分析凝结水溶解氧偏高的原因.doc

内蒙古工业大学本科毕业论文摘 要在火电厂机组运行正常情况下，凝结水溶解氧量是合格的，但是因为许多原因，导致凝结水溶解氧偏高，使机组不能安全稳定的运行，所以必须对凝结水溶解氧偏高的原因进行分析并且使其溶氧量达到标准值。本文从凝结水系统入手，通过介绍该系统的组成，得出凝结水在整个系统中的流程。而凝结水在循环使用中，不可避免地含有腐蚀物和杂质，而随着电厂机组容量的增大，对水质要求提高，又必须对凝结水进行精处理。然后通过介绍凝结水精处理系统，分析凝结水受污染的原因以及精处理系统需经过过滤和除盐两部分，去除金属腐蚀产物和悬浮杂质以及溶解盐类,但是凝结水溶解氧量偏高所产生的危害却未能消除。接着介绍凝结水溶解氧量偏高所带来的危害，以及可能引起溶解氧量偏高的原因和解决措施，最后以蒙达发电公司和山西武乡和信发电公司为例，根据这两个电厂溶解氧偏高原因的分析以后，都采取相应的有效措施，来降低溶解氧以达到标准值，使机组可以正常运行，这样既提高了资源的利用率，也减少了生产运行成本。关键词：凝结水；精处理；溶解氧；AbstractCoal-fired power plants operation in normal circumstances，condensate dissolved oxygen is qualified, because of many reasons, resulting in condensate dissolved oxygen is high , so that units can not be a safe and stable operation, it must be reasons for the high condensate analysis of dissolved oxygen and let dissolved oxygen reach standard value.This paper introduces condensed water from the system ,according to introducing the composition of the system obtained in the condensate flow in the system.The condensation of water recycling, inevitably contain corrosive and impurities, and with the power unit capacity increases, improve water quality requirements, but also must be polishing condensate.Then by introducing the condensate polishing system, the analysis of the causes of contaminated condensate polishing system, and should be filtered and the desalination of two parts, the removal of metal corrosion products and suspended impurities and dissolved salts, but high levels of dissolved oxygen of the harm in the condensate is not removed. Then introduced the high levels of dissolved oxygen in the condensate harm, and may cause high levels of dissolved oxygen causes and solutions,. Finally,Mengda power generation companies and power companies and Xinhe of Shanxi Wuxiang example, according to these two causes of the high dissolved oxygen plant, after they take appropriate and effective measures to reduce the dissolved oxygen to meet the standard value, the unit can be Normal operation, this not only improves the resource utilization, but also reduce the operating costs of production.Keywords: Condensate; polishing; dissolved oxygen; 目 录引言1第一章 凝结水系统21.1凝结水概述21.2 凝结水系统组成21.2.1凝结水泵及其管道31.2.2凝结水精处理系统41.2.3轴封加热器及凝结水最小流量再循环41.2.4低压加热器51.2.5补充水系统61.3除氧器介绍6第二章 凝结水精处理概述82.1凝结水受污染原因82.2凝结水精处理的目的92.3凝结水处理的重要性102.4凝结水精处理系统112.4.1凝结水过滤122.4.2凝结水混床除盐142.5凝结水处理设备与热力系统的连接方式172.5.1低压凝结水精处理系统172.5.2中压凝结水精处理系统17第三章 凝结水溶解氧偏高原因的分析183.1凝结水溶解氧偏高的原因183.2凝结水溶解氧偏高的危害203.3凝结水溶解氧偏高的解决措施213.4分析凝结水溶解氧偏高原因实例233.4.1蒙达公司凝结水溶解氧超标原因分析及改造233.4.2 600MW直接空冷机组凝结水溶氧偏高分析及解决措施25结论29参考文献30谢辞31 引言作为国家基础设施的一部分，火力发电厂可谓是用水大户，我国电力工业发展迅速，火电厂用水困难问题也日益突出，而环保要求日趋严格。虽然我国水资源总量丰富，但人均水资源占有量仅相当于世界人均水资源占有量的1/4，在全国600多个城市中，有400多个城市存在供水不足的问题，其中缺水比较严重的城市有110个，全国城市缺水年总量达60亿立方米。同时，水资源在全国范围的分布严重不均。又由于水资源主要依靠大气降水来补充和再生，因此，受到不同地区、不同的气候影响，人类经济活动的周期内，水资源的储量是不恒定的，水资源的状态很脆弱，恢复能力也很弱，同时由于人类对水资源的过度开采以及工业对水生系统的污染，因此，我国的水资源面临着严峻的危机。所以必须对电厂用水进行处理，以节省水的用量。因为直接空冷机组的节水优势特别明显，所以在我国比较缺水的北方地区被大量火电厂运用。与湿冷机组相比较，其真空系统虽然十分庞大，但系统的严密性相对要好，运行中的大部分机组真空严密性都在0.2kpa/min，只是凝结水溶氧普遍大于100g/L。又因为凝结水在锅炉给水中所占比例较大，所以必须保证凝结水的品质，以使机组正常安全运行。而根据溶氧量的标准规定，我们知道普遍直接空冷机组的凝结水溶氧量超标。而凝结水溶解氧大幅度超标或长期不合格，会加速凝结水管道和低压给水管道及设备腐蚀，严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。因此，降低溶解氧量对于火电厂具有重要的意义。第一章 凝结水系统1.1凝结水概述凝结水是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。而实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。由于热力系统存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。凝结水的流程如下图1-1所示。凝结器热井凝结水泵凝结水精处理装置除氧器低压加热器轴封加热器 图1-1 凝结水的流程1.2 凝结水系统组成凝结水系统是指由凝汽器至除氧器之间相关的管道与设备。它的主要作用是加热凝结水，并将凝结水从凝结器热井送至除氧器。对于超临界的机组，锅炉给水的品质要求很高，因此凝结水系统还要进行除盐净化，此外，凝结水系统对凝结器热井水位和除氧器水位也要进行必要的调节，以保证整个系统的安全运行。凝结水系统是电厂汽水系统中一个必不可少的组成部分。凝结水系统及其设备的设计、选型是否合理，对锅炉给水品质、机组效率、汽水系统的稳定运行乃至机炉安全等都有较为重要的影响4。在火力发电厂中，水进入锅炉吸收热量后，转变为具有一定压力和温度的蒸汽，送入汽轮机中膨胀做功，做完功的蒸汽排入凝汽器被冷却水冷却变为凝结水。凝结水由凝结水泵送到凝结水经处理系统中进行深度净化后在送入到低压加热器，加热后送至除氧器，除氧后的水再由给水泵送到高压加热器加热，然后经省煤器进入锅炉。虽然水汽循环是在密封条件下进行，但是由于锅炉水质不合格时需排放污水以及水汽系统泄漏等原因，免不了有损失。为了维持热力系统的正常水、汽循环运行，就要用补给水补充这些损失，补给水也要经过净化处理把水中有害杂质去除后才能再补入除氧器2。超临界直流锅炉机组水汽循环流程图如图1-2所示1。图1-2 超临界直流锅炉机组水汽循环流程1-锅炉；2-汽轮机；3-凝汽器；4-凝结水泵；5-凝结水精处理系统；6-低压加热器；7-除氧器；8-给水泵；9-高压加热器；10-补给水处理系统对于亚临界和超临界机组的凝结水系统，它们的系统组成包括两台100%容量立式凝结水泵（型号：C720III-4，）、凝结水精处理装置、一台轴封加热器，四台低压加热器，一台凝结水补充水箱和两台凝结水补充水泵。同时，为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行时安全可靠，系统还设置了许多的阀门和阀门组。其系统组成部分如下：1.2.1凝结水泵及其管道凝结水泵就是从凝汽器下部热井中将凝结水抽出经过轴封加热器，然后依次经过低压加热器加热，最后进入除氧器。目前凝结水泵大多采用离心式泵。离心式泵的主要工作部件是叶轮1。叶轮安装在泵壳2内，并紧固在泵轴3上，泵轴由电机直接带动。泵壳中央有液体吸入4与吸入管5连接。液体经底阀6和吸入管进入泵内。泵壳上的液体排出口8与排出管9连接。如下图1-3所示。离心泵的工作原理是当原动机带动叶轮旋转时，叶轮中的叶片迫使流体旋转，即叶片对流体沿它的运动方向作功，从而使流体的压力势能和动能增加。同时，流体在惯性力的作用下，从中心向叶轮边缘流去并以很高的速度流出叶轮进入压出室(导叶或蜗壳)，再经扩散管排出，这个过程称为压出过程。由于叶轮中心的流体流向边缘，在叶轮中心形成低压区，当它具有足够的真空时，在吸入端压强的作用下，流体经吸入室进入叶轮，这个过程称为吸入过程。由于叶轮连续地旋转，流体也就连续地排出、吸入，形成离心式泵的连续工作3。 凝结水泵轴封要有良好的密封性能，不允许发生泄漏现象。凝结水泵轴封应采用机械密封。泵要能在出口阀关闭的情况下启动，而后开启出口阀门，也能承受短时间 的反转。保证凝结水泵连续、稳定运行是保障电厂发电机组安全、经济生产的重要环节之一。 图1-3 离心式泵 1.2.2凝结水精处理系统凝结水精处理是有效解决亚临界或超临界直流炉的凝结水水质问题、确保机组正常运行的重要手段。对于以前的小机组，并不进行凝结水的精处理，因为亚临界以上的机组对水质的要求较高，所以凝结水系统必须加装凝结水精处理系统。凝结水精处理装置的主要作用是除去凝结水中所含的过量盐分，保证锅炉给水品质。凝结水精处理装置需采用中压系统的连接方式即无凝结水升压泵，就是直接将凝结水精处理装置串联在凝结水泵出口处。这种系统的优点是设备及阀门少(节省了两台凝结水升压泵及其再循环管路、阀门等)，系统较简单；缺点是精处理装置需承受的凝结水压力较大。1.2.3轴封加热器及凝结水最小流量再循环轴封加热器是一种表面式热交换器。它用于凝结轴封漏气及门杆漏气，并依靠安装在轴加顶部的轴封风机不断排汽来维持整个轴封漏气系统的微真空状态，以避免蒸汽漏入环境或汽机润滑油系统。同时为维持上述真空状态，降低轴封风机的功率，必须保证有足够的凝结水量流过轴封加热器来完全凝结轴封及门杆漏气4。在汽轮机级内，主要是在隔板和主轴的间隙处，以及动叶顶部与汽缸(或隔板套)的间隙处会存在漏汽。此外，在汽轮机的高压端或高中压缸的两端，在主轴穿出汽缸处，蒸汽也会向外泄漏，这些都将使汽轮机的效率降低，并增大凝结水损失。在汽轮机的低压端或低压缸的两端，因汽缸内的压力小于大气压力，在主轴穿出汽缸处，会有空气漏入汽缸，使机组真空恶化，并增大抽气器的负荷。汽缸两端的轴封称为端轴封或外轴封，以便与汽缸内阻止级内漏汽的隔板轴封相区别。端轴封和与它相连的管道和附属设备组成轴封系统，为阻止高、中压端轴承蒸汽外漏以便减小漏汽损失，或者为了阻止空气漏入汽轮机低压段而影响机组真空，在汽轮机汽缸两端均需要安装曲径轴封，设置了轴封装置，然后用轴封漏汽来加热凝结水。凝结水系统设有最小流量再循环系统，自汽封加热器后的凝结水管路接出，经最小流量阀回至凝汽器热井。该系统的作用有两个：一是保证在机组起动和低负荷时通过凝结水泵的流量在最小流量以上，防止凝结水泵过热和汽蚀；二是保证在机组起动和低负荷时有足够的凝结水通过汽封加热器，保证对轴封漏汽的良好冷却，维持汽封加热器汽侧微真空，从而保证轴封系统的正常运行。1.2.4低压加热器凝结水系统一般有四个加热器，均采用表面式加热器，低压加热器有两个为卧式，均采用小旁路，另两个低压加热器为卧式组合结构并置于凝结器喉部，均采用大旁路。如果加热器为卧式、全焊接型，就能承受高真空、抽汽压力、连接管道的反作用力及热应力的变化。加热器管侧设有泄压阀，用来当加热器的进水阀与出水阀关闭且壳侧存有抽汽时，保护加热器不会因热膨胀而超压。低压加热器汽侧压降要求不大于0.02MPa，且不大于与相邻低加压差的30%，以保证低加疏水顺畅。而表面式加热器的特点是存在热阻，一般不能将水加热到该加热蒸汽压力下的饱和温度，而且金属消耗量多，造价高，组成的系统简单，泵的数量少，投资少，运行、管理维护方便。低压加热器的作用是利用在汽轮机内做过部分功的蒸气，抽至加热器内加热给水，提高水的温度，减少汽轮机排往凝汽器中的蒸汽量，降低能源损失，提高热力系统的循环效率。低压加热器的凝结水、加热蒸汽、疏水进、出口管均采用焊接连接方式。所有接管伸出加热器表面至少300mm。它的汽侧和水侧均设置放水口，用于停运和检修时泄压和排尽积水。水侧每个放水口设有两道串联的放水阀。并且在低压加热器水室最高点有放气口，用于注水时排放管系内的空气，每个排空气口又设有两道串连的排空气阀。如图1-4表示国产超临界压力机组配低压加热器7。图1-4 国产超临界压力机组配低压加热器1-U形管；2-拉杆和定距件；3-蒸汽出口；4-防冲击挡板；5-防护屏板；6-给水出口；7-给水进口；8-疏水出口；9-疏水冷却段出口隔板；10-疏水冷却器密封件；11-可选用的疏水冷段旁路；13-加热器支架；14-水位；1.2.5补充水系统在每台机组要设1座300m3的凝结水补充水箱，并配1台凝结水补充水泵。其主要作用是向凝汽器热井补水和接收凝汽器热井高水位时的回水。当机组正常运行时，靠水箱水位和凝汽器真空之间的压差自动向凝汽器热井补水。补充水水箱的水源来自化学水处理车间的除盐水，其水位由补充水进水管上的调节阀控制。通过凝结水补充水泵还可以提供热力系统的启动充水、锅炉上水、除氧器上水等。1.3除氧器介绍火力发电厂给水溶氧是造成热力设备腐蚀的重要原因，给水中溶解氧主要来源是给水或凝结水循环运行中溶入的氧气，它可以导致运行和停炉期间的氧腐蚀。锅炉给水中溶解氧分别以化学腐蚀、电化学腐蚀，氧差腐蚀等形式对锅炉本体、给水管网及其他部位造成不同的腐蚀，特别是在疏松的污垢下、水渣沉积处、缝隙处及应力不平稳处容易发生腐蚀，造成溃疡穿孔等，对金属强度损坏十分严重，是影响锅炉安全及寿命的重要因素。锅炉给水中的溶解氧必须达到国家标准规定的要求，尽可能地降低给水中的溶解氧含量，为此必须对锅炉给水进行除氧。 除氧器是给水回热系统中的一个混合式加热器，同时高压加热器的疏水、化学补水及全厂各处水质合格的疏水、排气等均可通入除氧器汇总加以利用，减少发电厂的汽水损失。热力除氧器就是热力发电厂的重要设备之一，它保证锅炉给水的品质，特别是溶氧量，以满足电站热力设备运行要求。其原理是根据气体溶解定律(亨利定律)：任何气体在水中的溶解度与在气水界面上的气体分压力及水温有关，温度越高，水蒸汽的分压越高，而其它气体的分压则越低，当水温升高至沸腾时，其它气体的分压为零，则溶解在水中的其它气体也就等于零。目前发电厂的除氧器大都是高压除氧器。热力除氧器的工作流程：低压给水在除氧器中加热、喷淋，其中的不凝结气体，特别是氧气就不断析出，聚集在除氧器内，通过排气装置将这些气体及时排出，以达到除氧的目的。在除氧器的顶部均设置排汽管道，常年对空排汽。但是排气装置在排出不凝结气体的同时也不可避免地排出大量的蒸汽，这部分饱和蒸汽的排放造成了大量的工质损失和热能浪费。卧式除氧器与立式除氧器相比，立式除氧塔要在安装现场焊接在给水箱上，焊接工作量大，难度高，并有焊后又无法进行消除热应力和射线检查等诸多特点，而卧式除氧器在现场仅是 图1-5 喷雾淋水盘填料式卧式高压除氧器1-高压疏水入口；2-喷嘴；3-排气管；4-主要凝结水进水管；5-一次加热蒸汽进口管；6-二次加热蒸汽进口管；7-淋水盘；8-填料层；9-弓形水室；10-汽平衡管；11-下水管；12-备用接口；13-支撑角钢；14-疏水管；15-弹簧式安全阀；有限几根汽水管与给水管焊接，焊接量小又易于保证焊接质量。卧式除氧器的高度比立式除氧器的高度低得多，便于布置，又省投资。我国200MW及以上机组均采用类式的卧式高压除氧器。上图1-5为喷雾淋水盘填料式卧式高压除氧器7。第二章 凝结水精处理概述火力发电厂的锅炉的给水是由汽轮机凝结水和锅炉补给水构成。而凝结水占锅炉给水总量的百分之九十以上，是锅炉给水的主要组成部分。因此，给水的水质在很大程度上取决于凝结水的水质。而对于给水质量要求较高的高参数机组，除了锅炉补给水需要进行深度处理外，凝结水也要经过净化处理。由于这是对含杂质很低的水进行深度处理，所以又称为凝结水精处理。2.1凝结水受污染原因火力发电厂的汽轮机凝结水是由蒸汽在汽轮机中做完功后冷凝而成的。按理说，凝结水应该是纯净的，但实际上在形成过程中或水汽循环过程中会因某些原因受到一定程度的污染。而污染物主要有冷却水、金属腐蚀产物、空气、补给水中的杂质、停炉保护用的药剂等等。（1）凝汽器漏冷却水凝结水污染的主要原因之一是冷却水从凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密的部位通常是在凝汽器内部管束与管板连接处，由于在汽轮机机组长期运行过程中，工况的变动会使凝汽器内产生机械应力，即使凝汽器的制造和安装质量再好，在使用中仍可能会发生循环冷却水渗漏或泄漏到凝结水中的现象。根据对大多数大型机组的凝汽器检查得知，汽轮机凝结水受冷却水污染的现象不可能完全消除。而冷却水中含有较多的悬浮物、胶体和盐类物质，必然影响凝结水水质。凝汽器渗漏是指在正常运行情况下，少量冷却水漏入到凝结水中的现象。凝汽器的渗漏可使冷却水中的悬浮物和盐类进入凝结水中。凝汽器泄漏往往是电厂热力设备结垢、腐蚀的重要原因。泄漏可分两种情况：严重泄漏和轻微泄漏。严重泄露多见于凝汽器中管子发生应力破裂、腐蚀或大面积的腐蚀穿孔、管子与管板连接处发生泄漏等等。这时大量冷却水进入凝结水中，凝结水水质发生严重恶化。而轻微泄露多因为凝汽器管子与管板连接处不严密或管子腐蚀穿孔，导致冷却水渗入到凝结水中。即使凝汽器的制造和安装再好，在机组长时间运行下，由于负荷和工况的变动，也会引起凝汽器震动，使管子与管板连接处的严密性降低，造成轻微的泄漏。当用淡水作冷却水时，凝汽器的允许泄漏率也就是凝汽器渗漏量占汽轮机额定负荷时凝结水量的百分数一般应小于0.02%。严密性较好的凝汽器，泄漏量可以小于0.005%。当用海水作为冷却水时，要求泄漏率更低，甚至小于0.0004%。（2）金属腐蚀产物的污染火电厂的汽水系统中的设备与管道，往往由于某些腐蚀性物质的作用而遭到腐蚀，这些腐蚀产物会进入到凝结水中，致使凝结水中含有金属腐蚀产物，其中主要的成分为铁和铜的氧化物。进入凝结水中的金属腐蚀产物的量与许多因素有关，如机组的运行工况下负荷的变化，设备停用时保护的好坏，凝结水的pH值，给水中溶解气体(氧和二氧化碳)的含量等。 在这些因素中，机组启动和负荷波动时，凝结水中的铁、铜含量急剧上升，因为负荷的变化会促使设备与管壁上腐蚀产物的脱落，导致凝结水铁铜含量明显升高。凝结水进入锅炉后，其所含的金属腐蚀产物将在水冷壁管中沉积，引起锅炉结垢和腐蚀，因此，凝结水中的腐蚀产物必须予以清除。（3）补给水的杂质锅炉补给水虽然经过深度除盐处理，但由于种种原因(比如原水中有机物含量高等)，除盐水在25的电导率不能低于0.2s/cm，即使电导率小于0.1s/cm，补给水中仍含有一定量的残留盐分。另外，除盐水流过除盐水箱、除盐水泵和管道，也会携带少量的悬浮物及溶解气体而进入给水。在补给水处理系统运行不当或设备故障情况下，可能把原水中的悬浮物、有机物或溶解盐类带入到凝结水中，即便在正常情况下，仍会有微量杂质带入到补给水中。(4)水汽系统漏入空气空气漏入到水器系统最常见的部位是汽轮机的给水泵密封处、密封系统和低压加热器膨胀节点处。空气漏入会使给水中的含氧量增高，而且随空气漏入的CO2增加了水中碳酸化合物含量。由于以上几种原因，凝结水总会受到一定的污染，而对于超临界参数的机组，由于其对给水水质的要求很高，所以需要进行凝结水的更深程度的净化，即凝结水精处理6。2.2凝结水精处理的目的根据凝结水污染杂质的类别，凝结水精处理的目的有：去除凝结水中的金属腐蚀产物、去除随冷却水漏入的悬浮物及去除凝结水中的微量溶解盐类。为此，凝结水精处理系统必须具备以下功能：(1)冷却水泄漏时，要除去因泄露而带入的悬浮物和溶解盐类，为机组按正常程序停机争取更多时间。(2)机组在正常运行时，要除去系统中微量溶解盐类，以提高凝结水水质，保证优良的给水品质和蒸汽质量。 (3)新系统或者设备大修后投入运行时要对凝结水进行处理，减少水汽系统的清洗时间。(4)机组启动时，要除去凝结水中的铜、铁腐蚀产物，以缩短启动时间1。2.3凝结水处理的重要性 在火力发电的过程中，作为锅炉机组工作介质的水在热力系统中是循环使用的，而且高品质的水汽质量是热力设备安全经济运行的重要条件。一台600MW机组的凝结水量一般在1500t/h左右，所以作为给水重要组成部分的汽轮机凝结水进行净化处理是必需的。 超临界机组的锅炉为直流炉，直流炉运行时，在受热面受热的水直接变成蒸汽过热。由于直流炉没有汽包，不存在炉水的循环蒸发过程，不能像汽包炉那样进行炉水加药处理和排污处理。因此，给水如果带入盐类或者其他杂质，要么在锅炉炉管内形成沉积物，要么随蒸汽带入汽轮机沉积在蒸汽通道部位，而只有少部分返回到凝结水中。直流炉机组多为高参数大容量机组，对于600MW超临界压力直流炉的热负荷很高，给水带入的少量盐类都能导致过热器积盐和炉管内结垢。因为盐类在蒸汽中的溶解度随蒸汽参数的提高而增大，所以参数越高蒸汽溶解带盐能力就越大，会有更多的盐类被蒸汽带入到汽轮机中。蒸汽进入汽轮机后，由于能量的转换，蒸汽压力逐渐降低，蒸汽中的盐类则会在汽轮机内沉积。随着机组参数的提高，给水质量对机组安全、经济运行越来越重要，所要求的给水质量和处理后出水水质也越高，表2-1列出了超临界火力发电机组的给水质量标准，表2-2表示凝结水处理设备出水水质标准1。表2-1 超临界火力发电机组的给水质量标准项目标准值期望值氢电导率（25，S/cm）挥发处理 0.20 0.15加氢处理 0.15.过滤作用:粉末树脂过滤器是从覆盖过滤器发展而来的,其设备结构、铺膜及运行方式都与覆盖过滤器相同，因此，它具有覆盖过滤器的过滤和吸附作用。 2.化学除盐作用：因为使用有离子交换作用的强酸、强碱树脂替代了覆盖过滤器的纸浆，因此，粉末树脂过滤器具有化学除盐作用。但是，由于每次铺膜使用树脂的数量很少，所以其离子交换量有限。3.吸附能力提高：使用了吸附能力更强的强碱阴树脂替代纸浆作为过滤介质，对水中悬浮物和胶体硅的去除更为有利。采用粉末树脂替代纸浆后，除铁率从60%70%提高到90%，胶体硅的去除率可达99%。（3）粉末树脂覆盖过滤器的工艺流程 粉末树脂覆盖过滤器系统包括两部分，即凝结水处理粉末树脂过滤器部分和爆膜反洗、铺膜部分。粉末树脂过滤器的设备结构可分为顶管板系统和底管板系统两种，如图2-2所示6。 （a）底管板型 (b) 顶管板型图2-2 粉末树脂过滤器的结构型式（三）阳床过滤器阳床过滤器是一种阳离子交换器兼作过滤的设备，它的过滤作用是把阳树脂作为过滤介质，以去除水中的金属腐蚀产物。其树脂层高为6001200mm，滤速为90120m/h。阳床过滤器除铁效果比较好，经检测得出出水Fe5g/L，且工作周期较长，在机组正常运行情况下，可达一个月。树脂层的清洗可用空气进行擦洗，这种方法是反复用空气擦洗和水正洗的操作方法进行床层的清洗，一直到出水清洁为止。而失效的树脂可用酸进行再生，使树脂恢复成氢型，树脂中的金属腐蚀产物基本也可除去。2.4.2凝结水混床除盐凝结水混床实际上是把强碱性阴树脂和强酸性阳树脂按照一定的比例混合均匀地装在同一交换器中。当水通过时，完成阴阳离子交换过程的床型。而且凝结水混床除盐的原理和补给水除盐处理中所述混床原理一样，因为阴阳树脂相混合的较均匀，所以阴阳离子的交换反应几乎是同时进行的，或者说阴离子和阳离子的交换是交错进行的。凝结水的含盐量非常低，适合直接采用强酸树脂和强碱树脂组成的H/OH混床除盐，而采用分床式的阳、阴床系统，虽彻底解决了阳、阴树脂分离和混合问题，但是过大的运行压差是它在使用中最主要的问题，而采用混床既会简化系统又节省投资。（一）凝结水混床的特点凝结水混床的主要特点有：运行流速高、工作压力较高和失效树脂宜体外再生。由凝结水的特点，混床宜采用高流速运行的混床，运行的流速在100120m/h,所以称高速混床。而且凝结水混床可以是低压力混床，也可以是中等压力混床。（二）凝结水高速混床如果混床前未设过滤器时，凝结水中金属腐蚀产物等杂质会被混床中树脂所截留，粘附在树脂表面难以清除，因此一般混床是不能兼作过滤和除盐使用的。由于凝结水具有流量大、含盐量低的特点，故采用高流速运行的混床即高速混床，高速混床的作用是除去水中的盐类物质（即各种阴、阳离子），另外还可以除去前置过滤器漏出的悬浮物和胶体等杂质。其结构有多种形式，但基本要求是相同的，就是保证进出水的水流分布均匀和进树脂要保持树脂面平整、排树脂彻底。高速混床结构图如图2-3所示。混床进水阀混床出脂阀混床进脂/进气/正洗阀混床出水阀混床再循环/排水/反洗/进气阀混床排气阀图2-3 高速混床结构图高速混床的特点：运行流速高，最大流速120m/h；采用体外再生简化了混床内部结构；处理水量大，能有效除去水中的离子及悬浮物等杂质；对树脂的性能要求很高。在GB/T 12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量中明确规定，凝结水经混床处理后的硬度、二氧化硅、钠、铁铜的含量和电导率应符合表2-31。.表2-3 凝结水除盐后的水质锅炉过热蒸汽压力(Mpa)氢电导率（s/cm，25）钠铜铁二氧化硅（g/L）标 准值期 望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值18.30.150.10523153151018.30.150.10312153105在20世纪80年代，美国Belco公司提出了凝结水处理设备运行指标，其进水标准见表2-4。表2-4 Belco公司凝结水处理设备运行指标项目进水水质启动阶段长期运行溶解固体物（g/L，CaCO3计）200050500悬浮物（g/L）10020001050全铁（g/L）501000550全铜（g/L）5100520PH值8.89.28.89.2电导率（s/cm，25）0.50.2氯化物（g/L）200200钠（g/L）205二氧化硅（g/L）500202.5凝结水处理设备与热力系统的连接方式2.5.1低压凝结水精处理系统在早期，凝结水精处理装置是在凝结水泵提供的低压力下工作的，水处理设备串联在凝结水泵和凝升泵之间，由于凝结水泵在1MPa1.3MPa压力下运行，为了能将混床处理后的水再经低压加热器送入除氧器，需在混床之后设置凝结水升压泵。而在该系统中为便于除氧器水位的调节，系统中还需设置密封式补给水箱，这样在操作上比较麻烦，而且安全性差。低压系统如图2-4所示。 图2-4 低压系统 图2-5 中压系统1-汽轮机；2-发电机；3-凝汽器； 1-汽轮机；2-发电机；3-凝汽器；4-凝结水泵(低压)；5-凝结水处理 4-凝结水泵(低压)；5-凝结水处理；设备；6-凝升泵；7-低加； 6-凝升泵；7-低加；8-凝结水泵；2.5.2中压凝结水精处理系统中压系统连接方式即为水处理设备串联在凝结水泵和低压加热器之间,压力在2.53.5MPa。采用中压凝结水系统，既可以简化热力系统，提高系统的的严密性，节省能耗，也为凝结水处理系统布置在汽机房创造了条件。在国外，美国80%的凝结水处理系统采用中压系统运行。中压凝结水系统要求凝结处理设备的结构强度和防腐蚀时能承受较高的压力。中压凝结水处理装置与热力系统的连接方式为：凝汽器中压凝结水泵凝结水处理装置低压加热器。中压系统如上图2-5所示。 第三章 凝结水溶解氧偏高原因的分析火电厂机组凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。凝结水溶氧严重超标或者长期不合格, 会加快凝结水系统的氧化腐蚀，势必会加快机组凝结水系统管道及各低压加热器钢管的腐蚀,缩短设备的使用寿命,腐蚀产物进入锅炉将影响机组的安全与经济运行。机组正常运行时，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，由于很多种原因，国产机组普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。根据火力发电厂水汽化学监督导则的有关规定,超高压发电机组，凝结水溶氧量应 40g/L，亚临界(15.718.3 MPa)发电机组,凝结水溶氧量30g/L。3.1凝结水溶解氧偏高的原因为解决火力发电厂建设中水资源问题，我国引进了空冷技术，目前，空冷机组的凝结水溶氧量超标问题普遍存在。凝结水溶解氧偏高的原因有很多，下面将逐一列出：（1）空气的进入外界空气漏入凝汽器后，增大了空气分子的分压力，也会增加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，超量的溶解氧会使低压给水系统的设备产生腐蚀。空气进入的原因是逆流散热器补充除盐水带入的氧气，水中溶解氧量取决于温度及海拔高度。与凝结水相比，补充水中溶解氧量超过近千倍，可见对凝结水溶解氧含量的影响是很大的；蒸汽夹带进的氧气，数量是很小的；真空系统漏点处进入的空气带入的氧，也是凝结水溶解氧的主要来源，如散热器真空系统的设备因振动、塑性变形、膨胀不均或出现裂纹等，会使空气从缝隙处进入系统，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，漏入的空气量会大大增加；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，温度低的疏水其溶解的氧较多，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，应尽最大努力减少空气的进入，及时地排放不凝结气体，可防止氧气重新溶解于凝结水中。所以真空泵效率的高低直接影响凝结水的含氧量，在不凝结气体总量一定的情况下，抽出的气体量多，重新溶解于凝结水中的氧量少，反之亦然8。（2）凝结过冷的原因凝结水过冷度表征的是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。现代湿冷机组对凝汽器要求其过冷度不超过0.51。过冷的原因是空冷机组的排汽需要用空气冷却，因传热面积较大、流动过程长、阻力损失大、排汽管道和下降管道的散热等，所以会产生严重过冷。排汽由顺流凝汽器单元的顶部进入，蒸汽通过散热器表面与空气进行热交换，大部分蒸汽凝结成水，并与未凝结的部分进入到顺流凝汽器底部的凝结水收集母管，凝结水经过凝结水收集母管，汇合自流进入凝结水收集箱；少量蒸汽和不凝结气体由逆流凝汽器底部进入，进行进一步的冷却，并由真空泵将不凝结气体抽出排至大气中。由于蒸汽从排汽管道流向散热器后又流向下降管，流动时会产生阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，而下部凝结水温度较上部低，从而会产生过冷。过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，因此过冷度不仅使低压给水系统设备产生腐蚀现象，而且也影响凝汽器空气漏入量的估算，从而影响了机组的经济性和安全性。（3）补水系统存在的问题目前空冷机组凝汽器的补水是未经过除氧的除盐水，补水量越大，带入凝汽器氧量越多。除盐水箱中的除盐水通过除盐水泵直接打到凝结水箱或凝结水箱上部的除氧头。由于除盐水箱放置在室外，除盐水温度基本上为环境温度，低于凝结水箱中的凝结水温度，大量的低温除盐水在没有经过任何加热的情况下直接补入凝结水箱。这两种方式均不能使补入的除盐水达到相应排气背压下的饱和温度，其中溶解的大量空气根本不可能析出，从而造成凝结水溶氧超标。同时凝汽器补水管的喷头雾化效果不好，补水管的喷头上的孔数较少，孔量较粗，使得凝汽器补水不能被均匀的喷洒成细小的水滴，也会使凝结水溶解氧增大9。（4）凝结水泵的浮动环密封效果不好浮动环密封由多级径向浮动环和支承环组成，为提高密封效果，在多级环的中间通有高压密封水。浮动环套在轴套上，这两者之间有微小的径向间隙，通入的高压密封水通过这一微小的间隙节流降压，以抵制泄出水，达到轴向密封，浮动环与支承环之间的径向间隙，也是靠高压密封水作用在浮动环的另一端面上，来达到径向密封。而浮动环的径向密封效果决定于浮动环和支承环端面的接触严密程度。凝结水泵入口设有抽空气门，将泵入口处漏入的空气经抽空气门抽至凝汽器喉部，由真空泵抽走，以减小泵入口处漏入的空气溶解于凝结泵中的凝结水中的增大的凝结水溶解氧。但凝结水泵的浮动环密封由于安装质量不良，浮动环和支承环端面的精加工程度不好，使得浮动环和支承环端面的接触严密性较差，空气从备用凝结水泵浮动环和支承环端面的接触面处漏入备用凝结水泵中，再从备用泵的入口抽空气门处漏入运行泵的入口，由于运行泵入口处负压大于凝汽器负压，漏入的空气便随凝结水流入运行泵中，在运行泵中升压后溶解于凝结水，使得凝结水溶解氧增大11。 （5）热力系统疏水的回收排入凝汽器的流体大致有4种：凝汽器补水(除盐水)、汽动给水泵密封水回水、低压加热器正常疏水、轴端加热器疏水。这些回水排入凝汽器中，由于排入位置选择不当、参数不当，变工况等会造成凝结水溶解氧量超标。给水泵采用机械密封。密封水采用凝结水供水，一档泄荷水回到前置泵入口，二档密封水回水在凝汽器建立真空之前又回到地沟。在凝汽器建立真空之后经过多级水封筒后回到低压侧凝汽器。汽动给水泵密封水回水水封筒在设计中未安装水位计，只有注水门，没有放空气门。在投运密封水之前，需对水封筒进行注水，但水封筒是否注满水无法进行判断。运行中水封筒水位是否正常也无法进行监视，如果密封筒水位低就会失去水封的作用，水封破坏造成给水泵低压回水系统负压泄漏，向低压侧凝汽器漏空气，造成凝结水溶解氧量超标。汽轮机低压加热器正常疏水逐级自流进入凝汽器，如果低压加热器的正常疏水至凝汽器管路不严密，会使空气随同疏水进入凝汽器，造成凝汽器真空严密性下降同时凝结水溶解氧量超标。汽轮机轴端加热器疏水经过多级水封筒进入凝汽器，如果轴端加热器汽轮机侧水位过低，则会使一部分轴封回汽直接进入凝汽器热水井中，其中溶解的氧被凝结水泵抽走进入凝结水系统，从而造成凝结水溶解氧量超标10。3.2凝结水溶解氧偏高的危害（1）缩短设备的寿命大型机组普遍采用了回热循环，当含氧量较高的凝结水通过回热设备及其附属的管道时，会对设备造成腐蚀。由于氧与金属可以产生电化学腐蚀，使各辅助设备的寿命受到影响，所以会降低机组运行的可靠性。凝结水含氧量偏高会增加锅炉给水的含铁量，加快锅炉受热面的结垢速度，降低锅炉效率，影响锅炉的安全运行，还会增加蒸汽的含铁量，加快汽轮机叶片的结垢速度，降低汽轮机的运行效率，影响汽轮机的安全运行。（2）影响机组真空凝汽设备运行时处于高度真空状态，过多的空气漏入会造成机组真空的降低，增加凝汽器内空气的聚集量，加重抽真空系统的负担，使凝汽器内的凝结气不能及时抽出，进一步增加凝汽器内空气的聚集量，结果就是使蒸汽的放热系数大幅降低，从而降低凝汽器的换热效率，提高凝汽器的运行压