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[摘要] 本文通过电厂实际运行中存在的凝结水溶氧超标问题，并结合水压逆止门控制水回收改造后出现的现象进行分析，找到了凝结水溶氧超标的原因，并提出了解决措施，取得了预期的效果，保证了机组的安全运行，
[关键词] 凝结水溶氧；超标；控制水：改进
火力发电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。处在真空下工作的凝结水管路和设备，常常会由于不够严密而漏入空气。凝汽器内凝结水的过冷却，也会增加空气的溶解量，补充到系统中的软化水。接触了大气，其中也溶解有气体。这些气体在热力设备和管路中，要影响传热，增大热损失。更严重的是这些气体中的氧气，在较高温度下，很容易和金属发生化学反应(生锈)。使设备遭受腐蚀。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧嚣后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。秦皇岛同和热电有限公司一期安装两台CC12-4.9／0.98／0.294双抽供热机组，#2机多年来一直存在真空低的问题，但凝结水溶氧一直控制在合格范围内(≤50μg/L)。2009年6月份机组检修投入遥行后开始出现凝结水溶氧率不合格的现象，溶氧量>100μg/L，远远超出运行规程要求的50μg/L以下的标准。
一、原因分析
1.真空系统泄漏影响凝结水溶氧不台格的原因分析。空气漏入凝汽器后，降低了凝汽器的真空度，增加了凝汽器内空气的分压力(在蒸汽—空气混合物中，空气压力是混合气体总压力的组成部分)，因而增加了空气在水中的溶解度，使凝结水中的含氧量增加。针对凝结水溶氧不合格的现象，发电部首先安排人员做机组的真空严密性试验，当运行人员关闭真空总门后，不到2分钟时间机组真空迅速从95.4KPa降到-88.2KPa，运行人员被迫打开真空总门，真空严密性试验无法进行，说明机组真空系统存在严重的泄露。
公司安排检修人员对凝结水系统、真空系统的所有阀门法兰处进行了火焰法查找。对可能泄露的地方重新紧固或涂抹黄油、密封腔等方法处理。经过一系列的检查处理，真空略有提高，但凝结水溶氧率仍无好转。由于机组已运行十年，为彻底解决真空低的问题，2009年9月检修人员利用供暖前机组小修的机会，对真空系统所有阀门法兰垫片和门杆盘根进行了更换，并对内漏严重的汽缸疏水等阀门全部更换。随后采用常规的灌水查漏法，对真空系统进行了灌水查漏，把水位灌至汽缸结合面处，消除了发现的漏点。2009年11月机组启动后，运行人员做真空严密性试验，5分钟内真空从-96.5KPa下降到-94.7KPa。每分钟真空平均降落来超过0.4KPa，试验合格。但化学运行人员化验结果显示凝结水溶氧率仍>100μg/L。
从以前的检查看，真空系统的泄漏并不是捍#2机凝结水溶氧率严重超标的主要原因，所以人们把问题进行了重新思考。同时结合多级水封(汽机轴封加热器疏水系统中)运行中时好时坏的现象，考虑到凝结水溶氧不合格可能是抽汽管道水压逆止门控制水回收技术改造造成的。
2.控制水回收改造对凝结水溶氧的影响。(1)控制水回收改造的必要性。我公司抽汽管道水压逆止门控制水系统中的电磁阀内漏严重，多次检修及更换均无法彻底解决，造成每小时约7～8吨的凝结水流到低位水箱，运行人员被迫再启动低位水泵把低位水箱内的凝结水输送到除氧器，不但给运行人员造成较大的工作量而且低位水泵长期的运行浪费了大量的厂用电。为解决以上问题，我公司技术人员利用浮球杠杆原理和凝汽器真空自吸的作用设计了控制水回收水精(见下图)，运行中控制水系统中内漏的凝结水首先回收到控制水回收箱，水箱内的凝结水再利用真空自吸的原理自动输送到凝汽器内，最后通过凝结水泵输送到除氧器。改造项目完成后整套系统运行正常，大大减轻了运行人员的劳动量。低位水泵也由原先的24小时不间断运行改为每天只运行1小时，并通过凝结水的再循环缓解了由于凝汽器热井水位过低造成水泵易汽蚀的现象。结合各种现象，怀疑控制水箱回收管路的安装位置不合适造成了凝结水溶氧率不合格。(2)控制永回收改造造成凝结水溶氧不合格的原因分析。怀着疑问，安排运行人员退出控制水回收系统的运行，两小时后，化学化验人员检验后鳍果显示凝结水溶氧量为15μg/L，完全符合规范要求，同时多级水封也顺利投入运行，疏水通畅。通过试验显示控制水回收造成了凝结水溶氧不合格，对系统查找后发现控制水到凝汽器的回收管道安装在凝汽器热井上(图中虚线)，与多级水封回水管及凝结水泵入口母管相邻。分析认为含有大量溶氧的控制水进入凝汽器热井，部分溶氧在凝汽器真空作用下少量逸出，对相邻的多级水封回水管产生了影响，破坏了多级水封前后的压差，造成多级水封回水不顺畅，而大部分的控制水在凝汽器热井内并没有经过凝汽器的真空除氧，溶氧还没有来得及逸出就被凝结水泵抽走，造成了凝结水溶氧率严重超标。
二、解决措施
凝汽器虽是表面式的．但在装设了适当的装置(如溅水板、淋水盘等)，且运行无过冷度情况下，可以看作是真空除氧器，但它只能对凝结水(和补充水)除氧．作为辅助除氧器用。2010年5月利用机组检修的机会，对#2机控制水箱回水管路进行了改造．φ89的回收管路由原先到凝汽器热井改为到凝汽器的喉部，并在凝汽器铜管上部水平面内围成环形，利用凝汽器真空除氧能力对控制水回水进行彻底除氧。为防止长期的回水冲刷凝汽器铜管，在凝汽器内环形水管上安装雾化喷头，从而保证喷水均匀、雾化良好，加大控制水回水和蒸汽的接触面，加速熟传导以利溶氧的析出。
三、改造后的效果
经过近一年的运行观察，凝结水溶氧一直维持在15μg/L几以下(规定≤50μg/L几为合格)，取得了良好的效果。影响凝结水溶氧超标的因素很多，不同的机组应针对情况具体分析。主要从以下几个方面入手：(1)真空系统的泄露造成凝结水溶氧超标；(2)凝汽器补充水携带氧气造成凝结水溶氧超标；(3)消除凝结水过冷度，把凝汽器水位控制在合理的位置。同时各专业技术人员在技术改造时，应认真分析、考虑周全，把影响机组安全的因素全部考虑进去。这样才能在技术改造的同时不至于产生新的问题。
[关键词] 凝结水溶氧；超标；控制水：改进
火力发电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。处在真空下工作的凝结水管路和设备，常常会由于不够严密而漏入空气。凝汽器内凝结水的过冷却，也会增加空气的溶解量，补充到系统中的软化水。接触了大气，其中也溶解有气体。这些气体在热力设备和管路中，要影响传热，增大热损失。更严重的是这些气体中的氧气，在较高温度下，很容易和金属发生化学反应(生锈)。使设备遭受腐蚀。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧嚣后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。秦皇岛同和热电有限公司一期安装两台CC12-4.9／0.98／0.294双抽供热机组，#2机多年来一直存在真空低的问题，但凝结水溶氧一直控制在合格范围内(≤50μg/L)。2009年6月份机组检修投入遥行后开始出现凝结水溶氧率不合格的现象，溶氧量>100μg/L，远远超出运行规程要求的50μg/L以下的标准。
一、原因分析
1.真空系统泄漏影响凝结水溶氧不台格的原因分析。空气漏入凝汽器后，降低了凝汽器的真空度，增加了凝汽器内空气的分压力(在蒸汽—空气混合物中，空气压力是混合气体总压力的组成部分)，因而增加了空气在水中的溶解度，使凝结水中的含氧量增加。针对凝结水溶氧不合格的现象，发电部首先安排人员做机组的真空严密性试验，当运行人员关闭真空总门后，不到2分钟时间机组真空迅速从95.4KPa降到-88.2KPa，运行人员被迫打开真空总门，真空严密性试验无法进行，说明机组真空系统存在严重的泄露。
公司安排检修人员对凝结水系统、真空系统的所有阀门法兰处进行了火焰法查找。对可能泄露的地方重新紧固或涂抹黄油、密封腔等方法处理。经过一系列的检查处理，真空略有提高，但凝结水溶氧率仍无好转。由于机组已运行十年，为彻底解决真空低的问题，2009年9月检修人员利用供暖前机组小修的机会，对真空系统所有阀门法兰垫片和门杆盘根进行了更换，并对内漏严重的汽缸疏水等阀门全部更换。随后采用常规的灌水查漏法，对真空系统进行了灌水查漏，把水位灌至汽缸结合面处，消除了发现的漏点。2009年11月机组启动后，运行人员做真空严密性试验，5分钟内真空从-96.5KPa下降到-94.7KPa。每分钟真空平均降落来超过0.4KPa，试验合格。但化学运行人员化验结果显示凝结水溶氧率仍>100μg/L。
从以前的检查看，真空系统的泄漏并不是捍#2机凝结水溶氧率严重超标的主要原因，所以人们把问题进行了重新思考。同时结合多级水封(汽机轴封加热器疏水系统中)运行中时好时坏的现象，考虑到凝结水溶氧不合格可能是抽汽管道水压逆止门控制水回收技术改造造成的。
2.控制水回收改造对凝结水溶氧的影响。(1)控制水回收改造的必要性。我公司抽汽管道水压逆止门控制水系统中的电磁阀内漏严重，多次检修及更换均无法彻底解决，造成每小时约7～8吨的凝结水流到低位水箱，运行人员被迫再启动低位水泵把低位水箱内的凝结水输送到除氧器，不但给运行人员造成较大的工作量而且低位水泵长期的运行浪费了大量的厂用电。为解决以上问题，我公司技术人员利用浮球杠杆原理和凝汽器真空自吸的作用设计了控制水回收水精(见下图)，运行中控制水系统中内漏的凝结水首先回收到控制水回收箱，水箱内的凝结水再利用真空自吸的原理自动输送到凝汽器内，最后通过凝结水泵输送到除氧器。改造项目完成后整套系统运行正常，大大减轻了运行人员的劳动量。低位水泵也由原先的24小时不间断运行改为每天只运行1小时，并通过凝结水的再循环缓解了由于凝汽器热井水位过低造成水泵易汽蚀的现象。结合各种现象，怀疑控制水箱回收管路的安装位置不合适造成了凝结水溶氧率不合格。(2)控制永回收改造造成凝结水溶氧不合格的原因分析。怀着疑问，安排运行人员退出控制水回收系统的运行，两小时后，化学化验人员检验后鳍果显示凝结水溶氧量为15μg/L，完全符合规范要求，同时多级水封也顺利投入运行，疏水通畅。通过试验显示控制水回收造成了凝结水溶氧不合格，对系统查找后发现控制水到凝汽器的回收管道安装在凝汽器热井上(图中虚线)，与多级水封回水管及凝结水泵入口母管相邻。分析认为含有大量溶氧的控制水进入凝汽器热井，部分溶氧在凝汽器真空作用下少量逸出，对相邻的多级水封回水管产生了影响，破坏了多级水封前后的压差，造成多级水封回水不顺畅，而大部分的控制水在凝汽器热井内并没有经过凝汽器的真空除氧，溶氧还没有来得及逸出就被凝结水泵抽走，造成了凝结水溶氧率严重超标。
二、解决措施
凝汽器虽是表面式的．但在装设了适当的装置(如溅水板、淋水盘等)，且运行无过冷度情况下，可以看作是真空除氧器，但它只能对凝结水(和补充水)除氧．作为辅助除氧器用。2010年5月利用机组检修的机会，对#2机控制水箱回水管路进行了改造．φ89的回收管路由原先到凝汽器热井改为到凝汽器的喉部，并在凝汽器铜管上部水平面内围成环形，利用凝汽器真空除氧能力对控制水回水进行彻底除氧。为防止长期的回水冲刷凝汽器铜管，在凝汽器内环形水管上安装雾化喷头，从而保证喷水均匀、雾化良好，加大控制水回水和蒸汽的接触面，加速熟传导以利溶氧的析出。
三、改造后的效果
经过近一年的运行观察，凝结水溶氧一直维持在15μg/L几以下(规定≤50μg/L几为合格)，取得了良好的效果。影响凝结水溶氧超标的因素很多，不同的机组应针对情况具体分析。主要从以下几个方面入手：(1)真空系统的泄露造成凝结水溶氧超标；(2)凝汽器补充水携带氧气造成凝结水溶氧超标；(3)消除凝结水过冷度，把凝汽器水位控制在合理的位置。同时各专业技术人员在技术改造时，应认真分析、考虑周全，把影响机组安全的因素全部考虑进去。这样才能在技术改造的同时不至于产生新的问题。