浅谈凝结水含氧量超标原因分析

浅谈凝结水含氧量超标原因分析

周展展

(陕西德源府谷能源有限公司陕西省榆林市719400)

摘要：发电厂凝结水溶氧超标是困扰发电厂多年的问题。在机组运行的时候，当机组电负荷小，采暖供汽量大时候，相对补水量增大。这样长期运行，高含氧量的凝结水会对机组凝结水系统设备造成氧腐蚀，并且使凝结水中含有氧化铁离子，这些离子沉积到锅炉受热面上会引起传热恶化，甚至产生爆管事故，影响机组的安全运行。

关键词：凝结水；危害；超标；治理

一、凝结水含氧量超标的主要危害

随着煤炭资源越来越少，火力发电企业越来越多，因此，我们要利用有限的资源发挥最大的能量，而凝结水含氧量的超标对发电机组的热经济性以及机组的稳定性都具有较深的影响。凝结水含氧量超标对汽轮发电机组的影响主要表现在以下几个方面，首先缩短了机组的使用寿命。当含氧量较高时，在管道中，由于化学原理形成原电池，加快对管道的腐蚀作用，缩短了机组的使用寿命，降低了机组的可靠性；其次，在汽轮机的回热系统中，凝结水系统都采用表面式换热器，凝结水含氧量过高会导致腐蚀物粘换热器表面，加大换热器的热阻，降低了回热循环的热经济性；

现在较多的大型机组都采用真空运行，较高的真空一方面提高了机组的经济性，同时也提高了机组运行的安全性。而凝结水含氧量超标会降低机组的热经济性，还会增大抽汽负荷，降低机组的安全性能。

二、凝结水溶氧超标的可能原因分析

凝结水溶氧的机理：由于凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷，使凝结水中溶解氧，这就是凝结水溶解氧的机理。热井中的凝结水温度与凝汽器对应压力下的饱和温度之差成为过冷度，机组正常运行中要求凝结水的过冷度小于1℃。凝结水过冷度增加或者空气漏入量增加均会增加凝结水溶氧量。如果氧气在液体里的溶解量趋近于0，则凝汽器类似于除氧器且满负荷时溶氧量最低。

1.负压系统严密性对凝结水溶氧的影响

机组真空泄漏率严重不合格会直接影响凝结水溶氧。机组真空严密性不合格时，漏入凝汽器汽侧的空气量增加，增加了凝汽器真空除氧的负担，汽轮机排汽不能彻底除氧，造成凝结水溶氧超标。

2.凝结水系统辅助设备问题

凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严等均会直接影响凝结水溶氧超标。

3.凝结水补水除氧问题

化学制水系统除炭设备（真空除碳器或鼓风除碳器等）工作原理不同，导致凝结水补水中含氧量接近饱和，若化学制水水质超过100ug/L，补水方式直接补入凝气器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶氧超标。

4.热力系统疏水、回水问题

热力系统疏水、回水直接回收时，若溶氧指标大于100μg/l，回水直接进入凝汽器或者疏水联箱，没有利用凝汽器的真空除氧能力，也会造成凝汽器溶氧超标。

5.汽轮机凝结器热水井水位计、化学取样门漏汽及溶氧表故障等因素造成凝结水溶氧超标

三、解决凝结水溶氧超标的方案及效果

1氦质谱查漏仪查漏法

检漏原理及方法检漏方法为负压采样法，利用氦气作为媒介（氦气相对密度为0.18g/L，质量轻于空气，不溶于水，属于惰性气体），将取样吸枪安放在运行真空泵的排气口处，向真空系统的疑似泄漏处喷放氦气，与取样器连接的检漏仪上显示的漏率大小将直接反映疑似点的泄漏程度。检漏标准：漏率≥1×10-2Pa・L/s为大漏点;2.0×10-2Pa・L/s≤漏率<1×10-3Pa・L/s为中漏点;漏率<2.0×10-3Pa・L/s为小漏点。大漏点要及时、彻底处理，中、小漏点可根据机组运行情况分期、分批处理。氦质谱查漏仪查漏法易在室内进行，由于氦气比空气轻，易在空气中扩散，漂浮上升，最后溶于空气中，所以在查漏的过程中氦气喷在一个设备，而会出现被在其附近的其它漏泄设备吸走的现象，氦质谱查漏仪上出现反应值，所以喷射点覆盖面积大，对具体漏泄点的位置，很难确定，给真空系统查漏造成一定困难。

2机组补水系统改造

对于进入机组的化学补充水，首先要经过凝汽器进行初步除氧，以减小凝结水的含氧量，达到除氧效果。为增加补水的效率，需增设化学补水泵，同时还要增大凝汽器的真空度。此外，将补水的位置由凝汽器的热井变为凝汽器的喉部，通过抽真空系统的运行，可以增加凝汽器的除氧效果。

3给水泵密封水回水系统改造

针对机组给水泵密封水低压回水溶解氧超标问题，经过现场测试表明，运行给水泵密封水低压回水溶解氧达到3000ug/l以上，备用给水泵密封水低压回水溶解氧相比之下更高，接近溶解氧饱和数值。为了彻底解决热力系统疏水及回水对凝结水溶氧和凝汽器真空的影响，采取下列措施彻底杜绝密封水与大气接触：（1）将给水泵密封水箱进行彻底密封，加装盖板，并对盖板四周进行密封，为方便运行中对浮球阀的检查，应在盖板上部留出300mm×300mm的检查孔。（2）在给水泵密封水箱水面放置漂浮物，减小密封水回水与大气接触面积。（3）将给水泵密封水至水密封水箱回水口延伸至密封水箱底部，保持密封水箱水面平稳，减少给水泵密封水回水进入水箱时带入的空气。

4多级水封补水系统的改造

将多级水封注水增加一路由凝结水杂项联箱供水的管路，在机组正常运行时，多级水封注水采用凝结水供给，也可大幅降低凝结水含氧量。以上改造后，1号机组的凝结水含氧量由原来的150ug/l以上降低至40ug/l以下。

5机组补水方式的改造

在机组运行中保持凝结器水位在正常位置，补水时应尽量缓慢均匀，使凝结器能够将补水中的含氧除去。同时补水进入喉部后按照等分原则均匀布置补水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。用过改造后，只有在机组补水率较大，频繁补水时才出现凝结水含氧量超标的情况，但溶氧也远小于以前未改造时的指标。

6给水除氧

电厂锅炉给水溶解氧是由补充水带入空气，或从系统中处于真空设备、管道附件的不严密出漏入的空气所致。给水中溶解的氧是造成热力设备及其管道腐蚀的主要原因之一，而二氧化碳的溶解也加剧了这种腐蚀。水中所有的不凝结性气体，都会使换热设备传热恶化，热阻增加，降低了机组的热经济性，因此要彻底将给水进行除氧。而除氧方法主要分为化学除氧和物理除氧。而化学除氧就是向水中加入易于和氧发生化学反应的药剂，使之与氧发生反应生成盐，从而达到除氧的目的。而物理除氧就是借助物理手段将水中的氧与其他物质一起除掉，所以热力除氧是最主要的除氧方法。而水在蒸汽空间停留的时间较短，不能彻底出去不凝结气体，必须深度除氧。利用喷嘴喷射往储水空间冲入气体，搅动储水箱内的水，使其达到饱和状态，从而把水中的残存气体驱赶出来。

结语

随着社会的不断发展，经济的不断进步，人们对电能的需求也越来越大，然而，影响发电效率的因素有很多，例如：除尘器、凝汽器、汽轮机、磨煤机等机器运行的状态都对发电效率有着较大的影响。不仅如此，一些参数也在影响着机组的运行状态。该文就凝结水含氧量超标这一问题进行探讨，针对这一参数的危害，对这一现象产生的原因以及解决措施等进行简要的分析，以便最大程度上增大发电机组的发电效率，增加对热量的利用效率，增加电厂的经济性。

参考文献:

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