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摘要：本文针对本厂直接空冷机组凝结水溶氧长期超标的问题进行了较全面地分析，查明了其超标原因，采取了一些处理措施。通过机组运行实践证明：取得了较好的效果，但也发现了一些不足，需要进一步加以完善，以便更有效地解决凝结水溶氧超标的问题，为直接空冷机组的安全、稳定与经济运行奠定良好的基础。
关键词：直接空冷 凝结水     溶氧超标处理

1 概述
大唐太原第二热电厂目前直接空冷机组有两台：装机容量600MW，即#10、#11机组分别为300MW直接空冷机组。
#10、#11机组分别于2006年12月份和2007年4月份投产，由于机组凝结水系统设计问题、空冷面积庞大、系统严密性难以保证等原因，机组自投产以来，凝结水含氧量一直超标。#10机组凝结水溶氧从投产到现在，凝结水溶氧在80－820μg/L的范围运行；#11机组从投产到2008年5月（凝结水系统改造以前）在80－800μg/L的范围运行。由于直接空冷机组凝结水溶氧没有控制标准，所以运行中一直参照水冷机组凝结水溶氧标准≤30μg/L 的要求进行监督统计，这样统计结果是：#10、#11机组凝结水溶氧自投产以来一直超标，合格率为0％。
为了解决#10、#11机组凝结水溶氧超标问题，在2008年6月份#11机组中修时，对该机凝结水及补水系统进行了改造，改造后其凝结水溶氧在25－358μg/L的范围运行，其超标范围明显缩小，有时凝结水溶氧还能控制在合格范围。而根据2009年1月山西电科院贯标内容：国标GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（在审批中）的要求，直接空冷机组凝结水溶氧控制指标为≤100μg/L。从2009年2月份开始按照此标准进行监督统计，经改造后的#11机组凝结水溶氧的合格率已达到96％以上，达到水汽监督指标单项合格率的要求。
2 直接空冷机组凝结水溶氧超标原因分析
2．1 直接空冷凝结水过冷度对其溶氧的影响
直接空冷凝汽器的运行过程从除氧角度来说，相当于一个混合加热式真空除氧器，其除氧原理类似于热力除氧器，只是除氧饱和压力不同。
根据气体溶解定律（亨利定律）可知，气体在水中的溶解度与此气体在气水界面上的分压成正比。也就是说，凝结水的温度越接近于排汽压力对应的饱和温度（凝结水过冷度越小），那么气相中除蒸汽以外的其它气体（氧气、二氧化碳等）的分压越小，水相中气体的溶解度也越小。即过冷度越小, 机组凝结水的含氧量越小。在湿冷机组中一般凝结水的过冷度控制在0.5~1℃以内，而且湿冷机组的过冷度也比较容易控制（受湿球温度控制）。但直接空冷机组的过冷度（受干球温度控制）就比较难控制，直接空冷机组的过冷度由于受天气变化的原因，一天变化的范围也比较大，特别是在冬季空冷机组凝结水的过冷度比较大而且不容易控制，一般都在3℃以上，我厂冬季过冷度一般在3－6℃。另外空冷系统冷却面积非常庞大，局部过冷非常容易发生。因此相对应的凝结水溶氧值也比较高。
2．2 机组真空严密性对凝结水溶氧的影响
机组真空严密性好也就是负压区漏点少，负压区进入的空气少则凝结水溶氧小，因为凝结水氧气的来源主要是外界漏进凝汽器的空气中的氧气，将凝汽器的漏点消除，凝结水的溶氧值就会明显下降。
衡量真空严密性好坏的依据是在真空严密性试验时，以平均每分钟在真空系统中升高的压力值，单位为Pa/min。
我省几家直接空冷厂数据大小不同，真空严密性最好的一次为87Pa/min，其它机组一般都在110~400Pa/min之间，而且随着机组的运行时间的延长，真空系统严密性指标有可能会变差。解决此问题就必须要求相关专业人员认真地对真空的严密性进行检查，找出真空系统的漏点，提高机组的真空严密性，从而提高机组运行的经济性，降低凝结水溶氧。
经专业人员调研总结：如果湿冷机组的严密性标准为400Pa/min，则直接空冷机组的真空严密性定为100-130Pa/min更为合理。但目前直接空冷机组的真空严密性普遍较差，很难达到这个水平，我厂也不例外。因此，凝结水溶氧普遍超标。
2．3 凝结水补充水溶氧对凝结水溶氧的影响
系统的除盐补充水在制备过程中，与大气进行了充分的接触，也就是说，补充水的溶解氧几乎达到了饱和的状态。根据氧气在大气的分压以及氧气的亨利系数可计算出20℃水中溶解氧浓度8900μg/L。是合格凝结水溶氧的近300倍。对于一台300MW机组，如果补充水为1%的话，凝结水补充水的流量约为10t/h左右，如果补水不能很好的进行除氧，则根据物料平衡可计算出凝结水的溶氧含量将会增加85μg/L，因此可见，补充水本身对凝结水溶氧会产生较大的影响。
2．4 补水方式对凝结水溶氧的影响
目前，大型湿冷机组出于经济性的考虑，锅炉补充水的绝大部分从凝汽器补入而不从除氧器补入，补充点从凝汽器喉部以喷雾状态补入。补水温度虽然低于凝汽器的排汽温度, 但雾化的补水直接与相对较高温的汽轮机乏汽进行传热传质交换过程, 这样既能达到强制冷却排汽的作用, 又能很快将补充水被加热到当时背压下的饱和温度，使溶氧从补水中逸出。另外，湿冷机组背压较低，也就是真空较高，也有利于溶氧从补水中逸出。从而，完成在凝汽器内的真空除氧过程,溶氧的含量也基本在合格范围之内。
直接空冷机组由于本身背压较高，真空度较低，不利于除氧，而且从各厂的情况看补水方式也各不相同，最终造成的除氧效果也各有差异。
我厂#10、#11机组凝结水化学补水方式是：采用布置在空冷凝汽器排汽管道下部扩容器上安装大喷头向下喷水进入凝结水箱，该补水方式热交换效果及除氧效果均较差。且该装置在设计制造时选择喷头及补水空间位置不合理，无法满足除氧效果应具备的三个条件即：一是加热蒸汽的流量和温度能足以使除氧水温度达到饱和状态。二是除氧水须进行充分雾化（空间大）。三是雾化后应保证除氧水有足够的氧的逸出和排出时间（流程长）。因此，使补入的水除氧效果严重偏离设计标准，导致凝结水含氧量偏高。
3   直接空冷机组凝结水溶氧超标处理措施
       为了解决#10、#11机组凝结水溶氧超标问题，我厂有关技术人员到同类设备的电厂进行了调研，根据凝结水溶氧超标的原因，研究制定了一些解决措施，并利用机组检修机会首先在#11机组上予以实施，具体实施措施如下：
3．1利用机组中修机会，由山西省电力科学研究院负责，对#11机组真空系统的严密性进行认真全面地的检查，对查出的漏点，进行了消除工作。
3．2 改进补水方式，将化学补水管位置抬高，将补水点改在汽轮机排汽喉部上方。此部位具备热力除氧的三个条件（必须将水加热到工作压力下的饱和温度，汽水两者之间必须有充分的接触面积，必须及时排出析出的氧气）。化学补水经过雾化后可充分利用乏汽进行除氧，汽源充足，补水位置在高处落差大，汽水有充分的接触加热时间能够保证加热到饱和温度。距离真空抽气口流程较长，析出的气体可以很容易的被真空泵从抽气管道排到大气中。
3．3 由连云港利源电力节能设备有限公司负责，对我厂#11机组凝结水系统进行改造，在化学补水管位置抬高，将补水点改在汽轮机排汽喉部上方的基础上，安装了一套“空冷机组科学补水真空除氧装置”。将原化学补水管上进入凝结水箱的大喷头改为机械旋流雾化喷嘴，机械旋流雾化喷嘴数量的确定：喷嘴在不排除压力损失和阻力的理想状态下的流量为2t/h或3t/h，喷嘴具体数量及安装分配情况是：
第一组、1、2单元18个喷嘴×2t/h；
第二组、3、4单元18个喷嘴×2t/h；
第二组、5单元10个喷嘴×3t/h；
故该型补水装置最佳出力为:102t/h，总共安装了46个喷嘴。
喷嘴原理：补水喷嘴选用为小流量空心锥扇形喷嘴（喷嘴的材质选用:1Cr18Ni9Ti.），通过对多喷嘴集管的相邻喷雾之间合理的叠加排序，形成整个喷雾断面上喷射均匀的效果，传热传质充分，且有利于气体的析出。
该装置设计参数是：补水工作压力: 0.7MPa ，补水温度:30℃ ，补水量: 100t/h。
4   改造后达到的效果及不足
4．1 #11机组凝结水系统改造后的效果
4.1.1设备满足空冷汽轮机组运行中补水量要求。
4.1.2 凝结水补水经喷嘴雾化补水到排汽装置后，实现真空除氧的要求，有效降低了补水的含氧量。凝结水的过冷度也有所降低，冬季最低可控制到2℃。从而使凝结水溶氧含量有效降低，其凝结水溶氧含量已达到国标GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》新标准的要求，其合格率已达到水汽品质单项合格率96％以上的指标要求，效果较明显。
4.1.3强化了热交换，降低了排汽温度，改善了机组真空，回热经济性明显提高。
4.1.4在一定程度上减轻了除氧器对凝结水溶氧的处理负担。
具体改进效果见2008年-2009年的监督统计数据表：
2008年#10、#11机组凝结水溶氧统计表