验和凝结水溶解氧的情况分析，真空系统尤其是热水井以下的设备系统中存在多个漏点。1.2 有本身溶解氧含量较高的补水或回收水大量进入凝结器凝结器热水井中的凝结水来源包括三个部分：1.运行中汽轮机的正常排汽进入排汽缸后凝结成的水；2.热力系统中的疏水；3.凝结器的正常补水。如果凝结水进入热水井之前未被充分除氧，必将导致凝结水泵出口的凝结水溶解氧含量高。我公司两台 600MW 超临界机组为三缸四排汽结构，凝结器分为高、低背压凝结器。为防止高压凝结器中的凝结水自流入低压凝结器，造成凝结水温度过低产生过冷，结构上
6、将低压侧凝结器凝结水收集箱水位设计成高于高压侧凝结器室的凝结水水位，使低压侧凝结器室的凝结水依靠重力作用溢流到高压侧凝结器室，并通过淋水盘将其雾化，达到回热的目的，这样可有效的改善凝结水过冷的现象。根据两台机组实际运行情况看，两台 600MW 超临界机组凝结器设计合理，凝结水过冷度一般维持在 0.51.0，因此基本上可以忽略凝结水过冷却对凝结水溶解氧的影响。2 减少凝结水溶解氧量采取的对策2.1 真空系统严密性不合格的治理两台 600MW 超临界机组自投产后曾多次出现真空严密性不合格的问题，机组运行和停运期间都采取了一些方法进行查漏的工作。运行中真空系统的查漏：运行中以氦质检漏为主，具体方法是
7、：在运行真空泵的出口固定氦质检漏仪的探头，利用专用的喷枪，在所有负压系统的阀门、法兰、管道焊缝、排大气口等部位喷氦气，然后观察 12 分钟，如检测点有泄漏，吸入系统的氦气将会有部分通过运行真空泵被抽出，氦质检漏仪的探头检测出有氦气时就会报警，检测点泄漏量越大，运行真空泵出口的氦气浓度将会越大，仪器报警值也就越大。氦质检漏仪是一种对氦气反应非常灵敏的仪器，即使微量的泄漏也能被检测出。由于负压系统点多面广，采取这种方法所耗费的时间较长，工作量较大，但灵活性较强，可以在机组运行中进行查漏，消除漏点后可以跟踪观察凝结水溶解氧量的变化情况。机组停运期间真空系统的查漏：机组停运期间主要以对凝结器进行灌水查
8、漏为主。具体方法是：2.1.1 灌水前做好相关安全技术措施1）检查参与灌水系统的设备及管道的支吊架完整，在排汽装置低部和四周加装可靠的支撑，必要时可用专用千斤顶进行硬支撑，防止排汽装置受力过大产生变形（弹性基座机构时） 。2）在小汽机排汽装置底部加垫刚性支撑，防止排汽管道进水后受力过大变形。3）在低压旁路沿路管道上加装临时手拉葫芦加强，防止低压旁路管道进水后吊架受力过大拉全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机93坏。4）关闭不允许进水的热力系统管道隔离阀及疏水阀。5）安装好凝结器的临时水位计，临时水位计以透明的橡胶软管为仪，并在灌水的目标水位做好明显的标记。2.1.2 做
9、好以上安全措施后通过凝结器补水系统向凝结器补入除盐水灌水的高度可根据需要把握，一般最高可灌至末级叶片 100mm 以下高度，但整个灌水过程中必须有专人监视水位，以防止汽轮机进水。灌水过程中如发现漏点，可暂时停止灌水，待漏点处理好后再继续灌水。对于必须将凝结器内水放完才能处理的漏点，可待灌水至目标高度、漏点检查完后再放水一并处理。通过采取以上方法经较长时间的查漏和处理，使两台机组的真空系统严密性均达到了合格水平。主要处理好了一些热水井以下部位的漏点，如高、低背压凝结器连通管焊缝；凝结水泵进水管路阀门、法兰；凝结水泵进口滤网法兰等。在系统真空严密性不合格时两台机组的凝结水溶氧含量在100g/L 左
10、右，真空严密性合格后凝结水溶氧含量一直维持在 4070g/L 左右，可以证明真空系统严密性不合格导致凝结水中漏入空气是造成凝结水溶氧含量超标的一个原因。3 凝结水泵系统的改造3.1 机械密封冷却水源的改造我厂两台 600MW 机组凝结水泵采用机械密封，其密封水在投产初期取自闭式水。因闭式水的水源取自凝结水和化学除盐水，且在系统中经过不断的循环后其本身溶解氧的含量就偏高，作为凝结水泵机械密封的密封水后这部分水又漏入凝结水系统，造成凝结水溶解氧含量升高。后来在凝结水泵的机械密封密封水管路上并联了一路凝结水，水源取自凝结水母管，运行中机械密封的密封水改用凝结水。由于凝结水母管压力较高，在系统上装有一
11、道针型阀进行减压和调节，并在密封水进入机械密封前的管路上安装一个压力表监视冷却水压力，防止水压过低漏入空气。这样可以减小凝结水泵机械密封内漏对凝结水溶解氧含量的影响。3.2 凝结水泵进口滤网顶部增加排空气管路两台 600MW 机组凝结水泵进口滤网处原来没有设计安装排空气管路，导致凝结水泵入口系统漏入的空气在滤网顶部积聚，增加了空气与凝结水的接触时间，一定程度上增大了凝泵出口凝结水的溶氧含量。我们曾在机组停机期间凝结器灌水查漏时多次发现凝泵入口滤网顶部法兰盖密封面和滤网转轴盘根处轻微泄漏，为此在两台凝泵入口滤网顶部分别加装了一路排空气管路接至凝泵泵体抽空气管道中，这样就可以将运行中凝结水泵入口系
12、统漏入的空气及时抽走，减少空气中氧气溶入凝结水的份量。4 对进入凝结器的回收水的处理排入凝汽器的回收水大致有下列 2 类：低加等热力系统的正常疏水和热力系统内漏非正常进入的疏水或凝结水。这些附加水排入凝汽器中,由于排入位置选择不当、参数不当或系统异常时会造成凝结水溶解氧超标。全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机94对于热力系统的正常疏水，主要做的工作有：a.维持低加疏水正常水位，防止无水位运行或常开危急疏水运行。b.加强对疏水系统阀门、法兰等部位的检漏，避免出现因对疏水系统泄漏将空气带入凝结水系统。热力系统内漏进入凝结器内的非正常汽水一方面增加了损失，另一方面也导致凝结
13、器热负荷增加，汽阻增大，造成凝结器内空气分压的升高，从而导致凝结水溶解氧含量增加。因此努力消除热力系统的阀门内漏不但可以提高机组运行的经济性，还可以提高安全性，阀门内漏的治理工作是一项长期而又有效的工作。5 凝补水系统的改造机组正常运行中进入凝结器的凝补水是化学制水过来的除盐水,除盐水只进行了化学处理,没有进行深度除氧,当补水量加大而在凝结器内又未充分除氧时,更容易造成凝结水溶氧超标。我公司两台 600MW 超临界机组由于设计原因，凝结器凝补水的补入方式为向热水井直补，这样就没有充分利用凝结器的真空除氧作用，导致高溶解氧含量的凝补水直接混入凝结水系统，造成凝结水溶解氧含量的异常升高。经实际检验
14、，进入凝结器的除盐水其溶解氧的含量达到了10000g/L 以上，基本上处于饱和状态。600MW 机组运行中的补水率一般在 0.51.0左右，如此高溶解氧含量的凝补水直接进入热水井，对凝结水溶解氧含量的影响是巨大的。为此，对两台 600MW 超临界机组凝补水系统进行了改造。在论证方案可行后，将凝补水的接口由原来 0 米位置的热水井改至 6.5 米位置的7/8 低加侧部，利用低加本体与凝结器内支撑管架之间的富余空间布置一根喷水管，凝补水在 6.3 米位置进入凝结器内后再经改进后的喷管充分雾化，增大了凝补水与排汽的接触面积，充分有效的利用了凝结器的真空除氧功能，使凝补水在进入热水井之前被深度除氧，大
15、大的降低凝补水对凝结水溶解氧含量的影响。凝补水系统改造后补水口位置：全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机95凝补水喷管设计图：两台 600MW 超临界机组各阶段凝结水溶解氧含量情况时间 3 机 4 机2007.01 87g/L2007.02 104g/L2007.04 89g/L2007.06 65g/L2007.08 58g/L 53g/L2007.12 50g/L 42g/L2008.01 36g/L2008.04 41g/L 35g/L2008.12 15g/L 10g/L参考文献：1汽轮机设备及运行席洪藻主编2电厂汽轮机朱新华主编作者简介：张建国 大唐湘潭发电有限责任公司 设备管理部 汽机点检员通讯地址：湖南省湘潭市岳塘区双马镇大唐湘潭发电有限责任公司设备部全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机96邮编：411102
