汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策

汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策
【关键词】凝结水,溶解氧,空气漏入,过冷度
【论文摘要】本文提出空气的漏入和凝结水过冷是凝结水溶解氧的原因，凝结水溶解氧影响机组经济性和安全性，并且是缓慢的过程，对此提出了对策，供运行和有关部门参考。

大机组随着参数、自动化程度的提高，对热力循环的工作介质的品质要求也越来越高，对汽轮机凝结水的水质要求的标准逐步提高，凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一，下面对凝结水溶解氧量的机理、因素及技术发展进行分析，提出了采取的措施，供设计和运行维护参考。

凝汽器内除氧技术的发展：早先的中低压汽轮机的凝汽器热水井无除氧淋水装置和凝汽器冷却水管束布置不合理，蒸汽直接加热热水井凝结水效果不好等，随着对凝结水水质的要求越来越高，高压机组、超高压机组、亚临界机组凝汽器开始设置有淋水装置和汽轮机排汽直接加热凝结水的设计，来减少凝结水过冷，前苏联和美国电站广泛采用凝汽器鼓泡装置，并且近几十年来，研制了凝汽器加热凝结水的除氧装置和扫气式除氧装置。

凝汽器内鼓泡装置，在热水井的凝结水被蒸汽鼓泡搅动而混合加热，凝结水被加热到饱和温度时，释放出非凝结气体，这种装置在低负荷启动和非正常工况下投运。

加热凝结水的除氧装置是1984年2月Katsumoto ohtake等人提出快速去除凝汽器内凝结水中氧气的除氧装置，凝汽器内设有用隔板分割成明渠和暗渠，明渠中设有加热装置，凝结水先进入明渠被蒸汽加热，对凝结水除氧后流向暗渠，这种设施对全部凝结水加热，使除氧效果更好，除氧时间更短。

扫气式除氧装置是日本Keizo ishida等人于1983年2月提出热水井除氧效果好和阻止氧气重新溶于凝结水的除氧装置，此结构是热水井和冷却水管之间安装两块倾斜上下错开的隔板，隔板固定凝汽器前后壁，凝结水沿此隔板曲折流动，热水井底部引入辅助蒸汽与凝结水流向相反，这样改善凝汽器除氧性能，并且除氧时间短。

1凝结水溶解氧原因分析
凝结水溶解氧的机理：由于凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷，使凝结水中溶解氧，这就是凝结水溶解氧的机理。

空气漏入量增加，凝结水溶解氧量增加，凝结水过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，如果空气不进入和过冷度为零，氧气在液体里的溶解度趋于零，因此凝汽器被设计成象除氧器那样，并且在满负荷时效果最佳，这是理想状态，影响凝结水溶解氧的两个因素是凝结水存在过冷度和空气的进入。

1．1 过冷的原因
凝结水过冷度表征凝汽器热水井中凝结水的过冷却程度，凝结水热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差称为过冷度。

现代装置对凝汽器要求其过冷度不超过0.5—1℃。

过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，因此过冷度不仅影响低压给水系统的腐蚀，而且也影响凝汽器空气漏入量的估算，机组的经济性和安全性。

过冷的原因：由于蒸汽从排汽口向下部流动时产生阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷，此外蒸汽被冷却成液滴时，在凝汽器冷却水管间流动，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷，以及空气漏入，空气分压力增大，蒸汽的分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷，如果抽气器不能及时抽出，增大了传热阻力，
也使过冷度增大，从而使凝汽器溶解氧量增大；热水井水位高于正常范围，铜管淹没，使下面几排铜管中的冷却水又带走一部分凝结水的热量而产生过冷却，过冷度增加，凝结水的溶解氧增加；循环水温度过低和循环水量过大，凝结水被过度冷却，过冷度增加，溶解氧相对增加；凝汽器内的淋水装置，它是将凝结水分成细小的水滴，与蒸汽逆流被重新加热，减少过冷和除掉水中的溶解氧，淋水装置将影响凝结水过冷和溶解氧量；凝汽器设计负荷以及设计合理的凝结水再次被加热。

1．2 空气进入的原因
根据美国热交换学会的规定，设计和性能合理的凝汽器，在过冷度为零时，空气的漏入量为0.17m3/min，这时凝结水的溶解氧量为7微克/升，当空气漏入量为0.283m3/min，凝结水的溶解氧量为14微克/升。

空气漏入凝汽器，增大了空气的分压力，因而增加了空气在水中的溶解度，使凝结水中溶解氧量增加，凝结水溶解氧量随空气漏入量增加而增加，凝结水溶解氧量影响低压给水系统的腐蚀。

空气的进入的原因：凝汽器补充除盐水带入的氧气，椐《世界工业信息》1988年7期《氧气发生器在鱼卵化场中的应用》（美）Konaldj.Lewandowski报道，水中溶解氧量取决于温度、海拔高度详见表1，补充水溶解氧是凝结水的近千倍，可见对凝结水溶解氧的影响是很大的；蒸汽夹带进的氧气，这个数量是很小的；真空系统漏入的空气带入的氧，这是凝结水溶解氧的主要来源，如真空系统的设备因振动、塑性变形、膨胀不均等，出现裂纹、断裂等，使空气进入，以及阀门盘根和管道的接头等漏泄；机组负荷低，蒸汽流量小，处于真空状态下工作的区域扩大，漏入的空气量大大增加；凝汽器铜管腐蚀或破裂漏泄、胀口漏泄循环水漏入热水井，不仅影响水质，而且影响凝结水溶解氧量，虽然溶解氧量很高，但循环水的漏量是很小的，且漏泄的几率很小；各种疏水回收带入的氧，如生水加热器疏水、凝结水回收水箱疏水、热网加热器疏水、锅炉疏水箱疏水等，疏水中夹带着空气和溶解氧，对于闭式不接触大气的疏水，溶解的氧相对较少，而对于接触大气的疏水受温度的影响较大，温度低溶解的氧较多，温度高溶解的氧较少。

凝汽器内空气等不凝结气体的进入是不可避免的，首先尽最大努力减少空气的进入，然后将进入的不凝结的气体及时排除，防止氧气重新溶解于凝结水中。

所以真空泵或抽气器的效率的高低及空抽区设计是否合理直接影响凝结水的含氧量，在不凝结气体量一定的情况下，抽出的气体量多，重新溶解于凝结水中的氧量少，反之亦然。

表1在各种温度及三种海拔高度情况下溶解于水中的氧气的平衡浓度单位：毫克/升
凝结水存在溶解氧威胁机组的经济性和安全性，凝结水溶解氧量较大时，会引起凝结水系统的腐蚀，还会引起凝结水进入给水系统的腐蚀产物，影响水质。

因此从设计、检修、运行维护等各方面引起足够的重视，减少凝结水系统的腐蚀，提高凝结水温度，提高机组的经济性和安全性。

（1）设计、安装中：改进冷却水管束的布置，在管束中设计适当留有汽流通道，保证有一部分排汽直接通至凝汽器底部，加热凝结水，减少过冷度，以减少凝结水溶解氧量，以及抽汽口的位置应离开凝结水远一些，借以减少凝结水过冷度；凝汽器进口到抽汽口的途径应力求直接，且有足够的流通面积，蒸汽进入管束的流速不超过50m/s，减少阻力，降低凝结水的过冷度，从而减少凝结水溶解氧量；凝汽器内淋水装置合理选择；循环水量优化设计；凝汽器补充除盐水、有关疏水设计最好排到凝汽器喉部，对轴封冷却器、低压加热器等疏水回收，排放点在凝汽器热水井水位线上。

汽轮机排汽口与凝汽器连接采用柔性连接，防止运行中膨胀不畅，出现裂纹，空气漏入。

凝汽器安装后做泡水试验；冷却水管用扩管或密封圈连接与管板上，保证具有高度的严密性和进行水压试验。

（2）检修中：机组检修中检查凝汽器内的除氧装置；消除阀门的漏泄，尤其是关键的阀门，如：汽包的事故放水、高压加热器的危急疏水门、给水管道的放水门等减少汽水损失，以减少凝汽器的补充水量；对真空系统泡水查漏。

重点检查的部位，如凝汽器喉部、低压抽汽蒸汽管道、低压缸法兰结合面。

对凝汽器水位调节器和轴封压力调节器检修；对真空泵进行检修，保持真空泵效率，以便及时抽出凝汽器内不凝结气体。

（3）运行中：运行中加强对过冷度、真空严密性、循环水量和循环水温等监视，采取的对策如下：凝汽器水位自动调节器投入运行保持水位在正常范围内，防止水位过高淹没铜管；加强调节减少汽水损失率，从而减少凝汽器的补水量；轴封压力调节器投入运行，控制在规定值内，防止空气从低压轴封漏入；通常冷却塔设计循环水温度在12—33℃之间，主要受当地的气候条件影响，大型冷却塔采用分区运行，改变水温度，但是循环水温度的调节非常困难；根据负荷对循环水量的调节，保持合适的循环倍率，冬季循环水温度低于某值（经试验确定），可以停止一台循环水泵运行，减少循环水量，低负荷时，根据负荷和水温，对照试验曲线，利用凝汽器出入口门，调整循环水量，减少凝结水过度冷却，但循环水量的调节是有限的，根据美国热交换学会规定，凝汽器端差应控制在不低于5℉（1℉=5/9℃），以及考虑循环水被用来冷却其它设备，因此调整凝结水过冷度时应从整个循环水系统来考虑；运行中凝汽器铜管漏泄，及时停止堵管；分析机组负荷变化时，凝结水溶解氧量变化的规律，如果溶解氧量增加说明微正压系统漏泄，如低压抽汽管路、轴封系统等。

通过对凝结水溶解氧量原因及分析，得出从设计、制造、安装、检修、运行维护等各个方面应认真重视，减少空气进入和降低过冷度，可有效控制凝结水溶解氧量，从而保证机组安全、经济运行，但目前机组运行中有的机组凝结水溶解氧量或过冷度还很大，因此必须引起高度重视，做细致工作，认真分析，找出原因及变化规律，加以改进，凝结水溶解氧量达到标准是完全可以实现的。

参考文献：1电站辅机---日本电站凝汽器的技术研究进展王冠群1990 年5月2．汽轮机原理---华中工学院翦天聪1985年8月。