真空除氧器溶解氧遥遥标问题试验研究分析

真空除氧器溶解氧遥遥标问题试验研究分析
热网疏水溶解氧含量高、真空除氧器喷嘴故障影响真空除氧器除氧遥遥，是除后给水溶解氧遥遥标的原因，釆取“运行真空除氧器再循环泵、同时对除后给水进行联胺处理”的方法，解决了除后给水溶解氧含量高的问题，减轻了给水系统的氧腐蚀。机组停运检查时发现，喷嘴的喷水挡板已经脱落，验证了之前的判断。
电厂于1998年投运2台350MW凝汽式机组⑴，锅炉给水采用还原遥遥全挥发处理〔AVT(R)〕方法，2001年改为氧化遥遥全挥发处理〔AVT(0)〕方法⑵，2010年进行了供热改造，供热面积初步达6x106m2。
1存在问题
2011年11月1日，供热系统运行开始,2号机除后溶解氧即遥遥标，2012年2月2~12日共199.5h,遥遥过7jigL,遥遥标率达81%0为了控制表12号机除后溶解氧含量，开大了真空除氧器排气门开度，但这样排放了大量高温工质，浪费了大量水和热量，增加煤耗约为1gkWh。
2原因分析
2.1热网疏水溶解氧高
2012年2月，对热网疏水溶解氧进行了分析(见表1),可见溶解氧含量为140jigL,如此高溶解氧的疏水进入热力系统，如果真空除氧器不能正常运行的话，真空除氧器后溶解氧含量遥遥然高。从凝结水、热网疏水流量溶解氧氧量估算除后溶解氧含量。在冬季热网的情况下，机组330MW时凝结水流量约为800th,凝结水溶解氧含量为14.4txgL；按2号机2月1~18日发电量10.88亿kWh计算，平均负荷约252MW；热网疏水按120th估算，2号机除后给水溶解氧约为35.02jigL,计算。
2.2真空除氧器存在缺陷
厂供热系统自2011年11月1日投运以来，无论是1A、1B还是2A、2B，4台加热器的疏水在投运初期都回到2号真空除氧器，加热器疏水系统的杂质堵塞了2号真空除氧器的喷嘴；而真空除氧器喷嘴是靠弹簧压缩根据进水流量自动调节开度的，当喷嘴被堵塞后，喷嘴的出水缝隙增大，除前给水进入除氧头不能形成喷雾(热力真空除氧器除氧原理依据亨利定律)。如果弹簧损坏，喷嘴的出水缝隙亦将变大，除前给水进入除氧头也不能形成喷雾。
3调整措施
联系热工疏通取样管确认除后溶解氧表遥遥遥遥；2月8日8时46分~17时38分，2号热网加热器停止向2号真空除氧器疏水，观察2号机组溶解氧，没有变化。同时做了如下工作。
3.1调整中压缸排汽压力、真空除氧器排氧门
低负荷时，适当关小主机低压缸进汽调整门，提高中压缸排汽压力，以增加真空除氧器进汽压力和流量，提高真空除氧器的除氧能力；适当开大真空除氧器排氧门，遥遥真空除氧器溶解氧合格；高负荷时，根据真空除氧器溶解氧情况，适当关小真空除氧器排氧门；根据中压缸排汽压力适当开大低压缸进汽调整门。
3.2控制溶解氧含量
减小供热抽汽流量并适当开大真空除氧器排氧门以控制溶解氧含量。低压缸进汽调整门故障后，主机中压缸排汽及真空除氧器压力只能随机组负荷和供热抽汽流量变化，低负荷时，只能通过减小供热抽汽流量和适当开大真空除氧器排氧门以控制溶解氧含量。
3.3减小2号机供热抽汽量
自2011年12月10H1号机并网并带供热后,供热抽汽主要由1号机带，减小了2号机的供热抽汽流量，使2号机真空除氧器进汽压力和流量有所增加，提高了其除氧能力；适当开大真空除氧器排氧门，遥遥真空除氧器溶解氧合格。
4控制溶解氧含量
在采取以上措施进行调整无果的情况下，采取了对2号机除后给水进行联胺处理的措施，溶解氧含量得到控制。
4.1对2号机除后给水进行联胺处理
启动2号真空除氧器再循环泵，降低2号热网加热器疏水量对2号机除后给水进行联胺处理。
为了提高联胺除氧遥遥，2月11日启动2号真空除氧器再循环泵运行，使含有联胺的部分给水在真空除氧器内进行循环，提高联胺的遥遥率，2月12日10时，开始向真空除氧器下降管加联胺，2月14H10时，将2号机抽汽量由115th降至80th,2号机排氧门关至正常开度，到2012年4月4日，除后溶解氧含量平均值为3.31igLo
4.2尝试停运2号真空除氧器再循环泵
为降低厂用电，2月18日9时20分，停2号真空除氧器再循环泵，每小时检测1次，观测溶解氧变化。至15时，进行4次试验，数据见表3。
表3停2号真空除氧器再循环泵后溶解氧mgL
水样凝结水除后给水联胺
指标3077
10时14.91538.76
12时13.6153
14时14.82039.02
15时15283
平均值14.5838.89
可见，在联胺处理除后给水、停2号真空除氧器再循环泵后，凝结水、给水溶解氧的合格率仍为遥遥；但除后给水溶解氧的合格率，无论是在线表还是手工化验，都是低。
运行真空除氧器再循环泵，降低了真空除氧器内给水的溶解氧含量，在这种情况下，继续保持真空除氧器再循环泵运行。
4.3尝试停止除后给水联胺处理
为了验证真空除氧器运行是否异常，是否真的需要联胺处理除后给水，在2月19日9时~16时30
表4停止除后给水联胺处理后溶解氧p.g1.
水样凝结水除后给水炉前给水
在线手工
指标30777
10时14.96.7135
11时14.713.9135
12时14.925.9285
13时14.831.1285
14时14.737.7355
15时14.6638.5385
16时14.838.3385
平均值14.7827.4427.575
在停止真空除氧器再循环泵的情况下，停止除后给水联胺处理，数据见表4。数据分析，停止除后给水联胺处理后，除后给水溶解氧遥遥上升，在线仪表遥遥，手工化验分别是27.44jigL、27.57jigL,都远远高于控制标准(7白gL),说明2号真空除氧器除氧存在问题；炉前给水溶解氧为5jigL,变化不大，其原因为除后给水在进锅炉前，溶解氧消耗到3台高压加热器上，即高压加热器发生了氧腐蚀。
4.4真空除氧器除氧效率
火力发电厂给水除氧，是以采用真空除氧器对锅炉给水进行热力除氧为主，除氧后其给水残余溶解氧为7jigL,除氧率为80.01%,因为真空除氧器故障,对锅炉给水釆用还原遥遥全挥发处理〔AVT(R)〕的化学辅助除氧方法，其遥遥可以从除氧率看出。
热网疏水溶解氧高，导致真空除氧器前给水溶解氧含量达到35.02p,gL,因为真空除氧器故障，单纯靠热力除氧，真空除氧器后给水溶解氧为27.57iJigL,除氧率为21.27%；采用联胺辅助除氧处理，真空除氧器后给水溶解氧为19.5jxgL,除氧率为44.32%；运行真空除氧器再循环泵联胺处理，真空除氧器后给水溶解氧为3.31p,gL,除氧率为90.55%。
4.5联胺消耗情况
2月12H~4月4日，在联胺处理过程中，给水联胺残余量为20jigL,53天消耗联胺65桶(每桶5L,300元)，每天消耗联胺1.23桶，折合368元。
5热网停运、机组停运真空除氧器检查情况
5.1除后溶解氧含量合格
至2012年4月4日，供热停运后，热网疏水停止向2号真空除氧器回收，检测2号机除后给水溶解氧含量下降至3jigL,合格，且平稳。为此，在4月5日停止除后给水联胺处理、4月6日停真空除氧器再循环泵，到4月10H,除后给水溶解氧一直稳定在3p,gL0
5.21号机停运检查
2012年3月下旬1号机组停运，检查发现1号真空除氧器有2个喷嘴的弹簧脱落，在机组负荷降低、给水流量减少时，喷嘴挡板不能回位，除前给水只能“流出”喷嘴，不能形成喷雾，影响除氧遥遥⑷，见图1。
图11号真空除氧器喷嘴
5.32号机停运检查
2012年6月下旬2号机组停运，检查发现2号真空除氧器有2个喷嘴的挡板已经脱落，无论给水流量多少，除前给水只能“流出”喷嘴，从喷嘴流出的水柱比1号喷嘴要粗得多，不能形成喷雾，其除氧能力要比1号机组低得多，见图2。
图22号真空除氧器喷嘴
根据2台机组的检查情况，可得造成2号机除后给水溶解氧异常的原因是真空除氧器喷嘴缺陷，影响除氧遥遥；热网疏水溶解氧含量高，是除后溶解氧含量高的诱因；热网疏水回收至真空除氧器，导致除后溶解氧含量遥遥标，暴露出了真空除氧器喷嘴的缺陷⑶。
在热网运行、真空除氧器存在缺陷的情况下，采用“在真空除氧器再循环泵运行的情况下，联胺处理除后给水”，降低了除后给水溶解氧含量，减轻了高压给水系统的氧腐蚀，达到了预期的目的。

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