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摘 要： 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。 凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，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。机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，由于凝汽器真空负压系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，国内投运的200MW、300MW机组，尤其是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不台格的问题。本文主要结合公司的实际情况分析溶氧超标的因素，提出解决方法，为机组的稳定运行提供了可靠的保证。
关键词： 凝结水系统；溶解氧；影响因素；提高措施
1.前言
江苏华电仪征热电有限公司为3×220MW燃机-蒸汽联合循环发电机组。每套机组配备2台立式多级筒袋式凝结水泵，正常运行1台，备用1台。凝汽器热井装有鼓泡除氧装置（一直未投运）。投产初期因供热量少，凝结水溶氧一直50≤μg/L，随着供热量的增加， 凝结水溶氧一直在300～110μg/L之间波动.凝结水溶解氧量是凝结水水质的重要指标之一。机组溶解氧量如长时间超过标准值或大幅度超过标准值时，将会加速凝结水系统、锅炉系统的管道及设备氧化腐蚀，影响机组安全稳定的运行。
2.凝结水溶解氧影响因素
2.1凝结水负压段严密性对溶解氧的影响
凝汽器热井至凝结水泵入口及备用凝结水泵出口逆止门前存在着负压段。当负压段因法兰松动或出现裂纹产生漏点，大量外界空气将漏入负压段，导致空气分子的分压力增大，因空气的溶解度与分压力成正比，所有凝结水中溶解氧量将增大。随着空气漏入量增多凝结水溶解氧量将会超标，超标的溶解氧会腐蚀凝结水系统、锅炉系统的管道及设备。
2.2真空严密性对溶解氧的影响
凝汽器真空严密性直接影响到凝汽器的真空度，当凝汽器因设备原因漏入空气时，导致空气分压力的增加。同样由于空气的溶解度与分压力成正比，因此凝结水溶解氧量将增加。因设备本身原因，凝汽器中存在不凝结气体是不可避免的，因此凝汽器通常与真空泵同时使用。采用真空泵可将凝汽器中的不凝结气体排出，防止氧气重新溶解于凝结水中。在系统条件相同时，凝汽器中不凝结气体总量一定，真空泵效率越高，气体抽出越多，能重新溶解于凝结水中的氧量少，所以采用合格真空泵有利于降低凝结水溶解氧量。
2.3凝结水过冷度对溶解氧的影响
凝结水过冷度是指在凝汽器压力下对应的蒸汽饱和温度与凝结水出口温度的差值，其值代表凝汽器热水井中凝结水的过冷程度。通常机组在冬季运行时，由于外界环境偏低，导致循环水温度过低，将使凝结水被过度的冷却，过冷度增加，从而产生过冷。随着过冷度的增加，凝结水溶解氧量也随之增加，超标的溶解氧会腐蚀凝结水系统、锅炉系统的管道及设备，从而影响机机组的安全运行。
2.4除盐水补水对溶解氧的影响
机组凝结水系统因供热和损耗等原因，需对凝汽器中进行补水，而补入凝汽器中的除盐水是未经除氧的除盐水。在环境温度下除盐水中溶解有大量的氧气，如补入大量未经加热的除盐水，其溶解的大量的氧气无法析出，从而导致凝结水溶解氧量超标。另一方面，补水方法对溶解氧量也是影响因素之一，如凝汽器补水管的喷头不能将补水喷洒成均匀的细小水珠，也将增加凝结水溶解氧量。因此凝汽器除盐水补水对凝结水溶解氧有较大的影响。
3.提高措施
3.1改造凝结水负压段
凝汽器出口到凝结水泵入口及备用凝结水泵出口逆止门前负压段漏空气是影响溶解氧量主要因素之一。在负压段阀门较多，有存在内漏、外漏的情况，如疏水门、放空气门、凝结水泵出口逆止门和凝结水泵进口门等。在机组运行时，因系统处于负压状态，可采用绒毛等较轻物体进行吸附查漏，及时进行复紧或堵漏。在机组停运时，可采用对凝结水泵和凝汽器进行压水试验，共发现并消除漏点二处， 凝结水溶氧降至250～110μg/L区间。
3.2提高真空严密性
凝汽器真空系统严密性主要由系统阀门、法兰和焊接点等决定。利用停机机会对系统其它管道和法兰进行检查，未发现泄漏。
3.3降低凝结水过冷
凝结水过冷对凝汽器真空条件有直接影响，在日常运行中，应结合凝汽器的变工况熱力特性曲线及环境温度、冷却水温度，合理调度凝汽器循环水冷却水量。根据现场实际情况，调整冷却塔的运行方式，关小冷却塔内圈淋水盘进水，提高循环水进入凝汽器入口温度，降低凝结水过冷，凝结水溶氧变化不大。
3.4改进除盐水补水方式
将凝结水溶氧历史曲线与除盐水补水流量曲线相对，发现当除盐水补水流量加大时，终结水溶氧也随之加大。补给水的溶氧一般约为7000μg/L左右，大量未经除氧的补给水通过除盐水箱直接补入凝汽器中，将使凝结水溶氧偏高。利用机组停运机会，检查凝汽器热井装有鼓泡除氧装置，机组运行后，投运凝汽器热井装有鼓泡除氧装置，凝结水溶氧降到60μg/L，但仍不然达标。进凝汽器内部检查除盐水补给水管，发现除盐水补给水管末端采用带有密集小孔（φ6mm）的形式进行喷洒式补水，喷出的补水成细柱状，不能有效将补给水中的氧检析出。通过改造，将凝汽器内的补水管加装螺旋形实心圆锥形喷嘴，喷嘴向上，除盐水从喷嘴中喷出，为120°扇形雾状，与作过功的蒸汽接触，析出除盐水中的氧气。改造后，凝结水溶氧为20μg/L。
4.结束语
电厂普遍存在凝结水溶解氧超标问题，短时间内对机组运行影响不大，但是机组如果长期处在溶解氧超标的情况下运行，将会严重腐蚀机组各个系统管道及设备。因此本文从凝结水负压段严密性、真空严密性、除盐水补水和凝结水过冷度等对凝结水溶解氧的影响进行了分析论述，采取相应的措施，保证了机组安全稳定的运行。
参考文献
[1]李明，张建国，刘冠军.600MW超临界机组凝结水溶解氧超标处理[J].湖南电力，2014，34（01）：60-62.
[2]王松岭，李琼.300MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及试验研究[J].汽轮机技术，2010，52（05）：377-378.
[3]苑敬桃，李小军.600MW直接空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理[J].热力发电，2009，38（04）：68-72.
[4]曲海英，孙磊.1000MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及治理措施[J].华电技术，2014，36（02）：69-72+81.
[5]白秀春，卢建荣.凝结水溶解氧超标的原因分析及处理[J].信息记录材料，2018，19（04）：227-228.
作者介绍：丁书华（1963.09-）男 汽轮机检修技师 从事电厂汽轮机辅机系统检修安装等方面的工作。
关键词： 凝结水系统；溶解氧；影响因素；提高措施
1.前言
江苏华电仪征热电有限公司为3×220MW燃机-蒸汽联合循环发电机组。每套机组配备2台立式多级筒袋式凝结水泵，正常运行1台，备用1台。凝汽器热井装有鼓泡除氧装置（一直未投运）。投产初期因供热量少，凝结水溶氧一直50≤μg/L，随着供热量的增加， 凝结水溶氧一直在300～110μg/L之间波动.凝结水溶解氧量是凝结水水质的重要指标之一。机组溶解氧量如长时间超过标准值或大幅度超过标准值时，将会加速凝结水系统、锅炉系统的管道及设备氧化腐蚀，影响机组安全稳定的运行。
2.凝结水溶解氧影响因素
2.1凝结水负压段严密性对溶解氧的影响
凝汽器热井至凝结水泵入口及备用凝结水泵出口逆止门前存在着负压段。当负压段因法兰松动或出现裂纹产生漏点，大量外界空气将漏入负压段，导致空气分子的分压力增大，因空气的溶解度与分压力成正比，所有凝结水中溶解氧量将增大。随着空气漏入量增多凝结水溶解氧量将会超标，超标的溶解氧会腐蚀凝结水系统、锅炉系统的管道及设备。
2.2真空严密性对溶解氧的影响
凝汽器真空严密性直接影响到凝汽器的真空度，当凝汽器因设备原因漏入空气时，导致空气分压力的增加。同样由于空气的溶解度与分压力成正比，因此凝结水溶解氧量将增加。因设备本身原因，凝汽器中存在不凝结气体是不可避免的，因此凝汽器通常与真空泵同时使用。采用真空泵可将凝汽器中的不凝结气体排出，防止氧气重新溶解于凝结水中。在系统条件相同时，凝汽器中不凝结气体总量一定，真空泵效率越高，气体抽出越多，能重新溶解于凝结水中的氧量少，所以采用合格真空泵有利于降低凝结水溶解氧量。
2.3凝结水过冷度对溶解氧的影响
凝结水过冷度是指在凝汽器压力下对应的蒸汽饱和温度与凝结水出口温度的差值，其值代表凝汽器热水井中凝结水的过冷程度。通常机组在冬季运行时，由于外界环境偏低，导致循环水温度过低，将使凝结水被过度的冷却，过冷度增加，从而产生过冷。随着过冷度的增加，凝结水溶解氧量也随之增加，超标的溶解氧会腐蚀凝结水系统、锅炉系统的管道及设备，从而影响机机组的安全运行。
2.4除盐水补水对溶解氧的影响
机组凝结水系统因供热和损耗等原因，需对凝汽器中进行补水，而补入凝汽器中的除盐水是未经除氧的除盐水。在环境温度下除盐水中溶解有大量的氧气，如补入大量未经加热的除盐水，其溶解的大量的氧气无法析出，从而导致凝结水溶解氧量超标。另一方面，补水方法对溶解氧量也是影响因素之一，如凝汽器补水管的喷头不能将补水喷洒成均匀的细小水珠，也将增加凝结水溶解氧量。因此凝汽器除盐水补水对凝结水溶解氧有较大的影响。
3.提高措施
3.1改造凝结水负压段
凝汽器出口到凝结水泵入口及备用凝结水泵出口逆止门前负压段漏空气是影响溶解氧量主要因素之一。在负压段阀门较多，有存在内漏、外漏的情况，如疏水门、放空气门、凝结水泵出口逆止门和凝结水泵进口门等。在机组运行时，因系统处于负压状态，可采用绒毛等较轻物体进行吸附查漏，及时进行复紧或堵漏。在机组停运时，可采用对凝结水泵和凝汽器进行压水试验，共发现并消除漏点二处， 凝结水溶氧降至250～110μg/L区间。
3.2提高真空严密性
凝汽器真空系统严密性主要由系统阀门、法兰和焊接点等决定。利用停机机会对系统其它管道和法兰进行检查，未发现泄漏。
3.3降低凝结水过冷
凝结水过冷对凝汽器真空条件有直接影响，在日常运行中，应结合凝汽器的变工况熱力特性曲线及环境温度、冷却水温度，合理调度凝汽器循环水冷却水量。根据现场实际情况，调整冷却塔的运行方式，关小冷却塔内圈淋水盘进水，提高循环水进入凝汽器入口温度，降低凝结水过冷，凝结水溶氧变化不大。
3.4改进除盐水补水方式
将凝结水溶氧历史曲线与除盐水补水流量曲线相对，发现当除盐水补水流量加大时，终结水溶氧也随之加大。补给水的溶氧一般约为7000μg/L左右，大量未经除氧的补给水通过除盐水箱直接补入凝汽器中，将使凝结水溶氧偏高。利用机组停运机会，检查凝汽器热井装有鼓泡除氧装置，机组运行后，投运凝汽器热井装有鼓泡除氧装置，凝结水溶氧降到60μg/L，但仍不然达标。进凝汽器内部检查除盐水补给水管，发现除盐水补给水管末端采用带有密集小孔（φ6mm）的形式进行喷洒式补水，喷出的补水成细柱状，不能有效将补给水中的氧检析出。通过改造，将凝汽器内的补水管加装螺旋形实心圆锥形喷嘴，喷嘴向上，除盐水从喷嘴中喷出，为120°扇形雾状，与作过功的蒸汽接触，析出除盐水中的氧气。改造后，凝结水溶氧为20μg/L。
4.结束语
电厂普遍存在凝结水溶解氧超标问题，短时间内对机组运行影响不大，但是机组如果长期处在溶解氧超标的情况下运行，将会严重腐蚀机组各个系统管道及设备。因此本文从凝结水负压段严密性、真空严密性、除盐水补水和凝结水过冷度等对凝结水溶解氧的影响进行了分析论述，采取相应的措施，保证了机组安全稳定的运行。
参考文献
[1]李明，张建国，刘冠军.600MW超临界机组凝结水溶解氧超标处理[J].湖南电力，2014，34（01）：60-62.
[2]王松岭，李琼.300MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及试验研究[J].汽轮机技术，2010，52（05）：377-378.
[3]苑敬桃，李小军.600MW直接空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理[J].热力发电，2009，38（04）：68-72.
[4]曲海英，孙磊.1000MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及治理措施[J].华电技术，2014，36（02）：69-72+81.
[5]白秀春，卢建荣.凝结水溶解氧超标的原因分析及处理[J].信息记录材料，2018，19（04）：227-228.
作者介绍：丁书华（1963.09-）男 汽轮机检修技师 从事电厂汽轮机辅机系统检修安装等方面的工作。