华电红电-凝结水溶解氧超标的原因及处理

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1、2013年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文凝结水溶解氧超标的原因分析及处理华电新疆红雁池发电有限公司红雁池电厂章旭、郑春华[摘要]2011年进入冬季供热之后，华电新疆发电有限公司红雁池电厂2号机组的凝结水溶解氧一直不能达到合格范围，溶解氧合格率逐月下降，针对2号机凝结水溶解氧超标问题进行全面排查调整，查找出2号机组凝结水溶解氧超标的原因，对存在问题进行处理，并总结出凝结水溶解氧超标后的调整方法。[关键词]凝结水溶解氧；过冷却；返氧；分析；处理前言华电新疆发电有限公司红雁池电厂2号汽轮机为北京重型电机厂生产的200MW超高压、中间再热、单轴三缸、双排汽供热抽汽式汽轮机。机组型号

2、为N（C）200/160-12.75/535/535。机组热力系统共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。其凝汽式系北京重型电机厂生产的单壳体对分流双流程表面式凝汽器，可单独进行半面清洗，换热管为铜合金管，用淡水冷却，型号为N-11300。凝汽器补水为化学补充的除盐水。1凝结水溶解氧存在问题依据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2008标准，过热蒸汽压力为12.7~15.6Mpa的水质标准我厂凝结水溶解氧控制在≤40μg/L。2011年10月28日后华电新疆发电有限公司红雁池电厂2号机组的凝结水溶解氧就出现有超标的现象，从2011

3、年10月后凝结水溶解氧的合格率逐渐下降，严重影响了机组的安全运行，2号机组凝结水溶解氧合格率统计见表1：表12011年9-2012年2月2号机组凝结水溶解氧统计时间2011年9月2011年10月2011年11月2011年12月2012年1月2012年2月溶解氧合格率%10088.0288.1376.397.8635.62由表1看出2号机组的凝结水溶解氧的合格率从2011年10月后就存在不合格现象，在2012年1月合格率最低，全月中合格次数很少。2凝结水溶解氧超标的原因分析2.1查找在线表计和取样点测量是否存在问题由热工仪表班对表计进行了核对和校验，并将2号机组凝结水溶解氧的电极与

4、除氧器溶解氧的电极进行更换，确证表计在更换电极后，显示数据无变化，证实在线仪表的准确性，远传测量设备也无异常和缺陷。同时在2号机组低温取样架取样化验和在2号凝结泵出口就地取样化验进行比对，2号机组低温取样架取样在线表计显示51.5μg/L，2号凝结泵出口取样手工化验60μ672013年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文g/L，证明2号机凝结水溶解氧取样点正确和取样管无泄漏，实验数据是真实可靠的，可以作为后期检查过程中观测和调整的依据。2.2机组负荷和热网供热对凝结水溶解氧的影响因素及变化通过观察发现，2号机凝结水溶解氧的变化与热网供热量成正比，而与机组负荷成反比。即在机组负荷不

5、变的情况下，随着热网供热量的增加，2号机凝结水溶解氧有增大的趋势；在热网供热量不变的情况下，随着机组负荷的增加，2号机凝结水溶解氧有减小的趋势。如下表：负荷MW100105110120130140150溶解氧值μg/L50403318.68.22.30由于我厂汽轮机组是供热抽汽式，因此低压缸进汽量与机组负荷成正比，而与供热抽汽量成反比。由此表可知：2号机凝结水溶解氧的变化与低压缸进汽量成反比。因此，当机组负荷不变而供热抽汽量增大时，低压缸进汽量减少是2号机凝结水溶解氧超标的原因之一。2.3真空系统对凝结水溶解氧的影响2.3.1由于低压缸进汽量减少，背压降低，从而使与低压缸相关的整

6、个负压系统抽汽压力下降，会导致真空严密性下降。为避免空气漏入凝汽器，首先将轴封冷却器的疏水外排，关闭了轴冷至凝汽器的疏水门，并调整了轴封供汽压力，并进行观察发现：当轴封供汽压力达到60kPa以上后，机组排汽温度、端差等均在合格范围，真空无明显变化，凝结水溶解氧有指标一定的改善，但仍达不到合格值，如下表：真空kPa8383.5848585.58687溶解氧值μg/L475038284042372.3.2为进一步检查机组的真空严密性，对1、2号机组同时进行了低负荷的真空严密性试验：2012.02.15进行1号机真空严密性试验，轴加空气门开启，轴封供汽压力65kPa，2-8低加空气门关

7、闭，轴冷水位150mm,试验参数如下：负荷MW甲排压力kPa乙排压力kPaDEH真空kPa甲排温度℃乙排温度℃试验前11387.788.287.941.748.930秒后11387.788.287.841.748.91分00秒后11287.48887.745.451.91分30秒后11287.387.987.54854.22分00秒后11287.187.787.45056.92分30秒后1128787.687.353.759.33分00秒后11286.887.487.157.26