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摘要：针对机组凝结水溶解氧超标问题，大唐珲春发电厂进行了凝汽器热水井水位、凝汽器补水量、机组负荷变化、真空严密性、凝结水泵密封水等诸多因素变化对凝结水溶解氧指标影响的相关试验，分析论证凝结水溶解氧随各因素变化的规律，结合规律进行了相关系统设备的改造优化，达到了有效控制凝结水溶解氧的效果。
关键词：凝结水泵 溶解氧 分析
1 简介
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，凝结水溶解氧长时间超标会加剧汽水管道的氧腐蚀。大唐珲春发电厂两台机组均为北京北重汽轮机电机有限责任公司生产的亚临界、单轴、一次中间再热、冲动凝汽式、可调整抽汽、三缸双排汽机组，自2009年投产以来，4号机组其凝结水溶解氧呈现逐渐上升趋势，通过对凝结水指标的化学检测，溶解氧已达到了35μg/L，超过了国标所要求为30μg/L的标准范围，长期溶解氧超标运行，会加剧凝结水系统设备、管道的氧腐蚀，影响机组的安全稳定运行，给机组运行造成极大威胁。
2 原因分析
2.1 凝汽器热水井水位及凝汽器补充水对凝结水溶解氧的影响
机组正常运行中需保持正常的凝汽器水位，若凝汽器水位偏高，长时间运行会导致凝结水过冷度增大，进而导致凝结水溶解氧异常升高，凝汽器水位偏低则与之相反。4号机组为抽气式机组，采用除盐水向凝汽器补充调节方式。从表1中可以看出，2009年5-7月份，凝结水过冷度没有超出正常的范围，也没有增大的趋势，凝汽器、除盐水箱水位稳定无剧烈波动，凝汽器补水量均保持稳定态势。进一步对凝结水补水雾化装置深入检查，也没有发现异常，雾化效果良好，上述监控因素均在正常范围内，由此排除了凝汽器水位因素的异常可能。
2.2 机组负荷对凝结水溶解氧影响
机组负荷的波动对凝结水溶解氧也有一定影响。在低负荷段，凝汽器真空较高，空气分压力相对较大，凝结水会出现一定的过冷，凝结水中的含氧量增加，导致溶解氧上升。真空较高时，凝汽器漏空气点相对较多，真空严密性变差，除氧效果下降。针对不同负荷段凝结水溶解氧与给水溶解氧变化分析，凝结水、给水溶解氧基本稳定，不随负荷变化（见表2），据此可排除机组低谷负压临界区存在漏泄导致凝结水溶解氧超标。
2.3 机组真空严密性对机组凝结水溶解氧的影响
机组的真空严密性指标对凝结水溶解氧也有一定影响。真空负压系统中存在漏泄点，会导致空气进入凝结水系统，溶解氧升高。机组正常运行期间，1、2号低加、导气管均为负压区，存在漏空气的可能，经试验排查，未发现漏泄点。此外，凝汽器热水井至凝结水泵入口也为负压区，法兰不严密也有可能造成空气进入凝结水系统，造成凝结水溶解氧增大。机组检修时，对凝结水系统全面检查，也未发现漏泄点。对4号机组2009年上半年真空严密性试验分析，真空下降速度均在0.265KPa以内，试验合格。因此，排除此因素造成溶解氧超标的可能。
2.4 凝结水泵密封水影响
4号机组凝结水泵空气管的引出口布置于在地面负2.5米处，空气管接入凝汽器的部位在4.5米左右，之间有约7米左右的垂直管段，若空气管中有积水，则积水无法克服此段净高度压力差，进而形成水塞，阻碍凝结水泵中的空气及时排出而进入凝结水系统。空气与凝结水接触而未经过任何除氧设备环节，导致凝结水溶解氧快速升高。
正常运行中凝结水泵为变频方式运行，凝结水压力比工频方式运行大约降低1.0MPa，在凝结水泵密封水管道上有调压阀对密封水有节流作用下，如果凝结水泵密封水压力过低，密封效果则会弱化，密封瓦处有可能漏入少量空气，导致凝结水溶解氧升高。
3 凝结水溶解氧偏高的危害
3.1 缩短机组设备的寿命
330MW再热机组采用了回热循环系统，当凝结水中的含氧量较高时，凝结水会对回热设备及其附属的管道造成腐蚀，减少辅助设备的使用寿命，降低机组运行的可靠性。凝结水含氧量偏高也会增加锅炉给水的含铁量，加快锅炉受热结垢速度，降低锅炉效率，影响锅炉的安全运行，还会增加蒸汽的含铁量，加快汽轮机叶片的结垢速度，降低汽轮机的运行效率，影响汽轮机的安全运行。
3.2 降低机组真空
当凝结水溶解氧含量较高时，会有过多的空气漏入凝汽器，造成机组真空降低，增加凝汽器内空气的聚集量，加重抽真空系统的负担，使凝汽器内的凝结气不能及时抽出，进一步增加凝汽器内空气的聚集量，从而，降低凝汽器的换热效率，提高凝汽器的运行压力，降低机组的热效率，增加了机组的厂用电率。
3.3 降低回热循环系统的换热效率
4号机组回热循环系统大部分采用的是表面换热方式，只有除氧器是混合换热方式。当设备的腐蚀产物附属在换热表面时，就会形成疏松的附着层，同时，凝结水中的溶氧偏高时，会在换热器表面形成气体薄膜，使得换热器热阻增大、机组抽汽量增加，从而，降低了回热系统循环热效率。
4 改造优化
2010年A级检修期间，对4号机凝结水泵和凝汽器之间空气管进行了重新布置，凝结水泵空气管的引出口由原来的4.5米改至0米附近，减少垂直管段的净高度，同时将凝结水泵密封水调压阀拆除，用密封水回水截门调整，提高密封水压力。避免了水塞的形成。
改造后，机组在正常中4号机组凝结水溶解氧已降至20μg/L以下的正常范围内，达到了预期效果。2010-
2014年期间，对凝结水指标的监测中，凝结水溶解氧均保持在20μg/L以内，减少了氧腐蚀，与此同时，提高了给水品质，降低锅炉排污率。
5 防范措施
为防止凝结水溶解氧量超标，针对设备实际状况制定出如下具体举措：①日常运行中需定期检查凝结水补水的雾化装置，加强凝结水质监督，以保证凝结水雾化装置正常运行。②定期检查除盐水箱的严密性，防止有空气进入。尽量减少系统的漏泄量，从而减少除盐水的补水量。③机组正常运行期间，运行人员要根据不同的工况做出相应的调节，不能在任何负荷下都保持同一个运行状态。④检视并调整好凝汽器水位，保持水位在规定范围内运行。⑤定期维护及调整好凝结水泵盘根密封水、低加疏水泵盘根密封水。⑥对真空负压系统管道及法兰的漏泄及时处理，降低机组真空漏泄率。加大真空系统的检查力度，对发现的漏泄点要不分大小，彻底处理，避免缺陷蔓延造成事故。⑦加强除盐水、凝结水、给水水质的监视及化验，发现硬度超标时，应立即处理。针对各种回收疏水的水质应时时监测，定期化验，不合格必须排放掉。
6 结束语
通过对4号机组凝结水溶解氧超标分析，做出了对应改进优化措施，解决了凝结水溶解氧超标的技术难题，确保了机组的安全、稳定、经济运行，进而延长了机组的使用寿命。
参考文献：
[1]王勇等.电厂汽轮机设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2010.
[2]韩隶传，汪德良.热力发电厂凝结水处理[M].北京：中国电力出版社，2010.
[3]杨真学，宋绍伟.凝结水溶解氧超标的原因分析及改进措施[J].热力发电，2007（07）.
作者简介：杨磊（1986-），男，吉林珲春人，助理工程师，热力试验组技术员，主要从事火电厂热力试验工作。
关键词：凝结水泵 溶解氧 分析
1 简介
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，凝结水溶解氧长时间超标会加剧汽水管道的氧腐蚀。大唐珲春发电厂两台机组均为北京北重汽轮机电机有限责任公司生产的亚临界、单轴、一次中间再热、冲动凝汽式、可调整抽汽、三缸双排汽机组，自2009年投产以来，4号机组其凝结水溶解氧呈现逐渐上升趋势，通过对凝结水指标的化学检测，溶解氧已达到了35μg/L，超过了国标所要求为30μg/L的标准范围，长期溶解氧超标运行，会加剧凝结水系统设备、管道的氧腐蚀，影响机组的安全稳定运行，给机组运行造成极大威胁。
2 原因分析
2.1 凝汽器热水井水位及凝汽器补充水对凝结水溶解氧的影响
机组正常运行中需保持正常的凝汽器水位，若凝汽器水位偏高，长时间运行会导致凝结水过冷度增大，进而导致凝结水溶解氧异常升高，凝汽器水位偏低则与之相反。4号机组为抽气式机组，采用除盐水向凝汽器补充调节方式。从表1中可以看出，2009年5-7月份，凝结水过冷度没有超出正常的范围，也没有增大的趋势，凝汽器、除盐水箱水位稳定无剧烈波动，凝汽器补水量均保持稳定态势。进一步对凝结水补水雾化装置深入检查，也没有发现异常，雾化效果良好，上述监控因素均在正常范围内，由此排除了凝汽器水位因素的异常可能。
2.2 机组负荷对凝结水溶解氧影响
机组负荷的波动对凝结水溶解氧也有一定影响。在低负荷段，凝汽器真空较高，空气分压力相对较大，凝结水会出现一定的过冷，凝结水中的含氧量增加，导致溶解氧上升。真空较高时，凝汽器漏空气点相对较多，真空严密性变差，除氧效果下降。针对不同负荷段凝结水溶解氧与给水溶解氧变化分析，凝结水、给水溶解氧基本稳定，不随负荷变化（见表2），据此可排除机组低谷负压临界区存在漏泄导致凝结水溶解氧超标。
2.3 机组真空严密性对机组凝结水溶解氧的影响
机组的真空严密性指标对凝结水溶解氧也有一定影响。真空负压系统中存在漏泄点，会导致空气进入凝结水系统，溶解氧升高。机组正常运行期间，1、2号低加、导气管均为负压区，存在漏空气的可能，经试验排查，未发现漏泄点。此外，凝汽器热水井至凝结水泵入口也为负压区，法兰不严密也有可能造成空气进入凝结水系统，造成凝结水溶解氧增大。机组检修时，对凝结水系统全面检查，也未发现漏泄点。对4号机组2009年上半年真空严密性试验分析，真空下降速度均在0.265KPa以内，试验合格。因此，排除此因素造成溶解氧超标的可能。
2.4 凝结水泵密封水影响
4号机组凝结水泵空气管的引出口布置于在地面负2.5米处，空气管接入凝汽器的部位在4.5米左右，之间有约7米左右的垂直管段，若空气管中有积水，则积水无法克服此段净高度压力差，进而形成水塞，阻碍凝结水泵中的空气及时排出而进入凝结水系统。空气与凝结水接触而未经过任何除氧设备环节，导致凝结水溶解氧快速升高。
正常运行中凝结水泵为变频方式运行，凝结水压力比工频方式运行大约降低1.0MPa，在凝结水泵密封水管道上有调压阀对密封水有节流作用下，如果凝结水泵密封水压力过低，密封效果则会弱化，密封瓦处有可能漏入少量空气，导致凝结水溶解氧升高。
3 凝结水溶解氧偏高的危害
3.1 缩短机组设备的寿命
330MW再热机组采用了回热循环系统，当凝结水中的含氧量较高时，凝结水会对回热设备及其附属的管道造成腐蚀，减少辅助设备的使用寿命，降低机组运行的可靠性。凝结水含氧量偏高也会增加锅炉给水的含铁量，加快锅炉受热结垢速度，降低锅炉效率，影响锅炉的安全运行，还会增加蒸汽的含铁量，加快汽轮机叶片的结垢速度，降低汽轮机的运行效率，影响汽轮机的安全运行。
3.2 降低机组真空
当凝结水溶解氧含量较高时，会有过多的空气漏入凝汽器，造成机组真空降低，增加凝汽器内空气的聚集量，加重抽真空系统的负担，使凝汽器内的凝结气不能及时抽出，进一步增加凝汽器内空气的聚集量，从而，降低凝汽器的换热效率，提高凝汽器的运行压力，降低机组的热效率，增加了机组的厂用电率。
3.3 降低回热循环系统的换热效率
4号机组回热循环系统大部分采用的是表面换热方式，只有除氧器是混合换热方式。当设备的腐蚀产物附属在换热表面时，就会形成疏松的附着层，同时，凝结水中的溶氧偏高时，会在换热器表面形成气体薄膜，使得换热器热阻增大、机组抽汽量增加，从而，降低了回热系统循环热效率。
4 改造优化
2010年A级检修期间，对4号机凝结水泵和凝汽器之间空气管进行了重新布置，凝结水泵空气管的引出口由原来的4.5米改至0米附近，减少垂直管段的净高度，同时将凝结水泵密封水调压阀拆除，用密封水回水截门调整，提高密封水压力。避免了水塞的形成。
改造后，机组在正常中4号机组凝结水溶解氧已降至20μg/L以下的正常范围内，达到了预期效果。2010-
2014年期间，对凝结水指标的监测中，凝结水溶解氧均保持在20μg/L以内，减少了氧腐蚀，与此同时，提高了给水品质，降低锅炉排污率。
5 防范措施
为防止凝结水溶解氧量超标，针对设备实际状况制定出如下具体举措：①日常运行中需定期检查凝结水补水的雾化装置，加强凝结水质监督，以保证凝结水雾化装置正常运行。②定期检查除盐水箱的严密性，防止有空气进入。尽量减少系统的漏泄量，从而减少除盐水的补水量。③机组正常运行期间，运行人员要根据不同的工况做出相应的调节，不能在任何负荷下都保持同一个运行状态。④检视并调整好凝汽器水位，保持水位在规定范围内运行。⑤定期维护及调整好凝结水泵盘根密封水、低加疏水泵盘根密封水。⑥对真空负压系统管道及法兰的漏泄及时处理，降低机组真空漏泄率。加大真空系统的检查力度，对发现的漏泄点要不分大小，彻底处理，避免缺陷蔓延造成事故。⑦加强除盐水、凝结水、给水水质的监视及化验，发现硬度超标时，应立即处理。针对各种回收疏水的水质应时时监测，定期化验，不合格必须排放掉。
6 结束语
通过对4号机组凝结水溶解氧超标分析，做出了对应改进优化措施，解决了凝结水溶解氧超标的技术难题，确保了机组的安全、稳定、经济运行，进而延长了机组的使用寿命。
参考文献：
[1]王勇等.电厂汽轮机设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2010.
[2]韩隶传，汪德良.热力发电厂凝结水处理[M].北京：中国电力出版社，2010.
[3]杨真学，宋绍伟.凝结水溶解氧超标的原因分析及改进措施[J].热力发电，2007（07）.
作者简介：杨磊（1986-），男，吉林珲春人，助理工程师，热力试验组技术员，主要从事火电厂热力试验工作。