对某电厂600MW机组凝结水溶氧高的分析与检查具体实例 -

对某电厂600MW机组凝结水溶氧高的分析与检查具体实例，放到这看看吧。

负荷对凝结水溶氧的影响主要通过两种途径表现出来，一是低负荷时，汽轮机负压区增加，凝汽器漏空气点增多，真空严密性变差，造成溶氧增加；二是在循环水量不变的情况下，如果循环水温度过低，低负荷时凝结水会出现一定的过冷，而另一方面，低负荷时汽轮机排汽量减少，这使得部分本应用于热井回热的排汽在未到达回热区之前已经凝结，原设计的凝汽器回热功能减弱或消失，加剧了凝结水的过冷，从而造成凝结水溶氧增加。 一般说来，凝结水存在过冷度是造成热井中凝结水溶氧存在或升高的必备条件，这是因为氧气不可能溶解到饱和或过热的水中；在凝结水存在过冷度的前提下，凝汽器中存在空气，其中部分氧气就有可能溶解到凝结水中去，造成溶氧升高；另外，如果凝结水存在过冷现象，含氧量很高的凝补水也可能造成热井中的凝结水溶氧量升高。如果排除凝补水的影响，造成热井中凝结水溶氧升高的两个基本条件是凝结水存在过冷度和凝汽器存在漏点。

现场凝结水溶氧化学取样点一般设置在凝泵出口，而热井到凝泵进口这段管路都处于负压状态，如果这段管路存在漏点，外界空气也会与凝结水接触，造成溶氧升高，由于不再经过任何除氧设备，这段管路上漏进的空气会使凝泵出口凝结水溶氧快速升高。 二、凝结水溶氧超标原因排查

考虑到以上情况，结合电厂方面之前所进行的检查，分析认为在以下几种可能原因，会造成溶氧超标，并逐一进行了排查。

（1） 凝结水补水

#2机因系统存在泄漏点，不断的在不同程度进行补水，补水来自凝补水箱，补到凝汽器喉部，补水中含有大量的氧。#2机试验表明，凝汽器停止补水后，凝结水溶氧有7ug/l的下降 （2） 凝泵格兰漏空气

这个因素与负荷无关。#2机两台凝泵在做定期试验时，备用凝泵启动后，凝结水溶氧量会从30 ug/l 很快上升到50 ug/l，#3机也有类似情况。这说明，凝泵在备用状态下有空气漏入，考虑到凝泵进口管段已经彻底检查、法兰处已经涂抹上大量黄油，凝泵的漏气应该是从泵体漏入，而格兰处是最有可能的。为了验证这种设想，对#2机与#3机均进行了双凝泵运行试验。#2机的试验情况如下：负荷360MW时，凝泵A正常运行，凝结水溶氧为38ug/l，启动备用凝泵B，随后关闭凝补水门，凝结水溶氧在上升到50ug/l后快速下降，约一小时后稳定在20ug/l。#3机双凝泵运行试验时，稳定后凝结水溶氧与单泵运行时没有发生明显变化。上述试验说明，#2机凝泵B格兰存在漏空气现象，扣除凝补水对凝结水溶氧的影响，该处漏气约使凝结水溶氧量增加12 ug/l。

为了再次检查#3机凝泵格兰是否漏空气，在3B凝泵正常运行时，隔离备用凝泵3A，约一个小时后，凝结水溶氧没有发生明显变化，这也说明该泵格兰处不漏空气。 （3） #6低加在低负荷时漏空气

从收集到的数据看，每天早晨6：00-8：00这段时间，负荷从300MW上升到450MW左右，凝结水溶氧快速从50 ug/l下降到30 ug/l左右，变化很明显。经核实数据，300MW负荷左右时，#6低加处于正、负压的转换区，存在漏气的可能。因此在#2机上进行相关试验：在300MW负荷时将#6低加汽侧撤出，关闭正常疏水及危急疏水，关闭启动排汽及连续排气门，关闭六抽电动门后疏水门，#6低加撤出前凝结水溶氧为39 ug/l，#6低加撤出约一小时后，凝结水溶氧仍然基本维持在39 ug/l，这说明#6低加低负荷时可能存在的漏气并没有造成凝结水的溶氧升高。 （4） 给泵密封水

给泵密封水中可能存在从汽泵轴端漏进的空气，或者U型管密封效果不好，这都会造成凝结水溶氧升高，负荷低时，汽泵泵体内压力低，其轴端漏空气的可能性增大。考虑到这个情况，在#2机与#3机上均进行了相关试验：试验时将给泵密封水回水由回到凝汽器改为回到地沟，但经过切换前后近三个小时的观察，两台机组的凝结水溶氧均没有发生明显变化，两台机组的凝汽器真空也没有发生明显变化。 （5） 热井底部放水阀漏气

之所以怀疑热井底部放水阀漏气，是因为#3机有一个热井底部放水阀在2007年夏天真空查漏时，被发现存在漏气的现象，如果这个地方漏气，在凝结水存在过冷度的情况下，将会直接造成凝结水溶氧升高。于是，对#3机热井的四个放水门进行了临时水封，水封前凝结水溶氧值为33 ug/l，水封完成一个小时后，凝结水溶氧值为31 ug/l，水封前后凝结水溶氧变化不大，这也说明#3机热井底部放水阀不存在漏气现象。 （6）凝汽器漏气

凝汽器漏气量对凝结水溶氧的有一定影响，为了进行验证，在#3机上进行了真空泵进口阀关闭试验，下表是试验数据。

进口阀关闭前 进口阀关闭后 凝结水溶氧 31 55

凝汽器真空 -98.3/-98.3kPa -95.4/-96.5kPa 凝结水温度 30.5℃ 40℃

以上数据说明，目前情况下，#3机凝汽器中空气量增大，会造成凝汽器中溶氧升高，提高凝汽器真空可以降低凝对水溶氧量，但是目前#3机真空已经很高，受真空泵自身的制约，真空提高潜力有限，因此依靠提高真空来大幅度降低其凝结水溶氧量的做法不现实。 （7）凝结水存在过冷度

过冷度的存在是造成热井中凝结水溶氧存在的必要条件之一，这个因素与负荷密切相关。相关资料表明，1℃的过冷度会造成凝结水溶氧量增加100 ug/l，因此，这个因素不可忽视。

在理论上，凝结水过冷度被定义为凝结水温度与凝汽器压力对应的饱和温度之间的差值，但根据目前#2机与#3机的测点布置，要准确计算凝结水过冷度并确定凝结水溶氧中有多少是过冷度造成的，这是很因难的，原因是：一，在接近满量程时，凝汽器真空测量装置存在较大误差；二、大气压无法精确测量；三、凝结水温度在热井中的分布是不均匀的；四、很小的过冷度会造成很大的溶氧量增加，而从目前#2、#3机的情况来看，排除其它原因，实际因过冷度增加而造成溶氧量的增加也就约为30 ug/l，也就是说凝结水存在过冷，但量很小，精确计算困难。 2008年1月中旬以来，由于天气影响，海水温度较低，基本维持在10℃以下，循环水运行中水量不可调，这会造成在低负荷时循环水量过多，极可能造成凝结水过冷，如果凝汽器存在漏点，哪怕是很小的漏量，也可能会造成凝结水溶氧超标。

一、异常事件经过

05年12月23日发现#2机凝结水溶解氧由原因的15μｇ/Ｌ上升至30μｇ/Ｌ，对#2机凝结水在线记录仪与手动采样分析确认凝结水溶解氧确实增大，经过观察发现当机组负荷升高至550MW以上时凝结水溶解氧会下降至30μｇ/Ｌ以下，负荷低时溶解氧增大。组织人员对#2机凝结水系统及真空系统进行全面检查，要求维护人员对#2机真空系统所有阀门：真空泵入口门、凝汽器抽真空门、凝汽器热水井放水门、凝结水泵抽空气门、凝结水泵入口门、高低压加热器危急疏水门、低加排气门、低加水位计门、低压缸汽侧人孔门、低压缸水侧人孔门、凝结水泵入口滤网入口法兰、凝汽器水位计、三级减温器等法兰及焊接焊口共计280多个部位进行摸黄油处理没有效果；要求热控人员对#2机真空系统有关压力测点的连接销母进行紧固没有效果；调整二台凝结水泵轴承密封冷却水，通过采用双泵运行、切换运行对凝结水泵的运行方式进行调整没有效果；调整轴封加热器运行方式、对轴加水封进行注水、凝结水泵轴承冷却水回水水封注水、调整轴封母管压力、调整除氧器排汽运行方式(倒至排大气)仍然没有效果；12月26日和1月3日对#2机进行了真空严密性试验结果分别为0.21KPa/min和0.20KPa/min与前几个月的试验结果相同达到良好状态。 二、异常原因分析

引起凝结水溶解氧增大的原因有下列四个方面，一是凝汽器真空严密性差真空系统阀门、法兰、焊口等漏真空大量漏入凝汽器内的空气不能即时排出溶解于凝结水中造成溶解氧增大，二是凝汽器热水井内水面以下部分阀门或法兰如热水井放水、水位计及测点、水侧人孔门、凝结水泵入口等有漏空部位，漏入的空气先经过凝结水空气中的氧溶解于水中。三是凝结水泵轴承密封效果不好、凝结水泵泵体排空门关闭，漏入的空气随凝结水带出造成凝结水溶解氧增大。四是凝汽器运行方式不合理，如补水量大、补入的除盐水溶解氧大、除氧器排汽大量进入凝汽器等造成凝结水溶解氧大。 三、防范措施

1.运行值班人员加强对汽水水质指标进行监督，发现凝结水溶解氧增大时要即时进行查找原因。

2.加强对真空系统的检查、监视定期进行凝汽器真空系统严密性试验，每月至少一次，发现问题即时查找原因。 3.真空系统的所有阀门、人孔门法兰摸黄油处理可以防止这些部位漏真空。

4.发现凝结水溶解氧不合格时要即时对机组运行方式进行调整，如 除氧器排汽、凝汽器补水、凝结水泵密封水、凝结水泵泵体排空门、轴封加热器疏水方式等，针对不同的情况进行查找。

影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。 1 凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、

低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。

2 凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。

3 凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100 ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。

4 热力系统疏水、回水除氧问题。热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100 ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。

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