汽轮机凝结水溶解氧超标浅析及对策

引言

A公司建有3×254+M燃机-蒸汽联合循环发电机组,每套机组配备2台立式多级筒袋式凝结水泵,正常运行1台,备用1台。凝结水溶解氧量是衡量凝结水水质的重要指标之一,机组溶解氧量如长时间超过标准值或大幅度超过标准值,将会加速凝结水系统、锅炉系统的管道及设备氧化腐蚀,影响机组安全稳定运行。

1凝结水溶解氧超标影响因素

1.1凝结水负压段严密性对溶解氧的影响

运行中凝汽器热井至凝结水泵入口及备用凝结水泵出口逆止门前存在着负压段,当负压段因法兰松动或出现裂纹产生漏点时,外界空气会通过空隙漏入负压段,导致空气分子的分压力增大,因空气的溶解度与分压力成正比,凝结水中溶解氧量将增大。此外,凝泵机械密封不严密时,可能漏入空气,同样影响凝结水溶氧量。

1.2凝汽器真空严密性对溶解氧的影响

真空系统严密性合格标准为0w4kPa/min,当高于这一值时,真空严密性差,同凝结水负压段漏入空气原理,凝汽器内凝结水溶解氧量将增加,会有较多空气漏入到凝汽器汽侧,使汽侧凝结水溶氧量变大。因设备本身原因,凝汽器中存在不凝结气体是不可避免的,因此凝汽器通常与真空泵同时使用。采用真空泵可将凝汽器中的不凝结气体排出,防止氧气重新溶解于凝结水中。在系统的条件相同时,凝汽器中不凝结气体总量一定,真空泵效率越高,气体抽出越多,能重新溶解于凝结水中的氧量就越少,所以采用合格的真空泵可以有效减少凝结水溶解氧。

1.3除盐水补水对溶解氧的影响

机组凝结水系统因供热和损耗等原因,需对凝汽器进行补水,而一般情况下补入凝汽器中的除盐水是未经除氧的。另外,除盐水箱也露天布置,接近环境温度,大量的低温除盐水在没有经过加热的情况下直接补入凝汽器,其中溶解的大量氧气不能析出,也会造成凝结水溶氧超标。另一方面,补水方式也是影响溶氧量的因素之一,如凝汽器补水管的喷头不能将补水喷洒成均匀的细小水珠,也将增加凝结水溶氧量。此外,除盐水箱严密性、凝汽器补水管道布置、结构等原因也可导致凝结水溶氧超标。

1.4凝结水过冷度对溶解氧的影响

凝结水过冷度是指在凝汽器压力下对应的蒸汽饱和温度与凝结水出口温度的差值。机组在冬季运行时,由于外界环境

温度偏低,循环水温度过低。根据亨利定律和道尔顿分压定律,当凝结水温度过低时,凝结水水面上的水蒸气分压力降低,其他气体分压力增高,将使溶解于水中的气体含量增加,因此凝结水温度直接影响到除氧效果。

2凝结水溶氧量超标的危害

2.1加速腐蚀、结垢

当溶氧量大的凝结水通过凝结水系统的设备及管道时,会造成氧化腐蚀,机组可靠性大幅降低。此外,溶氧量大的凝结水进入锅炉高、低压系统时,也会加快锅炉受热面的腐蚀、结垢,降低锅炉的传热效率,影响锅炉的安全运行。相应地,主蒸汽中含铁量增加,会加快汽轮机叶片的腐蚀、结垢,影响汽轮机的安全运行。

2.2降低凝汽器换热效果

凝汽器采用的是表面式的换热方法,当凝结水溶氧量大时,会形成气体薄膜,设备的腐蚀产物也会附着在换热面上,降低传热效率,影响凝汽器换热效果。

2.3影响机组的真空

汽轮机在运行时必须保证高度真空状态,空气漏入过多会造成真空下降,影响机组的经济性,严重时将降低机组的出力,并使得抽真空系统的负荷增加,从而增加真空泵的用电量。

3改善措施

3.1凝结水负压段捉漏

凝结水系统负压段阀门较多,存在着内漏、外漏的情况,如疏水门、空气门、逆止门等。在机组运行时,因系统处于负压状态,可采用绒毛等较轻物体进行吸附查漏,及时进行复紧或堵漏。在机组停运时,可对凝结水泵和凝汽器进行压水试验,如发现漏点,进行重新焊接处理。

3.2提高真空严密性

凝汽器真空系统严密性主要由系统阀门、法兰和焊接点等决定。首先,在基建时期需对所有阀门进行漏水检测,以保证系统无缺陷。在安装时,每个法兰密封面都应检查,消除连接处的漏点。同时,严格按照焊接的要求,对焊接处进行检查,以消除不合格焊口。在整个工程结束时,严格按照厂家提出的要求进行气密性试验。在日常运行维护过程中,严格执行定期真空严密性试验。如遇到凝汽器真空不合格的情况,首先复紧凝汽器外部各个法兰面螺栓,其次利用各种停机机会将法兰改成焊接形式,同时对系统其他管道和法兰进行检查,以减少机组真空泄漏。

3.3优化除盐水补水方式

大量未经除氧的补给水通过除盐水箱直接补入凝汽器中,将使凝结水溶氧量增高。针对除盐水溶氧量大,条件允许的情况下可在除盐水制水系统中增加除碳器,降低除盐水溶氧量。此外,凝汽器补水可采用雾化喷头进行,均匀布置凝汽器补水管路,扩大凝结水补水与水蒸气的接触面,加速热传导,从而降低凝结水溶氧量。

3.4凝结水过冷度控制

凝结水过冷度主要受凝汽设备运行因素的影响,其中最重要的因素是循环水的入口温度和流量。凝汽器在额定工况下运行时,应结合凝汽器的特性曲线及环境温度、冷却水温度,合理调整循环水冷却水量。在冬季循环水温度较低时,调整冷却塔运行方式,必要时可关闭冷却塔内圈淋水盘进水,以提高循环水进入凝汽器入口温度:同时,合理调整凝汽器水位,提高真空系统的严密性,达到降低凝结水过冷度的目的。

4A公司凝结水溶氧量大的分析及改造

A公司采用抽汽凝汽式汽轮机,额定负荷81Mw,根据技术监督管理要求,溶氧量不得高于50ug/L,但A公司汽轮机出现过溶氧超标的问题,必须找出溶氧超标的原因并解决。

以#4汽轮机为例,正常运行情况下,凝结水溶氧量小于15ug/L,但有一段时间内凝结水溶氧量显著增大,一度高于测点量程100ug/L。

为检验是否是凝泵机械密封不严造成的影响,机组运行中曾多次切换凝结水泵,但溶氧量均保持100ug/L无变化。

为检验是否是负压系统泄漏的影响,在机组停运时,对凝汽器进行灌水捉漏,发现凝泵入口安全门处滴水、入口滤网放水门处滴水、入口法兰处滴水:采取的措施分别为取消凝泵入口安全门并加装了堵板,滤网放水门处加装堵板,入口法兰复紧。整改措施完成后发现溶氧量显著下降至30ug/L左右,符合技术监督要求,但是仍然高于此前的15ug/L。

运行中发现,当进行低压供热切换时,停运供热机组的溶氧量会下降,投运供热机组的溶氧量会上升。A公司除盐水未经过除碳器除碳,除盐水溶氧量偏高,检测发现溶氧量超过100ug/L。供热情况下,凝汽器补水量约占蒸汽流量的1/5,补水量大造成溶氧量偏高。

针对除盐水溶氧量高,可进行凝汽器除氧或化学加药除氧。A公司凝汽器配置热井除氧,当溶氧量增大时,可利用低压主蒸汽来提高热井表面水蒸气分压力进行热力除氧。还可在凝结水内添加联氨,采用化学除氧。

此外,A公司进行了#4机凝结水补水改造。措施为在原有补水阀门后增加一雾化喷嘴,该雾化喷嘴为螺旋结构,共23只,喷射方向为正上方。此次改造加大了凝结水补水和蒸汽的接触面,加速了热传导,使补给水能迅速达到工作压力下的饱和温度,析出水中的溶氧及其他气体并经真空泵抽离出凝汽器,从补水处整治,降低了凝结水的含氧量。

5结语

本文从凝结水负压段严密性、凝汽器真空严密性、除盐水补水和凝结水过冷度等方面对凝结水溶解氧超标的影响因素进行了分析,介绍了其产生的危害,并提出了改善措施。针对A公司凝结水溶氧量不合格的问题进行了分析和系统改造,一方面对负压系统进行灌水捉漏:另一方面,因除盐水制水系统未配备除碳器,采用热井除氧、补水系统改造等方法,来保证凝结水溶氧量符合技术监督标准。