对某电厂600MW机组凝结水溶氧高的分析与检查具体实例.docx

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? ?