直冷机组凝结水溶氧及解决措施雷少朋

直冷机组凝结水溶氧及解决措施雷少朋

雷少朋

(陕西德源府谷能源有限公司陕西榆林719400)

摘要：发电厂中对直冷机组的应用逐渐呈现出规模化，对其使用能够最大化地对水资源加以利用，而凝结水溶氧问题是直冷机组得以安全稳定经济运行的重要基础。文章就直冷机组凝结水溶氧运行中的问题进行了分析，并结合实际探索了相应的解决措施，希望通过此次的理论研究能够对实际工作起到一定指导作用。

关键词：直冷机组；凝结水溶氧；解决措施

引言

目前，大量的直接空冷发电机组己相继在我国北方地区火力发电厂投运，其节水优势十分明显。其中凝结水溶氧量是发电厂重要的汽水指标之一。但是与湿冷机组相比较，其凝结水溶氧量普遍超标。根据电力技术监督有关规定，超高压发电机组，凝结水溶氧量应≦40μg/L，亚临界发电机组凝结水溶氧量应≦30μg/L，故直接空冷机组的凝结水溶氧量很难达标；凝结水溶氧超标直接影响机组的安全、经济运行，影响机组的循环热效率。

一、凝结水溶氧超标的危害

1、缩短设备的寿命

大型机组普遍采用了回热循环，当含氧量较高的凝结水通过回热设备及其附属管道时，会造成设备腐蚀。由于氧与金属可以产生电化学腐蚀，使各辅助设备的寿命受到影响，所以会降低机组运行的可靠性。如果锅炉给水的含铁量增加，就会加快锅炉受热面的结垢速度，降低锅炉效率，影响锅炉的安全运行。同时蒸汽的含铁量增多，会加快汽轮机叶片的结垢速度，降低汽轮机的运行效率，影响汽轮机的安全运行。

2、降低回热设备的换热效率

回热系统采用的是表面式换热器，当设备的腐蚀产物附着在换热表面时，形成疏松的附着层，因凝结水含氧增多，会在换热表面形成一层薄膜，增大了传热热阻，降低了循环热效率。

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。如果凝结水溶氧是因漏空气造成的，那么过多的空气漏入凝汽器，就会造成真空降低，从而降低凝汽器的换热效率，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，也使得抽汽系统的负荷增加，增加厂用电率。

二、凝结水溶氧超标原因分析

1、真空系统空气漏入量大

直接空冷凝汽器管束结构复杂，加工工艺要求高；真空系统庞大，在空冷凝汽器制造加工和安装过程中，难免会出现漏点；真空系统点多、面广，漏点不易找。如凝结水泵的机械密封处、真空系统阀门盘根处的漏气以及空冷凝汽器设备因振动、变形、膨胀不均等致使焊口产生裂纹而使空气进入。

2、补水系统存在的问题

热力系统补水含氧很高，补水的除氧效果好坏对于凝结水的溶氧有较大的影响。凝结水的补给水是化学除盐水，只进行了化学处理，没有进行深度除氧。除盐水的溶氧为6000～8000μg/L左右，是合格凝结水溶氧的60～80倍。当补水量增大而喷头的扩散和雾化效果不好时，容易造成凝结水溶氧量超标。小机凝结水回水直接回收至排汽装置，如果小机凝结水溶氧值超标，也会造成主机凝结水溶氧值的超标。

3、汽轮机低压缸轴封问题

汽轮机低压缸处于负压状态，由于汽轮机轴封结构或安装工艺不精，系统运行不正常等原因，在低压缸轴封处漏入空气，既影响真空系统，又会使凝结水溶氧超标，只有保证轴封间隙或在轴封结构上改进。

4、排汽装置内部结构设计不合理

空冷凝结水、各系统疏、放水直接回收至排汽装置，在进入排汽装置时如果时间较短并且内部没有加装雾化或除氧装置，使凝结水没有得到充分扩散和雾化，混合在水中的空气不能及时被排走，将会直接导致凝结水溶氧量增加。

5、空冷凝结水与排汽过冷度的影响

空冷凝结水过冷度大，凝结水过冷却，易吸收空气，则导致凝结水的含氧量增加，空冷系统抽真空等系统设计不合理，会造成凝结水中二次溶氧。

6、由于低压缸轴封系统参数调整不当

致使空气沿汽封漏入，使乏汽中不凝结气体含量增加，凝结水溶氧增加。

7、空冷岛凝结水回水进入排汽装置水箱雾化不好

主要原因是雾化喷嘴被杂物堵塞，在新投产机组和长期停运机组中极易发生，建议新投产机组一旦有停机机会就清理雾化喷嘴，长期停运机组启机前应进行一次空冷系统冲洗。

8、空冷机组排汽装置热井氧气析出和排出不畅

原因是抽空气管道接入位置不是热水井凝结水氧气析出聚集区，抽出的是大量的乏汽；抽空气管道直径偏小，抽出数量不足。真空泵工作异常，也会导致空气不能正常抽出。

总而言之，主要影响凝结水溶氧的因素为:漏入真空系统的空气量、凝结水补水、凝结水过冷度和排汽装置的除氧能力。运行实践表明，即使机组真空严密性合格，凝结水过冷度在允许的范围内，凝结水溶氧仍有超标现象。因此推断凝结水溶氧超标的主要原因应为排汽装置内的除氧效果不能满足要求。

三、直冷机组凝结水溶氧超标的除氧概述

1、直冷机组凝结水溶氧量超标的除氧原理分析

对直冷机组凝结水溶氧量超标进行除氧措施的实施要能够遵循亨利定律，也就是pi=Kimi，其中的Ki为常数，而pi是i种气体平衡压力，Ki和温度以及溶剂等本性有着重要关联，而mi则是溶质i的质量摩尔浓度。这一定律适用于稀溶液当中发挥溶质，其中的分压愈低，那么气体的溶解度就会愈小，也就比较容易挥发。由于温度的不同，所以亨利系数也会出现不同的结果。在这一背景下，如果是想让凝结水溶氧降低，就要创造出较低的排气压力，也就是真空的质量要能够得到保障，在凝结水的温度方面要达到和压力相对应的饱和温度，在汽水间要有充分接触面积及时间，对析出的氧气要进行及时排除。

2、直冷机组凝结水溶氧量超标解决的理论分析

解决直冷机组的凝结水溶氧量超标问题要能够从多方面进行着手，首先要使机组的真空严密性得到有效提高，机组真空严密性和凝结水溶氧量有着紧密联系，倘若发生机组凝结水溶氧量超标问题，首先要对真空的严密性进行考虑，要将真空的严密性达到标准的程度。在机组安装过程中，要能够对所有以及真空负压系统相连阀门进行检查，要将真空系统当中的漏点进行消除。针对空冷系统抽空流程要能够详细的检查，同时还要对整个机组排污以及疏水等可能带来损失的工质阀门加以检修，对内漏的问题进行消除，还要能够保持热井的正常水位，对溶氧在线监测的系统运行安全得到保障。

其次要将除氧的效果得到大力提升，尽量做到凝水箱当中的凝结水要全部从下部喷头排除，也可增加喷头的数量来对容量进行提高。通过采取凝结水聚集器鼓泡除氧装置进行除氧，采用小汽轮拖动给水泵然后将部分排气从鼓泡蒸汽进口加以引入，然后在通过鼓泡蒸汽管的小孔射出，还可采取内置式的除氧器进行除氧，凝结水从恒速喷嘴进入排气装置空间，部分的排气引入蒸汽排管，部分的排气送入排气装置，这样经过一系列的程序就能够达到对凝结水深度除氧的目的。

再次可以通过对补充水补入点的改变进行降低氧气的含量，在这一措施的实施过程中可以将补充水直接引入到空冷岛，在进入到蒸汽分配管之后，会呈雾状进行喷出，补水管在进入到汽轮机的排气总管之后，布置在排气总管中心，沿着汽轮机排气总管轴线均匀的分布，就能够使不可凝气体从除盐水当中析出并被真空抽吸装置抽走。

最后将排汽装置内部的一定范围设为回热空间，凝结水回水以及系统补水通过水膜喷嘴喷出之后形成很薄水膜，然后凝结水和系统补水被喷出后，溶氧量的80%～90%都已脱离出。另外凝结水回水的系统补水喷出后流经扰流板和引入汽轮机低压缸排气进一步加热除氧，对这一过程中的过冷度加以消除。由于过冷度较大，这就说明冷风机的风量相对较大，风机的转速相对较高，故此在节能上就存在着不理想的效果，所以要在空冷岛风机转速调整上通过过冷度和真空值的结合进行综合性自动调节。

四、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。

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。

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。

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。

4、对系统进行改造、升级

在对某机组的排查中，未真正查找到凝结水溶氧高问题，但是凝结水溶氧偏高一直是机组的一大安全隐患需及时进行治理，同时对凝结水泵入口管道表计进行检查，未发现表计存在泄漏现象，分析除盐水以及空冷凝结水回水对凝结水溶氧的影响情况，常温下除盐水的含氧量高达7000～8000μg/L且机组除盐水补水是直接补入热井未经过雾化以及加热是造成溶氧高的一大因素，同时即对空冷岛凝结水回水对系统进行检查。

4.1除盐水补水改造

分析除盐水补水直接补入热井未经过雾化，除盐水在20℃含氧量高达7000～8000μg/L，未经过雾化以及加热除氧直接补入热井，造成凝结水溶氧高，凝结水系统正常补水量10～15t/h左右，补水对凝结水溶氧的影响在95～183μg/L；针对以上情况对热井补水进行改造，将补水改至排汽装置喉部加装喷头进行雾化，利用低压缸排汽进行加热，有效将除盐水中溶氧析出，并经空冷抽真空管道将溶氧抽出达到有效的除氧，该造前凝结水溶氧在80～200μg/L，改造后凝结水溶氧20～150μg/L，降低凝结水溶氧取得较好效果，总结以上处理，发现除盐水改造效果较大凝结水的溶氧也得到降低，合格率达国家标准90%，但距离国标GB/T12145中对直接空冷机组凝结水溶氧的期望值小于30μg/L仍然较远，统计结果只达到12%。

4.2排汽除氧装置改造

利用机组停机机会对排汽装置进行检查，发现排汽装置快速抽真空未接至排汽除氧装置内，造成空冷凝结水回水至排汽装置内溶氧析出后但无法排出，是机组凝结水溶氧居高不下的重要原因之一。

空冷快速抽真空管道正常设计具有两个功能；第一，在机组启动时，快速抽取排汽装置内部气体，建立真空；第二，机组正常运行时，利用低压缸排汽加热空冷凝结水回水，将回水中析出的溶氧抽出，降低凝结水溶氧。正常设计应接至除氧装置内，但在基建时施工单位在施工过程中未接入除氧装置内，只是接至热井内，只是起到机组启动前建立真空的效果，未能够有效的降低凝结水溶氧。

针对发现的问题进行改造，改造目的将空冷凝结水回水经过雾化、加热后凝结水溶氧能够有效的析出；改造后凝结水溶氧大幅度下降，凝结水溶氧降至8～33μg/L，100%达到国家标准，92%达到期望值，已达到改造目的，但是在改造后凝结水溶氧虽达到效果，但是由于空冷快速抽真空电动门一直处于开启位，空冷岛抽真空能力下降，冬季空冷岛抽真空温度降低，以影响到空冷岛的防寒防冻，继续进行改造，将除氧装置顶部开两个直径133mm的圆孔，机组启动后进行验证，开圆孔与开启快速抽真空具有相同的效果。

5、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2.7～6.7m范围内直径为76mm的钢管支撑拉筋改为直径为76mm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30m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。

经过上述系统改造后，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。

结语

在空冷凝汽器和排汽装置安装时期，就要抓好焊接严密性问题，这是控制凝结水溶氧指标重要前提条件。同时通过优化设计和调整直接空冷机组的结构，创造有利于热力的除氧各种条件，采用从源头上减少含氧，通过除氧装置进行除氧，从运行方面采取措施保证正常除氧、减少凝结水含氧等措施，使空冷机组凝结水溶氧全部达标，为机组的安全和经济运行打下基础。

参考文献:

[1]刘利.直接空冷机组降低凝结水溶氧的方法[J].电力建设，2010，（1）.

[2]张建平.直接空冷机组凝结水溶氧超标原因及处理[J].华北电力技术，2009.