柳 桐，許繼東，趙秀成

(1.華電電力科學(xué)研究院有限公司東北分公司，遼寧 沈陽 110000；2.華電(北京)熱電有限公司，北京 100000)

0 概述

A熱電廠擁有2套燃汽-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組，其中汽輪機(jī)部分為聯(lián)合循環(huán)雙壓抽汽凝汽式汽輪機(jī)。汽機(jī)側(cè)循環(huán)水余熱利用工程裝設(shè)有2臺容量為60.92 MW的(溴化鋰)吸收式熱泵，利用汽輪機(jī)低壓補(bǔ)汽作為驅(qū)動汽源，回收對應(yīng)汽輪機(jī)組的全部低溫循環(huán)水余熱，進(jìn)一步加熱熱網(wǎng)水供熱。驅(qū)動汽源在熱泵中釋放熱量后凝結(jié)成水，并通過凝水換熱器與熱網(wǎng)水換熱，再匯集至疏水集箱，經(jīng)疏水泵升壓后，匯集至熱網(wǎng)疏水泵出口母管，再一同并入凝結(jié)水母管(低溫省煤器入口電動門前)，最后進(jìn)入低壓汽包參與汽水工質(zhì)循環(huán)，汽水熱力循環(huán)流程如圖1所示。余熱利用工程投運(yùn)后，熱泵疏水溶氧量長期超標(biāo)，導(dǎo)致后續(xù)凝結(jié)水等水質(zhì)超標(biāo)，影響機(jī)組的安全運(yùn)行。針對此問題，A熱電廠通過連續(xù)兩年的技術(shù)改造，徹底解決了溶氧量超標(biāo)問題。因此，本文對該廠整個熱泵疏水溶氧量超標(biāo)問題分析和處理過程加以總結(jié)，為受溶氧量超標(biāo)問題困擾的電力企業(yè)提供借鑒和參考。

1 超標(biāo)問題

2018年至2019年兩個供熱季，A熱電廠兩臺機(jī)組的熱泵投入運(yùn)行后，熱泵疏水溶氧量均持續(xù)超標(biāo)，熱泵系統(tǒng)退出后水質(zhì)(凝結(jié)水、低溫省煤器水質(zhì)等)指標(biāo)均達(dá)標(biāo)。2018年，1號機(jī)組熱泵疏水溶氧量指標(biāo)長期停留在3 260～3 900 μg/L，2號機(jī)組熱泵疏水溶氧量指標(biāo)長期停留在1 556～3 900 μg/L，導(dǎo)致兩臺余熱鍋爐省煤器入口溶氧量嚴(yán)重超標(biāo)，溶氧量平均值為550 μg/L左右(合格標(biāo)準(zhǔn)≦50 μg/L)。2019年，經(jīng)過多方面治理，1號機(jī)組熱泵疏水溶氧量在757～822 μg/L范圍內(nèi)，2號機(jī)組熱泵疏水溶氧量在769～836 μg/L范圍內(nèi)，但1號機(jī)組和2號機(jī)組余熱鍋爐省煤器入口溶氧量平均值仍在標(biāo)準(zhǔn)值以上。2019年供熱期結(jié)束后，對熱泵疏水系統(tǒng)進(jìn)一步深入治理。2020年供熱期間，1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵疏水溶氧量均在合格值以內(nèi)，凝結(jié)水和余熱鍋爐省煤器入口溶氧量平均值在50 μg/L標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)。

2 原因分析及危害

2.1 熱泵疏水溶氧量超標(biāo)的原因分析

造成熱泵疏水溶氧量超標(biāo)的原因可能有以下幾個方面：

1)溴化鋰反應(yīng)容器及其疏水系統(tǒng)呈現(xiàn)微負(fù)壓狀態(tài)，其真空嚴(yán)密性差，造成外部空氣直接進(jìn)入疏水系統(tǒng)并被吸收；

2)凝水換熱器汽水側(cè)等相鄰部位存在漏泄，致使其它外來水進(jìn)入到熱泵疏水系統(tǒng)，造成疏水溶氧量倍增；

3)隨低壓補(bǔ)汽攜帶進(jìn)入熱泵疏水系統(tǒng)，但這種蒸汽“攜帶”造成疏水溶氧量上升的可能性較小，與以上兩方面相比可以忽略不計(jì)。

2.2 溶氧量超標(biāo)對機(jī)組構(gòu)成的危害

作為氧化劑的氧氣，其含量在發(fā)電機(jī)組汽水循環(huán)中應(yīng)被嚴(yán)格控制，尤其是發(fā)電廠中凝結(jié)水、給水、爐水中溶氧的含量更應(yīng)高標(biāo)準(zhǔn)嚴(yán)控。水質(zhì)溶氧量是火力發(fā)電機(jī)組化學(xué)監(jiān)督的一項(xiàng)重要內(nèi)容。在本案例中，由于熱泵疏水溶氧量嚴(yán)重超標(biāo)，致使鍋爐省煤器入口凝結(jié)水溶氧量過大，對機(jī)組運(yùn)行安全穩(wěn)定產(chǎn)生系列危害，具體表現(xiàn)在以下幾個方面[1-5]：

1)降低機(jī)組運(yùn)行的可靠性 熱泵疏水溶氧量超標(biāo)會加速熱泵、熱網(wǎng)疏水管道及設(shè)備腐蝕。當(dāng)溶氧量嚴(yán)重超標(biāo)時，會導(dǎo)致凝結(jié)水系統(tǒng)溶氧量超標(biāo)。含氧量較高的凝結(jié)水通過設(shè)備及其附屬管道時，氧與金屬可以形成原電池，使金屬產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕，對相關(guān)設(shè)備也會造成腐蝕，使各輔助設(shè)備的壽命降低，安全性受到影響，從而降低機(jī)組運(yùn)行的可靠性。

2)降低換熱設(shè)備的換熱效率 鍋爐省煤器采用的是表面式換熱器，設(shè)備的腐蝕產(chǎn)物附著在換熱表面會形成疏松的附著層。同時，凝結(jié)水中含氧過多也會使換熱面上形成一層氣體薄膜，增加換熱熱阻，降低省煤器及余熱鍋爐的換熱效果。

3)降低機(jī)組的安全性 凝結(jié)水溶氧量超標(biāo)會加速余熱鍋爐設(shè)備和汽輪機(jī)葉片的腐蝕，甚至引發(fā)鍋爐爆管、汽輪機(jī)葉片斷裂等事故，直接影響發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行安全穩(wěn)定性。

3 問題處理

2018年至2019年兩個供熱季，熱泵疏水溶氧量持續(xù)超標(biāo)。在此期間A熱電廠對熱泵溴化鋰反應(yīng)器、凝水換熱器、疏水集箱、熱泵疏水泵機(jī)械密封及閥門管件等可能存在泄漏點(diǎn)的部位進(jìn)行排查分析，并采取了相應(yīng)治理措施。

3.1 溴化鋰發(fā)生器查漏

將1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵組件發(fā)生器的銅質(zhì)傳熱管(水質(zhì)加氨對銅管路產(chǎn)生影響)整體更換為不銹鋼換熱管并進(jìn)行查漏，合格無泄漏。

3.2 熱泵疏水集箱查漏

在原熱泵疏水集箱焊口查漏過程中，發(fā)現(xiàn)其多處泄漏點(diǎn)，且水箱存在變形，嚴(yán)重影響熱泵系統(tǒng)運(yùn)行安全。最后，更換新疏水集箱，在熱泵系統(tǒng)試運(yùn)前，對疏水集箱及其管路系統(tǒng)進(jìn)行沖洗并灌水查漏，合格無泄漏。2019年3月投入運(yùn)行新疏水集箱后，溶氧量改善效果不明顯。熱泵房現(xiàn)場檢測熱泵疏水泵出口溶氧量，實(shí)測值在880 μg/L，較疏水集箱更換前的150 μg/L～200 μg/L有明顯升高。其中，1號汽機(jī)凝泵出口溶氧量在5～90 μg/L，低溫省煤器入口溶氧量在50 μg/L附近；2號汽機(jī)凝泵出口溶氧量在68 μg/L以上，低溫省煤器入口溶氧量在38～65 μg/L范圍，較疏水集箱更換前無明顯變化。在新水箱安裝壓力測點(diǎn)的過程中，進(jìn)一步發(fā)現(xiàn)水箱實(shí)際運(yùn)行為微負(fù)壓，而最初水箱設(shè)計(jì)運(yùn)行為微正壓，偏離原設(shè)計(jì)。所以，在后續(xù)3.3一3.7節(jié)中重點(diǎn)進(jìn)行了該問題的解決。

3.3 凝水換熱器查漏

將1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵組件凝水換熱器疏水側(cè)出口的普通閥門更換為真空閥門，進(jìn)一步解決因閥門泄漏造成空氣吸入疏水系統(tǒng)進(jìn)而影響疏水溶氧的問題，并進(jìn)行氮?dú)獠槁细駸o泄漏。

3.4 熱泵疏水泵機(jī)械密封改造

對3臺熱泵疏水泵機(jī)封冷卻水進(jìn)行改造，將機(jī)封冷卻水由閉冷水改為疏水泵出口水自冷卻，從而減少外來冷卻水源對熱泵疏水溶氧量的影響。同時，將3臺疏水泵返廠進(jìn)行大修，對機(jī)械密封等磨損配件進(jìn)行更換，提升熱泵疏水泵的機(jī)械密封效果，從疏水泵位置進(jìn)一步降低泄漏空氣對熱泵疏水溶氧的影響。

3.5 化學(xué)取樣口改造

由于驅(qū)動蒸汽凝結(jié)體積迅速縮小及疏水泵的虹吸作用，最終疏水系統(tǒng)呈現(xiàn)“微負(fù)壓”狀態(tài)，偏離了原設(shè)計(jì)(原設(shè)計(jì)為“微正壓”)。凝水換熱器疏水側(cè)進(jìn)、出口取樣時取樣器無法取到水樣，為阻止系統(tǒng)中漏入空氣，封堵凝水換熱器進(jìn)、出口取樣管。另外，曾考慮在新疏水集箱底部加裝取樣點(diǎn)，結(jié)果水箱壓力表顯示為負(fù)壓，取樣管安裝后仍無法取到水樣。針對該問題曾嘗試采取兩項(xiàng)整改措施：

1)對疏水集箱投入低壓蒸汽除氧并維持正壓。但低壓蒸汽投入后水箱壓力不穩(wěn)定，且水箱在正壓情況下對省煤器入口溶氧量無明顯改善，后取消。

2)疏水集箱底部取樣管處加真空泵抽取水樣。但由于真空泵功率小，未能取到水樣，后取消。

最后，在1號一3號熱泵疏水泵出口管路加裝取樣架，主要檢測熱泵疏水泵出口溶氧量。

3.6 疏水管路改造

疏水管路改造措施如下：

1)原熱泵疏水母管至疏水集箱進(jìn)口管路采用地埋管，給系統(tǒng)查漏及消缺處理工作帶來不便，遂將母管改為地上架空敷設(shè)。疏水總流量設(shè)計(jì)值為65 t/h，原疏水母管過粗，將母管管徑由DN250改造為DN150，并在疏水集箱頂部插入疏水集箱內(nèi)2.5 m。原熱泵組件疏水分支管采用下翻接入疏水母管(如圖2所示)，單臺組件疏水流量設(shè)計(jì)值為17.5 t/h，管徑DN150過粗，疏水不滿管，凝水換熱器不滿流，將管徑由DN150改造為DN80。

2)將原熱泵組件凝水換熱器出口止回閥和法蘭廢棄割除；安裝一臺真空閘閥，以關(guān)斷和調(diào)節(jié)疏水流量；其他閥門(如表1所示)也逐一更換為真空閥；分支管道上取消就地壓力表和溫度表，以減少漏點(diǎn)。

表1 熱泵疏水側(cè)更換真空閥門

3)熱泵疏水管路改造后，1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵疏水溶氧量由投運(yùn)初期均值3 200 μg/L～3 900 μg/L降至150 μg/L～200 μg/L。隨后，又將1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵疏水分別回收至汽輪機(jī)凝汽器中，通過真空泵對熱泵疏水溶氧進(jìn)行處理后取得了一定效果，但省煤器入口溶氧量仍不合格，整體效果不明顯。最后，1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵疏水由回收至凝汽器重新改為回收至低溫省煤器入口。

4)疏水母管(DN80)插入疏水集箱內(nèi)部較長，懷疑會影響疏水溶氧，故將該疏水管截去2 200 mm，改造后疏水管末端距離疏水集箱頂部300 mm。

3.7 整體查漏

從熱泵發(fā)生器出口至3臺疏水泵入口加裝臨時堵板，對系統(tǒng)充入壓縮空氣，打壓查漏。

通過以上系列整改，1號機(jī)組和2號機(jī)組熱泵溶氧量持續(xù)下降，從之前的近3 900 μg/L降至50 μg/L以下，兩臺機(jī)組熱泵疏水含氧量均在合格值以內(nèi)，凝結(jié)水和省煤器入口水質(zhì)溶氧量均在50 μg/L以內(nèi)，徹底消除了熱泵疏水溶氧量對汽機(jī)水質(zhì)(凝結(jié)水、低溫省煤器水質(zhì)等)的影響，解決了長期困擾的熱泵疏水溶氧量超標(biāo)問題。

4 結(jié)論

綜上所述，為使熱泵疏水溶氧量降至合格范圍內(nèi)，避免對后續(xù)凝結(jié)水含氧量指標(biāo)造成影響，A熱電廠開展了以上系列技改工作。將此案例歸納總結(jié)，熱泵疏水溶氧量超標(biāo)原因主要有以下幾方面：

1)熱泵疏水系統(tǒng)原設(shè)計(jì)是“微正壓”，但在實(shí)際運(yùn)行中驅(qū)動蒸汽在溴化鋰反應(yīng)器中迅速凝結(jié)以及熱泵疏水泵的虹吸效應(yīng)，使熱泵疏水系統(tǒng)整體呈現(xiàn)“微負(fù)壓”，系統(tǒng)真空嚴(yán)密性差，造成外部空氣直接進(jìn)入疏水系統(tǒng)并被吸收，其是溶氧超標(biāo)的主要原因；

2)疏水集箱本體、疏水泵機(jī)械密封及取樣管路等存在多方面漏點(diǎn)，前期未得到及時治理；

3)疏水系統(tǒng)閥門原采購按照正壓設(shè)計(jì)采購，未采取真空泄漏防護(hù)措施；

4)疏水泵機(jī)械密封水引入外部水源，對疏水系統(tǒng)溶氧量也構(gòu)成一定影響。