汽輪機組凝結水溶氧超標分析

在凝汽式火力發電廠中，凝汽器是汽輪發電機組的重要隸屬設備之一，其作用之一是去除凝聚水中的氧氣。汽輪發電機組凝聚水溶氧超支，將會腐蝕凝聚水體系，由此發生的腐蝕產品在汽水體系中搬遷，就會腐蝕機組的熱力設備，形成設備的結垢、積鹽，引起傳熱惡化，乃至引發爆管和主汽門卡澀，嚴峻影響機組的安全經濟運轉[1]。所以控制凝聚水溶氧是火電廠的重要工作之一，對機組長時間安全穩定運轉 具有非常重要的含義。本文從凝聚水溶氧形成的原因及許多影響因素著手，介紹了現場排查凝聚水溶氧的辦法，通過歸納剖析并憑借現代科技手法對該機組負壓體系進行了全面查漏，找出負壓體系走漏點并進行了封堵處理，取得了杰出作用。本研究為火電廠凝聚水溶氧超支的原因剖析及查找提供了新思路和新辦法。

1影響凝聚水溶氧超支的因素剖析

影響凝聚水溶氧超支的因素主要有以下幾點：

1）凝汽器熱井凝聚水存在過冷度的前提下，凝汽器中存在空氣，其中部分氧氣就或許溶解在凝聚水中，使凝聚水達不到飽滿溫度，導致凝汽器真空除氧設備除氧作用下降，形成溶氧升高。

2）假如凝聚水存在過冷卻現象，因為過冷度較大，凝聚水溫度達不到對應壓力下的飽滿溫度，凝汽器大量補水時就有或許形成凝汽器熱井中的凝聚水溶氧量升高。

3）汽輪機機組負壓（冷端）體系（包含凝汽器汽側、排汽缸、6號至8號低加、軸封加熱器、軸加水封、軸封體系、凹凸加危殆疏水管道放水門）走漏[2]。

4）現場凝聚水溶氧化學取樣點一般設置在凝聚水泵出口母管，從凝汽器熱井到凝聚水泵進口（凝汽器熱井底部放水門、凝聚水泵進口母管放水門、凝聚水泵進口門、凝聚水泵進口安全閥、凝聚水泵進口濾網排氣門及排污門、凝聚水泵機械密封）體系都處于負壓狀況，假如這段管路體系存在漏點，這段負壓管路體系上漏進的空氣會使凝聚水泵出口溶氧快速升高[2]。

2凝聚水溶氧超支現場排查辦法

凝聚水溶氧超支的現場排查主要有以下數種辦法：

1）核對表計與人工丈量數據的準確性，一起通過排汽溫度進行歸納判別，掃除表計問題；

2）查看凝汽器補水量及補水中溶氧狀況（查看除鹽水箱水位標高是否高于凝汽器水位,假如低于凝汽器水位，則向凝汽器補水時就會帶氣，形成凝聚水溶氧升高）；

3）查看凝聚水體系輔佐設備問題，尤其是凝聚水泵進口閥門盤根不嚴、放水門不嚴、安全閥走漏、凝聚水泵盤根不嚴、凝聚水密封水壓力偏低、凝汽器熱井底部放水閥不嚴等問題；

4）軸封體系查看，比如大、小機軸封壓力是否偏低、軸加U型水封筒溫度是否過高（假如大于50℃，軸加水封或許撕破）[2]；

5）負壓體系查漏，負壓體系分兩部分，一種是長時間負壓部分，包含凝汽器汽側、低壓缸、本體疏水擴容器、8號低加汽側、凝汽器熱井至凝聚水泵進口（含凝聚水泵機械密封）；另一種為短期負壓部分，高負荷為正壓，低負荷為負壓，如6號、7號低加汽側。

6）調整凝聚水過冷度，調查凝聚水溶氧改變，過冷度較大或許會引起凝聚水溶氧增大。過冷度能夠通過調整循環水流量（循環水泵凹凸速切換）、循環水塔池啟閉機投退來調整；

7）凝聚水泵切換為備用泵運轉，或在備用凝聚水泵機械密封處涂黃油并封閉備用凝聚水泵進口門和抽暇氣門，調查凝聚水溶氧改變狀況。

3凝聚水溶氧超支處理對策

1）通過過冷度、表計、人工丈量數值、排汽缸溫度歸納判別，凝聚水溶氧超支有兩種原因：凝汽器熱井至凝聚水泵出口管路體系有負壓點走漏；凝汽器汽側（冷端）有走漏。

2）對凝汽器熱井至凝聚水泵進口（含凝聚水泵機械密封）負壓體系進行查看，過程如下：手動關緊凝汽器熱井放水手動門，并加裝暫時堵板；手動關緊凝聚水泵進口母管放水手動門；封閉備用凝聚水泵進口電動門并手動關緊；提高凝聚水泵本體密封水壓力；在相關負壓閥門處涂抹黃油；切換備用凝聚水泵運轉，掃除泵機械密封部分不嚴導致走漏的或許性。調查凝聚水溶氧變趨勢，未發現凝聚水溶氧下降。

3）調整軸封汽壓力，現場查看軸加疏水U型水封筒溫度和軸加水位，成果正常，并對軸加U型水封筒灌水排空，基本掃除軸加水封因被撕破形成空氣漏入，然后引起凝聚水溶氧超支的狀況。

4）通過關停循環水塔池A側啟閉機，以此來提高凝汽器循環水進水溫度tw1，使凝聚水過冷度降低，調查凝聚水溶氧改變趨勢。成果顯示，凝聚水溶氧改變并無規律可尋。

5）通過負荷改變調查凝聚水溶氧改變趨勢，掃除6號低加體系汽側走漏的或許性，可是咱們發現機組負荷由440MW升高至550MW后，跟著7A低加汽側壓力的升高，凝聚水溶氧由70μg/L下降至30μg/L，改變較顯著，這闡明7A低加汽側負壓部分存在顯著的走漏點。但30μg/L并未到達規范值，闡明其他負壓部分還有漏點。凝聚水溶氧改變趨勢如圖1所示。

6）將真空嚴密性試驗成果結合凝聚水過冷度進行剖析，掃除因過冷度影響形成凝聚水溶氧高的或許。凝聚水溶氧排查前真空嚴密性為ΔP＝66Pa/min，確認與凝汽器連接的負壓體系有走漏。

7）使用氦質譜真空檢漏儀，用氦氣作為示蹤氣體查看長時間負壓部分走漏點。結合該公司常發生走漏的真空點進行查漏，發現1A低壓缸擴建端膨脹節、1B低壓缸擴建端膨脹節、1B低壓缸固定端大氣薄膜、1B小機排汽缸大氣薄膜、1A低壓缸靠A排膨脹節、1B真空損壞門、7A低加汽側放水門等負壓段漏點較大，數據剖析如表1所示。依據電廠熱力試驗規程,其檢漏規范為：漏率≥1×10-6 Pa•m3/s的狀況為大漏點； 2.0×10-7Pa•m3/s≤漏率＜1×10-6Pa•m3/s的狀況為中漏點；漏率＜2.0×10-7 Pa•m3/s的狀況為小漏點[3]。

8）運轉人員手動關嚴7A低加汽側放水門并用燭光試漏，成果正常；其他負壓體系走漏點經專業技術人員用專業密封膠進行封堵處理。通過以上歸納管理后，該機組真空嚴密性由66 Pa/min下降至20pa/min。最終1號機組凝聚水溶氧由102μg/L下降至12μg/L。   凝聚水溶氧下降狀況如圖2所示。

4成果剖析

由該機組凝聚水溶氧大的原因剖析及排查成果來看，影響本次1號機組凝聚水溶氧增大的主要原因為7A低加汽側放水門未關嚴，且1B低壓缸固定端大氣薄膜、1A低壓缸擴建端膨脹節、1B低壓缸固定端大氣薄膜負壓體系走漏。而1號機組7A低加汽側在負荷550MW左右為正壓，低于550MW負荷為負壓。抽汽壓力也會影響溶氧狀況：負荷高，抽汽壓力高，加熱器汽側由負壓變為正壓；負荷低，抽汽壓力低，加熱器汽側由正壓變為負壓，假如該加熱器存在漏點，就會形成空氣漏入，即空氣直接進入疏水擴容器到熱井（在凝汽器抽氣口下方，離抽氣口較遠），這部分不凝聚氣體無法被真空泵抽走，然后形成溶氧增大。

5討論

該發電公司1號機組于2012年4月份小修前，凝汽器真空嚴密性較差，最嚴峻時達400Pa/min[3]，但當時凝聚水溶氧并不大，其原因剖析如下：汽輪機抽真空體系的作用是抽走凝汽器內不凝聚氣體，保持真空。當時憑借氦質譜真空檢漏儀對汽輪機組負壓體系進行查漏，發現大機低壓缸大氣薄膜和中低壓缸連通管及小機排汽缸大氣薄膜漏點較大，漏入的空氣被抽真空體系抽走，這部分漏入的空氣并未溶于凝聚水，即便漏入少量的空氣也被凝汽器真空除氧設備除去。也就是說即便真空嚴密性較差，也并未導致凝聚水溶氧升高，可是卻嚴峻影響機組的經濟性，必須及時管理。

假如在機組啟停過程中，運轉人員未恪守運轉規程，在停機時先損壞真空后再關停軸封汽，或過早停運循環水泵、凝聚水泵，或在機組溫熱態發動時送軸封汽時間較長，凝汽器樹立真空時間和循環水泵發動滯后，在真空未樹立的狀況下使熱負荷進入凝汽器，這樣就有或許形成災難性的后果：排汽缸超壓致使大氣薄膜撕裂漏真空，這樣會延遲機組發動速度，并或許影響凝聚水溶氧。所以主張機組溫熱態發動時，應先發動循環水泵，使之向凝汽器送循環水，然后送軸封汽，并在真空未樹立的狀況下嚴禁熱負荷進入凝汽器。不能一味尋求節能，形成大氣薄膜撕裂漏真空，致使開機延遲耗費更多的電能。

從凝聚水溶氧形成的原因來考慮，要點查找區域為凝汽器熱井至凝聚水泵進口（含凝聚水泵機械密封）及疏擴負壓體系。常用查找辦法包含在備用凝聚水泵機械密封處涂黃油，封閉備用凝聚水泵進口門和抽暇氣門，提高運轉凝聚水泵密封水壓力，查看2臺凝聚水泵進口安全門，并查看凝汽器熱井放水門、凝聚水泵進口安全門、凝聚水泵進口濾網排污門、凝聚水泵進口濾網放氣門等。

冬季寒潮來暫時，循環水溫度特別低，此時易形成凝聚水過冷，達不到飽滿溫度，使凝汽器真空除氧設備除氧作用下降，這極有或許會使凝聚水溶氧增大。

咱們能夠考慮增設屋頂除鹽水箱或保持現有除鹽水箱水位標高始終高于凝汽器水位，這樣能夠防止因凝汽器補水形成凝聚水溶氧超支。

很顯然，除了上述查看區域，各個低壓加熱器負壓體系、軸封體系、大小機排汽缸大氣薄膜及中低壓缸連通管也是要點排查區域。咱們認為在運轉實踐過程中應根據現場實際狀況，區分機組真空體系嚴密性與凝聚水溶氧的關系，適時憑借現代科技手法，如氦質譜真空檢漏儀，全面查看運轉機組負壓體系是否有走漏，這對提高機組的經濟性和安全性大有裨益。