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CCLN660-25_600_600型汽机凝结水含氧量超标原因分析及系统改造 全国火电６００ＭＷ级机组能效对标及竞赛第十六届年会论文集汽机 ＣＣＬＮ６６０．２５／６００／６００型汽机凝结水含氧量 超标原因分析及系统改造? 于松峰程保平刘雪峰董富文 （许昌禹龙发电有限责任公司河南许昌４６１６９０） 【摘要】根据热力除氧原理，利用凝结水含氧量在线监测及ＣＲＴ在线监测技术，通过对电厂凝结水溶解氧在实际运行中存在超标问题，结合化学制水设备特点和机组疏水系统运行方式、凝结水运行方式、汽泵机械密封水运行状况等进行分析，研究造成凝结水溶解氧超标原因，提出改造方案和有效措施并实施，取得了预期的效果，为机组的安全经济运行提供可靠保证。 【关键词】凝结水含氧量热力除氧密封水机械密封补水 ０概述 凝结水含氧量大是长期困扰许昌龙岗有限责任公司安全生产的一大技术难题，凝结水含氧量大是导致低压换热器管束腐蚀、凝结水系统管道阀门腐蚀，以致降低设备寿命的重要原因，故大型火力发电厂对凝结水要求非常严格。我公司＃３、＃４（ＣＣＬＮ６６０—２５／６００／６００型）为超超临界高压机组，按规定凝结水溶解氧应≤４０ｐｇ／ｌ，改造前，我公司＃３、＃４机组凝结水含氧量一直都在不合格范围内。凝结水含氧量高技术难题解决不了，长此以往，将使凝结水泵、轴封冷却器、轴封加热器、低压加热器等设备及管道受到严重氧化腐蚀，以致降低设备使用寿命，对机组安全、经济、稳定生产极为不利。 １凝结水溶氧超标对发电机组的危害 根据电力技术监督的规定要求，凝结水溶氧含量≤４０ｐｇ／Ｌ。凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面： １．１缩短设备的寿命 为了提高机组的循环效率，采用了回热循环，当含氧量较高的凝结水通过回热设备及其附属管道时，会对这些设备造成腐蚀。因为氧与金属可以形成原电池，使金属产生电化学腐蚀，使各辅助设备的使用寿命受到影响，降低了机组运行的可靠性。 １．２降低回热设备的换热效率 在汽轮机的回热系统中，采用的是表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热面上，形、成疏松的附着层，同时，凝结水中含氧过多，会使换热面上形成一层薄膜，均使换热热阻增大，降低循环的热效７ 全国火电６００ＭＷ级机组能效对标及竞赛第十六届年会论文集汽机率。 １．３影响机组的真空 为了保证机组的稳定经济运行，凝汽器必须处于高度的真空状态。过多的空气漏入凝汽器，会造成真空降低，一方面会影响机组的经济性，严重时将降低机组的出力；另一方面，也使得抽气系统的抽气负荷增加，增加了厂用电量。 ２凝结水含氧量大原因分析 造成凝结水含氧量大的原因很多，经结合实际、深入分析，专业技术攻关小组认为，造成我公司＃１、＃２机凝结水含氧量大的原因主要有以下几个方面： （１）真空系统严密性不好，有空气进入凝汽器； （２）凝结水过冷度大： （３）真空除氧装置没有发挥应有的作用； （４）凝汽器热水井水位维持较高； （５）凝结水泵盘根密封水压力低或运行中使用除盐水； （６）汽轮机及给水泵小汽机汽封系统运行不正常，降低机组真空泄漏率。 （７）给水泵机械密封水压力和环形水箱补水控制不当漏真空 ３解决凝结水含氧量大所采取的措施 ３．１给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响和改进措施 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，岛压回水至除氧器，低压回水经Ｕ型水封筒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，造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏，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，运行给水泵密封水低压回水溶解氧达到２００ｕｇ／１，备用给水泵密封水低压回水溶解氧达到３００ｕｇ／１，接近溶解氧饱和数值。 ３．１．１当凝泵切为变频运行时，因凝泵出口母管压力降低到１．８ＭＰａ左右，导致给水泵密封水压下降，密封水调门调节特性差，密封水压力下降，此时造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏；此时应适当提高凝结水母管压力，监视和调整给水泵密封水压力在ＩＯＯＫＰａ左右，避免密封水低压回水系统漏真空。 ３．１．２因为给水泵密封水调门、ｕ型水封筒补水手动门、密封水回水到凝汽器手动门之间难以协调配合，当密封水回水到凝汽器手动门开度较大时，Ｕ型水封筒上部空气手动门会吸空气，所以当真空缓慢降低时，应检查Ｕ型水封筒上部空气手动门后是否吸空气，如果此种情况发生时，应适当关小密封水回水到凝汽器手动门，适当开大Ｕ型水封筒补水手动门，保证给水泵密封水低