凝结水溶解氧超标

合集下载

凝结水溶氧超标的原因分析及处理

凝结水溶氧超标的原因分析及处理本文重点分析了火力发电厂机组常见的凝结水溶氧超标的原因，论述了凝结水溶氧超标的危害，并针对各种超标原因提出了处理办法，对各火力发电厂凝结水溶氧超标的问题提供了可行的方法，具有一定的借鉴作用。

标签：溶氧超标危害办法Cause analysis and treatment for the dissolved oxygen in the feedwater deaerator exceed the standardShen Zhibin（Inner Monglia Datang International Tuoketuo Power Generation Co.Ltd.，Tuoketuo 010206，China）Abstract：This paper focuses on the analysis of the thermal power plant unit common condensation of excessive dissolved oxygen in water，discusses the setting and the harm of excessive dissolved oxygen in water，and for a variety of causes of excessive solutions are proposed，for the thermal power plant condensate water dissolved oxygen overproof problems provides a feasible method，which has a certain reference.Key words：Dissolved oxygen Exceed the standard Harm method引言火电厂机组凝结水溶氧是电厂化学监督的的重要指标之一。

凝结水溶氧超标的原因分析

泵型号为ＫＣ１５Ｂ１０系列，Ｂ系列泵为俄制立ＫＣ
２凝结水溶解氧超标的原因分析及处理
措施
２１凝结水溶解氧超标的原因．
式凝结水泵，主要由外壳体和内壳体组成，壳体外是泵的密封支撑机构，内壳体是由转子填料式轴端密封（机械密封）承导向装置等组成，或轴转子上安装着叶轮、承、轴轴套等。Ｉ、Ⅱ 级凝结水泵的主要区别在于Ｉ凝结泵为两组叶轮，级 Ⅱ级凝结水泵为一组叶轮。泵从入口壳体内取水，加压后打入内壳体，水在内壳体中向上流动。Ｉ级泵二级叶轮增压后，水排出；Ⅱ级泵从出口壳体直接流把
ＣａｓｕｅＡｎａｙｉｎＯｖｒｓａｄｒｓｏｅｌｓｓｏｅ－ｔｎａｄＤｉｓｌｄｖＯｘｇｎｉｎｅｓｄＷａｅｙｅｎＣｏｄｎｅｔｒ
Ｇａｎ，ＤｉｇＪｎＳｎｏＸｉｎｉ— ｏｇ，ＱｉｏＺｅ —ｉｎａｈｎｊｇａ
（ａｊｏｕａｓａｏｒＧｅｅａｉｎＣｏｔ．ｉｉｎ３１０，ｈｎ）ＴｉｎｉＧｕｈａＰｎｈｎＰｗｅｎｒｔ．Ｌｄ，Ｊｘａ０９０Ｃｉａｎｏ
￣ｂｔａｔＣｏｄｎａｅｐｓｒｃ：ｎｅｓｔｕｍｐｉｎｉｓａｍｐｏｔｎｃｅｓｒｆｓｅｍｕｂｎｎｃｎｅｓｎｈｒａｏｒｐａｔｒａｔａｃｓｏｙｏｔａｔｒｉｅｉｏｄｎｉｇｔｅｍｌｐｗｅｌｎ．

关于凝结水含氧量超标的若干因素

关于凝结水含氧量超标的若干因素随着经济的快速发展，各行各业对电能的需求量不断增加，电厂需要安全稳定的运行才能保证所供应的电能优质高效。

汽轮机组作为电厂的重要设备之一，其安全高效的运行是保证电厂正常运营的基础。

但在汽轮机组正常运行过程中，对其运行的稳定性产生危害的因素较多，凝结水含氧量超标就是较为严重的危害。

文章分析了凝结水溶氧对汽轮机组的危害，并对影响凝结水溶氧的原因进行了阐述，同时进一步提出了凝结水溶氧超标的具体解决方案和效果。

标签：凝结水；溶氧量；分析前言电厂的汽轮机组需要长期处于正常的运行状态下，这对电厂运行的稳定具有十分重要的意义。

当汽轮机组正常运行时，凝结水从凝汽器水井到凝结水泵的时，此时的系统和设备都处于负压状态，这时如果系统和设备有不严密的地方，那么空气就很容易进入凝汽器内，另外在汽轮机组补水和疏水系统设计时的缺陷也是导致凝结水含氧量超标的因素之一，目前在我国电厂中普遍使用的国产135MW、200MW机组，凝结水溶氧量超标已是长期存在的问题，一直没有得到有效的解决。

1 凝结水溶氧对汽轮机组的危害目前在我国电厂运行的超高压汽轮机组中，规定的凝结水溶氧含量<40ug/L，一旦超过这个标准，则极易导致机组热力设备的损坏，对机组的正常运行造成较大的影响。

1.1 缩短了设备的寿命目前在我国大部分电厂中的汽轮发电机组中均采用中回热循环系统，所以当凝结水通过回热系统时，如果凝结水中含氧量较高，则会对设备造成腐蚀，同时由于设备都是金属的，这样氧与金属则会产生电化学反应，引起更为严重的腐蚀，这样就会导致设备的使用寿命降低，严重影响了机组运行的稳定性和可靠性。

1.2 降低了回热设备的换热效率汽轮机组的回热系统由于受到凝结水的腐蚀，表面会有腐蚀的附着物所形成的附着层，从而导致热阻增大，热效率降低；另外，凝结水较高的含氧量会在回热器表面形成一层气体薄膜，从而导致热阻增加，机组的热效率降低。

2 影响凝结水溶解氧的原因以下参照其发电厂为例，其装机容量为2×135MW，并配套两台100%液偶调速给水泵；给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至#3 低加后经低加疏水泵进入凝结水系统。

300MW机组凝结水溶解氧超标原因及处理

封。
２原因分析
凝结水溶解氧取样管接自凝结水泵出口后４ｍ左右，运行在正压区，结水经凝结水泵升压后，凝从泵出口自取样管都是正压状态，除了此段管道漏排
ｄｉｓｌｄｏｘｅＤＯ）ｉｈｅｃｎｄｎｓｔｓｏｖｅｙｇｎ（ｎｔｏｅａｅｗｏｕｄｅｏｖｒｒｆｄｕｏｌａｎｌｂｅｐｏｏｅｔｅｋｉｇ，ｂａｅａｉｏｎｏｍｅｅｐｅｄｏｐｒｔｎｇｍｄｅａｄｓｑｕｉｍｎｔｆａｉｔｅｌｔｌｗｎｈｐａｎｄｕｉｇｒｎｏｐｒｔｏｅａｉｎ．Ｔｈｅｏｖｒｒｄｉｓｖｅｏｘｙｅ（ＤＯ）ｗｏｄｅｄｎｏｈｅｃｒｉｎｅｐｏｏｆｓｏｌｄｇｎｕｌｌａｏｔｔｏｒｏｓｏｏｆｈｅｔａｕｘｉａｙｍａｈｉｎｈｅｐｉｅｎｈｅｃｄｅａｉｎｙｓｅ，ａｄｉｌｅｅｔａｅｙａｃｎｏｍｙ，ｅｎｉｓｌｆ．ＦｌｒｃｎｅａｄｔｐｓｉｔｏｎｎｓｔｏｓｔｍｉｎｎｆｕｎｃｈｅｓｆｔｎｄｅｏｖｅｔｉｅｈｅｏｒｏｏｅｈｅｄｉｓｖｄｏｘｅＤＯ）ｃｎｅｏｌｄｙｍｅｎｓｏｆｓａｃｎｇ，ｍｏｆｃｉｎｎｅａｒｎｇｉｖｅｐｒｏｆｐｒｂｌｍｏｆｔｓｏｌｅｙｇｎ（ａｂｓｖｅｂａｅｒｈｉｄｉｉａｔｏａｄｒｐｉｉｎ
凝汽式汽轮机，中压部分采用合缸结构，高低压缸为对称分流式，用双层缸结构；备２台１０容采配０量、型号为９ＮＡ一０凝结水泵，常运行方式为ＩＤＴ４正ｌ台运行，１台备用；另凝结水泵密封形式为水封密

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标分析及处理

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标分析及处理摘要：通过研究分析大唐太原第二电厂300mw直接空冷机组凝结水溶氧超标问题，查找超标原因，制定整改措施。

实践证明，整改措施得当，效果较好。

但是整改措施中同样存在着一些需要完善的地方。

本文通过论述分析凝结水溶氧超标的问题，为直接空冷机组的安全运行提供了参考依据。

关键词：直接空冷凝结水溶氧超标处理1 概述大唐太原第二热电厂300mw直接空冷机组，自投入运行以来，系统的严密性受凝结水系统设计和空冷面积的影响，凝结水含氧量一直处于超标状态。

#10和#11机组分别运行在凝结水溶氧为80-820μg/l和80-800μg/l的环境中。

为了进一步解决机组凝结水溶氧超标问题，大唐太原第二热电厂改造#10和#11机组的凝结水以及补水系统，系统改造后凝结水溶氧大大降低，其范围在25-358μg/l 之间，根据2009年1月山西电科院：国标gb/t12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（在审批中）的相关要求，直接空冷机组凝结水溶氧控制指标为≤100μg/l，凝结水溶氧已在合格范围以内。

#11机组经过改造后，凝结水溶氧合格率达到96%以上，水汽监督指标单项合格率已经完全满足。

2 直接空冷机组凝结水溶氧超标的影响因素2.1 直接空冷凝结水过冷度从除氧角度来说，与热力除氧器相似，直接空冷凝汽器相当于混合加热式的真空除氧器，只是在除氧饱和压力方面存在差异而已。

由亨利定律得：气体在水中的溶解度与其在气水界面的分压成正比关系。

当凝结水自身的温度接近其对应的饱和温度时，或者在凝结水的过冷度比较小的情况下，在分压方面，氧气、二氧化碳等气体在气相中的分压就小，与其对应的溶解度也比较小。

理论研究证明：在过冷度越小的情况下，机组凝结水的含氧量也越小。

通常情况下，受干球温度控制的影响和制约，直接空冷机组过冷度难以控制。

在温度差的影响下，由于冬季一天中温度波动范围比较大，导致难以控制空冷机组凝结水的过冷度，通常情况下过冷度要保持在3℃以上，而我们大唐太原第二热电厂的过冷度在3-6℃。

凝结水中溶解氧超标原因分析及处理

格范围，溶解氧合格率逐月下降。针对凝结水溶解氧超标问题进行全面排查
调整，查找出了机组凝结水溶解氧超标的原因并对存在的问题进行处理，最
后总结出凝结水溶解氧超标的调整方法。
关键词凝结水溶解氧；过冷却；分析；处理
１凝结水溶解氧超标的问题
依据火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》
ＧＢ／Ｔ１２１４５－２００８，过热蒸汽压力为１２．７ —１５．６ＭＰａ的发
表２凝结水溶解氧与机组负荷变化趋势
电机组其凝结水溶解氧应小于等于４０ｕｇ／Ｌ。２０１１年１０月
Ａｂｓｔｒａｃｔ
．
Ｔｈｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｄｉｓｓｏｌｖｅｄｏｘｙｇｅｎｉｎｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｄｗａｔｅｒｈａｓｂｅｅｎｕｎａｂｌｅｔｏｒｅａｃｈｔｈｅｑｕａｌｉｉｆｅｄ
ｓｏｌｕｔｉｏｎ．Ｆｉｎａｌｌｙｗｅｓｕｍｍａｒｉｚｅｔｈｅａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｍｅｔｈｏｄｏｆｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｄｉｓｓｏｌｖｅｄｏｘｙｇｅｎ
ｏｕｔｔｈｅｒｅａｓｏｎｓｏｆｄｉｓｓｏｌｖｅｄｏｘｙｇｅｎｉｎｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｗａｔｅｒｅｘｃｅｅｄｔｈｅｓｔａｎｄａｒｄａｎｄｉｆｎｄｔｈｅ

火电厂机组凝结水溶解氧超标分析及改善

火电厂机组凝结水溶解氧超标分析及改善【摘要】针对火电厂机组凝结水溶解氧超标的异常现象，结合机组系统、设备结构和运行方式，分析引起凝结水溶解氧超标的因素，采取针对性的改善措施并逐一实施，一定会取得显著的效果，确保机组的安全、经济运行。

关键词：凝结水；溶解氧；超标；改善中图分类号：tm62文献标识码： a 文章编号：1.前言火电厂机组凝结水溶解氧是化学日常监督的主要指标之一，凝结水溶解氧超标会加速凝结水管道设备腐蚀及热力系统结垢。

凝结水溶解氧严重超标时，会造成给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，还会引起锅炉管道及受热面腐蚀结垢甚至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。

2.影响凝结水溶解氧超标的原因分析2.1机组正常运行过程中，凝结水泵是处于负压状态下运行的,盘根部位采用机械密封，以及密封水的方式密封,凝结水泵正常运行时密封水取自凝结水泵出口的凝结水。

机械密封不良或密封水压力偏低, 盘根漏水时，都会使空气漏入泵体内，使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标。

2.2凝结水泵入口阀门填料室使用一般的填料盘根密封,当阀门盘根老化而未及时更换时,会使空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标。

2.3凝结水泵入口滤网，本体，出口管道均装设抽空气管路，在运行或备用时，应保持开启，否则可能会造成凝结水溶氧增大。

2.4凝汽器补给水量增大时，凝结水溶解氧会升高。

因为凝汽器补给水量的溶解氧较凝结水的溶解氧高很多倍。

2.5机组真空系统漏空气，是凝结水溶氧超标的主要原因。

真空系统的阀门盘根老化；主机或小机轴封供汽压力、温度调节不当，轴封加热器加水位异常，导致轴封系统漏空气；低压加热器水位调节不当，造成加热器水位过低等，均可能使机组真空系统不严密处漏入空气，从而导致凝结水溶氧超标。

2.6凝汽器真空除氧效率低，会造成凝结水溶解氧超标。

真空系统不凝结气体进入是不可避免的，尽可能减少进入，其次最大限度及时除去不凝结气体。

真空泵效率低，包括真空泵汽水分离器水位异常，介质温度高，冷却器冷却效果差（冷却器结垢、冷却水温度高或冷却水量小），等等，均使凝汽器内不凝结气体不能完全除去，使凝结水过冷，导致凝结水溶解氧超标。

600MW亚临界机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理

科技创新与应用Ｉ０年１ＥＩｌ０Ｊ－２２］机组溶解氧超标原因分析及治理
王继东
（河北国华沦东发电有限责任公司，河北沧州０１１）６１３
摘要：结溶解氧长期超标，凝直接影响到机组的安全、济运行。现场勘查和查定试验发现给水泵密封水回水方式不合理是导经致凝结水溶解氧超标的主要原因，通过对给水泵密封水回水方式进行改造，凝结水溶解氧含量达到标准要求。使关键词：结水；解氧；凝溶超标；因；原治理
１引言
火电厂机组凝结水溶解氧含量是表征凝结水水质的重要指标之一。沧东公司１号机组为６０Ｗ亚临界０Ｍ火电机组，锅炉为上海锅炉厂有限公司设计制造的Ｓ２２／５Ｍ９９０８７－０型亚临界参数汽包炉，ＭＣ１ＢＲ工况下，过热蒸汽流量２２ｈ过热蒸汽压力１．Ｍａ过热蒸汽０８Ｖ，７０Ｐ，５温度５１。号机组自２０年投产以来，十－ｙ至４ｏ１Ｃ０６每年－］次年三月当机组负荷较低时，机组凝结水溶解氧含量均有不同程度的超标。（１为２１年３２日１机组图）０１月号凝结水溶解氧含量曲线，在１时至６机组低负荷和直时号机组给水泵密封水回水对凝结图３１号机组轴加疏水对凝结水溶解氧图４１流冷却海水温度较低时段，凝结水泵出口溶解氧含量均影响查定试验曲线图水溶解氧影响查定试验曲线图超过３￣／，Ｇ，１１５２０伙力发电机组及蒸汽０ｇ而ＢＩ２４＿０８Ｌ ’ 动力设备水汽质量》要求：炉压力为１．１．ａ的 “ 锅５ — ８ＭＰ７３／，、机组汽轮机凝结水溶解氧含量应 ≤３～。０２凝结水溶解氧超标原因分析／影响机组凝结水泵出口溶解氧含量的因素较多，其／中凝补水是影响凝结水溶解氧重要因素，ｊ夕还有来自Ｈ二给水泵密封水和轴封加热器疏水等。２１凝补水系统现场勘查／／／＼，一１机组凝补水系统来自化学除盐系统水从凝汽号７器喉部采取雾化喷淋方式进入凝汽器，由于补水经雾化２１－２１００２３－＋ｏ０ｏ５０小０２２｝ ‘ ６ｏＤｏ０１－。０后增大了水滴的表面积与体积之比，为气体从水滴中逸１机艇结承泉出１浓鹰０２出创造了有利条件，强化了补充水与汽轮机排汽之间的图５１号机组给水泵密封水回水图６２１０２年３月２日１号机组凝结水溶氧含换热，补充水很陕达到饱和状态，使因此凝汽器对补水的改造示意图量曲线图热力除氧和真空除氧的效果较好日。１号机组给水泵密封水和轴封加热器疏水回收至凝汽器热井后，回６ｇ／，Ａ￣Ｌ１２分恢复回收给水泵密封水，９时４分凝结水溶解氧ｇ９时３１０水管位置高度均比凝汽器正常运行水位高，管道位置如（２。图）含量开始迅速升高，９５分凝结水溶解氧含量升至１．ｇ。１时５５￣／０Ｌ试验结果表明，回收的给水泵密封水对凝结水溶解氧含量影响很２．２轴封加热器疏水对凝结水溶解氧影响查定试验２１年１月３０１１０日１时试验开始至１时３分试验结束，５５０整个大，大约使凝结水溶解氧含量升高１ｐ］６￣Ｌ以上。如（２所示，图）给水泵试验时间持续３ｒｎ５０ｉ。１时停止向ｌａ号机组凝汽器回收轴封加热器疏密封水回水管道位置在凝汽器高压侧热井（标高约为－５，０ｍ）位置比凝水，将轴封加热器疏水临时排至地沟，５３分恢复回收轴封加热器汽器正常运行水位高大约４ｃ管道距离淋水盘上凝结水的水面只有１时０５ｍ，疏水至凝汽器，在这个过程中凝结水溶解氧含量的变化如（３所示。图）不到７ｅ含有很高溶解氧量的给水泵密封水回水来不及除氧就与淋．ｍ，Ｓ使除氧效果很差，而热井又处于试验结果表明，停止回收轴封加热器疏水后，凝结水的溶解氧含量水盘上带有一定过冷度的凝结水混合，几乎没有变化。因为，轴封加热器疏水温度约６℃，抽口５轴圭热器疏水的整个凝汽器的低温区域使除氧效果较差，因此表现为回收到凝汽器热溶解氧含量在饱和情况下约为１ｍ／，封加热器疏水和凝结水流井的给水泵密封水量对凝结水泵出口溶解氧含量的影响很大。．ｇ将轴９Ｌ量分别按１ｔ和１０ｔ计算，则轴封加热器疏水最多可以使凝结水．／０ｈ００ｈ／２．结水溶解氧超标的原因分忻４凝机组负荷和机组直流冷却海水温度也是影响凝结水溶解氧含量的溶解氧增加１ｐ／。由于轴封加热器疏水的温度远高于凝汽器压力对．￣Ｌ９ｇ应的饱和水温度，分疏水进入凝汽器后完全汽化，凝结水溶解氧因素。给水泵密封水回水的流量相对稳定，而凝结水流量变化范围较这部对的影响进一步减弱。所以，出轴封加热器疏水量对凝结水泵出口大，可看溶当机组负荷较低时凝结水流量较小，溶解氧含量升高，而机组负荷解氧含量几乎没有影响。较高时凝结水流量较大，溶解氧含量降低。温度与水中氧气的溶解度呈反比，机组直流冷却海水温度降低也会使得水中的溶解氧不易逸出。排２．３给水泵密封水回水对凝结水溶解氧影响查定试验试验时间为２１年１月３０１１０日１时０分至１时５分，验时除机组负荷和机组直流冷却海水温度等两种不可控的影响因素，可以８５９５试号机组凝结水溶解氧超标间持续１Ｏｉ。８Ｏ分停止回收给水泵密封水，ｌｍｎ１时５１２分恢复，９时５试得出给水泵密封水回水方式不合理是导致１验过程中凝结水溶解氧含量的变化如图４所示。由（４可见，８０的主要原因。图）ｌ时５分停止回收给水泵密封水，１时２分凝结水溶解氧含量从１．ｇ至８０４￣／５Ｌ３凝结水溶解氧超标治理开始逐渐下降（水样滞后约１ｒｎ，８４分凝结水溶解氧含量降至５ｉ）１时０ａ３．１治理过程２１年１对１０２月号机组给水泵密封水回水方式进行了改造，将原给水泵密封水回水管在凝汽器外部割断，装一个三通，加在三通后分别加装２个阀门，一路回水走原回水管，一路垂直引至接进凝汽器高压侧喉部位置进入凝汽器，并水平布置加固稳定出水孔朝下的分水器。改造部分如（５中虚线所图）

直接空冷机组凝结水溶解氧超标的分析及处理

ＡｎａｙｉｎｄＴｒａｍｅｆＯｖｒｓａｌｓｓａｅｔｎｔｏｅ・ｔｎｄａｄｏｓｏｖｄＯｘｇｎｉｒｆＤｉｓｌｅｙｅｎ
ＣｏｄｎａｅＷａｅｆＤｉｅｔＡＣＣｉｎｅｓｔｔｒｏｒｃＵｎｔ
解氧一直超标。通过分析凝结水溶解氧含量偏大的原因，采取了多种处理措施，效降低了空冷机组凝结水有
溶解氧含量，得了良好效果。取关键词：接空冷机组；结水；解氧；标直凝溶超中图分类号：Ｋ６．Ｔ２４１文献标识码：Ｂ文章编号：０３９７（０２０．０７０１０ —１１ｃｎｅｓｒｕｉ．Ｄｉｓｌｅｘｇｎｉｏｄｎａｅｗａｅａｅｎｏｅ — ｔｎａｄｉｃｎｔｃｍｍｉ— ｉｅｔａｒｃｏｅｏｄｎｅｎｔｓｏｖｄｏｙｅｎｃｎｅｓｔｔｒｈｄｂｅｖｒｓａｄｒｓｎｅｕｉｏｓｓｏＡｎｌｓｓｏｉｓｌｅｘｇｎｏｅ — ｔｎａｄｉｏｄｎａｅｗａｅｓｇｖｎａｄｅｅａｏｎｅｍｅｓｒｓｗｅｅｉｎ．ａｙｉｎｄｓｏｖｄｏｙｅｖｒｓａｄｒｎｃｎｅｓｔｔｒｗａｉｅｎｓｖｒｌｃｕｔｒａｕｅｒｐｏｏｅｏｄｃｅｓｉｓｌｅｘｇｎｉｒｐｓｄｔｅｒａｅｄｓｏｖｄｏｙｅｎＡＣＣｕｉ．ｄｔｅｅｍｅｓｒｓｈｄｏｔｉｅｏｄｅｆｃ．ｎｔＡｎｈｓａｕｅａｂａｎｄｇｏｆｅｔ

凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施

工精度和安装精度低、工作位置狭小而无法彻底紧固法兰，
凝结泵简体和入１短节之间法兰存在泄漏，打压３，３：共次均
在１ｓ２ｓ内开始渗漏。５￣０４消气管座有砂眼．２
凝结水系统负压管道完好，有砂眼、不得裂纹等漏点，确保真空严密性。打压实验５ｉ后压力缓慢下降，ｍｎ且见不到明显水滴为合格，进行灌水打压实验检查发现，由于铸铁材质缺陷，管座弯头有多处砂眼泄漏共打压３，消气次均在１ｓ２，５一０内开始渗漏，明显渗漏的砂眼共计４处。清点７
ＳＨＥＮｅｈｎｇＹｕ－ｏ
（ｉｘａＤｂｅｅａｏｏ，ｔ．ｉｇｎｘａ７０，ＣｉａＮｎｉａａｎｒｔｎＣ．Ｌｄ，Ｑｎｔｇｉ５６７ｈｎ）ｇＧｉｏ１
１前言
宁夏大坝发电有限公司现装机容量为４３０ｘ０ＭＷ，采用
的真空状态。过多的空气漏人凝汽器，会造成真空降低，一方面会影响机组的经济性，严重时将降低机组的出力；另一方面，也使得抽气系统的抽气负荷增加，增加了厂用电量。
单机单炉的单元制系统，、机组每台机设置２台凝结水｜．３４泵，台凝结水泵运行，台凝结水泵备用。１１凝结水溶解氧含量的多少，直接影响着机组的经济性以及机组的安全、稳定运行和使用寿命。
４３抽气阀门故障．
图Ｉ泵体法兰焊接
阀门开关到位，动作灵活，密封严密，门杆处不漏空气，解体检查发现抽气门门头由于长期运行冲刷，已经脱落，不能正常开启致使消气管失去作用。

1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。

1前言
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
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
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
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
长期不合格的问题。
2影响凝结水溶解氧的原因及分析
华能上安电厂一期工程装机容量2×350MW，于1990年投产。汽轮发电机组是美国GE公司生产，配套两台
动给水泵和一台30%电动给水泵；给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至＃2低加后经低加疏水泵进入凝
二期工程装机容量2×300MW，于1997年投产。汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产，配套两台50%容量汽
一台50%电动给水泵；给水泵为机械密封水方式；低加疏水逐级自流至凝汽器。
近几年来，我厂四台机组不同程度地存在凝结水溶解氧超标问题。对此，我们主要做了如下工作：
a.补充化学水箱、凝结水储水箱浮球数量，完善水箱密封效果。
b.调整凝汽器热水井水位；
c.维护、调整凝结水泵盘根密封水及低加疏水泵盘根密封水；
d.真空负压系统管道及法门查漏、堵漏，调整改造汽轮机及给水泵汽机汽封系统，降低机组真空泄漏率。
然而，经过多方努力，凝结水溶解氧仍达不到长期稳定在合格范围。
2.1化学制水设备及凝汽器补水方式特点对凝结水溶解氧的影响
整理历年机组凝结水溶氧合格率报表(见附表)发现：一期机组投产初期1991至1993年机组凝结水溶氧合格
95%，从1995年至1998年机组凝结水溶氧合格率指标均为100%。1998年二期工程化学水制水系统开始调试

年一期化学水制水系统停运备用，二期化学水制水系统供四台机组用水，从1999年以后四台机组凝结水溶氧合
直低于95%。
附表：历年凝结水溶氧合格率报表
一期工程配套进口化学制水系统。除碳器采用真空除气器，在真空除碳过程中，水中其他溶解气体（如氧气
除去，设计除碳器后的水中溶解氧≤100ug/l；除盐水箱采用胶囊密封，凝结水储水箱采用浮球密封，在一定程度
气，保证了机组补水直接进入凝汽器热水井后凝结水溶氧指标合格（≤30ug/l）。
二期化学制水系统采用典型国产设备，除碳器采用鼓风式除碳设备。设计上对除碳器后水中溶解氧未作要求
碳过程中，水中其他溶解气体（如氧气）进一步趋于饱和。现场测试表明，除碳器后化学水中溶解氧达到1000
处于饱和状态。
2000年初，一期化学制水系统停运备用，二期化学制水系统供四台机组用水，造成溶解氧高达10000ug/l的
直接进入凝汽器热水井，导致四台机组凝结水溶解氧超标。二期机组凝结水溶解氧自1997年投产以来一直不合
2.2给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响
二期工程＃3、4机组给水泵密封形式，在设计上采用凝结水密封，给水泵密封水高压回水至除氧器，低压回
封直接进入凝汽器热水井。运行实践表明，在变工况运行时，多级水封运行不稳定，水封破坏，造成给水泵密封
系统负压泄漏，影响凝汽器真空严密性，同时造成密封水低压回水溶解氧升高。现场测试表明，运行给水泵密封
溶解氧达到4300ug/l，备用给水泵密封水低压回水溶解氧达到8600ug/l，接近溶解氧饱和数值。
3改造方案及效果
3.1机组补水系统改造
一般常规设计中，多选用高位（六米或十二米平台）凝结水储水箱布置，经过补水泵补水至凝汽器喉部，以
真空除氧作用，达到凝结水补水除氧效果。我厂机组由于凝结水储水箱布置在零米，每台机组仅有一台补水泵。
虑加高凝结水储水箱、增加一台备用补水泵等方案的工程造价和施工时间，本着低投入高产出的原则，经过实地
决定利用凝汽器真空自吸作用，将凝汽器补水由热水井直补改为凝汽器喉部补水，补水进入喉部后按照等分原则
水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以
出。
2002年10月，一期机组利用机组检修时机进行机组补水系统改造后，经过一年多实际运行表明：不同运行
凝结水溶解氧一直小于10ug/l，好于国标要求（30ug/l）。
3.2给水泵密封水回水系统改造
针对二期机组给水泵密封水低压回水溶解氧超标问题，经过反复论证，为了彻底解决热力系统疏水及回水对
和凝汽器真空的影响，决定增设低位水箱，统一回收热力系统中直接触过空气的疏水及回水，再经变频调速泵输
喉部，经过均匀雾化喷淋，加大疏水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。
由于低位水箱布置在汽机房-8米凝结水泵管道走廊处，采用变频调速泵是为了配合低位水箱液位变送器，实
定水位运行。考虑到低位水箱疏水系统异常影响机组真空的问题，在疏水泵出口管道增加了气动关断阀，当主机
或低位水箱低水位报警时，联锁关闭气动关断阀，保护主机真空稳定运行。
2003年1月，二期机组利用机组检修时机，进行补水系统改造和给水泵密封水回水系统改造后，经过近一年
表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧始终一直保持小于15ug/l，好于国标要求（30ug/l）。同时机组真空
到很大改善。
4结论
影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。
4.1凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、
盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。
4.2凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率
结水溶解氧超标。
4.3凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致
中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝
汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标《SDGJ2-85火力发电厂化学水处理设计技术
《DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及
有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽
氧低于100ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。
4.4热力系统疏水、回水除氧问题。在《SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定，热力系
水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除
处理。