吳貴德，姚建紅，龐萬春，康 威，姜 宇，董 航，姚 遠，朱連江

(1.華能丹東電廠，遼寧 丹東 118300;2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

除氧器溶解氧超標問題試驗研究

吳貴德1，姚建紅2，龐萬春1，康 威1，姜 宇1，董 航1，姚 遠1，朱連江1

(1.華能丹東電廠，遼寧 丹東 118300;2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

熱網(wǎng)疏水溶解氧含量高、除氧器噴嘴故障影響除氧器除氧效果，是除后給水溶解氧超標的原因，采取“運行除氧器再循環(huán)泵、同時對除后給水進行聯(lián)胺處理”的方法，解決了除后給水溶解氧含量高的問題，減輕了給水系統(tǒng)的氧腐蝕。機組停運檢查時發(fā)現(xiàn)，噴嘴的噴水擋板已經(jīng)脫落，驗證了之前的判斷。

溶解氧;除后給水;熱網(wǎng)疏水;聯(lián)胺;再循環(huán)泵;噴嘴;彈簧

華能丹東電廠于1998年投運2臺350 MW凝汽式機組［1］，鍋爐給水采用還原性全揮發(fā)處理〔AVT(R)〕方法，2001年改為氧化性全揮發(fā)處理〔AVT(O)〕方法［2］，2010年進行了供熱改造，供熱面積初步達6×106m2。

1 存在問題

2011年11月1日，供熱系統(tǒng)投入運行開始，2號機除后溶解氧即超標，2012年2月2～12日共199.5 h，超過7 μg/L，超標率達81%。為了控制2號機除后溶解氧含量，開大了除氧器排氣門開度，但這樣排放了大量高溫工質(zhì)，浪費了大量水和熱量，增加煤耗約為1 g/kWh。

2 原因分析

2.1 熱網(wǎng)疏水溶解氧高

2012年2月，對熱網(wǎng)疏水溶解氧進行了分析(見表1)，可見溶解氧含量為140 μg/L，如此高溶解氧的疏水進入熱力系統(tǒng)，如果除氧器不能正常運行的話，除氧器后溶解氧含量必然高。

表1 熱網(wǎng)疏水溶解氧

從凝結水、熱網(wǎng)疏水流量溶解氧氧量估算除后溶解氧含量。

在冬季熱網(wǎng)投入的情況下，機組330 MW時凝結水流量約為800 t/h，凝結水溶解氧含量為14.4 μg/L;按2號機2月1～18日發(fā)電量10.88億kWh計算，平均負荷約252 MW;熱網(wǎng)疏水按120 t/h估算，2號機除后給水溶解氧約為35.02 μg/L，計算見表2。

表2 除后溶解氧估算

2.2 除氧器存在缺陷

a. 廠供熱系統(tǒng)自2011年11月1日投運以來，無論是1A、1B投入還是2A、2B投入，4臺加熱器的疏水在投運初期都回到2號除氧器，加熱器疏水系統(tǒng)的雜質(zhì)堵塞了2號除氧器的噴嘴;而除氧器噴嘴是靠彈簧壓縮根據(jù)進水流量自動調(diào)節(jié)開度的，當噴嘴被堵塞后，噴嘴的出水縫隙增大，除前給水進入除氧頭不能形成噴霧 (熱力除氧器除氧原理依據(jù)亨利定律)［3］。

b. 如果彈簧損壞，噴嘴的出水縫隙亦將變大，除前給水進入除氧頭也不能形成噴霧。

3 調(diào)整措施

聯(lián)系熱工疏通取樣管確認除后溶解氧表準確性;2月8日8時46分～17時38分，2號熱網(wǎng)加熱器停止向2號除氧器疏水，觀察2號機組溶解氧，沒有變化。同時做了如下工作。

3.1 調(diào)整中壓缸排汽壓力、除氧器排氧門

低負荷時，適當關小主機低壓缸進汽調(diào)整門，提高中壓缸排汽壓力，以增加除氧器進汽壓力和流量，提高除氧器的除氧能力;適當開大除氧器排氧門，保證除氧器溶解氧合格;高負荷時，根據(jù)除氧器溶解氧情況，適當關小除氧器排氧門;根據(jù)中壓缸排汽壓力適當開大低壓缸進汽調(diào)整門。

3.2 控制溶解氧含量

減小供熱抽汽流量并適當開大除氧器排氧門以控制溶解氧含量。低壓缸進汽調(diào)整門故障后，主機中壓缸排汽及除氧器壓力只能隨機組負荷和供熱抽汽流量變化，低負荷時，只能通過減小供熱抽汽流量和適當開大除氧器排氧門以控制溶解氧含量。

3.3 減小2號機供熱抽汽量

自2011年12月10日1號機并網(wǎng)并帶供熱后，供熱抽汽主要由1號機帶，減小了2號機的供熱抽汽流量，使2號機除氧器進汽壓力和流量有所增加，提高了其除氧能力;適當開大除氧器排氧門，保證除氧器溶解氧合格。

4 控制溶解氧含量

在采取以上措施進行調(diào)整無果的情況下，采取了對2號機除后給水進行聯(lián)胺處理的措施，溶解氧含量得到控制。

4.1 對2號機除后給水進行聯(lián)胺處理

啟動2號除氧器再循環(huán)泵，降低2號熱網(wǎng)加熱器疏水量對2號機除后給水進行聯(lián)胺處理。

為了提高聯(lián)胺除氧效果，2月11日啟動2號除氧器再循環(huán)泵運行，使含有聯(lián)胺的部分給水在除氧器內(nèi)進行循環(huán)，提高聯(lián)胺的使用率，2月12日10時，開始向除氧器下降管加聯(lián)胺，2月14日10時，將2號機抽汽量由115 t/h降至80 t/h，2號機排氧門關至正常開度，到2012年4月4日，除后溶解氧含量平均值為3.31 μg/L。

4.2 嘗試停運2號除氧器再循環(huán)泵

為降低廠用電，2月18日9時20分，停2號除氧器再循環(huán)泵，每小時檢測1次，觀測溶解氧變化。至15時，進行4次試驗，數(shù)據(jù)見表3。

表3 停2號除氧器再循環(huán)泵后溶解氧 mg/L

可見，在聯(lián)胺處理除后給水、停2號除氧器再循環(huán)泵后，凝結水、給水溶解氧的合格率仍為100%;但除后給水溶解氧的合格率，無論是在線表還是手工化驗，都是零。

運行除氧器再循環(huán)泵，降低了除氧器內(nèi)給水的溶解氧含量，在這種情況下，繼續(xù)保持除氧器再循環(huán)泵運行。

4.3 嘗試停止除后給水聯(lián)胺處理

為了驗證除氧器運行是否異常，是否真的需要聯(lián)胺處理除后給水，在2月19日9時～16時30分，在停止除氧器再循環(huán)泵的情況下，停止除后給水聯(lián)胺處理，數(shù)據(jù)見表4。

表4 停止除后給水聯(lián)胺處理后溶解氧 μg/L

數(shù)據(jù)分析，停止除后給水聯(lián)胺處理后，除后給水溶解氧明顯上升，在線儀表顯示，手工化驗分別是 27.44 μg/L、27.57 μg/L，都遠遠高于控制標準 (7 μg/L)，說明2號除氧器除氧存在問題;爐前給水溶解氧為5 μg/L，變化不大，其原因為除后給水在進鍋爐前，溶解氧消耗到3臺高壓加熱器上，即高壓加熱器發(fā)生了氧腐蝕。

4.4 除氧器除氧效率

火力發(fā)電廠給水除氧，是以采用除氧器對鍋爐給水進行熱力除氧為主，除氧后其給水殘余溶解氧為7 μg/L，除氧率為80.01%，因為除氧器故障，對鍋爐給水采用還原性全揮發(fā)處理〔AVT(R)〕的化學輔助除氧方法，其有效性可以從除氧率看出。

熱網(wǎng)疏水溶解氧高，導致除氧器前給水溶解氧含量達到35.02 μg/L，因為除氧器故障，單純靠熱力除氧，除氧器后給水溶解氧為27.57 μg/L，除氧率為21.27%;采用聯(lián)胺輔助除氧處理，除氧器后給水溶解氧為19.5 μg/L，除氧率為44.32%;運行除氧器再循環(huán)泵聯(lián)胺處理，除氧器后給水溶解氧為 3.31 μg/L，除氧率為 90.55%。

4.5 聯(lián)胺消耗情況

2月12日～4月4日，在聯(lián)胺處理過程中，給水聯(lián)胺殘余量為20 μg/L，53天消耗聯(lián)胺65桶(每桶5 L，300元)，每天消耗聯(lián)胺1.23桶，折合368元。

5 熱網(wǎng)停運、機組停運除氧器檢查情況

5.1 除后溶解氧含量合格

至2012年4月4日，供熱停運后，熱網(wǎng)疏水停止向2號除氧器回收，檢測2號機除后給水溶解氧含量下降至3 μg/L，合格，且平穩(wěn)。

為此，在4月5日停止除后給水聯(lián)胺處理、4月6日停除氧器再循環(huán)泵，到4月10日，除后給水溶解氧一直穩(wěn)定在3 μg/L。

5.2 1號機停運檢查

2012年3月下旬1號機組停運，檢查發(fā)現(xiàn)1號除氧器有2個噴嘴的彈簧脫落，在機組負荷降低、給水流量減少時，噴嘴擋板不能回位，除前給水只能“流出”噴嘴，不能形成噴霧，影響除氧效果［4］，見圖1。

圖1 1號除氧器噴嘴

5.3 2號機停運檢查

2012年6月下旬2號機組停運，檢查發(fā)現(xiàn)2號除氧器有2個噴嘴的擋板已經(jīng)脫落，無論給水流量多少，除前給水只能“流出”噴嘴，從噴嘴流出的水柱比1號噴嘴要粗得多，不能形成噴霧，其除氧能力要比1號機組低得多，見圖2。

圖2 2號除氧器噴嘴

6 結束語

根據(jù)2臺機組的檢查情況，可得:造成2號機除后給水溶解氧異常的原因是除氧器噴嘴缺陷，影響除氧效果;熱網(wǎng)疏水溶解氧含量高，是除后溶解氧含量高的誘因;熱網(wǎng)疏水回收至除氧器，導致除后溶解氧含量超標，暴露出了除氧器噴嘴的缺陷［5］。

在熱網(wǎng)運行、除氧器存在缺陷的情況下，采用“在除氧器再循環(huán)泵運行的情況下，聯(lián)胺處理除后給水”，降低了除后給水溶解氧含量，減輕了高壓給水系統(tǒng)的氧腐蝕，達到了預期的目的。

［1］ 吳貴德，黃 飛，王顯昌.亞臨界機組水處理設備的技術特點與化學監(jiān)督［J］.東北電力技術，2002，23(6):11-13.

［2］ 周可師，黃興德，曹恩楚，等.300 MW機組給水AVT(O)處理技術試驗研究［J］.華東電力，2009，37(4):72-75.

［3］ 肖作善.熱力發(fā)電廠水處理 ［M］.北京:中國電力出版社，1996.

［4］ 祁世棟.關于熱力除氧器的發(fā)展簡況 ［J］.東北電力技術，1994，15(3):53-56.

［5］ 劉志杰，張景彪，李 東.1 000 MW機組除氧器排氧方式優(yōu)化與應用［J］.東北電力技術，2012，33(1):8-10.

Research on Deaerator Dissolved Oxygen Exceed Standard

WU Gui-de1，YAO Jian-hong2，PANG Wan-chun1，KANG Wei1，JIANG Yu1，DONG Hang1，YAO Yuan1，ZHU Lian-jiang1
(1.Huaneng Dandong Power Plant，Dandong，Liaoning 118300，China;2.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

Dissolved oxygen overproof after deoxidation is caused by the high dissolved oxygen in the water supply system of heat supply network，and the negative effectiveness of deoxidation affected by the malfunction of deaerator nozzle.By“operating the deaerator recirculating pump，and hydrazine treatment for the water supply after deoxidation”，the problem of high dissolved oxygen content of water supply after deoxidation is resolved，the oxygen corrosion of the water supply system is reduced.The baffle of the water spray nozzle is found fallen off during the overhaul，proving that the previous judgement is accurate.

Dissolved oxygen;Water supply after deoxidation;Water supply system of heat supply network;Hydrazine;Recirculating pump;Nozzle;Spring

TK223.5

A

1004-7913(2014)03-0018-03

吳貴德 (1963—)，學士，高級工程師，從事電廠化學專業(yè)的技術管理工作。

2013-12-03)