凝结水溶氧量超标原因分析及改进.pdfVIP

第34卷 第7期 华 电技 术 Vo1．34 NO．7 2012年 7月 HuadianTechnology Ju1．2012 凝结水溶氧量超标原因分析及改进 邱 家煜 (广东粤电靖海发电有限公司，广东 惠来 515200) 摘 要：以某电厂600MW超临界机组为实例，介绍了凝结水溶氧量超标的危害，分析了导致凝结水溶氧超标的因素，提 出了相应的解决措施，供处理类似问题时借鉴和参考。 关键词：600MW超临界机组；发电厂 ；凝结水；溶氧量；真空度；超标 中图分类号：TK264．11 文献标志码：B 文章编号：1674—1951(2012)07—0054—02 状态且过冷度为零，则氧气在液体里的溶解度趋于 1 凝结水溶氧量超标的危害及标准 零。实际上，机组在运行中不可避免地存在真空系 随着发电机组容量的增大和参数的提高，热力 统漏入空气和凝结水过冷的现象。结合机组设备的 系统设备逐渐庞大和复杂，对热力设备的制造材质 设计、安装工艺及长期运行磨损老化等问题，笔者分 和工作介质品质的要求也越来越高。凝结水溶氧量 析认为，凝结水溶氧量大的原因主要有3个方面。 是发电厂重要的汽、水指标之一，凝结水溶氧量超标 (1)机组真空系统严密性不合格，外部空气漏 对机组的危害主要有： 人真空系统溶解于凝结水。 (1)缩短设备的使用寿命。富氧凝结水经热力 (2)凝汽器 回收水和补充水溶氧量大或携带 设备加热，随着温度的升高，溶氧释出与低压加热器 空气。 及凝结水管道金属产生化学反应，造成氧腐蚀而降 (3)凝汽器真空度低，除氧效果不好及凝结水 低机组的可靠性。 过冷度过大。 (2)降低传热效率。设备表面附着氧化物形成 4 凝结水溶氧量超标的分析、查找及应对措施 垢膜，换热热阻增大，影响经济性。大量空气进入凝 汽器后，导致真空度降低和低压缸排汽温度升高，使 4．1 凝汽器真空系统漏点的查找 得凝结水过冷度增大，凝结水溶氧能力大幅度增加， 在机组正常运行期间，分别对真空系统的阀门、 影响机组的经济性和安全性。GB／T12145—2008 法兰、管道焊接处、排大气 口等部位喷射氦气，利用 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定：锅 专用氦气质谱检漏仪检测运行真空泵出口的氦气浓 炉过热蒸汽压力为 18．4—25．0MPa的汽轮发电机 度，从而检查真空系统漏点。使用氦气质谱检漏仪 组，其凝结水溶氧量420 g／L。 查出 1机组 5低压加热器抽汽管道与低压缸焊接 处有一个较大漏点，利用机组检修机会进行修复封 2 机组概况 堵，提高了除氧器的运行温度，机组真空度有了明显 某电厂一期2×600MW机组为东方汽轮机厂生 提高。该漏点漏入的空气经低压加热器逐级 自流换 产的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸 四排汽、 热及低压加热器连排排至凝汽器喉部除氧，对凝结 双背压、纯凝汽式汽轮机，型号为N600—24．2／56(i／ 水溶氧量影响不大，处理后凝结水溶氧量有一定程 566；采用N一32000—1型双壳体、单流程、双背压表 度的降低，长期维持在