【疑难杂症】某厂#8机凝结水溶氧超标治理过程及原因浅析
【摘要】凝结水溶氧是发电厂化学监督的重要指标之一,该指标超标将对整个汽水循环系统造成腐蚀,降低回热设备的换热效率,缩短设备的使用寿命,导致机组不能安全稳定运行
【关键词】溶氧 化补水 真空
一、凝结水溶氧超标对设备的影响
凝结水溶氧长期超标会影响到低压加热器的换热效果,降低凝结水温度及机组的经济性,导致整个凝结系统管道的腐蚀,严重时甚至会使低压加热器钢管泄漏,降低低压加热器的投入率和设备的使用寿命;凝结水溶氧过大还会造成给水溶氧不合格,给水溶氧不合格会对整个给水系统、锅炉汽水系统及汽轮机本体造成腐蚀,降低设备的使用寿命，另外对设备安全性和系统经济性也会造成严重危害。本文结合热电公司邹平宏旭热电#8机在运行中出现的凝结水溶氧超标问题,从整个汽水系统着手,包括在线监测装置、补水系统、凝汽器系统、真空系统及机组其他相关部分,对机组凝结水溶氧超标的排查、分析以及采取的治理措施进行讲述,以期为同类型机组凝结水溶氧治理提供借鉴意义。
二、排查治理过程
本次#8机组停机检修前，在凝汽器化补水量超过140t/h时凝结水溶氧就会超标（＜20ug/L为合格），本次机组停运后主要对凝汽器化补水管道进行改造，将之前凝汽器西侧一路降低位置的补水管道改至凝汽器上部较高位置，保证化补水在凝汽器内的雾化喷淋效果，机组启动后溶氧超标，随即启动化补水泵维持化补水管道正压运行，同时将各台凝结水泵机械密封冷却水关闭后溶氧合格在17ug/L左右，在此期间凝汽器化补水量大幅增加时溶氧也会出现短时超标问题，经过两周时间后溶氧又出现频繁超标现象，随即将各台凝结水泵抽空气门关闭，溶氧仍间断超标，而后又对凝结水泵入口负压系统各阀门法兰、活节、焊缝，与凝汽器相连的管道阀门法兰进行涂抹黄油，化学人员对取样管路进行隔离紧固法兰活节、涂抹密封胶，集控人员切换凝结水泵后仍无效果，随后汽检人员清理真空泵换热器，启动备用真空泵，两台真空泵运行，溶氧降至18ug/L左右合格，随后将真空泵换热器冷却水切换至工业水，真空泵冷却水回水温度下降12℃，由原来的23℃下降至11℃，机组端差由初始的4℃降至1.8℃，机组真空升高0.72KPa，由-97.37 KPa升至-98.09 KPa，溶氧降至12ug/L左右，停运一台真空泵后溶氧无上涨情况，随即逐一开启各凝结水泵抽空气门，溶氧仍无上涨趋势，后升降供热量，大幅调整凝汽器化补水量后溶氧保持在12ug/L以下无明显变化，至此#8机凝结水溶氧大问题得以解决。
三、综述溶氧大原因
1、通过对#8机大量负压系统进行涂抹黄油，虽减轻了凝汽器真空系统漏空量（上次真空严密性试验下降速率26Pa/min，本次试验下降速率3.3Pa/min），但未彻底解决溶氧大问题，排除凝汽器漏空较严重导致溶氧大的问题。
2、将各台凝结水泵抽空气门关闭，切换凝结水泵，对凝结水泵入口负压系统进行涂抹黄油后仍无明显效果，故排除凝结水泵入口漏空导致溶氧超标问题。
3、化学人员对仪表进行多次校验，对取样管路进行隔离密封处理无效果，排除化学取样管路及仪表问题。
4、通过对凝汽器端差变化进行分析，发现机组启动后凝汽器端差逐渐升高平均在3.5℃至4℃之间最大至4.4℃，与其他机组比较端差大2℃左右，且通过切换真空泵、增启真空泵以及将真空泵换热器冷却水切换至工业水后溶氧明显下降，且凝汽器端差明显降低。
综上分析#8机凝结水溶氧超标的原因为：凝汽器内积存空气等不凝结气体，导致凝结水出现返氧现象，化补水管道改造后，凝汽器两路化补水口刚好在凝汽器抽气口上部，雾化后的水汽进入抽气口，影响了真空泵抽气效果，加之由于真空泵冷却水温度偏高（冷却水回水温度长期在28℃左右），且真空泵换热器脏污，真空泵内工作液因温度高出现汽化现象而占据大量空间，导致真空泵抽吸能力下降，致使凝汽器内积存空气无法被真空泵彻底抽出，积存在凝汽器内部的不凝结气体导致凝汽器换热效果变差，此部分气体中氧气易被凝结水吸收，同时由于冬季凝结水温度相对偏低也加剧了返氧现象，导致凝结水溶氧增大，在增启真空泵后积存的空气被大部分抽走，溶于凝结水的氧量下降，将真空泵换热器冷却水切换至工业水后真空泵内工作液温度大幅下降，真空泵内汽化现象减小，真空泵抽吸能力提高，凝汽器内积存的不凝结气体进一步减少，溶氧进一步降低至12ug/L以下。
本次对#8机凝结水溶氧超标问题的排查治理相对较为曲折，但在各级领导的大力支持和协调指导下最终彻底解决了溶氧超标问题，不难看出分析解决机组凝结水溶氧超标问题要找准关键点、从多方面进行着手。
四、结语
凝汽器是凝汽式汽轮机的重要辅助设备,是机组凝结水的形成地和出发地,也是解决凝结水溶解氧超标的关键点。凝结水溶解氧超标,必须围绕凝汽器这一中心区域和相关系统进行检查梳理,按照可能造成凝结水溶解氧超标的原因逐步分析,做好凝结水溶解氧超标的监视、分析及治理工作。
