某M701DA型燃气-蒸汽联合循环机组凝结水溶氧量存在的问题与改进措施

 某 M701DA 型燃气 - 蒸汽联合循环机组凝结水溶氧量存在的问题与改进措施

顾明亮

江苏华电戚墅堰发电有限公司 江苏 常州 213011

摘要：介绍了某公司M701DA型燃气-蒸汽联合循环机组由于供热量大幅度提升，除盐水补水量随之升高，从而导致凝结水溶氧量超标。为保证机组长期安全运行，对溶氧量超标问题进行分析、处理，提出了相关解决方案，以供参考。

关键词：凝结水溶氧量；除盐水补水方式；供热

0 概述

某公司#5/6、#7/8机组为两套220MW燃气蒸汽联合循环机组，采用分轴布置。#5、#7机为三菱M701DA型燃气轮机，#6、#8机为高压、单缸、下排汽、单轴抽汽凝汽式供热汽轮机，采用可调式抽汽，每台额定抽气供热负荷约为110t/h。

随着供热管网广源线投用，供热用户的大幅度增加，热电机组抽汽供热量大幅提高，凝汽器补水大量提高，补水中的溶氧无法得到及时释放，造成凝结水溶氧量频繁超标，最高达到300μg/L左右。在冬季，凝结水溶氧超标更加严重。

1 溶氧量的相关概述及溶氧量高导致的危害

溶解在水中的空气中的分子态氧称为溶解氧，水中的溶氧量的含量与空气中氧的分压、水的温度都有密切的关系。在自然情况下，空气中的含氧量变动不大，故水温是主要的因素，水温越低，水中的溶氧量越高。

溶氧通过金属部件时会产生电化学腐蚀，引发热力设备腐蚀，其产物会在换热面上形成疏松附着层，条件适合时多余的氧也能在换热元件表面形成一层气膜导致热阻增大，造成设备的结垢、积盐，降低回热设备的换热效率，缩短设备的寿命，甚至引发余热锅炉爆管和主汽门卡涩，对整个汽水循环系统造成伤害，严重影响机组的长期安全稳定运行。

2 溶氧量高的原因分析

针对某公司热电机组溶氧量高，对系统进行了研究，分析得出，有下面几个主要原因：

2.1真空低

真空严密性差，凝汽器存在漏点，进入凝汽器里的是蒸汽与不凝结气体的混合物。非凝结性气体在蒸汽凝结过程中分离出来，从而使得空气在水中的溶解度增大，凝结水中溶氧量增加，随着漏入的空气越多，最终造成凝结水溶氧量越大。

真空泵出力不足，凝汽器内不凝结气体无法及时抽出，最终溶解到凝结水中。真空泵效率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，抽出的气体量越多，重新溶解于凝结水中的氧量就越少，反之亦然。

2.2除盐水

除盐水凝汽器补水均为室外除盐水箱补水，温度为环境温度，当除盐水箱密封不严或箱顶无浮井时，易漏入空气。

由于供热用户为纺织，食品。因此凝汽器的补水，即除盐水，在制备过程中只进行了物理处理，没有进行深度化学除氧，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。

凝结水补水方式也影响溶氧量的高低，某公司热电机组凝汽器上下流量补水方式不同。热电机组凝汽器设置了上、下二路补水管道。上部补水，即正常补水，是从凝汽器的喉部进入，且出口安装了喷淋雾化装置。下部分补水从凝汽器下部直接进入热井，作为上部补水备用补水。如图一所示，当前凝汽器上部补水流量为50t/h。上部补水有50个相同的补水喷头，每个喷头补水1t/h。如图二所示。

随着热网广源线投用，热电机组抽汽供热量大幅提升。目前，单套机组供热量可达110t/h，最高135t/h，凝汽器补水量可达每小时120~130t。上部流量50t/h，从而导致下部补水量达70~80t/h，远远超出设计值。当下部补水流量过多时，除盐水中溶解的大量空气来不及析出，从而造成凝结水溶氧量超标。

因此当前的凝汽器补水方式完全不能满足生产需求，也是导致机组溶氧量偏高的主要原因。

2.3凝结水过冷度

凝结水过冷度主要受凝汽设备运行因素的影响，其中循环水的入口温度和水流量最为关键。凝结水过冷度表征凝汽器热井中凝结水的过度冷却程度，其大小为凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度与凝汽器热井出口凝结水温度之差。过冷度超标，水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，溶解于水中的气体含量随之增加含氧量也会越多同时，凝结水过冷度越大，机组被冷却水额外带走的热量就越多，从而直接影响发电机组的经济性。

特别进入冬季后，由于循环水量相对较大，凝结水过冷度偏高，再加上大量除盐水直接进入凝汽器下部，凝结水温度降低，加剧凝结水过冷度增大，从而导致溶氧量增大。

3 溶氧量高的解决方案

3.1提高凝汽器系统真空

对凝汽器系统进行查漏，确保真空泵正常运行。

3.2 控制凝结水过冷度

通过改进循环水系统运行方式，最大限度降低凝结水过冷度。当前循环水可以根据季节和环境温度，积极调整循泵运行方式，通过切换循泵转速的高、低速来控制循环水量，从而来降低凝结水的过冷度。甚至，在冬季，可尝试运行一台高速循泵来为两台机组供冷却水。

同时，也可以通过调节除盐水量来控制过冷度。

针对除盐水溶氧量大，条件允许的情况下可在除盐水制水系统中增加余热加热装置，减少除盐水溶氧量。

3.3 优化除盐水补水方式

经研究，最终得出了三种解决方案

方案一：

将凝汽器下部补水由直接补水改成喷淋装置。

存在问题：

①补水位置距离热井液面太近，喷淋释放时间太短，效果不明显。

②会增大汽水的流动阻力。

③长时间运行可能对凝汽器内部铜管造成冲刷，严重造成铜管泄漏。

因此未采纳此方案。

方案二：

在原上部补水管道上继续增加喷头至100个。

存在问题：

上部补水喷头太多，密度太高，两排喷头可能会相互影响

因此未采纳此方案。

方案三

经调研，东方汽轮机厂自有的平面膜式喷头除氧技术符合。

因此仅需对上部补水进行改造。汽轮机排汽在通道中自上而下流动的同时，直接与水膜接触换热，从而使补水被加热除氧。 改造后补水流量可达130t/h。

优点：

①平面式水膜呈紊流状，水膜薄②直接与蒸汽接触，传热面积和系数大③蒸汽阻力小，补水压差小④压力控制简单方便。

符合我们设定要求。最终通过大修对除氧器补水方式进行了改造。

4 结论与建议

改造后，机组供热最大出力130t/h时，凝结水溶氧控制在50ug/L，已经满足生产需求。并且可根据实际情况投停除盐水系统的脱气膜装置，从而节约厂用电及减轻运行人员工作量。

经过改造后，影响凝结水溶氧最大因素就是凝结水的过冷度。冬季时因循环水流量偏高，凝结水过冷度严重时达到2℃，在影响溶氧同时降低了汽轮机的效率。建议将三台定速循环中一台改成变频，彻底解决目前存在问题，降低循泵电耗。

只有控制机组凝结水溶氧量在合理范围内，才能确保机组安全稳定经济的长久运行。

作者简介：姓名：顾明亮（1993.12--）；性别：男，民族：汉，籍贯：江苏盐城，学历：本科；现有职称：助理工程师；研究方向：燃气联合循环机组，供热方向