火电厂凝结水溶氧超标原因分析与处理

李元涛

阜阳华润电力有限公司发电部

【摘要】我司#2机组冷态启动后，存在凝结水含氧超标现象，本文主要针对凝结水溶氧超标的问题进行了分析，并从设备布置、氧气来源等角度详细分析了凝结水含氧的原因，同时提出了相应处理措施，且经过在机组运行实践证明，凝结水含氧量得到明显改善，达到了有效控制凝结水溶氧的效果。

【关键词】 火力发电厂 凝结水 溶氧 超标

一、概述

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600MW超临界发电机组凝结水溶氧含量应≤20μg/L。但很多机组都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。

二、凝结水含氧量大的危害

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、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。

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，降低循环热效率。

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，严重影响机组的经济性。

4、造成热源损失。若除氧器出口给水含氧量较大，需要开启除氧器排氧门进行连续排氧，造成大量热源损失，影响机组经济性。

三、凝结水溶解氧产生的原因

机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，利用凝汽器真空的除氧能力，凝结水溶解氧应该是合格的，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，真空负压系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题，归结起来有如下几个方面：

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，现阶段大部分电厂化学制水除碳器大都采用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、凝结水泵入口管道、膨胀节、泵体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。

3、给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响

给水泵密封形式均采用凝结水密封，给水泵密封水有压回水至前置泵入口，低压回水经水封筒直接进入凝汽器热水井。

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。

5、排入凝汽器的附加流体

高加、低加的疏水、轴封加热器疏水等，这些附加流体排入凝汽器中，若排入位置选择不当、参数不当会造成凝结水溶氧超标。

四、凝结水溶氧大现象

2017.01.13日#2机组冷态启动成功，运行正常后监视汽水品质发现#2机凝结水溶氧较大，凝结水泵出口、除氧器入口溶氧值均显示满量程199.9ppb，联系化验室人员使用便携式装置化验凝泵出口水样溶氧含量最大值至600ppb，确认#2机凝结水含氧量较大，并导致除氧器入口、出口含氧量较大。

五、原因分析与处理措施

根据上述凝结水产生溶氧的原因，结合我司的设备安装布置情况，进行以下方面的分析查找：

1、进行#2机真空严密性试验

对#2机凝汽器进行真空严密性试验，试验结果均为优秀，可以排除凝汽器本体部位漏空气的可能。

2、除盐水补水中含氧的影响

因我司的化学制水设备为鼓风式除碳器，正常补水方式为小流量补水，利用凝汽器真空除氧能力除去除盐水携带的溶解氧；大流量补水使用于事故情况下及停机期间的凝汽器注水等。根据趋势变化发现，当隔离除盐水补水后，凝结水溶氧变化并不明显，说明除盐水中的含氧量不是此次凝结水溶氧大的主要原因。

3、对凝泵入口管道法兰部分的检查

凝结水泵是处于负压状态下运行的，其入口管道阀门均处于负压状态，若出现盘根老化而未及时更换时,空气会漏入系统造成凝结水溶氧超标。针对凝结水泵入口管道等设备出现漏空气的可能性，采取了对低压管道区域进行查漏，对管道、阀门使用保鲜膜缠裹，法兰处使用黄油涂抹等措施。 查漏过程中发现2B凝泵入口膨胀节处有个砂眼漏空气，并进行封堵，在进行以上措施后，凝结水溶氧含量降至140ug/L左右，说明凝泵入口低压管道处还是存在漏点的。

4. 检查给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响

我司2台汽动给水泵和1台电动给水泵密封形式均采用凝结水密封，给水泵密封水有压回水至其前置泵入口，低压回水经一级水封筒直接进入凝汽器热水井，其中电泵、2A汽泵密封水无压回水至高压侧凝汽器、2B汽泵密封水无压回水至低压侧凝汽器。为检查给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响，1.25日，分别对电泵、2A/2B汽泵密封水无压回水由凝汽器倒换至地沟，观察在此期间凝结水溶氧基本无变化，可以排除给水泵密封水回水携带溶氧不是此次凝结水溶氧大的原因。

4. 凝结水过冷度对凝结水溶氧的影响

在实际运行中凝结水过冷度多会小于排汽压力下的饱和温度，个别机组偶尔会有高于排汽压力下的饱和温度。凝结水产生过冷却现象，将使凝结水含氧量增加，过冷度每升高一1℃，溶解氧升高100μg/L，取#2机组启动后凝结水过冷度值数据可得：凝结水的过冷度实际值在2℃以下，最大值值1.96℃，可以排除过冷度对此次凝结水溶氧增大的影响。

6、检查排入凝汽器的附加流体的影响

此次#2机组检修中未对凝汽器疏扩管道进行改动，且高加、低加疏水逐级自流正常，事故疏水、轴封加热器疏水等无异常排入凝汽器中现象，排除排入凝汽器的附加流体造成凝结水溶氧超标。

六、结论分析与验证

根据以上分析，推断为#2机凝泵入口低压管道处存在漏点是本次凝结水溶氧超标的主要原因，在#2机组调停检修期间对凝汽器进行灌水查漏工作，发现2B凝泵入口电动阀凝汽器侧法兰处有漏点，并对其法兰垫片进行检查紧固、螺栓全部复紧处理。

七、结束语

通过对#2机组凝结水溶氧超标的分析，做出了相应的处理措施，解决了凝结水溶氧超标对机组的影响，为机组的安全经济运行奠定了良好基础。

参考文献

[1] 薛晓青，NLT350—400型凝结水泵运行维护指南，上海，2008

[2] 韩隶传、汪德良，热力发电厂凝结水处理，北京，中国电力出版社，2010

作者简介：李元涛，1982年4月，男，大学本科，工程师，主要从事汽机专业方面工作。