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摘要：火力发电厂汽水系统中，氧腐蚀问题严重影响系统设备管路安全可靠运行。针对125MW机组凝结水溶氧超标情况进行分析，我们对凝汽器补水方式进行改造，由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部，增加喷雾装置。通过技术改造，不断提高了凝汽器真空，而且还有效降低了凝结水溶氧，延缓了加热器的低温腐蚀速度，延长了加热器管道的寿命，为设备长期安全稳定运行创造了条件。
关键词：凝结水；溶解氧；凝汽器；安全稳定
中图分类号：TB
文献标识码：A
文章编号：1672-3198（2013）05-0192-01
1前言
锅炉汽包、受热面、主汽管道、给水管道由于温度高，在高温下容易发生氧腐蚀，严重时发生爆管等事故，对电厂的安全运行直接构成威胁。因此，电厂对给水溶氧指标的要求非常严格，要求凝结水溶氧小于40μg/L，除氧器出口溶氧（给水溶氧）小于7μg/L。电厂除氧方法有两种，一种是化学除氧，一种是热力除氧，有时两种方法同时采用。不论是哪种方法，其最终目的都是控制给水溶氧在7μg/L以内。自投产以来，新#1、#2机组凝结水溶氧一直超标，溶氧在150μg/L（标准为不超过40μg/L）左右，采取凝汽器灌水查漏及轴封调整等一系列技术措施，但效果不大。由于凝结水溶氧长期不合格，给除氧器的热力除氧增加了很大的负担，除氧器排氧门开度调整不合适（排氧门开度大小在考虑溶氧合格的情况下，同时必须兼顾汽水损失）或遇到除氧器降温运行时，给水溶氧指标很难控制在合格范围内。
2凝结水溶氧超标原因分析
在凝汽器热水井之前，锅炉蒸汽携带的氧或真空系统不严密漏入的氧，绝大部分都被抽气装置抽出而被去除，但是凝汽器热水井、热水井与凝结泵之间的管道、设备及泵盘根如果不严漏入空气却很难甚至无法被排除。热水井及热井与凝结泵之间的设备凝结水相对流速较高，漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中。尽管凝结水泵入口前设置有抽空气管，由于管径较小，水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。基于上述原因分析，结合新#1、#2机组凝结水溶氧量长期不合格的实际问题，我们认为造成凝结水溶氧量不合格的原因有三个方面：一是真空系统严密性差，空气从不严密处漏入凝汽器，导致凝汽器内不凝结气体分压力过高，不易凝结的气体残留在凝结水中。二是在凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处，有空气漏入凝结水中，将会溶解于凝结水中，几乎无法除去和逸出，导致凝结水溶氧量大。三是新#1、2机组的凝汽器补水直接补入凝汽器热水井，凝汽器补水虽经过除盐，但含氧量较高，它直接补至凝汽器热井，没有得到扩散除氧，造成凝结水溶解氧超标。
3解决凝结水溶氧超标的措施及方案
3.1真空系统的检漏和堵漏工作
针对真空系统严密性差的问题，我们充分利用机组大、小修的机会，对凝汽器灌水至喉部以上，并将疏水系统全部纳入检漏范围，进行全面查漏、堵漏，以消除真空系统漏空气的问题。通过查漏工作，使新#1、2机组的真空严密性试验均达到0.4kPa/min以下的合格标准。
针对凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处漏入空气后，溶解于水中的氧气几乎无法除去和逸出的因素，重点利用机组检修的机会，用灌水查漏方法。对机组A、B凝结水泵进口到热井一段凝结水管道进行逐一详细地查漏，排除了此区间管路的泄漏点的可能性。
3.2对凝汽器补水方式进行改造
对新#1、2机组补水系统进行分析，新#1、2机组凝汽器补水直接补入凝汽器热水井中，由于补入凝汽器的除盐水含氧量较高，补至热水井，没有得到扩散除氧，而热水井中的凝结水通过下降管直接进入凝结水泵入口，凝结水相对流速较高，漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中，水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。这是造成凝结水溶解氧超标的主要原因。根据分析结果，我们对凝汽器补水方式进行改造，由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部，增加喷雾装置。凝汽器的化学补水经过改造后的补水装置雾化后，从凝汽器喉部补入，在喉部形成一个均匀的雾化区域。雾化后的水颗粒直径非常小，使得其在传热过程中的总面积变大，提高了换热效率，达到强制冷却排汽的作用；同时回收了一部分排汽废热，降低了排汽温度，从而提高了凝汽器的真空度，增加了高品位蒸汽在机组内的做功，提高了热功转换效率。
4方案的实施及效果
新#1、2机组进行真空系统查漏及凝汽器补水方式改造后，对机组真空、凝结水溶解氧量进行前后对比统计如下：
表1真空系统在方案实施前后的对比
通过统计数据分析，通过改造，凝结水溶氧由2011年的150μg/L左右，降低到40μg/L左右（统计2012年10月份水汽监督日报表中凝结水溶氧数据）。机组真空投运后比投运前提高了0.45kPa。
通过方案的实施，125MW机组凝结水溶氧降低到40μg/L左右，延缓了加热器低温腐蚀速度，并延长了加热器管道寿命。
根据厂家提供的背压——热耗修正曲线，真空每提高1kPa，发电煤耗将降低8231×0.714%×1000/29260=2008 g/kWh。标煤价格为400元/吨。凝汽器补水雾化喷淋装置改造后，在机组补水20t/h的情况下，提高真空045kPa，则发电煤耗降低：0.45×2.008=0.9036g/kWh。机组年发电量按照140000×104kWh计算，年节约标煤1265t，年产生效益50万元。
5结论
凝汽式发电机组的凝结水溶氧问题是一个综合的、动态变化的问题，影响因素很多。特别是真空系统严密性随着设备的运行将不断下降，造成凝结水溶氧超标。所以，应根据机组运行情况，有针对性地进行真空系统查漏堵漏工作。并且在电厂实际工作中，我们发现凝汽器补水接引方式不正确，在很大程度上影响凝结水溶氧。通过采取改变补充水的配水结构以降低喷水强度，加装雾化喷嘴，将有助于补水溶氧的脱除，从而提高凝结水溶氧合格率。
参考文献
[1]DL/T 561-95火力发电厂水汽化学监督导则[S].北京：中华人民共和国电力工业部，1995.
关键词：凝结水；溶解氧；凝汽器；安全稳定
中图分类号：TB
文献标识码：A
文章编号：1672-3198（2013）05-0192-01
1前言
锅炉汽包、受热面、主汽管道、给水管道由于温度高，在高温下容易发生氧腐蚀，严重时发生爆管等事故，对电厂的安全运行直接构成威胁。因此，电厂对给水溶氧指标的要求非常严格，要求凝结水溶氧小于40μg/L，除氧器出口溶氧（给水溶氧）小于7μg/L。电厂除氧方法有两种，一种是化学除氧，一种是热力除氧，有时两种方法同时采用。不论是哪种方法，其最终目的都是控制给水溶氧在7μg/L以内。自投产以来，新#1、#2机组凝结水溶氧一直超标，溶氧在150μg/L（标准为不超过40μg/L）左右，采取凝汽器灌水查漏及轴封调整等一系列技术措施，但效果不大。由于凝结水溶氧长期不合格，给除氧器的热力除氧增加了很大的负担，除氧器排氧门开度调整不合适（排氧门开度大小在考虑溶氧合格的情况下，同时必须兼顾汽水损失）或遇到除氧器降温运行时，给水溶氧指标很难控制在合格范围内。
2凝结水溶氧超标原因分析
在凝汽器热水井之前，锅炉蒸汽携带的氧或真空系统不严密漏入的氧，绝大部分都被抽气装置抽出而被去除，但是凝汽器热水井、热水井与凝结泵之间的管道、设备及泵盘根如果不严漏入空气却很难甚至无法被排除。热水井及热井与凝结泵之间的设备凝结水相对流速较高，漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中。尽管凝结水泵入口前设置有抽空气管，由于管径较小，水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。基于上述原因分析，结合新#1、#2机组凝结水溶氧量长期不合格的实际问题，我们认为造成凝结水溶氧量不合格的原因有三个方面：一是真空系统严密性差，空气从不严密处漏入凝汽器，导致凝汽器内不凝结气体分压力过高，不易凝结的气体残留在凝结水中。二是在凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处，有空气漏入凝结水中，将会溶解于凝结水中，几乎无法除去和逸出，导致凝结水溶氧量大。三是新#1、2机组的凝汽器补水直接补入凝汽器热水井，凝汽器补水虽经过除盐，但含氧量较高，它直接补至凝汽器热井，没有得到扩散除氧，造成凝结水溶解氧超标。
3解决凝结水溶氧超标的措施及方案
3.1真空系统的检漏和堵漏工作
针对真空系统严密性差的问题，我们充分利用机组大、小修的机会，对凝汽器灌水至喉部以上，并将疏水系统全部纳入检漏范围，进行全面查漏、堵漏，以消除真空系统漏空气的问题。通过查漏工作，使新#1、2机组的真空严密性试验均达到0.4kPa/min以下的合格标准。
针对凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处漏入空气后，溶解于水中的氧气几乎无法除去和逸出的因素，重点利用机组检修的机会，用灌水查漏方法。对机组A、B凝结水泵进口到热井一段凝结水管道进行逐一详细地查漏，排除了此区间管路的泄漏点的可能性。
3.2对凝汽器补水方式进行改造
对新#1、2机组补水系统进行分析，新#1、2机组凝汽器补水直接补入凝汽器热水井中，由于补入凝汽器的除盐水含氧量较高，补至热水井，没有得到扩散除氧，而热水井中的凝结水通过下降管直接进入凝结水泵入口，凝结水相对流速较高，漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中，水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。这是造成凝结水溶解氧超标的主要原因。根据分析结果，我们对凝汽器补水方式进行改造，由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部，增加喷雾装置。凝汽器的化学补水经过改造后的补水装置雾化后，从凝汽器喉部补入，在喉部形成一个均匀的雾化区域。雾化后的水颗粒直径非常小，使得其在传热过程中的总面积变大，提高了换热效率，达到强制冷却排汽的作用；同时回收了一部分排汽废热，降低了排汽温度，从而提高了凝汽器的真空度，增加了高品位蒸汽在机组内的做功，提高了热功转换效率。
4方案的实施及效果
新#1、2机组进行真空系统查漏及凝汽器补水方式改造后，对机组真空、凝结水溶解氧量进行前后对比统计如下：
表1真空系统在方案实施前后的对比
通过统计数据分析，通过改造，凝结水溶氧由2011年的150μg/L左右，降低到40μg/L左右（统计2012年10月份水汽监督日报表中凝结水溶氧数据）。机组真空投运后比投运前提高了0.45kPa。
通过方案的实施，125MW机组凝结水溶氧降低到40μg/L左右，延缓了加热器低温腐蚀速度，并延长了加热器管道寿命。
根据厂家提供的背压——热耗修正曲线，真空每提高1kPa，发电煤耗将降低8231×0.714%×1000/29260=2008 g/kWh。标煤价格为400元/吨。凝汽器补水雾化喷淋装置改造后，在机组补水20t/h的情况下，提高真空045kPa，则发电煤耗降低：0.45×2.008=0.9036g/kWh。机组年发电量按照140000×104kWh计算，年节约标煤1265t，年产生效益50万元。
5结论
凝汽式发电机组的凝结水溶氧问题是一个综合的、动态变化的问题，影响因素很多。特别是真空系统严密性随着设备的运行将不断下降，造成凝结水溶氧超标。所以，应根据机组运行情况，有针对性地进行真空系统查漏堵漏工作。并且在电厂实际工作中，我们发现凝汽器补水接引方式不正确，在很大程度上影响凝结水溶氧。通过采取改变补充水的配水结构以降低喷水强度，加装雾化喷嘴，将有助于补水溶氧的脱除，从而提高凝结水溶氧合格率。
参考文献
[1]DL/T 561-95火力发电厂水汽化学监督导则[S].北京：中华人民共和国电力工业部，1995.