凝结水溶氧范文

凝结水溶氧范文（精选4篇）

凝结水溶氧 第1篇

1 凝结水溶氧高的危害

凝结水溶氧高的危害主要表现对整个汽水循环系统造成腐蚀, 降低回热设备的换热效率, 缩短设备的寿命, 影响机组真空, 使机组不能安全稳定的运行。凝结水溶氧长期超标会影响到低压加热器的换热效果, 降低凝结水温度及机组的经济特性, 或者导致整个汽水凝结系统管道的腐蚀, 严重时甚至会使低压加热器铜管泄漏, 降低低压加热器的投入率和设备的使用寿命;凝结水溶氧过大还会造成给水溶氧的不合格, 给水溶氧不合格会对整个给水系统、锅炉汽水系统及汽轮机本体造成腐蚀, 降低设备的使用寿命。

2 凝结水超标的原因

凝结水溶氧偏高的原因归结于空气的进入, 外界空气漏入汽水系统后, 因汽水循环最终会留在系统中或进入凝汽器, 伴随空气的进入, 凝汽器中空气分子的分压力增大, 空气在水中的溶解度增大, 凝结水中溶解氧量增加, 漏入的空气越多, 凝结水溶解氧量越大。因此, 防止凝结水溶氧偏高的措施主要为保证汽水系经凝补水箱打入热水井, 结合凝汽器凝结水、疏水, 通过高速混床、低压加热器、统的严密性。图1为该电厂的水汽循环系统, 因海水淡化的热源部分由电厂抽气供给处理, 机组来水为海淡来水及冷凝水, 水质经混床处理后进入除盐水箱, 除氧器、高压加热器后进入锅炉及汽轮机, 结合该系统图及凝汽补水方式, 总结出凝结水溶氧偏高的因素主要有以下几个方面。

2.1 在线监测系统异常

凝结水取样点至溶氧仪表距离较长, 经过减温架及恒温装置的过程中, 可能发生漏点, 仪表在线维护不到位, 均可能导致凝结水溶解氧指标超标, 应通过对取样装置的检查、表计的定期校验、凝结水其他部位取样人工化验分析对比等措施排除检验异常, 以正常反应凝结水溶氧水平。

2.2 除盐水箱密封不严

目前各火力发电厂补水系统一般为除盐水箱补水, 除盐水箱密封不严或箱顶无浮井, 易漏入空气, 凝汽器的补水在制备过程中只进行了化学处理, 没有进行深度除氧, 并且与大气进行了充分的接触, 补水的溶氧几乎达到了饱和状态, 补水量越大, 带入凝汽器氧量越多。

2.3 疏水含氧量高

大部分疏水进入凝汽器, 疏水中夹带着空气和溶解氧, 对于闭式不接触大气的疏水, 溶解的氧相对较少, 而对于接触大气的疏水受温度的影响较大, 温度低的疏水其溶解的氧较多, 温度高溶解的氧较少, 应尽量减少疏水与大气之间的接触, 及时消除因汽泵、机封密封不严造成的影响, 保持汽水系统的严密性。

2.4 补水方式问题

改直接补水为喷淋补水, 采用凝汽器喷淋补水的方式, 除盐水在进入凝汽器后以散雾状喷入, 此方法有利于除盐水中的氧气直接从水中分离出来, 连带凝汽器内其他不凝结气体一起被真空泵抽走排到大气中。

此外由于除盐水箱放置在室外, 除盐水温度基本上为环境温度, 低于凝结水箱中的凝结水温度, 大量的低温除盐水在没有经过任何加热的情况下直接补入凝结水箱, 其中溶解的大量空气根本不可能析出, 从而造成凝结水溶氧超标。

2.5 凝汽器真空度不够

凝汽器内空气等不凝结[1]气体的进入是不可避免的, 应尽最大努力减少空气的进入, 及时地排放不凝结气体, 可防止氧气重新溶解于凝结水中。所以真空泵效率[2]的高低直接影响凝结水的含氧量, 在不凝结气体总量一定的情况下, 抽出的气体量多, 重新溶解于凝结水中的氧量少, 反之亦然。

2.6 凝汽器存在漏点

凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率[2]严重不合格, 尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点 (如:凝汽器汽侧人孔盖、凝汽器焊口、放空气门等) 影响真空泄漏, 直接导致凝结水溶解氧超标;

2.7 冷却水温度过低, 凝结水过冷度大

凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低, 即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低, 气体分压力的增高, 使得溶解于水中的气体含量增加, 因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度, 则其含氧量必然增加。

2.8 凝结水系统辅助设备问题

凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵入口滤网放水门内漏、凝结水泵盘根不严、疏水泵盘根不严、各路疏水门门杆盘根不严、负压区管道法兰不严等, 都会因真空而吸入空气, 直接污染凝结水, 使其溶解氧量超标。

2.9 汽封系统对凝结水的影响

汽轮机正常运行时, 汽封应为微正压, 如果调整不当, 使汽封处于负压状态, 必然会吸入空气, 使轴封冷却器疏水溶氧。

2.1 0 轴封冷却器

疏水系统多级水封筒对凝结水[3]的影响。机组运行中, 由于负荷、真空等工况发生改变, 多级水封筒内的水柱被破坏, 液位高度不够, 此时又不能及时向其内部注水的话, 凝汽器真空就会把多级水封筒内部的疏水拉空, 水封筒失去了密封作用, 凝汽器自然就会拉空气进去, 不仅掉真空, 还增大了凝结水的溶氧量。

2.1 1 凝汽器热井水位对凝结水的影响

凝汽器热水井水位过高、过低都会增加凝结水的溶氧[3]量。这是因为当水位过低时, 凝结水在热水井中容易产生涡流而夹带气体, 从而影响溶氧量;当水位过高时, 凝结水可能淹没凝汽器换热管, 使凝结水过冷度增加, 从而影响溶氧量。

3 凝结水溶氧偏高的解决措施

3.1 严密监视, 及时处理

严密监视凝结水溶氧指标, 发现超标现象及时上报及时处理, 从人员关注方面尽量减少凝结水溶氧超标时长, 同时保证凝结水取样系统的稳定, 保证凝结水溶解氧指标的测量准确性。

3.2 技改跟进, 合理改造

做好技术改进工作, 保证补水及整个汽水系统的密封性, 如给除盐水箱和凝补水箱加装浮顶, 改进除氧器设计, 改造轴端加热器疏水和汽动给水泵密封水回水装置, 减小凝结水泵浮动环处漏入的空气, 从技术层面解决可能造成凝结水溶氧超标的原因, 控制凝结水的过冷度和凝汽器真空, 降低真空系统空气泄漏量[4]。

3.3 有效查漏, 快速消缺

做好查漏及设备消缺工作, 结合机组特点, 根据凝结水溶氧[5]指标的变化, 进行有针对性查漏, 提高查找的正确率, 减小工作量及查漏时长;根据不同的泄漏点采取不同的措施, 及时消除因设备缺陷对凝结水溶氧造成的影响。

3.4 灵活多变, 跟踪调整

灵活处理紧急事故, 正常运行中可以采取临时的急救办法增开一台真空泵, 增大抽空气量。严格按规程规定定期执行机组严密性试验, 跟踪真空系统的泄漏情况, 确定何时需要进行灌水查漏及采取措施。

4 结语

分析解决机组凝结水溶氧超标问题要找准关键点、从多方面进行着手。凝汽器是凝汽式汽轮机的重要辅助设备, 是机组凝结水的形成地和出发地, 也是解决凝结水溶解氧超标的关键点。凝结水溶解氧超标, 必须围绕凝汽器这一中心区域和相关系统进行检查梳理, 按照可能造成凝结水溶解氧超标的原因逐步分析, 做好凝结水溶解氧超标的密切监视、有效查找、技改跟进工作。

参考文献

[1]崔秋旺, 刘仕民.华能上安电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进[D].中国会议, 2004.

[2]谢相圣.凝结水溶氧过高原因分析与处理[J].冶金动力, 2004 (3) :53-54.

[3]李建军, 周卫山.丰润热电2号机组凝结水溶氧超标问题分析与解决[J].科技传播, 2012 (22) :44-45.

[4]王松岭, 李琼.300MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及试验研究[J].汽轮机技术, 2010 (5) :377-378.

凝结水溶氧 第2篇

关键词：600MW汽轮发电机组 凝结水 溶氧高 原因 处理

中图分类号：TM621文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）07（c）-0076-01

某电厂4台超临界600MW凝汽式汽轮发电机组：（1）主机为三缸四排汽汽轮机，型号为CLN600-24.2/566/566；（2）凝汽器为双背压式，型号为N-33000-2；（3）抽真空系统的主要设备为真空泵，型号为2BW4 35-3-0EK4；（4）凝结水泵型号为10LDTN-6PJ[1]。

1 凝结水溶氧量高的危害

（1）缩短设备寿命。凝结水溶氧量高，当其流经回热设备以及相关管道时，便会对该类设备施加一定的腐蚀作用，严重影响机组稳定性。（2）降低设备换热效率。汽轮机回热系统一般采用表面式换热器，具有腐蚀性质的产物粘着在换热面上，与此同时，凝结水中如果溶氧量高，那么将会在换热面上覆盖一层薄膜，二者共同作用提高换热热阻，最终降低设备换热效率。（3）影响机组的真空。凝汽器在正常工作中应具有一个较为严格的真空状态，在空气渗入的影响下，将会降低真空度，影响机组正常工作，尤其表现在削弱机组出力这一方面。另外，还会在一定程度上提高真空泵的抽气负荷[2]。

2 凝结水溶氧量高的原因

（1）凝汽器汽侧存在泄漏。由道尔顿定律可知，随着进入凝汽器空气量的增加，空气分压力也会随之增加，最终导致凝结水的溶氧量偏高。应关注凝汽器是否具有良好的真空状况，因為一旦发生真空区漏气问题，那么凝结水溶氧数值将会大幅超出正常标准。如2011年10月，针对#3机组真空严密性进行了科学试验，得到的结果为0.18 kPa/min，达到了优良标准。虽然严密性试验结果较为理想，但仍旧在原先1台真空泵的基础上再增开了1台真空泵，结果显示，凝结水溶氧量发生大幅下降，由原先的21 ug/L减少到后来的13 ug/L，由此可见，即便严密性试验结果良好，仍旧无法确认汽侧不存在漏点。（2）凝汽器水侧存在泄漏。从凝汽器热水井侧开始算起，到凝结水泵入口位置结束，这一段如果存在漏气问题，那么将会导致空气大量渗透到凝结水系统。假若凝结水水侧存在泄漏，那么漏入空气将会紧随水流一起由泵吸入，然后压缩并溶解于水中[3]。（3）凝结水存在过冷度过大问题。过冷度是导致热水井凝结水发生溶氧动作的一个必要条件，且该因素和负荷大小之间存在直接而密切的关系。研究资料指出，1 ℃的过冷度将会明显提高凝结水溶氧量，幅度大约为100 ug/L，所以，应重视并合理规避这一因素。2012年冬季，受天气因素影响，入水温度均不超过10 ℃，循环水正常运行状态下水量具有不可调的性质，导致在低负荷条件时，循环水量相对偏多，如此一来，有较大几率导致凝结水过冷，尤其是双背压凝汽器。对于高压凝汽器而言，其最大时过冷度仅为3 ℃，因此，只要凝汽器出现一个很小的漏量，也有可能受过冷度偏大的影响而导致凝结水溶氧量大于正常标准的发生。（4）凝汽器设计不合理。如凝汽器冷却管最下部管与凝汽器壳体下部相距过近，导致凝结水珠相对偏低，无法进行有效的温度反弹。一般而言，该缺陷是凝汽器由于空间制约而普遍存在的一类原始缺陷；凝汽器设计存在缺陷，应保证部分排汽能够以直接的方式进入到凝汽器底部的凝结水中，从而为凝结水提供一个加热效果；凝汽器冷却面原设计面积是31000 mm，后提高到33000 mm，使得凝汽器冷却面积存在相对偏大的问题，夏季工作时机组真空能够得到有效保证，然而冬季工作时却存在凝结水偏冷的问题[4]。

3 处理措施

3.1 提高凝汽器真空

使得凝汽器具有理想的真空严密性（<0.1 kPa/min）。以凝汽器汽侧漏点为目标对象予以消除时，一般采用两种方法，一种是在停机状态通过高位灌水以实现对漏点的确认，另一种是借助氦质谱仪在线找漏。利用上述两种方法找漏时，应将检查重点放在那些检修过的部位、疏放水管和疏水扩容器连接处、凝汽器喉部伸缩节等。确定漏点之后，接下来最为关键的工作是做好检修质量的控制，有效消除漏点。

3.2 保证凝结水水侧负压区无漏点

水侧漏点通常在如下三个区域：（1）凝汽器开始到凝结水泵入口这一段区域。（2）凝结水泵机械密封部位。（3）负荷改变条件下，正负压二者交变的区域。

结合凝结水泵机械密封的一般要求，为进一步延长机械密封的服役期限，有必要对机械密封结构予以相应的优化；原本采用闭式水冷却这一机械密封方式，建议取消而采用更加先进的密封方式，从而有效规避闭式水将外界空气带入凝结水的发生。

3.3 减少凝结水的过度冷

合理控制循环水泵运行速度，在循环水的温度相对偏低时，应将循环水泵置于低速运行状态；对负责循环水回水控制的电动阀门予以相应优化，从而合理减少循环水量，如以#3机循环水回水电动阀门为目标对象，予以优化时，由原先的37%～38%左右优化至后来的30%～32%左右，如此一来，3#机过冷度降低0.3 ℃，溶氧由原先的34 ug/L下降至后来的30 ug/L，由此可见，对循环水量进行合理减少，一方面能够降低过冷度；另一方面能够降低凝结水溶氧量。

3.4 对设计缺陷进行改造

针对凝汽器本身可能存在的设计缺陷进行相应改造，如确保机组排汽中的一部分将会以直接的方式进入到热井水面以及管束之间的区域，从而起到加强回热的目的。

4 结语

600 MW机组日常运行中，凝结水溶氧高属于一种常见且影响较大的问题，其原因可能是凝汽器汽侧存在泄漏、凝汽器水侧存在泄漏、凝结水存在过冷度过大问题、凝汽器设计不合理等，所以，应积极施以针对性的处理措施，包括高凝汽器真空、保证凝结水水侧负压区无漏点、减少凝结水的过度冷、对设计缺陷进行改造等。只有如此，才能及时而有效地解决600 MW机组凝结水溶氧高的问题，从而为企业创造更大经济效益和社会效益。

参考文献

[1]吴晓龙，张志刚.降低125MW机组凝结水溶氧实践探索[J].现代商贸工业，2013（5）：192-193.

[2]钟阁顺.国产600MW抽汽凝汽式机组凝结水溶氧超标治理[J].电力科学与工程，2013（2）：72-78.

[3]钟阁顺.600MW抽汽式机组凝结水溶氧超标原因分析及处理[J].河北电力技术，2013（3）：52-54.

凝结水溶氧 第3篇

关键词：直接空冷机组,溶氧超标,分析,治理

1 概述

某电厂300 MW直接空冷机组由上海汽轮机厂生产,型号为CZK300-16.7/0.343/538/538亚临界、单轴、中间再热、双缸双排汽、空冷、抽汽凝汽式空冷机组。设计最高满发背压为34 kPa,额定冷凝工况热耗8212.2 kJ/kWh,采暖供热抽汽压力范围为0.25～0.7 MPa,可调整最大采暖抽汽压力0.4 MPa,可调整最大采暖抽汽量600 t/h。

空冷岛散热器分三列布置,每列散热器每组换热单元是由单排管和ALEX换热管束组成。翅片管横截面尺寸为219 mm19 mm,管壁厚度1.5 mm,扁平形状,表面镀铝翅片钢制管。管束长度10 000 mm,管束宽度2 220 mm,采用顺流、逆流防冻布置设计。空冷岛每列安装10台直径为8 910 mm的轴流变速风机,空冷岛高度为34 m,翅片管迎风面积为6 659 m2,翅片总面积为820 633 m2。

2 凝结水溶氧超标对汽轮机组的危害

根据电力技术监督的规定要求,亚临界(15.7～18.3 MPa)汽轮发电机组的凝结水溶氧含量<30 ug/L过大的凝结水含氧量会对机组热力设备造成危害,影响机组的经济运行。其危害归纳起来有两个方面:缩短了发电设备的使用寿命,降低了机组凝结水回热循环设备(机组的高加、低加、除氧器)的换热效率

3 某厂300 MW直接空冷机组凝结水溶氧现状调查

由于凝结水系统设计问题、面积庞大、系统漏点等原因,机组自发电投产以来,凝结水溶氧量一直居高不下,远超电力技术监督的规定要求。

具体监督统计数据如表1和表2所示

4 某电厂凝结水溶氧超标的具体原因

直接空冷机组凝结水溶氧超标的原因有很多,治理起来难度很大。下面就某电厂300 MW直接空冷机组目前的设备现状进行了分析,得出导致凝结水溶氧超标的原因主要有:①空冷机组凝结水的过冷度大;②机组真空(空冷装置)的严密性对凝结水溶氧的影响;③凝结水补充水对凝结水溶氧的影响(尤其是供暖季节,大量补充凝结水对凝结水溶氧的影响);④原机组排汽装置设计不合理(排汽装置内部没有设计加装凝结水除氧装置)。

5 治理凝结水溶氧超标的有效措施

凝结水溶氧超标是一个综合、复杂的问题,通过上面具体的分析,我们得出,要想解决某电厂凝结水溶氧超标问题,就需要逐一对以上各影响因素进行有效控制。

5.1 加强对运行人员的培训

在具体的改进措施中,要加强对运行人员的培训工作,告诉他们在机器运行中,要有效地调整空冷风机的转速,将凝结水的过冷度控制在1℃以下。

5.2 对空冷岛进行检查

定期进行空冷岛的氦检测工作,做好真空查漏工作,并及时进行空冷岛设备堵漏。

5.3 加强机组设备治理工作

增强对机组设备跑、冒、滴、漏的治理,尽力降低供暖季凝结水的补水量。

5.4 进行设备改造升级

5.4.1 改进除盐水补水方式

原机组除盐水补水方式设计不合理。排气装置内补水喷嘴及其布局设置不合理,原喷嘴是直接在直径159mm、长4m的管道上打直径为10 mm的孔,而且补水位置是在6.3 m的位置,喷出的水柱基本达不到除氧条件。为了解决10#和11#机组凝结水溶氧超标问题,利用大修机组的机会,可改进除盐水补水效果,具体实施措施如下。

由某电力节能设备有限公司负责,对电厂10#和11#机组凝结水系统进行改造,把除盐水补水管位置抬高,并安装了一套“空冷机组科学补水真空除氧装置”。将原化学补水管上进入凝结水箱的大喷头改为机械旋流雾化喷嘴。机械旋流雾化喷嘴数量的确定:喷嘴在不排除压力损失和阻力的理想状态下的流量为2 t/h或3t/h,喷嘴的具体数量和安装分配情况如下。

第一组:1,2单元18个喷嘴2 t/h;第二组:3,4单元18个喷嘴2 t/h;第三组:5单元10个喷嘴3 t/h所以,该型补水装置最佳出力为102 t/h,总共安装了46个喷嘴

喷嘴原理:补水喷嘴选用小流量空心锥扇形喷嘴(喷嘴的材质选用1Cr18Ni9Ti),通过对多喷嘴集管的相邻喷雾之间排序的合理叠加,形成整个喷雾断面上喷射均匀的效果,传热介质充分,且有利于气体的析出。

该装置设计参数是:补水工作压力0.7 MPa,补水温度30℃,补水量00 t/h。

具体改造如图1所示。

5.4.2 加装凝结水除氧器

在空冷岛至排汽装置的凝结水管道上加装凝结水除氧器,可以有效地除去凝结水中的氧。目前,空冷岛冷凝后的凝结水直接返回到排汽装置底部,凝结水得不到除氧处理,这就使得凝结水中的溶氧不能排出。所以,建议对空冷机组的排汽装置进行改造,具体方案是:①根据空冷机组排汽量大、排汽温度较高的特点,将排汽装置内高度在2.7～6.7 m范围内直径为76 mm的钢管支撑拉筋改为直径为76 mm的不锈钢管,并且把各拉筋管联通,形成多层管网,并在管网上均布安装450个机械旋流雾化喷嘴;②将空冷岛冷凝后的凝结水由原来的两路直排排汽装置,改为:一路与改装后的拉筋管网连接,使凝结水靠本身超过30 m的静水压力从喷嘴喷出,与机组排汽进行充分的热交换,达到排汽压力下的饱和温度,从而析出凝结水中的氧气;另一路保持直排排汽装置,不过要在进入排汽装置之前的管道上加装电动调整门,即在负荷大、凝结水流量大、喷嘴满足不了实际的情况下,利用电动调整门进行调节,以保证机组运行的可调性。具体改造方案如图2所示。

经过上述系统改造后,10#和11#机组凝结水溶氧在非供热期间控制在30μg/L;在供热季节,凝结水溶氧控制在50～60μg/L (这是由于季节补水量增大引起的)。由此,凝结水溶氧超标问题得到明显改善。

6 结束语

凝结水溶氧超标是由多种复杂的综合因素形成的,它给机组设备带来很大的危害,影响机组运行的经济效益。我们要提高设备的优良率,优化机组的运行方式,完善设备设计并进行改造升级,这样才能有效降低机组的凝结水溶氧含量。

凝结水溶氧 第4篇

关键词：600MW机组,凝结水,溶氧高,分析与处理

概述

某电厂四台超临界6 0 0 M W凝汽式汽轮发电机组, 主机为哈尔滨汽轮机厂生产的CLN600-24.2/566/566型三缸四排汽汽轮机。配套哈汽厂生产的双背压凝汽器, 凝汽器型号为N-33000-2型。抽真空系统配套三台广东佛山水泵厂生产的真空泵, 真空泵型号为2BW4 35-3-0EK4型。凝结水泵为沈阳水泵股份有限公司生产, 型号为10LDTN-6PJ型。汽轮机为四排汽方式, 分为两个凝汽器, 即双背压凝汽器, 是将两只凝汽器循环水进、出水串联起来, 循环水先流经第一个凝汽器 (低压凝汽器) , 有一定温升后再进入第二个凝汽器 (高压凝汽器) 。

在不可能绝对严密的汽轮机真空系统中, 空气泄漏到汽侧会影响真空及凝汽器冷却管的换热效率;若空气漏到水侧, 空气分压力升高, 凝结水溶氧会增加。凝结水溶氧是指空气漏入凝结水系统, 空气中的氧气溶于凝结水中。空气在凝结水中溶解度与空气在汽水界面上的分压力成正比 (道尔顿定律) 。凝结水溶氧量应严格控制, 以减少设备的腐蚀速率和提高热交换效率, 现在执行的标准为小于20μg/l, 过冷度小于1℃。

1 原因分析

由于影响凝结水溶氧的因素较多, 牵扯面较广, 在分析、试验过程中尽量利用排除法进行分系统、分段、分步骤的查找问题, 尽量缩小查漏范围。

1.1. 凝汽器汽侧存在泄漏

根据道尔顿定律, 空气在凝结水中的溶解度和空气在汽水界面上的分压力呈正比, 如果漏入凝汽器内的空气增多, 空气的分压力就增加, 空气在凝结水中的溶解度就相应会增加, 即凝结水中的溶氧就会偏高。凝结水系统溶氧偏高, 首先是关注凝汽器的真空状况, 因为凝汽器的真空区域如果漏空气, 则凝结水溶氧数值会明显增多。如12月8日, 完成的#3机组真空严密性试验结果为0.18kPa/min, 属于优良水平。根据机组的排汽温度, 反推了凝汽器的绝对压力, 得到的机组严密性试验结果为0.176kPa/min, 说明严密性试验的结果是真实可靠的, 整台机组的空气泄漏量并不大, 属于优良等级。虽然机组的严密性试验结果非常好, 但还是做了增开一台真空泵的试验工作 (原一台泵运行) :试验表明, 增开一台泵后, 凝结水溶氧有了明显的下降, 由21μg/l下降至13μg/l, 表明虽然严密性试验优良, 但不表明汽侧无漏点, 如下表1, 真空严密性试验的结果是非常好的, 但此机组的凝结水溶氧是不合格的, 在此方面的经验是, 当严密性试验小于0.10kPa/min时, 一般对凝结水溶氧影响较小。

1.2. 凝汽器水侧存在泄漏

如果凝汽器的热井水侧至凝结水泵的入口区域出现漏空气现象, 泄漏的空气直接进入凝结水系统, 则也可能会出现真空严密性试验优良, 但是凝结水泵出口溶氧超标现象。如果在凝结水水侧存在漏空气点, 凝结水泵进口水流速相对较高, 漏入的空气随水流被泵吸入、压缩而溶于水中。尽管凝结水泵设置有抽空气管, 但水中空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。此处的泄漏一般不会对凝汽器真空造成影响, 但对凝结水溶氧的影响却很大。

1.3. 凝结水补水对溶氧的影响

机组在正常运行过程中, 由于吹灰、排污、系统泄漏等原因热力系统存在一定程度的补水量, 而且在负荷变化显著时, 热井补水调节阀存在瞬间开启大, 造成补水短时间内大量的进入凝汽器内问题。热井补水来自凝补水箱, 直接补到凝汽器喉部, 补水中含有大量的氧, 最大时达10000μg/l。从溶氧记录看 (见图1) , 几乎每一个溶氧值尖波都对应着一次调阀的大开度补水。凝结水补水没有很好的雾化, 造成凝结水补水中大量的氧气带入到凝结水中。通过隔离补水试验也表明, 凝汽器停止补水后, 凝结水溶氧有约8μg/l的下降。

1.4. 凝结水存在过冷度过大问题

过冷度的存在是造成热井中凝结水溶氧存在的必要条件之一, 这个因素与负荷密切相关。相关资料表明, 1℃的过冷度会造成凝结水溶氧量增加100μg/l, 因此, 这个因素不可忽视。2008年冬季以来, 由于天气影响, 海水温度较低, 基本维持在10℃以下, 循环水运行中水量不可调, 这会造成在低负荷时循环水量过多, 极可能造成凝结水过冷, 特别是双背压凝汽器, 高压凝汽器最大时过冷度达3℃, 所以即使凝汽器存在哪怕是很小的漏量, 也会因过冷度大而造成凝结水溶氧超标问题。

单位: (kPa/min)

1.5. 凝结水溶氧与负荷有关

自从2008年12月中旬以来, 电厂#3机凝结水溶氧一直处于超标状态 (>20μg/l) , 在3 0 0 M W到6 0 0 M W负荷范围内, #3机凝结水溶氧在20~60μg/l之间变化。凝结水溶氧量与机组负荷是有密切关系的, 具体表现为负荷高时凝结水溶氧小, 负荷低时凝结水溶氧大 (见图2) 。其原因为随着负荷的变化, 系统的某些部位存在压力变化情况, 即正、负压变化问题, 如此部位有漏点, 会造成低负荷时由于负压引入空气而使凝结水溶氧大。

1.6. 凝汽器设计不合理

凝汽器设计不合理主要表现如下:

(1) 凝汽器冷却管最下部管与凝汽器壳体下部距离过短, 造成凝结水珠温度过低, 没有温度反弹的过程。这是凝汽器由于受到空间的限制而存在的原始缺陷。

(2) 凝汽器设计不合理, 应有部分排汽直接进入凝汽器底部的凝结水, 以起到对凝结水的加热作用。

(3) 凝汽器冷却面积过大, 原设计31000mm 2, 后增加至33000mm2。凝汽器冷却面积过大, 夏季时机组的真空可以保证, 但造成冬季时凝结水过冷, 特别是双背压凝汽器的高压侧凝汽器。

2 处理措施

根据上述分析, 可以采取下述几点措施, 降低凝汽器的溶氧。

(1) 提高凝汽器真空, 保证凝汽器真空严密性小于0.1KPa/min。凝汽器汽侧消除漏点的办法有停机时进行高位灌水查找漏点, 或者通过氦质谱仪进行在线查漏;其关键在于对检修质量的控制, 保证检修部位不存在漏点。利用高位灌水或氦质谱仪查漏时, 重点检查检修过的部位, 各疏放水管与疏水扩容器连接部位 (保温层内) , 凝汽器喉部伸缩节等处。

(2) 保证凝结水水侧负压区无漏点。水侧漏点一般在凝汽器至凝结水泵入口区域;凝结水泵机械密封处 (机械密封密封水要使用凝结水, 并保证水量的充足) ;负荷变化时正负压交变区域, 如#6低加疏水系统。上述系统也是查找的主要部位。根据凝结水泵机械密封的特点, 为保证机械密封的使用寿命, 对机械密封结构进行优化;取消原机械密封用闭式水冷却的方式, 避免因闭式水将空气带入凝结水的问题。

(3) 凝结水补水增加喷雾装置。一般情况下凝结水的补水由于凝汽器本身具有真空除氧作用, 当补水量不大时, 除盐水中的溶氧大部分被除去, 对凝结水溶氧影响不大, 试验结果表明当瞬间补水量过大, 凝结水的溶氧会有一个明显的增加。通过DCS逻辑对热井补水进行优化, 尽量克服在负荷变化时, 短时间大量补水的情况, 可以有效的解决凝结水溶氧在大量补水时候出现的超标尖波问题;在凝汽器喉部补水管上增加雾化喷头, 增强补水的雾化除氧效果;除盐水箱安装浮顶, 尽量减少水箱内水的含氧量。

(4) 减少凝结水的过冷度。循环水泵改高、低速, 在循环水温度低时循环水泵低速运行;对循环水回水电动阀门进行调整, 减少循环水量, 如对#3机循环水回水电动阀门进行了调整, 由原来的37%、38%调整到30%、32%, #3机过冷度减少0.3℃, 溶氧由34μg/l变化到30μg/l, 说明循环水量的减少有助于过冷度的减少和凝结水溶氧的下降。

(5) 试验法查找漏点。对凝结水泵区域进行重点检查。在线时对凝结水泵进口管段彻底检查, 法兰等处涂抹黄油;凝结水泵的漏气从泵体漏入可能性最大, 可对两台凝结水泵进行切换试验和对备用凝结水泵进行隔离试验, 来发现溶氧的下降趋势, 隔离试验时, 要关闭备用凝结水泵进口电动阀、出口电动阀、凝结水泵泵体放空气阀;关闭补水调整阀门, 观察凝结水溶氧变化趋势, 以确定补水对溶氧的影响;投入凝汽器检漏装置, 对热井内的凝结水进行溶氧化验, 和凝结水泵出口的溶氧数值进行比较, 通过两个区域凝结水溶氧的比较, 可以比较方便的分析判断在热井至凝结水泵区域到底有没有漏空气, 漏入的空气对凝结水溶氧有多大的影响等问题。如某台机组B凝结水泵在隔离 (关闭凝结水泵A进口电动阀门、出口电动阀门、凝结水泵泵体放空气阀门) 的时间内, 负荷维持4 5 0 M W, 凝结水溶氧由最高45μg/l下降到31μg/l;另外, 又对A凝结水泵进行了隔离试验, 在隔离的时间内, 负荷4 0 0 M W, 关闭凝结水泵入口电动阀后, 凝结水溶氧几分钟内由4 8μg/l下降到43μg/l, 上述试验说明, 凝结水泵A、B格兰存在漏空气现象, 扣除凝补水、负荷等对凝结水溶氧的影响, 该处漏气约使凝结水溶氧量增加8μg/l左右。

(6) 对凝汽器的设计和制造缺陷进行处理, 如, 保证机组的排汽有一部分直接进入热井水面与管束之间的空间, 以加强回热。

(7) 对于真空泵的运行方式对过冷度的影响, 抽真空管的布置方式和运行方式对过冷度的影响问题进行试验和分析, 从深层次解决凝结水溶氧问题。

3 结论

对于凝结水溶氧高的问题, 主要是加强检修质量的控制, 检修时对凝汽器进行高位灌水查漏, 增加凝结水补水喷雾装置, 减少凝结水过冷度等方法, 可使凝结水溶氧的问题得到有效解决。

参考文献

[1]蔡颐年.蒸汽轮机装置.西安交通大学机械工业出版社.1980

[2]华东六省一市电机工程 (电力) 学会.600MW汽轮机设备及其系统.中国电力出版社.1999