摘 要：通過對1000MW機(jī)組凝結(jié)水溶解氧在長期運行中存在超標(biāo)問題，結(jié)合系統(tǒng)特點和機(jī)組疏放水系統(tǒng)運行方式詳細(xì)分析凝結(jié)水溶解氧超標(biāo)原因，提出改造、調(diào)整方案并實施，通過對凝汽器補(bǔ)水方式調(diào)整、真空系統(tǒng)治理、凝泵密封水改造、給水泵密封水優(yōu)化調(diào)整，凝結(jié)水溶氧水平明顯降低，提高了熱力系統(tǒng)的安全性，為同類型機(jī)組解決同類問題提供借鑒方案。

關(guān)鍵詞：凝結(jié)水；溶解氧；超標(biāo)；改造；調(diào)整

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2015.22.011

1 前言

火電廠機(jī)組凝結(jié)水溶解氧是電廠化學(xué)監(jiān)督的主要指標(biāo)之一。凝結(jié)水溶解氧大幅度超標(biāo)或者長期不合格，會加速凝結(jié)水管道設(shè)備腐蝕及爐前熱力系統(tǒng)鐵垢的產(chǎn)生。嚴(yán)重威脅機(jī)組的安全、經(jīng)濟(jì)運行。

2 機(jī)組簡介

鄒縣電廠四期工程2×1000MW超超臨界機(jī)組，凝結(jié)水系統(tǒng)配有3臺50%BMCR容量的凝結(jié)水泵，經(jīng)變頻改造后，正常兩臺變頻凝結(jié)水泵運行，一臺工頻凝結(jié)水泵備用，凝結(jié)水泵采用機(jī)械密封形式；低加疏水逐級自流至凝汽器；軸封系統(tǒng)采用自密封形式；給水泵采用凝結(jié)水做為密封水的迷宮式密封，采用回水溫度做為調(diào)節(jié)量，給水泵密封水回水溫度上限80℃。

3 凝結(jié)水溶氧高的原因

（1）真空系統(tǒng)汽側(cè)漏入空氣，無法及時抽出；（2）凝汽器水側(cè)漏入空氣；（3）凝汽器真空除氧能力低；（4）凝汽器補(bǔ)水量大，補(bǔ)水溶氧過高；（5）凝汽器過冷度大；（6）凝汽器回收的汽水含氧量高。

4 凝結(jié)水溶氧情況

兩臺1000MW機(jī)組投產(chǎn)后，存在凝結(jié)水溶解氧超標(biāo)問題，尤其在投產(chǎn)后的前三年，經(jīng)過大量的排查治理，凝結(jié)水溶氧最高由初期90ppb降至40ppb左右，但未得到根本解決。直到2011年，機(jī)組投產(chǎn)4年后，通過不懈努力，將凝結(jié)水溶氧控制在良好范圍內(nèi)。

機(jī)組投產(chǎn)后凝結(jié)水溶氧變化，存在一定的規(guī)律：（1）機(jī)組高負(fù)荷階段，凝結(jié)水溶氧降至15ppb，低于20ppb的合格標(biāo)準(zhǔn)。低負(fù)荷階段凝結(jié)水溶氧大幅升高，經(jīng)常超過50ppb；（2）冬季凝結(jié)水溶氧高于夏季；（3）相同環(huán)境溫度、機(jī)組負(fù)荷工況下，增開真空泵，提高凝汽器真空，溶氧有降低趨勢；（4）環(huán)境溫度突降時，凝結(jié)水溶氧出現(xiàn)升高現(xiàn)象；（5）機(jī)組真空嚴(yán)密性對凝結(jié)水溶氧影響不明顯。

5 針對凝結(jié)水溶氧高的原因分析，前期重點進(jìn)行了真空系統(tǒng)查漏和補(bǔ)水方式的調(diào)整

（1）對凝結(jié)水過冷度連續(xù)觀察，并啟停循泵方式驗證，過冷度基本穩(wěn)定在1.5℃，可排除凝結(jié)水過冷卻的問題；（2）凝汽器端差在5℃范圍內(nèi)，過冷度小于1.5℃，可排除凝汽器臟污的問題。凝結(jié)水無硬度，可排除凝汽器泄漏；（3）真空嚴(yán)密性試驗，凝汽器真空下降率維持在0.1～0.22kPa/min。真空嚴(yán)密性較好，負(fù)壓區(qū)漏入的空氣量少，說明真空系統(tǒng)無大漏點，判斷凝汽器汽側(cè)漏空可能性不大；（4）機(jī)組運行對真空系統(tǒng)，尤其是凝泵吸入口管道、法蘭、閥門盤根涂抹黃油的方法，未有效降低凝水溶氧；（5）解列#7、8低加，隔離低加負(fù)壓系統(tǒng)和調(diào)整低加水位試驗，凝水溶氧無明顯變化，可排除#7、8低加疏水管路、連續(xù)放空氣管道及閥門無漏點；（6）機(jī)組停運，經(jīng)真空系統(tǒng)注水查漏。發(fā)現(xiàn)部分漏空點，進(jìn)行處理，并發(fā)現(xiàn)凝結(jié)水再循環(huán)管道帶噴頭的盲管脫落，凝結(jié)水直接進(jìn)入熱井；（7）調(diào)整凝汽器水位試驗，正常水位為1050mm，使水位在1300mm～800mm之間波動，對凝結(jié)水溶氧無影響，表明保持凝汽器水位正常范圍變化；（8）凝汽器補(bǔ)水方式調(diào)整。凝汽器補(bǔ)水采用大小閥補(bǔ)水，除鹽水經(jīng)大閥直接補(bǔ)至熱井，經(jīng)小閥和霧化噴頭補(bǔ)至凝汽器喉部。用大閥補(bǔ)水時對凝結(jié)水溶氧影響大，用小閥補(bǔ)水時對凝結(jié)水溶氧基本無影響。大閥無噴頭，補(bǔ)充水不霧化進(jìn)入凝汽器熱井，凝汽器的熱力、真空除氧不起作用，水中的溶解氧無法析出，凝結(jié)水溶氧升高；補(bǔ)水經(jīng)小閥霧化后噴林在凝汽器喉部，充分發(fā)揮了凝汽器的除氧作用，降低凝結(jié)水溶氧。為此，機(jī)組正常運行時，關(guān)閉補(bǔ)水大閥，采用小閥補(bǔ)水，事故情況下可開啟凝汽器補(bǔ)水大閥補(bǔ)水；（9）經(jīng)過多方努力，使凝結(jié)水溶氧在低負(fù)荷時降到20ppb～35ppb，偶爾出現(xiàn)大于50ppb的現(xiàn)象，凝結(jié)水溶氧得到了加大幅度的改善，但仍達(dá)不到長期穩(wěn)定在合格范圍。

6 針對凝汽器真空嚴(yán)密性試驗變差現(xiàn)象，對以往忽略的問題進(jìn)行查找分析

（1）利用核質(zhì)普儀全面查漏，發(fā)現(xiàn)低壓缸軸封處存在較大的漏空現(xiàn)象，并且提高軸封壓力，對漏空現(xiàn)象無明顯影響；（2）凝泵采用機(jī)械密封，有兩道密封面，第一道密封接有一路閉式水，凝結(jié)水泵正常運行時密封；第二道密封面接有一路凝泵出口母管的凝結(jié)水，為備用狀態(tài)下，保持泵內(nèi)高真空。凝泵第二道密封水壓力接近0MPa，第一道密封水壓力0.2MPa左右，也偏低。凝泵機(jī)封運行超過2年，有老化造成密封不嚴(yán)可能。凝泵自身密封水經(jīng)管道接入凝泵吸入口，原因可能是密封水回水量過大，運行凝泵密封腔室形成微負(fù)壓，漏入空氣，造成凝結(jié)水溶氧超標(biāo)；（3）對凝汽器注水查漏、凝汽器內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)漏點并處理。

7 給水泵密封水回水溫度對凝溶解氧的影響

給水泵采用凝結(jié)水密封，密封水經(jīng)水封進(jìn)入凝汽器熱水井。利用氦質(zhì)譜儀進(jìn)行給水泵密封水系統(tǒng)查漏，未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象。

調(diào)整給水泵密封水回水溫度低于45℃時，凝結(jié)水溶氧迅速升高，回水溫度至55℃以上，凝結(jié)水溶氧明顯降低，直至合格。

8 治理方案及效果

（1）機(jī)組補(bǔ)水方式。將凝汽器補(bǔ)水由大閥改為小閥至凝汽器喉部補(bǔ)水，補(bǔ)水在喉部經(jīng)噴頭霧化，加大凝結(jié)水補(bǔ)水和蒸汽的接觸面，加速熱傳導(dǎo)以利溶氧的析出；（2）利用機(jī)組停機(jī)，對凝汽器內(nèi)部管道進(jìn)行治理，焊補(bǔ)抽空氣管道、低壓缸軸承座排污管道；割除凝泵密封水氣動門，更換變頻凝泵機(jī)封，在凝泵密封水回水管道上增加節(jié)流手動門，維持凝泵密封水壓力在0.8MPa～1.0MPa。通過對凝汽器內(nèi)部治理、凝泵密封水改造，經(jīng)實際運行驗證：不同負(fù)荷工況下，凝結(jié)水溶解氧有效控制在10ppb，好于國標(biāo)要求（20ppb）。（3）給水泵密封水調(diào)整。調(diào)節(jié)給水泵密封水回水溫度在55±5℃范圍內(nèi)，凝水溶氧合格。經(jīng)過近一年的運行表明，在控制給水泵密封水回水溫度不低于50℃，凝水溶氧一直小于15ppb，解決了1000MW機(jī)組凝水溶氧長期超標(biāo)的問題。

作者簡介：李敬文（1969-），高級工程師。