王瀚
江苏华电戚墅堰发电有限公司 213011
摘要：凝结水溶氧是发电厂化学监督的重要指标之一,近两年#6、#8机组凝结水含氧量一直都维持在较高水平,而随着凝结水溶氧过大，通过金属部件时会产生电化学腐蚀，对整个汽水循环系统造成伤害,给机组的安全性带来威胁。该文针对我单位M701DA燃机供热机组随着供热需求量的不断增大,机组补水量逐渐上升，运行中经常出现的凝结水溶解氧超标问题,从整个汽水系统着手,包括补水系统、凝汽器系统及机组其他相关组成部分,对导致凝结水溶氧超标的原因及其可能造成的危害、对应的治理措施进行汇总,以期为发电厂凝结水溶解氧治理提供借鉴意义。
关键词：凝结水 供热 溶氧量
1、设备简介
#5/6、#7/8机组是由东方汽轮机有限公司引进日本三菱燃机技术生产的220MW燃气-蒸汽联合循环机组，采用分轴布置。其中蒸汽轮机由东方汽轮机有限公司生产的高压、单缸、双压、无再热、下排汽、单轴抽汽式供热汽轮机，型号LC79.8/62-7.14/1.2。
两台凝结水泵是上海凯士比泵有限公司生产的NLT200-320*8 型筒袋式立式多级离心泵。机组正常运行时，一台凝结水泵为变频运行，除氧器上水调门全开，根据机组负荷变化由变频器调整凝结水流量，另一台连锁备用。
2、问题概述
现在随着供热需求量的不断增大,机组化学补充水量逐渐上升。由于化学补充水温较低,含氧量较高,进入凝汽器后,对凝结水的含氧量影响很大。近两年#6、#8机组凝结水含氧量一直都维持在较高水平,而随着凝结水溶氧过大，通过金属部件时会产生电化学腐蚀，对整个汽水循环系统造成伤害,给机组的安全性带来威胁。溶氧引发的热力设备腐蚀产物会在高加、低加和炉管等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体薄膜，这些都将会导致热阻增大，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。
3、原因分析
该文由补水系统入手,着眼于整个汽水系统,查找凝结水溶氧超标的主要原因,相信经过系统的调整和改进,会减少凝结水中溶解氧量。经过分析，有其中几方面主要原因:
3.1真空严密性与溶氧量的关系
机组真空系统严密性差，造成外部空气直接进入系统并被凝结水吸收溶合。
凝结水溶氧偏高的原因归结于空气的进入,处于真空状态的汽轮机低压排汽、凝汽器存在漏点、凝汽器管道和阀门总会有空气漏进来，因此进入凝汽器实际上并非完全是蒸汽，而是蒸汽与不凝结气体的混合物。凝汽器内的压力就是这些混合气体的分压力之和。而蒸汽中的空气及其它非凝结性气体在蒸汽凝结过程中就在蒸汽中分离出来,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,随着漏入的空气越多,最终造成凝结水溶解氧量越大。
3.2除盐水含氧量与溶氧量的关系
富含氧的除盐水（凝汽器补水）直接进入凝结水系统。
#6、#8机凝汽器补水均为室外除盐水箱补水,除盐水温度基本上为环境温度,所以当除盐水箱密封不严或箱顶无浮井,易漏入空气,同时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。所以当新增供热用户，供热量大量增加时，对于凝结水除氧的需求尤为迫切。
同时，凝结水补水方式影响凝结水溶氧，凝汽器大、小流量补水方式不同。大流量补水为凝汽器喉部雾化喷淋补水，有真空除氧和热力除氧作用；小流量补水为直接补水至热井，无法进行真空除氧和热力除氧。这样，凝汽器小流量补水时对凝结水溶氧影响很大。
图1 大流量补水雾化喷头
3.3 真空泵出力与溶氧量的关系
真空抽气系统出力不足，凝汽器内不凝结气体无法及时抽出，最终溶解到凝结水中。
空气等不凝结气体进入凝汽器内是不可避免的,应尽可能及时地抽出不凝结气体,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。真空系统严密性合格标准为0.4 kPa/min，当高于这一值时，真空严密性差，凝汽器内凝结水溶解氧量将增加。
3.4 凝结水过冷度与溶氧量的关系
凝结水过冷度过大，造成凝汽器热井中凝结水溶氧增加。
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。凝结水过冷度表征了凝汽器热井中凝结水的过度冷却程度，其大小为凝汽器热井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差。凝结水过冷度超标，水面上的蒸汽分压力的降低,气体分压力的增高,使得溶解于水中的气体含量随之增加。凝结水的含氧量也会越多，从而加速相关管道、设备的腐蚀速度，威胁机组设备可靠性。
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。
4、凝结水溶氧偏高的解决措施
4.1 凝结水系统捉漏
凝结水系统阀门较多，存在着内漏、外漏的情况，漏点大多数为凝结水泵的盘根、入口法兰、入口滤网放空气门及凝结水泵入口真空表、表管等漏入空气造成。另外就是凝汽器热水井和管道、疏水扩容器及其连接管道、凝结水泵本体及入口管道有裂纹或者砂眼。
在机组运行时，因系统处于负压状态，可采用绒毛等较轻物体进行吸附查漏，及时进行复紧或堵漏。而在机组停运时，可对凝结水系统进行压水试验，此方法适用于对凝汽器、凝汽器热水井和疏水扩容器等凝汽器喉部以下的设备漏点进行查找。优点是查找范围较全面，能够彻底查找到机组运行时不易查找到和机组运行时无法作业的漏点，并利用停机机会进行检修如发现漏点，进行重新焊接处理。
凝结水漏入空气的漏点查找方式，除了停机时利用凝汽器压水试验，还可以通过凝结水泵的轮换及停水措施来分析查找漏点。
机组正常运行时，凝结水泵一般为一台运行一台备用，启动备用泵如果凝结水溶解氧合格，说明漏点在备用凝结水泵的正压侧，否则为两台凝结水泵的负压侧。这时再分次将两台凝结水泵做停水措施，如果凝结水溶解氧能够达到合格标准即可确认为该停水泵的负压侧，如泵的入口法兰、滤网检查孔法兰、入口门后法兰等。此方法查找漏点更简捷、更实用，适用范围广，可以在机组正常运行时进行，甚至可以查找到非常微小渗漏。
4.2优化除盐水补水方式
大量未经除氧的除盐水直接补入凝汽器中，将使凝结水溶氧量增高。可将凝汽器小流量补水改直接补水为喷淋补水，除盐水补入凝汽器后经雾化喷头散成雾状，扩大凝结水补水与低压缸排汽的接触面，加强了补充水与排汽间的换热。同时，凝汽器的抽真空管接在凝汽器喉部，实现热力除氧和真空除氧双重作用，有利于将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，从而降低凝结水溶氧量。利用机组补水回收汽轮机乏汽热量，提高了机组热效率，降低了排汽缸温度，提高了汽轮机的安全性。
经试验数据表明，当小流量补水至80t/h时，凝结水溶氧基本可控制在40ug/L；当小流量补水升至100t/h以上，则凝结水溶氧超过限值50ug/L，因此建议将小流量补水至凝汽器接口移至凝汽器的喉部，并加装喷雾装置。
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图2 溶氧量试验数据曲线
4.3 提高真空严密性
凝汽器真空系统严密性主要由系统阀门、法兰和焊接点等决定。首先，在基建时期需对所有阀门进行漏水检测，以保证系统无缺陷。在安装时，每个法兰密封面都应检查，消除连接处的漏点。同时，严格按照焊接的要求，对焊接处进行检查，以消除不合格焊口。在整个工程结束时，严格按照厂家提出的要求进行气密性试验。在日常运行维护过程中，严格执行定期真空严密性试验。如遇到凝汽器真空不合格的情况，首先复紧凝汽器外部各个法兰面螺栓，其次利用各种停机机会将法兰改成焊接形式，同时对系统其他管道和法兰进行检查，以减少机组真空泄漏。当然，机组运行时，如果因为凝结水溶氧量过高造成真空下降，灵活启动备用真空泵也是必要的。
4.4 凝结水过冷度控制
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。比如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。
4.5严密监视，快速消缺，技改跟进,
严肃值盘纪律，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,减少凝结水溶氧超标时长,保证凝结水取样系统的稳定和溶解氧指标的测量准确性。有效查漏,做好查漏及设备消缺工作,结合机组特点,根据凝结水溶氧指标的变化,进行有针对性查漏,提高查找的正确率,及时消除因设备缺陷对凝结水溶氧造成的影响。
同时，做好技术改进工作,保证补水及整个汽水系统的密封性,从技术层面解决可能造成凝结水溶氧超标的原因。
5、小结
通过对以上主要原因的检查，能极大的降低凝结水的溶氧量。当然，还有许多其他的影响因素，比如汽封系统对凝结水的影响、轴封冷却器疏水系统对凝结水的影响、凝汽器热井水位对凝结水的影响等。这些都是需要继续完善的地方。
参考文献：
[1] Q/QDJS 1060203-2016, 燃机热电机组运行规程[S].
[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.