【凝结水处理】创新思维在解决凝结水 溶氧超标问题中的应用

凝结水溶氧量是火力发电厂需重点监视的汽水指标之一。凝结水溶氧超标是导致凝结器以及低压换热器管束腐蚀、凝结水系统管道阀门腐蚀，以致降低设备寿命的重要原因。由于系统密封老化等原因引起的泄漏普遍存在，各机组凝结水溶氧超标的现象也就经常发生，如何找到影响溶氧超标的真正原因并予以尽快消除也就成为一个亟待解决的问题，本文针对凝结水溶氧超标问题的解决进行了详细论述。

凝结水中含氧是由于以下二方面原因造成的：

1.1凝结器中凝结水液面以上含有空气，不能达到绝对真空，根据分压定理，液面以上空气压力越高，水中的溶氧量也就越高。

1.2凝结水存在过冷度，未达到完全饱和，凝结水中的含氧不能完全析出到液面以上。

以上两方面因素任意一条满足，即可造成凝结水中含氧，其中第一方面的因素即凝结器中有空气同时也是造成凝结水存在过冷度的主要原因之一。

根据火力发电厂汽水监督导则的有关规定，对于亚临界发电机组，凝结水溶氧的标准为≤30微克/升，这是一个很小的数值，系统中稍有异常或存在一个很微小的，就会造成溶氧超标，甚至经常发生溶氧值达到上千微克/升的情况。根据以上凝结水中溶氧的机理，可知造成凝结水溶氧超标主要有以下因素。

2.1真空严密性不合格，漏入凝结器汽侧的空气量大于真空泵的抽吸能力。

2.2与凝结器液面以下相连的设备、管道存在，空气直接进入凝结水。

2.3凝结水补水以及排入凝结器的其它疏水等系统异常造成带入凝结器中的水的含氧量增加。

根据测算，补充水的溶氧量是凝结水含氧量的近千倍。因此补充水量大并且除氧不充分是影响凝结水含氧超标的一个因素之一。

2.4凝结水过冷度异常导致凝结水中的氧析出能力减弱。

根据以上对凝结水溶氧超标因素的分析，可知解决凝结水溶氧超标有以下措施。

3.1提高机组的真空严密性，防止空气漏入负压系统。

主要措施有检修期间对真空系统进行充分的灌水找漏，对真空系统中存在泄漏部位的密封垫片、焊口等予以消除。此外定期对抽汽设备如真空泵的冷却器进行冲洗、对止回阀片进行检查以保证抽汽设备处于最佳工作状态也是防止凝结水溶氧超标的一个措施之一。运行方面要做好轴封压力的控制以及汽封加热器的水位控制，防止因参数调整不到位引起机组真空严密性不合格。

3.2控制凝结水的过冷度。

主要措施有采用雾化效果好的高效喷嘴，以增大换热面积、加强与排汽的换热，提高补水的加热除氧效果。检修时对凝结水补水的雾化装置进行检查，防止堵塞等现象，确保雾化效果。加强运行操作管理和无泄漏管理，减少汽水的损失，减少凝结水补水量。冬季气温低时，通过调整循环水泵台数、节流凝结器进水门、循环水至冷却塔走旁路等措施提高循环水温度控制凝结水的过冷度。

3.3做好凝结水泵检查和维护工作。

凝结水泵做为一个旋转设备，将凝结水由负压状态变为正压状态，凝结水泵负压段密封的好坏直接影响到凝结水的溶氧。因此要做好凝结水泵机封特别是动、静环以及压缩弹簧的检查和维护工作，防止从动静密封环之间漏入凝结水中空气。对于凝结水泵抽空气门的排气管道，各台泵的抽空气门排气管道要分别布置，以免备用泵从轴封处漏入的空气直接进入运行泵的凝结水中，造成溶氧增大。

3.4设计安装阶段从包括对凝结器管束布置、抽汽口位置、补水口位置、各疏水口位置进行优化设计以减小管束阻力，利于溶氧的析出等方面来降低凝结水溶氧。

4.1概述

本厂一台东汽320MW纯凝式机组，1998年12月投产，配备两台50％额定流量的凝结水泵。凝结器为东方汽轮机生产，在2010年配合通流部分改造凝结器换热管改为不锈钢，管束布置方式采用最新的BD模块式布置。在2007年之前该机组凝结水溶氧超标的情况时有发生，为此在2007年对凝结水泵轴封密封方式由原来的浮动密封改为机械密封，改造后凝结水溶氧基本控制在了20ug/L以下。

自2012年2月17日，#10机开始出现凝结水溶氧超标现象，并且溶氧数值存在不稳定现象，跟凝结水泵运行方式有关，#2凝结水泵运行时溶解氧在40-180μg/L之间波动，切换#1凝结水泵运行时370-510μg/L之间波动。

4.2处理过程

对于凝结水溶氧超标问题，以前我们碰到的次数也不少，但真正彻底解决的次数不多，虽然大多数运行期间溶氧超标都是由于存在造成的，但如何找到泄还是有难度。曾经有两次凝结水溶氧超标都是外委专门的找漏厂家借助超声波找漏仪才找到。因此对于这次溶氧问题解决的难度我们是有思想准备的，也是非常重视的。

自2012年2月17日溶氧超标开始，到3月7日找到并处理好溶氧合格，将近20天的查找，整个治理过程分三个阶段进行。

在查找前首先对溶氧表计的准确性进行了校核，校核方式为进行手工测量，将手工测量的结果做为参考。手工测量溶氧结果显示数值确实超标并且有时达到100ug/L（手工测量能显示的最大数字）。

结合以前溶氧泄查找的经验，第一阶段从2月17日开始到2月24日结束，对#10机凝结水整个负压系统进行全面排查。对照系统图，列出与凝结器相连的所有设备的所有密封点。对于每个法兰门，前后法兰以及压盖、盘根部分各算一个密封点，每个表接头、每个焊口、每个人孔、每个排气口都算一个密封点进行检查。每一个密封点都明确一个责任人进行查找，列出详细设备清单逐个排查。查找方式为使用塑料薄膜进行吸附性查找。在查找前对机组进行了真空严密性试验，试验结果为240Pa/min，虽然数值略微偏大，但仍属于合格范围。在这种情况下初步判断泄在凝结器液面以下部分。因此对于与凝结器汽侧液面以下的管道特别是凝结水泵进口管道的法兰、接头、凝结水泵机封等部位除进行查找外，考虑到垫片如果存在老化等造成的微小泄漏可能找不到，就直接对这些重点怀疑部位进行了涂抹黄油、密封胶带纸等进行密封处理。但第一阶段最终结果为没有找到明显的外部，通过黄油等密封手段进行全面密封凝结水溶氧无明显变化。

第二阶段为试验阶段。在第一阶段全面排查无果的基础上，进行非常关键的第二阶段的试验工作，通过各种工况试验和隔离试验，希望能找到影响凝结水溶氧变化的因素和区域。

试验前由总工程师组织设备管理部、发电部以及设备维修部汽机专业人员对试验方案、试验期间的安全事项进行了充分的讨论，对试验过程中的人员分工进行了明确。试验的目的分隔离性试验和工况试验。隔离性试验的目的是通过凝结水泵的切换和凝结水泵进出口的关闭，来找出泄的明确区域。工况试验的目的是通过改变真空泵和补水的运行方式来判断影响溶氧的一些因素。试验步骤分以下五个步骤。试验步骤以及试验情况见下表1。