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【摘要】汽轮机凝结水溶氧是否合格是凝汽器性能考核的一个重要指标，如何降低凝汽器溶氧不仅是供货商亟待解决的问题，也是电厂设备的安全经济运行的一个重要课题。特别是大量补水的抽汽机组如何来保证凝汽器溶氧合格的问题，更值得探讨。结合某电厂12 5Mw机组凝结水溶解氧治理的实例，本文着重总结探讨一种凝结水溶解氧的治理方法。
【关键词】凝结水；溶解氧；挡流板；疏水【中图分类号】TV523
【文献标识码】A
【文章编号】1672-5158（2012）10-0017-01
1 前言
现代大型火电机组凝汽器内大多设置有真空除氧装置，国产I00MW等级机组凝结器热井结构较为单一。国内某电厂使用的哈尔滨汽轮机厂设计改进的C100／N125-13.2／535／535机型，凝结器型号为N-6200-1型，凝汽器铜管的排列形式为双流程表面式，凝汽器管束9770根，结构较为紧凑换热面积小，凝汽器热井内管道设置不够合理，部分疏水至热井内汽水分离不充分，加之凝结水流量较大，机组的溶解氧长期处于超标状态，一般都在100ug／L以上，进行过系统查找及水位调整试验，收效甚微。
2 原因分析
该厂汽轮机组自投产以来凝结水溶解氧超标问题突出，凝结水溶解氧量大于100ug／L，多次查找影响该指标的原因未果，检修人员多次进入热井内部，通过对凝汽器热水井内部结构的勘察分析，热井上部设置有淋水角铁，作用在于汽轮机排汽凝结水回流至热井的过程中气水分离。凝汽器热井底部有多条管道连接，凝结水泵入口管与乙号本体疏水扩容器疏水管并行布置，且管口距离仅有200MM左右，极易造成汽水分离不彻底的凝结水直接被吸入凝泵。
低加至凝汽器紧急疏水和甲号本体疏水扩容器疏水管并行布置于另一侧，且管口标高都位于热井底部l00mm高，同甲号本体疏水扩容器的影响相同，本体疏水扩容器汽水混合流体极有可能在热井内汽水未完全分离后就被凝泵吸走，造成给水的溶解氧增大。初步判断热井连接的各疏水在热井内部与凝结水的混合状态影响凝结水品质。
3 改造方案与效果分析
2010年利用机组停备时机对凝汽器热水井内部进行改造，考虑到本体疏水在机组启运时期属汽水混合，疏水对凝结水品质影响最为严重。改造的思路为消除或减小热井内各疏水对凝结水泵入口管的紊流影响，通过有选择性了调整凝结水介质流向达到降低溶解氧的目的。在凝结水泵入口管焊接加装挡流板，从流体流向上引流远离各疏水的来水，改变凝结水泵入口管管口处流体流动方向，即抽吸热井底部的凝结水和靠近人孔门侧的凝结水，这样将增大各疏水至凝泵入口管的流程，有利于各疏水汽水有效分离，从而达到改善凝结水溶解氧超标的相应困扰。
对管口分布情况进行了检查，通过将全部热井进水与热井出水隔离，具体的做法如下：
1 凝泵入口管与甲号本体疏水扩容器至热井入口管并行布置，且距离仅有200MM左右，本体疏水扩容器汽水混合流体极有可能在热井内汽水未完全分离后就被凝泵吸走，造成给水的溶解氧增大。在热井水箱加装垂直挡板，本体疏水在热井入口处扩散被挡板阻隔后折流，从而缓冲疏水内携带气态介质影响凝结水含氧量；
2 凝结水泵入口管对向的本体疏水和低加至凝汽器疏水，在机组启停状态下可能携带气态介质冲击凝结水泵入口管，加装挡板可进一步缓冲混合疏水在凝汽器热井内的滞留时间，从而达到汽水进一步分离的作用，降低疏水对凝结水给水的影响；特别要求挡板的下边沿距离热井底部50mm，即挡板完全挡住凝泵吸入口；与凝泵吸入口平面距离控制在80-100mm，确保凝泵入口阻力在控制范围内；
3 考虑到进一步改善凝泵吸入口给水品质，加装挡板，一方面可以使凝结水从远离相关热井进水管道侧被吸入凝泵，即凝结水泵吸入的凝结水从热井人孔门和底部抽取；另一方面加设挡板可大大增强挡板的支撑强度，确保凝结水吸入口的稳定安全。
4凝汽器热井淋水角铁中部溢流孔加装直径57mm，长度200mm的延长管，可有效地引热流体至凝结水，起到加热凝结水降低过冷度的作用。
通过机组凝汽器热水井内部结构的改造，2011年经一年的运行检验及3次启停机状态下检查，凝结水溶解氧始终处于合格标准，启停机时溶解氧最大值30ug/L（国标规定的溶氧量为30g/L），机组运行时溶解氧在10ug/L以下，相较该厂另一台同型号机组凝结水溶解氧指标有着明显改善，可见凝结器热水井挡流板改造的效果是十分明显的。
4 改造效益分析
改造后凝结水溶解氧由100ug／L降到20ug／L以下，我们对各项效益节约情况进行分析，并考查其利润的可观性。
4.1 除氧药剂费用
4.1.1 联氨费用：凝结水中溶解氧含量降低80ug／L计，浓度为80％联氨（N2H4浓度为16mo1）价格17000元／t，每吨脱氧水消耗联氨O.167克，联氨费用=17元×0.000167=0.0028元／t；
4.1.2 水合硫酸铜价格以5000元／t计，每吨脱氧水消耗硫酸铜用量以5-8克计，平均6.5克，硫酸铜费用b=5×6.5／1000=0，0325元；
4.1.3 除氧药剂费用A=a+b=0.0028+0.0325=0.0343元／t。
4.2 药泵电费
药泵型号为BAWl50，功率1.5kw，流量5t／h，以出力10t／h为例，一个产水周期产水240t，药泵运行1小时，厂用电费为0.30元，每吨脱氧水承担电费B=0.30／240=0.00125元；
4.3 除氧节能费用
凝结水脱氧费用C=A+B=0.0343+0.00125=0.03555元／t；
按照125MW机组给水流量按330t／h计算（额定出力420t／h），年利用小时数约为8000小时，故凝结水脱氧费用D=0.03555×330×8000≈9.4万元／年；
5 结论
汽轮机凝汽器热井挡流除氧解决了困扰该厂已久的溶解氧超标问题，综合节能效益可观，同时在加热器管束老化速度等方面的隐性效益值得关注，挡流除氧改造方法简便可行，经济投入小，设备改动量小，参数控制十分稳定、可靠。对于I00MW凝汽器凝结水溶解氧超标课题有根本性的指导意义，可快速高效地降低凝结水溶解氧，保护凝结水泵及低压加热器管束的安全经济运行，有利于促进高新技术的不断完善优化，切合国家、集团公司提倡的节能减排的工作思路，对稳定生产、提升发电效益具有重要的意义。
【关键词】凝结水；溶解氧；挡流板；疏水【中图分类号】TV523
【文献标识码】A
【文章编号】1672-5158（2012）10-0017-01
1 前言
现代大型火电机组凝汽器内大多设置有真空除氧装置，国产I00MW等级机组凝结器热井结构较为单一。国内某电厂使用的哈尔滨汽轮机厂设计改进的C100／N125-13.2／535／535机型，凝结器型号为N-6200-1型，凝汽器铜管的排列形式为双流程表面式，凝汽器管束9770根，结构较为紧凑换热面积小，凝汽器热井内管道设置不够合理，部分疏水至热井内汽水分离不充分，加之凝结水流量较大，机组的溶解氧长期处于超标状态，一般都在100ug／L以上，进行过系统查找及水位调整试验，收效甚微。
2 原因分析
该厂汽轮机组自投产以来凝结水溶解氧超标问题突出，凝结水溶解氧量大于100ug／L，多次查找影响该指标的原因未果，检修人员多次进入热井内部，通过对凝汽器热水井内部结构的勘察分析，热井上部设置有淋水角铁，作用在于汽轮机排汽凝结水回流至热井的过程中气水分离。凝汽器热井底部有多条管道连接，凝结水泵入口管与乙号本体疏水扩容器疏水管并行布置，且管口距离仅有200MM左右，极易造成汽水分离不彻底的凝结水直接被吸入凝泵。
低加至凝汽器紧急疏水和甲号本体疏水扩容器疏水管并行布置于另一侧，且管口标高都位于热井底部l00mm高，同甲号本体疏水扩容器的影响相同，本体疏水扩容器汽水混合流体极有可能在热井内汽水未完全分离后就被凝泵吸走，造成给水的溶解氧增大。初步判断热井连接的各疏水在热井内部与凝结水的混合状态影响凝结水品质。
3 改造方案与效果分析
2010年利用机组停备时机对凝汽器热水井内部进行改造，考虑到本体疏水在机组启运时期属汽水混合，疏水对凝结水品质影响最为严重。改造的思路为消除或减小热井内各疏水对凝结水泵入口管的紊流影响，通过有选择性了调整凝结水介质流向达到降低溶解氧的目的。在凝结水泵入口管焊接加装挡流板，从流体流向上引流远离各疏水的来水，改变凝结水泵入口管管口处流体流动方向，即抽吸热井底部的凝结水和靠近人孔门侧的凝结水，这样将增大各疏水至凝泵入口管的流程，有利于各疏水汽水有效分离，从而达到改善凝结水溶解氧超标的相应困扰。
对管口分布情况进行了检查，通过将全部热井进水与热井出水隔离，具体的做法如下：
1 凝泵入口管与甲号本体疏水扩容器至热井入口管并行布置，且距离仅有200MM左右，本体疏水扩容器汽水混合流体极有可能在热井内汽水未完全分离后就被凝泵吸走，造成给水的溶解氧增大。在热井水箱加装垂直挡板，本体疏水在热井入口处扩散被挡板阻隔后折流，从而缓冲疏水内携带气态介质影响凝结水含氧量；
2 凝结水泵入口管对向的本体疏水和低加至凝汽器疏水，在机组启停状态下可能携带气态介质冲击凝结水泵入口管，加装挡板可进一步缓冲混合疏水在凝汽器热井内的滞留时间，从而达到汽水进一步分离的作用，降低疏水对凝结水给水的影响；特别要求挡板的下边沿距离热井底部50mm，即挡板完全挡住凝泵吸入口；与凝泵吸入口平面距离控制在80-100mm，确保凝泵入口阻力在控制范围内；
3 考虑到进一步改善凝泵吸入口给水品质，加装挡板，一方面可以使凝结水从远离相关热井进水管道侧被吸入凝泵，即凝结水泵吸入的凝结水从热井人孔门和底部抽取；另一方面加设挡板可大大增强挡板的支撑强度，确保凝结水吸入口的稳定安全。
4凝汽器热井淋水角铁中部溢流孔加装直径57mm，长度200mm的延长管，可有效地引热流体至凝结水，起到加热凝结水降低过冷度的作用。
通过机组凝汽器热水井内部结构的改造，2011年经一年的运行检验及3次启停机状态下检查，凝结水溶解氧始终处于合格标准，启停机时溶解氧最大值30ug/L（国标规定的溶氧量为30g/L），机组运行时溶解氧在10ug/L以下，相较该厂另一台同型号机组凝结水溶解氧指标有着明显改善，可见凝结器热水井挡流板改造的效果是十分明显的。
4 改造效益分析
改造后凝结水溶解氧由100ug／L降到20ug／L以下，我们对各项效益节约情况进行分析，并考查其利润的可观性。
4.1 除氧药剂费用
4.1.1 联氨费用：凝结水中溶解氧含量降低80ug／L计，浓度为80％联氨（N2H4浓度为16mo1）价格17000元／t，每吨脱氧水消耗联氨O.167克，联氨费用=17元×0.000167=0.0028元／t；
4.1.2 水合硫酸铜价格以5000元／t计，每吨脱氧水消耗硫酸铜用量以5-8克计，平均6.5克，硫酸铜费用b=5×6.5／1000=0，0325元；
4.1.3 除氧药剂费用A=a+b=0.0028+0.0325=0.0343元／t。
4.2 药泵电费
药泵型号为BAWl50，功率1.5kw，流量5t／h，以出力10t／h为例，一个产水周期产水240t，药泵运行1小时，厂用电费为0.30元，每吨脱氧水承担电费B=0.30／240=0.00125元；
4.3 除氧节能费用
凝结水脱氧费用C=A+B=0.0343+0.00125=0.03555元／t；
按照125MW机组给水流量按330t／h计算（额定出力420t／h），年利用小时数约为8000小时，故凝结水脱氧费用D=0.03555×330×8000≈9.4万元／年；
5 结论
汽轮机凝汽器热井挡流除氧解决了困扰该厂已久的溶解氧超标问题，综合节能效益可观，同时在加热器管束老化速度等方面的隐性效益值得关注，挡流除氧改造方法简便可行，经济投入小，设备改动量小，参数控制十分稳定、可靠。对于I00MW凝汽器凝结水溶解氧超标课题有根本性的指导意义，可快速高效地降低凝结水溶解氧，保护凝结水泵及低压加热器管束的安全经济运行，有利于促进高新技术的不断完善优化，切合国家、集团公司提倡的节能减排的工作思路，对稳定生产、提升发电效益具有重要的意义。