凝结水溶解氧超标介绍

1前言 
  火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格,会加道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时,还会导致除氧器后给水溶解氧超标,影响锅热效率,加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故,严重威胁机组的安全、经济运行。 
  机组正常运行中,凝汽器在正常真空状态下,凝结水溶解氧应该是合格的,由于凝汽器真空负压系统存在泄水系统及疏水系统设计等多方面原因,国内投运的200MW、300MW机组,尤其是国产机组,普遍存在凝结水溶长期不合格的问题。 
  2影响凝结水溶解氧的原因及分析 
  华能上安电厂一期工程装机容量2×350MW,于1990年投产。汽轮发电机组是美国GE公司生产,配套两台动给水泵和一台30%电动给水泵;给水泵为机械密封方式;低加疏水逐级自流至#2低加后经低加疏水泵进入凝  二期工程装机容量2×300MW,于1997年投产。汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产,配套两台50%容量汽一台50%电动给水泵;给水泵为机械密封水方式;低加疏水逐级自流至凝汽器。 
  近几年来,我厂四台机组不同程度地存在凝结水溶解氧超标问题。对此,我们主要做了如下工作:   a.补充化学水箱、凝结水储水箱浮球数量,完善水箱密封效果。   b.调整凝汽器热水井水位; 
  c.维护、调整凝结水泵盘根密封水及低加疏水泵盘根密封水; 
  d.真空负压系统管道及法门查漏、堵漏,调整改造汽轮机及给水泵汽机汽封系统,降低机组真空泄漏率。   然而,经过多方努力,凝结水溶解氧仍达不到长期稳定在合格范围。   2.1化学制水设备及凝汽器补水方式特点对凝结水溶解氧的影响 
  整理历年机组凝结水溶氧合格率报表(见附表)发现:一期机组投产初期1991至1993年机组凝结水溶氧合格95%,从1995年至1998年机组凝结水溶氧合格率指标均为100%。1998年二期工程化学水制水系统开始调试年一期化学水制水系统停运备用,二期化学水制水系统供四台机组用水,从1999年以后四台机组凝结水溶氧合直低于95%。 
  附表:历年凝结水溶氧合格率报表 
  一期工程配套进口化学制水系统。除碳器采用真空除气器,在真空除碳过程中,水中其他溶解气体(如氧气除去,设计除碳器后的水中溶解氧≤100ug/l;除盐水箱采用胶囊密封,凝结水储水箱采用浮球密封,在一定程度气,保证了机组补水直接进入凝汽器热水井后凝结水溶氧指标合格(≤30ug/l)。 
  二期化学制水系统采用典型国产设备,除碳器采用鼓风式除碳设备。设计上对除碳器后水中溶解氧未作要求碳过程中,水中其他溶解气体(如氧气)进一步趋于饱和。现场测试表明,除碳器后化学水中溶解氧达到1000处于饱和状态。 
  2000年初,一期化学制水系统停运备用,二期化学制水系统供四台机组用水,造成溶解氧高达10000ug/l的直接进入凝汽器热水井,导致四台机组凝结水溶解氧超标。二期机组凝结水溶解氧自1997年投产以来一直不合  2.2给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响 
  二期工程#3、4机组给水泵密封形式,在设计上采用凝结水密封,给水泵密封水高压回水至除氧器,低压回封直接进入凝汽器热水井。运行实践表明,在变工况运行时,多级水封运行不稳定,水封破坏,造成给水泵密封系统负压泄漏,影响凝汽器真空严密性,同时造成密封水低压回水溶解氧升高。现场测试表明,运行给水泵密封溶解氧达到4300ug/l,备用给水泵密封水低压回水溶解氧达到8600ug/l,接近溶解氧饱和数值。   3改造方案及效果   3.1机组补水系统改造 
  一般常规设计中,多选用高位(六米或十二米平台)凝结水储水箱布置,经过补水泵补水至凝汽器喉部,以真空除氧作用,达到凝结水补水除氧效果。我厂机组由于凝结水储水箱布置在零米,每台机组仅有一台补水泵。虑加高凝结水储水箱、增加一台备用补水泵等方案的工程造价和施工时间,本着低投入高产出的原则,经过实地决定利用凝汽器真空自吸作用,将凝汽器补水由热水井直补改为凝汽器喉部补水,补水进入喉部后按照等分原则水支管,在各支管上安装雾化喷头,保证补水均匀、雾化良好,加大凝结水补水和蒸汽的接触面,加速热传导以

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