火電廠汽輪機組凝結水溶氧超標原因探究

2018-03-27 14:24:12 汽機監督　點擊量：評論 (0)

某發電公司1號汽輪機組采用哈爾濱汽輪機廠與日本三菱公司聯合設計、生產的630MW超臨界一次中間再熱單軸三缸四排汽凝汽式汽輪機，型號為CLN6

某發電公司1號汽輪機組采用哈爾濱汽輪機廠與日本三菱公司聯合設計、生產的630MW超臨界一次中間再熱單軸三缸四排汽凝汽式汽輪機，型號為CLN630-24.2/566/566，于2008年8月投入商業化運營。2015年12月機組小修啟動后凝結水溶氧超標，高達102 μg/L，而合格標準為20μg/L。

在凝汽式火力發電廠中，凝汽器是汽輪發電機組的重要附屬設備之一，其作用之一是去除凝結水中的氧氣。汽輪發電機組凝結水溶氧超標，將會腐蝕凝結水系統，由此產生的腐蝕產物在汽水系統中遷移，就會腐蝕機組的熱力設備，造成設備的結垢、積鹽，引起傳熱惡化，甚至引發爆管和主汽門卡澀，嚴重影響機組的安全經濟運行[1]。所以控制凝結水溶氧是火電廠的重要工作之一，對機組長期安全穩定運行具有非常重要的意義。本文從凝結水溶氧形成的原因及諸多影響因素著手，介紹了現場排查凝結水溶氧的方法，經過綜合分析并借助現代科技手段對該機組負壓系統進行了全面查漏，找出負壓系統泄漏點并進行了封堵處理，取得了良好效果。本研究為火電廠凝結水溶氧超標的原因分析及查找提供了新思路和新方法。

1影響凝結水溶氧超標的因素分析

影響凝結水溶氧超標的因素主要有以下幾點：

1）凝汽器熱井凝結水存在過冷度的前提下，凝汽器中存在空氣，其中部分氧氣就可能溶解在凝結水中，使凝結水達不到飽和溫度，導致凝汽器真空除氧裝置除氧效果下降，造成溶氧升高。

2）如果凝結水存在過冷卻現象，由于過冷度較大，凝結水溫度達不到對應壓力下的飽和溫度，凝汽器大量補水時就有可能造成凝汽器熱井中的凝結水溶氧量升高。

3）汽輪機機組負壓（冷端）系統（包括凝汽器汽側、排汽缸、6號至8號低加、軸封加熱器、軸加水封、軸封系統、高低加危急疏水管道放水門）泄漏[2]。

4）現場凝結水溶氧化學取樣點一般設置在凝結水泵出口母管，從凝汽器熱井到凝結水泵進口（凝汽器熱井底部放水門、凝結水泵入口母管放水門、凝結水泵進口門、凝結水泵入口安全閥、凝結水泵入口濾網排氣門及排污門、凝結水泵機械密封）系統都處于負壓狀態，如果這段管路系統存在漏點，這段負壓管路系統上漏進的空氣會使凝結水泵出口溶氧快速升高[2]。

2凝結水溶氧超標現場排查方法

凝結水溶氧超標的現場排查主要有以下數種方法：

1）核對表計與人工測量數據的準確性，同時通過排汽溫度進行綜合判斷，排除表計問題；

2）檢查凝汽器補水量及補水中溶氧情況（檢查除鹽水箱水位標高是否高于凝汽器水位,如果低于凝汽器水位，則向凝汽器補水時就會帶氣，造成凝結水溶氧升高）；

3）檢查凝結水系統輔助設備問題，尤其是凝結水泵入口閥門盤根不嚴、放水門不嚴、安全閥泄漏、凝結水泵盤根不嚴、凝結水密封水壓力偏低、凝汽器熱井底部放水閥不嚴等問題；

4）軸封系統檢查，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（如果大于50℃，軸加水封可能撕破）[2]；

5）負壓系統查漏，負壓系統分兩部分，一種是長期負壓部分，包括凝汽器汽側、低壓缸、本體疏水擴容器、8號低加汽側、凝汽器熱井至凝結水泵進口（含凝結水泵機械密封）；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）調整凝結水過冷度，觀察凝結水溶氧變化，過冷度較大可能會引起凝結水溶氧增大。過冷度可以通過調整循環水流量（循環水泵高低速切換）、循環水塔池啟閉機投退來調整；

7）凝結水泵切換為備用泵運行，或在備用凝結水泵機械密封處涂黃油并關閉備用凝結水泵進口門和抽空氣門，觀察凝結水溶氧變化情況。

3凝結水溶氧超標處理對策

1）通過過冷度、表計、人工測量數值、排汽缸溫度綜合判斷，凝結水溶氧超標有兩種原因：凝汽器熱井至凝結水泵出口管路系統有負壓點泄漏；凝汽器汽側（冷端）有泄漏。

2）對凝汽器熱井至凝結水泵進口（含凝結水泵機械密封）負壓系統進行檢查，步驟如下：手動關緊凝汽器熱井放水手動門，并加裝臨時堵板；手動關緊凝結水泵入口母管放水手動門；關閉備用凝結水泵進口電動門并手動關緊；提高凝結水泵本體密封水壓力；在相關負壓閥門處涂抹黃油；切換備用凝結水泵運行，排除泵機械密封部分不嚴導致泄漏的可能性。觀察凝結水溶氧變趨勢，未發現凝結水溶氧下降。

3）調整軸封汽壓力，現場檢查軸加疏水U型水封筒溫度和軸加水位，結果正常，并對軸加U型水封筒注水排空，基本排除軸加水封因被撕破造成空氣漏入，從而引起凝結水溶氧超標的情況。

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，使凝結水過冷度降低，觀察凝結水溶氧變化趨勢。結果顯示，凝結水溶氧變化并無規律可尋。

5）通過負荷變化觀察凝結水溶氧變化趨勢，排除6號低加系統汽側泄漏的可能性，但是我們發現機組負荷由440MW升高至550MW后，隨著7A低加汽側壓力的升高，凝結水溶氧由70μg/L下降至30μg/L，變化較明顯，這說明7A低加汽側負壓部分存在明顯的泄漏點。但30μg/L并未達到標準值，說明其他負壓部分還有漏點。凝結水溶氧變化趨勢如圖1所示。

6）將真空嚴密性試驗結果結合凝結水過冷度進行分析，排除因過冷度影響造成凝結水溶氧高的可能。凝結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系統有泄漏。

7）利用氦質譜真空檢漏儀，用氦氣作為示蹤氣體檢查長期負壓部分泄漏點。結合該公司常發生泄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真空破壞門、7A低加汽側放水門等負壓段漏點較大，數據分析如表1所示。依據電廠熱力試驗規程,其檢漏標準為：漏率≥1×10-6 Pa•m3/s的情況為大漏點； 2.0×10-7Pa•m3/s≤漏率＜1×10-6Pa•m3/s的情況為中漏點；漏率＜2.0×10-7 Pa•m3/s的情況為小漏點[3]。

8）運行人員手動關嚴7A低加汽側放水門并用燭光試漏，結果正常；其他負壓系統泄漏點經專業技術人員用專業密封膠進行封堵處理。經過以上綜合治理后，該機組真空嚴密性由66 Pa/min下降至20pa/min。最終1號機組凝結水溶氧由102μg/L下降至12μg/L。凝結水溶氧下降情況如圖2所示。

4結果分析

由該機組凝結水溶氧大的原因分析及排查結果來看，影響本次1號機組凝結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系統泄漏。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情況：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，如果該加熱器存在漏點，就會造成空氣漏入，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），這部分不凝結氣體無法被真空泵抽走，從而造成溶氧增大。

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，最嚴重時達400Pa/min[3]，但當時凝結水溶氧并不大，其原因分析如下：汽輪機抽真空系統的作用是抽走凝汽器內不凝結氣體，維持真空。當時借助氦質譜真空檢漏儀對汽輪機組負壓系統進行查漏，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系統抽走，這部分漏入的空氣并未溶于凝結水，即使漏入少量的空氣也被凝汽器真空除氧裝置除掉。也就是說即使真空嚴密性較差，也并未導致凝結水溶氧升高，但是卻嚴重影響機組的經濟性，必須及時治理。

如果在機組啟停過程中，運行人員未遵守運行規程，在停機時先破壞真空后再關停軸封汽，或過早停運循環水泵、凝結水泵，或在機組溫熱態啟動時送軸封汽時間較長，凝汽器建立真空時間和循環水泵啟動滯后，在真空未建立的情況下使熱負荷進入凝汽器，這樣就有可能造成災難性的后果：排汽缸超壓致使大氣薄膜撕裂漏真空，這樣會拖延機組啟動速度，并可能影響凝結水溶氧。所以建議機組溫熱態啟動時，應先啟動循環水泵，使之向凝汽器送循環水，然后送軸封汽，并在真空未建立的情況下嚴禁熱負荷進入凝汽器。不能一味追求節能，造成大氣薄膜撕裂漏真空，致使開機延遲消耗更多的電能。

從凝結水溶氧形成的原因來考慮，重點查找區域為凝汽器熱井至凝結水泵進口（含凝結水泵機械密封）及疏擴負壓系統。常用查找方法包括在備用凝結水泵機械密封處涂黃油，關閉備用凝結水泵進口門和抽空氣門，提高運行凝結水泵密封水壓力，檢查2臺凝結水泵入口安全門，并檢查凝汽器熱井放水門、凝結水泵入口安全門、凝結水泵入口濾網排污門、凝結水泵入口濾網放氣門等。

冬季寒潮來臨時，循環水溫度特別低，此時易造成凝結水過冷，達不到飽和溫度，使凝汽器真空除氧裝置除氧效果下降，這極有可能會使凝結水溶氧增大。

我們可以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，這樣可以防止因凝汽器補水造成凝結水溶氧超標。

很顯然，除了上述檢查區域，各個低壓加熱器負壓系統、軸封系統、大小機排汽缸大氣薄膜及中低壓缸連通管也是重點排查區域。我們認為在運行實踐過程中應根據現場實際情況，辨別機組真空系統嚴密性與凝結水溶氧的關系，適時借助現代科技手段，如氦質譜真空檢漏儀，全面檢查運行機組負壓系統是否有泄漏，這對提高機組的經濟性和安全性大有裨益。

6結論

本文通過對火電廠汽輪機組凝結水溶氧超標的主要影響因素進行分析和闡述，介紹了凝結水溶氧超標的主要分析方法和思路。通過氦質譜真空檢漏儀對汽輪機組負壓系統查漏并對漏點進行封堵處理，凝結水溶氧達到優良值，取得了良好效果。凝結水溶氧的大小涉及到設計、制造、安裝、維護、檢修、運行等多個環節。作者主要從運行角度分析了凝結水溶氧超標的原因和防范對策，供兄弟電廠借鑒參考。

參考文獻

[1]韓中合，田松峰，馬曉芳.火電廠汽機設備及運行[M].北京：中國電力出版社，2002年2月.

[2] 汪杰斌，趙榮，章遐林，等. 火電廠凝結水溶氧增大原因分析及處理對策[J]，熱力透平，2012，41（4）：300-302.

[3] 汪杰斌，林建軍，章遐林，等.600MW超臨界機組真空系統的檢漏及處理對策[J].發電設備，2013，27（1）：27-30.

作者簡介：

汪杰斌（1974-），男，本科，工學學士，高級工程師；中國電機工程學會會員；安徽省特種設備檢測院培訓中心專家庫成員；Email：whwjb@sina.com

注：本文被2016年中國電機工程學會（南京）年會錄用并在大會發言交流，論文收入大會論文集。