凝结水溶氧大原因分析

凝结水溶氧大原因分析及解决方案探讨火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一，凝结水溶氧高低将直接影响机组的安全、经济运行，根据电力技术监督的规定要求,300MW亚临界发电机组,凝结水溶氧含量应≤30μg/L。但国内投运的300MW机组，特别是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题，因此，掌握凝结水溶氧高的各方面因素，并能及时地查找消除对发电机组的健康经济运行显得尤为重要。1凝结水溶氧超标对发电机组的危害凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面:1.1缩短设备的寿命凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。1.2降低回热设备的换热效率在汽轮机的回热系统中,采用的是表面式换热器,设备的腐蚀产物附着在换热面上,形成疏松的附着层,同时,凝结水中含氧过多,会使换热面上形成一层薄膜,均使换热热阻增大,降低循环的热效率。1.3影响机组的真空为了保证机组的稳定经济运行,凝汽器必须处于高度的真空状态。过多的空气漏入凝汽器,会造成真空降低,一方面会影响机组的经济性,严重时将降低机组的出力;另一方面,也使得抽气系统的抽气负荷增加,增加了厂用电量。2影响凝结水溶氧的因素由于凝汽器、空气系统及凝结水泵正常运行中处于负压状态,系统中的每个不严密处都有可能漏入空气而影响凝结水的溶氧含量。归结起来有如下几个方面:2.1化学制水设备及凝汽器补水方式特点对凝结水溶解氧的影响凝汽器补水来源于化学制备的除盐水，除盐水溶氧指标合格与否将对凝结水溶氧产生最直接的影响，很多电厂在一定程度上忽视对除盐水溶氧指标的控制，大量的实验结果表明，除盐水溶氧≤100ug/l时，凝结水溶氧即能得到保障。现阶段大部分电厂化学制水除碳器不外乎真空除气器和鼓风式两种，在除二氧化碳的同时，水中其他溶解气体（如氧气）也同时被除去，而两者由于工作原理的不同，除氧效果也不一样，一般真空式除氧效果要好于鼓风式的。另外除盐水箱的严密性、凝汽器补水管道布置及补水管道结构、补水量大等原因也可导致凝结水溶氧超标。2.2凝结水泵密封及阀门填料盘根凝结水泵是处于负压状态下运行的,其采用盘根加密封水的方式密封,密封水来自泵出口的压力水。当泵在备用状态时,可能造成水密封不严格,空气漏入泵内使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标。凝结水泵入口阀门填料室使用一般的填料盘根密封,当阀门盘根老化而未及时更换时,空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标。2.3给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响大多数国产300MW火力发电机组给水泵密封形式，均采用凝结水密封，给水泵密封水高压回水至除氧器，低压回水经多级水封直接进入凝汽器热水井。运行实践表明，在变工况运行时，多级水封运行不稳定，水封破坏，造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏，影响凝汽器真空严密性，同时造成密封凝结水溶解氧升高。2.4凝结水过冷度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。大量试验表明，凝结水过冷度高达5度以上时，对凝结水溶氧的影响便比较明显。2.5其它附加流体排入凝汽器排入凝汽器的附加流体还高加、低加的疏水、轴封加热器疏水、暖风器疏水。这些附加流体排入凝汽器中,由于排入位置选择不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。3解决凝结水溶氧超标的方案3.1机组补水系统改造a.常规设计中，凝汽器补水直接由管道引入凝汽器热井，没有充分利用凝汽器的真空除氧功能。经多处实地考察调研后，在机组检修期，将凝汽器补水改造为补水至凝汽器喉部，并在管道上加装补水雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，利用凝汽器真空除氧作用加速热传导以利溶氧的析出，以达到凝结水补水除氧效果。b.加强化学制备除盐水的溶氧控制，加强除碳器除气效果。c.除盐水箱采用胶囊密封，在一定程度上隔离了空气。3.2重视机组检修时的灌水找漏机组正常运行时,凝结水系统处于负压状态,各处泄漏点不易检查发现,因此应在机组每次大小修时,采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法进行负压系统的找漏。除盐水水面灌至末级叶片100mm处,真空系统充满水后,利用水的静压,可较容易地找到泄漏点,并对找到的泄漏点进行彻底的消除。3.3增强凝汽器的除氧效果凝汽器相当于一个真空式除氧器,除氧效果的好坏对凝结水溶氧有直接的影响。为了进一步改善凝结水的品质,在热水井内增装淋水除氧装置。具体措施是在热水井的上部距凝汽器底部500mm处垂直交叉加装了2层角钢,角钢间距30mm,层间距50mm,每层用角钢20根。凝结水击溅在角钢上,形成细小水流,充分分散,增加了水流的表面积,提高了凝汽器的除氧效果,从而减少了凝结水的溶氧。3.4降低凝结水的过冷度现代大型电站凝汽器通常均为回热式的，具有合理设计的管束结构，汽阻极小，在额定的设计工况下运行时，凝结水过冷度实际可为零。在这种情况下，凝结水过冷度主要受凝汽设备运行1一况因素的影响，其中最重要的因素是凝汽器冷却水的人口温度和流量。试验与运行经验表明，在一定的蒸汽负荷下，当冷却水入口温度降低或流量增加时，凝汽器压力降低，真空增加，进入热井的凝结水的过冷度将增大。为此，在冬季冷却水温较低时，为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电，应减小冷却水流量。由于现代大型汽轮机循环水系统均采用单元制配置，降低循环冷却流量可通过改变水泵丁作叶片旋转角度来调节出力，或用改变电动机电极对的数目改变转速来改变出力，如上述措施均不能执行，必要时可对凝汽器循环水进水门进行节流。同时合理调整凝汽器水位，使其保持在正常范同运行；提高真空系统的严密性，防止空气漏人，这些也是防止凝结水过冷的有效措施。4结论影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。4.1凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。4.2凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。4.3凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标《SDGJ2-85火力发电厂化学水处理设计技术规定》及《DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。4.4热力系统疏水、回水除氧问题。在《SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。