电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进

1、电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进通过对电厂凝结水溶解氧在实际运行中存在超标问题，结合化学制水设备特点和机组疏水系统运行方式进行分析，分析造成凝结水溶解氧超标原因，提出改造方案并实施，取得了预期的效果，为机组的安全经济运行提供可靠保证。1前言火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，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。机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合

2、格的，由于凝汽器真空负压系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，国内投运的200mw、300mw机组，尤其是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。2影响凝结水溶解氧的原因及分析华能上安电厂一期工程装机容量2350mw，于1990年投产。汽轮发电机组是美国ge公司生产，配套两台50%容量汽动给水泵和一台30%电动给水泵；给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至2低加后经低加疏水泵进入凝结水系统。二期工程装机容量2300mw，于1997年投产。汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产，配套两台50%容量汽动给水泵和一台50%电动给水泵；给水泵为机械密封水方式；低加疏水逐级自流至

3、凝汽器。近几年来，我厂四台机组不同程度地存在凝结水溶解氧超标问题。对此，我们主要做了如下工作：a.补充化学水箱、凝结水储水箱浮球数量，完善水箱密封效果。b.调整凝汽器热水井水位；c.维护、调整凝结水泵盘根密封水及低加疏水泵盘根密封水；d.真空负压系统管道及法门查漏、堵漏，调整改造汽轮机及给水泵汽机汽封系统，降低机组真空泄漏率。然而，经过多方努力，凝结水溶解氧仍达不到长期稳定在合格范围。2.1化学制水设备及凝汽器补水方式特点对凝结水溶解氧的影响整理历年机组凝结水溶氧合格率报表(见附表)发现：一期机组投产初期1991至1993年机组凝结水溶氧合格率指标低于95%，从1995年至1998年机组凝结水

4、溶氧合格率指标均为100%。1998年二期工程化学水制水系统开始调试运行，2000年一期化学水制水系统停运备用，二期化学水制水系统供四台机组用水，从1999年以后四台机组凝结水溶氧合格率指标一直低于95%。附表：历年凝结水溶氧合格率报表一期工程配套进口化学制水系统。除碳器采用真空除气器，在真空除碳过程中，水中其他溶解气体（如氧气）也同时被除去，设计除碳器后的水中溶解氧100ug/l；除盐水箱采用胶囊密封，凝结水储水箱采用浮球密封，在一定程度上隔离了空气，保证了机组补水直接进入凝汽器热水井后凝结水溶氧指标合格（30ug/l）。二期化学制水系统采用典型国产设备，除碳器采用鼓风式除碳设备。设计上对除

5、碳器后水中溶解氧未作要求，在鼓风除碳过程中，水中其他溶解气体（如氧气）进一步趋于饱和。现场测试表明，除碳器后化学水中溶解氧达到10000ug/l，基本处于饱和状态。2000年初，一期化学制水系统停运备用，二期化学制水系统供四台机组用水，造成溶解氧高达10000ug/l的凝结水补水直接进入凝汽器热水井，导致四台机组凝结水溶解氧超标。二期机组凝结水溶解氧自1997年投产以来一直不合格。2.2给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响二期工程3、4机组给水泵密封形式，在设计上采用凝结水密封，给水泵密封水高压回水至除氧器，低压回水经多级水封直接进入凝汽器热水井。运行实践表明，在变工况运行时，多级水封运行不稳

6、定，水封破坏，造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏，影响凝汽器真空严密性，同时造成密封水低压回水溶解氧升高。现场测试表明，运行给水泵密封水低压回水溶解氧达到4300ug/l，备用给水泵密封水低压回水溶解氧达到8600ug/l，接近溶解氧饱和数值。3改造方案及效果3.1机组补水系统改造一般常规设计中，多选用高位（六米或十二米平台）凝结水储水箱布置，经过补水泵补水至凝汽器喉部，以利用凝汽器真空除氧作用，达到凝结水补水除氧效果。我厂机组由于凝结水储水箱布置在零米，每台机组仅有一台补水泵。我们综合考虑加高凝结水储水箱、增加一台备用补水泵等方案的工程造价和施工时间，本着低投入高产出的原则，经过实地考察计

7、算，决定利用凝汽器真空自吸作用，将凝汽器补水由热水井直补改为凝汽器喉部补水，补水进入喉部后按照等分原则均匀布置补水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。2002年10月，一期机组利用机组检修时机进行机组补水系统改造后，经过一年多实际运行表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧一直小于10ug/l，好于国标要求（30ug/l）。3.2给水泵密封水回水系统改造针对二期机组给水泵密封水低压回水溶解氧超标问题，经过反复论证，为了彻底解决热力系统疏水及回水对凝结水溶氧和凝汽器真空的影响，决定增设低位水箱，统一回收热力系统中直接触过空气

8、的疏水及回水，再经变频调速泵输送至凝汽器喉部，经过均匀雾化喷淋，加大疏水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。由于低位水箱布置在汽机房-8米凝结水泵管道走廊处，采用变频调速泵是为了配合低位水箱液位变送器，实现低位水箱定水位运行。考虑到低位水箱疏水系统异常影响机组真空的问题，在疏水泵出口管道增加了气动关断阀，当主机真空低报警或低位水箱低水位报警时，联锁关闭气动关断阀，保护主机真空稳定运行。2003年1月，二期机组利用机组检修时机，进行补水系统改造和给水泵密封水回水系统改造后，经过近一年的实际运行表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧始终一直保持小于15ug/l，好于国标要求（30ug/l）。

9、同时机组真空严密性也得到很大改善。4结论影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。4.1凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。4.2凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。4.3凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标sdg

10、j2-85火力发电厂化学水处理设计技术规定及dl/t561-95火力发电厂水汽化学监督导则中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。4.4热力系统疏水、回水除氧问题。在sdjjs03-88电力基本建设热力设备化学监督导则中规定，热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。控制好除氧的温度和加联胺的量。水中的

11、氧气主要会造成金属的氧腐蚀，有机会停炉时打开受压元件检查一下看看是否发生氧腐蚀的情况如果严重需要采取措施。不过看情况不会出现什么状况。氧腐蚀重的会影响锅炉系统的安全运行和机组的寿命。腐蚀会带来后果，最直接的后果就是材料的变质或破坏，严重时会给人类带来巨大的经济损失、资源浪费、环境损害和社会危害。 热力设备在安装、运行和停用期间都可能发生氧腐蚀，其中以锅炉在运行和停运期间的氧腐蚀最严重。金属发生氧腐蚀的根本原因是金属所接触的介质中含有溶解氧，所以凡有溶解氧的部位，都有可能发生氧腐蚀。锅炉运行时，氧腐蚀通常发生在给水管道、省煤器、补给水管道、疏水系统的管道和设备、炉外水处理设备。凝结水系统也会遭受

12、氧腐蚀，但腐蚀程度较轻，因为凝结水中正常含氧量低于30mg/l，且水温较低。 是氧腐蚀产物被工质带入后续设备中，例如，炉前系统的腐蚀产物随给水带入锅炉，在热负荷高的受热面上沉积，由此引起锅炉其它形式的腐蚀损坏，造成严重后果。运行氧腐蚀对热力设备的危害表现在两个方面：一是它直接使热力设备腐蚀损坏，降低设备的使用寿命。特别是腐蚀造成水箱、管道甚至省煤器管穿孔泄漏，影响机组的正常运行。二）热力设备运行氧腐蚀的影响因素 1 水中溶解氧浓度的影响 2 水的ph值的影响 3 水的温度的影响 4 水中离子成分的影响 5 水的流速的影响 1 水中溶解氧浓度的影响 溶解氧可能导致金属材料的腐蚀，但也可能使金属表

13、面发生钝化。溶解氧所起的作用取决于其浓度和水的纯度等因素。当水里杂质较多时，氧只起腐蚀作用。在发生氧腐蚀的条件下，氧浓度增加，能加速电池反应。例如，给水的含氧量比凝结水的高，所以给水系统的腐蚀比凝结水系统严重。在中性纯水中，当氧的浓度在30mg/l以下时，氧主要起腐蚀作用；采用除氧碱性水运行的锅炉，凝结水-给水系统的含氧量一般均在30mg/l以下，因而随氧浓度的增加，系统中氧腐蚀也加剧。 疏水系统中由于疏水箱一般不密闭，溶解氧浓度接近饱和值，因此氧腐蚀比较严重。 2 水的ph值的影响 当水的ph值小于4时，由于h+浓度较高，钢铁将发生强烈的酸性腐蚀，并且ph越低，腐蚀速率越大。此时溶解的氧的腐

14、蚀作用相对较小，但氧腐蚀速率同样是随溶解氧浓度的增大而增大。当水的ph值为49时，水中h+浓度很低，所以析氢腐蚀作用的影响很小。钢腐蚀主要取决于氧浓度，随溶解氧浓度的增大而增大，而与水的ph值关系很小。当水的ph值在913的范围时，钢表面能生成较完整致密的氧化物膜（钝化），从而抑制氧腐蚀。并且ph越高，上述氧化物膜越稳定，所以钢的腐蚀速率越低。当水的ph值大于13时，钢的腐蚀产物为可溶性的亚铁酸盐，因而腐蚀速度又将随ph的提高而急剧上升，而溶解氧含量对腐蚀速率的影响不大。 3 水的温度的影响 当氧的浓度一定时，水温升高，铁的溶解反应和氧的还原速度增加，所以腐蚀加速。 温度对腐蚀表面及腐蚀产物的

15、特征也有影响。 在敞口系统中，常温或温度较低的情况下，钢铁氧腐蚀的蚀坑面积较大，腐蚀产物松软，如在疏水箱里所见到情况； 而密闭系统中，温度较高时形成的氧腐蚀的蚀坑面积较小，腐蚀产物也较坚硬，如在给水系统中所见到的情况。凝结水系统因凝汽器的除气作用，凝结水溶氧量较低，凝结水温也较低，所以氧腐蚀的速度较小。但因凝结水系统常因co2的存在，ph值较低，存在酸性腐蚀而使腐蚀程度加剧。 4 水中离子成分的影响 水中离子种类对腐蚀速率的影响很大，一些离子能减缓腐蚀，而另一些离子则会加速腐蚀。 水中的h+、so42-、cl-等离子对钢的腐蚀起加速作用，故随其浓度增加，氧腐蚀的速度增大。它们对腐蚀起促进作用的

16、原因是它们破坏钢铁表面的氧化物保护膜。 水中oh-浓度不是很大时，它能促进金属表面保护膜的形成，因而能减轻腐蚀；但其浓度很大时，则会破坏表面保护膜，使腐蚀加剧。 由于水中不可能只有一种离子，往往有多种离子成分，所以各种离子共存时，常常从抑制腐蚀和促进腐蚀的离子量的比值来判断水的腐蚀作用的大小。 如当水中同时含有cl- 、so42-和oh-时，如果oh-/(cl- +so42-)比值小，说明水中离子对腐蚀有促进作用；如果该比值大，水中离子对腐蚀起抑制作用。 5 水的流速的影响 在一般情况下，水的流速增大，钢铁的氧腐蚀速度加快。这是因为随着水的流速加快，金属表面的扩散层变薄，氧的扩散速度增大。 当

17、水的流速增大到一定程度时，金属表面溶解氧量达到使之生成有保护性氧化物膜时，金属氧腐蚀速度又会下降。如果水流速度进一步增大，腐蚀速度又很快上升，这是因为水的机械性冲刷破坏了钢表面的保护层，促使腐蚀加速，金属表面呈现冲刷腐蚀的特征。 三）热力设备运行氧腐蚀的防止方法 由于溶解氧浓度是影响腐蚀速率的主要因素，为了防止热力设备在运行过程中发生氧腐蚀，必须对锅炉的给水进行除氧。 1 热力除氧法 1.1 热力除氧法除氧原理 1.2 除氧器类型 2 化学除氧法 2.1 联氨处理 2.2 二甲基酮肟处理 给水除氧通常是联合采用热力除氧法和化学除氧法。 热力除氧法是采用热力除氧器将水中溶解氧除去，它是给水除氧的

18、主要措施。 化学除氧法是在给水中加入还原剂除去热力除氧后给水中残留的氧，它是给水除氧的辅助措施。 1 热力除氧法 1.1氧的来源 天然水中溶有氧气，所以补给水中也必然含有氧气。 汽机凝结水中也有溶解氧，因为空气可以从汽轮机低压缸、凝汽器、凝结水泵和其他处于真空状态下运行的设备的不严密处漏入凝结水。 敞口的水箱、疏水系统和生产返回水等中，也会溶入空气。所以除了补给水外，作为给水成分的凝结水、疏水等都需要进行除氧。 1.2 热力除氧法除氧原理 根据亨利定律，一种气体在液相中的溶解度与它在气液分界面上气相中的平衡分压成正比。在敞口设备中把水温提高时，水面上水蒸汽的分压增大，其它气体的分压下降，则这些

19、气体在水中的溶解度也下降，因而不断从水中析出。 当水温达到沸点时，水面上水蒸汽的压力和外界压力相等。其它气体的分压降至零。此时，溶解在水中的气体可能全部逸出。 利用亨利定律，在敞口设备中将水加热到沸点，使水沸腾，这样水中溶解的氧就会析出，这就是热力法除氧的原理。 由于亨利定律同样适用于二氧化碳等其他气体，因此热力法不仅可除去水中溶解的氧，也能同时除去水中的二氧化碳等其他气体。而二氧化碳的去除，又会促使水中的重碳酸盐分解。 1.3 除氧器类型 热力除氧器的功能是把要除氧的水加热到除氧器工作压力相应的沸点，并且尽可能地使水流分散，以使溶解于水中的氧和其他气体顺利的析出。 热力除氧器按其工作压力不同

20、，可分为真空式、大气式和高压式三种。真空式除氧器的工作压力低于大气压力，凝汽器就具有真空除氧作用。大气式除氧器的工作压力稍高于大气压力，常称为低压除氧器。高参数机组通常采用高压式除氧器，其工作压力一般为0.6mpa，常称高压除氧器。 2 化学除氧法 给水化学除氧所使用的药品，高参数大容量机组目前多数采用联氨。此外，目前国内外已开发出若干新型的化学除氧剂，如二甲基酮肟、异抗坏血酸钠等。 2.1 联氨处理 （1）联氨的性质 联氨又称肼，在常温下是一种无色液体，易溶于水，它和水结合成稳定的水合联氨（n2h4.h2o），水合联氨在常温下也是一种无色液体。 在25时，联氨的密度为1.004g/cm3，1

21、00%水合联氨的密度为1.032g/cm3，24%的水合联氨的密度为1.01 g/cm3。在101.3kpa 时联氨和水合联氨的沸点分别为113.5和119.5；凝固点分别为2.0和-51.7。联氨易挥发，当溶液中n2h4的浓度不超过40%时，常温下联氨的蒸发量不大。空气中联氨蒸汽对呼吸系统和皮肤有侵害作用，所以空气中的联氨蒸汽量不允许超过1mg/l。 联氨能在空气中燃烧，其蒸汽量达4.7%(按体积计)时，遇火便发生爆炸。无水联氨的闪点为52，85%的水合联氨溶液的闪点可达90。水合联氨的浓度低于24%时，则不会燃烧。联氨水溶液呈弱碱性，因为它在水中会电离出oh-：n2h4+h2o=n2h5+oh-，25时的电离常数为8.510-7，它的碱性比氨的水溶液弱（25时，氨的电离常数为1.810-5）。 联氨会热分解，其分解产物可能是nh3、n2和h2，分解反应为： 5n2h4=3n2+4nh3+4h2 在没有催化剂的情况下，联氨的分解速度取决于温度和ph值。温度愈高，分解速度愈高；