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摘要：凝结水溶氧量是发电厂汽水品质的重要指标之一。尽管目前各发电厂对汽水指标非常重视，但是由于凝结水系统复杂，运行中找漏困难，时常会发生凝结水溶氧超标现象对凝结水负压系统（疏扩区域、泵体区域、轴封区域）进行检查，发现凝结水溶氧高主要在负压区域有泄漏点，空气漏入凝结水溶解在水中造成溶氧高。对凝结水补水进行分析，若所补的水合格也会影响凝结水溶氧;凝结水溶氧合格之后，仍会随负荷变化而变化的现象依然存在，不是很大。
关键词：凝结水;溶解氧;超标
一、前言
凝结水溶氧长期超标，犹如人得了慢性胃炎，长期不治，会导致溃疡、癌变一样，管道中通过含氧量高的水，会造成给水管道、省煤器的严重氧腐蚀和低加系统的铜腐蚀，是水冷壁、省煤器管道结垢速率高的重要原因之一。因此，国家标准中对现代大型机组的凝结水溶氧指标进行了严格规定，使各项指标控制在一定范国内，有效控制设备的寿命损耗。
2006年2月某大型火力发电厂多台凝结水泵阶段性出口凝结水含氧量一直超标，期间汽机专业维护人员对凝结水负压侧系统，如主凝结水泵及其入口水侧系统、热水井本体及连接疏扩的管道阀门、泵体抽真空系统，小机凝结水泵及其入口水侧系统、泵体抽真空系统进行全面检查，但没有发现明显的泄漏点。
停止凝结水，补水后对机组进行定负荷试验，从试验结果（附页1）来看凝结水补水对凝结水泵出口凝结水含氧量有一定的影响，具体表现为停止凝结水补水且机组定负荷时凝结水溶解氧含量虽然超标但比较稳定，但从分析来看凝结水补水不是造成凝结水溶解氧含量超标的主要原因。
用便携式测氧仪对溶解氧数值进行测量，分别测得凝泵出口凝结水溶解氧为86ug/L;凝结水输送泵出口补水溶解氧为7.6mg/L;同时测另一台机组，凝结水输送泵出口补水溶解氧为7.6mg/L，就地测量凝结水泵出口溶解氧数值与汽水化验站数值差异不大，也证明了远传仪表的准确性。因凝结水输送泵出口补水溶解氧数值太大，虽然补水补在凝汽器汽侧，但如果喷淋管堵塞导致喷淋不良，则可能由于真空除氧不良而影响凝泵出口凝结水的溶解氧。
对凝结水系统负压侧（包括热水井及疏水扩容器水侧、凝泵入口管路阀门和滤网、小机凝泵入口管路阀门和滤网）仔细涂抹了黄干油。之后，重新用便携式测氧仪对小汽轮机凝结水泵出口溶解氧数值进行了测量，分别测得A小机凝泵出口凝结水溶解氧为54ug/L; B小机凝结水泵出口凝结水溶解氧为62ug/L。两数值均比30ug/L大，但是考虑到小机凝泵出口凝结水也是打到凝汽器的汽侧空间，而且小机凝结水的流量相对于主机凝结水的流量小得多，因此不应该成为主机凝泵出口凝结水含氧量超标的主要原因。
二、溶解氧超标的原因：
（一）、真空严密性不合格。
目前真空严密性试验结果为260Pa/min，真空严密性标准值为200Pa/min，虽经查找仍未找到漏泄点;由于真空严密性不合格会导致溶解氧含量偏高，但影响的大小数值无法定量分析。
凝汽器水侧、凝结水泵入口管道系统负压侧、空冷器回水侧存在漏泄点。
此项为最大的怀疑对象，但以目前的检测手段（包括听音法、蜡烛法、手摸、涂抹黄干油、氦气查漏仪）在汽机房内均未找到明显的泄漏点。建议聘请技术人员采用先进的超声波检漏仪把汽机房内凝汽器水侧、凝结水泵入口管道系统负压侧再仔细查找一遍，以彻底排除厂房内凝汽器水侧各负压区管道漏泄的可能性。
（二）、凝结水溶氧与负荷的关系
在凝结水溶氧调整处理合格之后，溶氧随负荷变化而变化的现象依然存在，就其原因分析如下：
1）负荷高时，负压系统范围较小，漏空气量相应较小;负荷低时，负压系统范围较大，漏空气量也随之增大。
2）负荷高时，凝结水流量较大，负荷低时，凝结水流量较小。通过凝结水泵本体及管道系统空气漏人量一定，则负荷高时单位凝结水含量就小，负荷低时单位凝结水含氧量就大。
3）凝汽器内真空除氧装置在60%以上负荷时除氧效果较好。在低负荷或启动时，内部蒸汽量小，蒸汽在管束上部就已凝结，不能到达热井加热凝结水，也起不到真空除氧效果，故低负荷时溶氧偏高。
（三）凝泵本体及周围管道部件
有一个共性问题，那就是机组在停运一段时间以后再启动，易发生凝结水溶氧超标，分析认为，凝结水泵本体大法兰及进口管道连接的有些部位，由于系统停运后干燥，使垫子收缩，與法兰壁产生缝隙，在机组启动后一段时间内还不能膨胀恢复，漏入空气，使凝结水二次溶氧。常见的易漏入空气的部位是：①凝泵进口隔离阀法兰;②凝泵进口滤网端盖及前后法兰;③凝泵法兰;①凝泵水室大法兰及进出口法兰;⑤凝泵出口逆止阀进口法兰;⑥凝泵进出口压力表接头。在机组运行中，尤其备用泵极易漏入空气。
（四）轴封加热器疏水
汽封回汽常带有大量的空气，由于轴封加热器疏水系统不完善，轴加长期处于无水运行状态，空气被直接吸入凝器中，如果接入凝汽器中的疏水口位置不合适，部分空气将随凝结水顺流而下，氧份逐步溶进凝结水中，汇集到热井中使凝结水溶氧超标。
（五）补水对溶氧的影响
补水对溶氧的理论计算最坏结果，测凝结水补充水泵出口（300立方米水箱）溶氧6.73mg/L。也就是说正常情况下凝结水补水的溶氧值为7000ug/L左右。我们假想一下如果这些氧气全部溶解于凝结水中会出现的最坏效果为：我们选择了一个工况点，设原有凝结水溶氧值为30ug/L，凝结水补水溶氧值为6730ug/L假想凝汽器除氧为零，经计算得凝结水泵出口溶解氧为467.93ug/L。也就是说补水对溶氧有非常大的影响。
三、结论及创新措施
1、机组的真空严密性是直接关系溶氧的主要因素。
2、过冷度及排汽装置排汽温度与凝结水泵入口水温的差值对溶氧有很大影响。
3、对目前已知的漏点低压缸轴封处采取提高轴封供气压力，减少此处的泄漏量，对尚未发现的漏点要继续查找，重点在低压缸排汽装置伸缩节部分及凝结水泵的负压区。
4、重点放在法兰连接较为集中的凝坑中各管道连接部位。采用加装注水管道的办法来找漏点。其方法是：在凝泵出口逆止门前后加装一注水管，运行中关闭备用凝泵的进口阀和空气阀，开启注水门，将进口阀至出口逆止阀间所有部件内部建立起正压，压力在0. 4-0. 6MPa范围，如果有漏点就极易查出。假设隔离后无漏点，溶氧不下降，则须切换凝泵，用同样的方法对其他凝泵进行找漏。
5、凝结水系统处于负压状态，机组运行时各处泄漏点不易发现，因此应在机组每次大小修时，采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法，除盐水水面灌至距末级叶片30mm处，检查真空系统的严密性。真空系统充满水后，利用水的静压，即可容易地找到泄漏点，并对找到的泄漏点进行彻底的消除。在灌水后，各负压系统的阀门必须开启，防止遗漏泄漏点，在条件允许的情况下，可适当延长找漏时间，让保温内的泄漏点，如管道焊口及其它设备的泄漏点充分暴露。
6、凝汽器相当于一个真空除氧器。除氧效的好坏对凝结水溶氧有直接的影响，为了进一步改善凝结水的品质，应在热水井内增装淋水除氧装置，使凝结水充分分散，形成细小水流，增加水流的表面积，保证在凝结水进入热水井前水流形成紊流状态，提高凝汽器的除氧效果，减少凝结水的溶氧。另外，由于凝汽器底板在发生变形，因此在热井内应加放空气孔，以利于热水井内空气的及时排出。
作者简介：刘中华（1976--）男（汉族） ，44岁，副高级工程师，天津蓝巢电力检修有限公司总经理，从事燃煤发电机组汽机专业设备安装、调试、运行维护20年。
关键词：凝结水;溶解氧;超标
一、前言
凝结水溶氧长期超标，犹如人得了慢性胃炎，长期不治，会导致溃疡、癌变一样，管道中通过含氧量高的水，会造成给水管道、省煤器的严重氧腐蚀和低加系统的铜腐蚀，是水冷壁、省煤器管道结垢速率高的重要原因之一。因此，国家标准中对现代大型机组的凝结水溶氧指标进行了严格规定，使各项指标控制在一定范国内，有效控制设备的寿命损耗。
2006年2月某大型火力发电厂多台凝结水泵阶段性出口凝结水含氧量一直超标，期间汽机专业维护人员对凝结水负压侧系统，如主凝结水泵及其入口水侧系统、热水井本体及连接疏扩的管道阀门、泵体抽真空系统，小机凝结水泵及其入口水侧系统、泵体抽真空系统进行全面检查，但没有发现明显的泄漏点。
停止凝结水，补水后对机组进行定负荷试验，从试验结果（附页1）来看凝结水补水对凝结水泵出口凝结水含氧量有一定的影响，具体表现为停止凝结水补水且机组定负荷时凝结水溶解氧含量虽然超标但比较稳定，但从分析来看凝结水补水不是造成凝结水溶解氧含量超标的主要原因。
用便携式测氧仪对溶解氧数值进行测量，分别测得凝泵出口凝结水溶解氧为86ug/L;凝结水输送泵出口补水溶解氧为7.6mg/L;同时测另一台机组，凝结水输送泵出口补水溶解氧为7.6mg/L，就地测量凝结水泵出口溶解氧数值与汽水化验站数值差异不大，也证明了远传仪表的准确性。因凝结水输送泵出口补水溶解氧数值太大，虽然补水补在凝汽器汽侧，但如果喷淋管堵塞导致喷淋不良，则可能由于真空除氧不良而影响凝泵出口凝结水的溶解氧。
对凝结水系统负压侧（包括热水井及疏水扩容器水侧、凝泵入口管路阀门和滤网、小机凝泵入口管路阀门和滤网）仔细涂抹了黄干油。之后，重新用便携式测氧仪对小汽轮机凝结水泵出口溶解氧数值进行了测量，分别测得A小机凝泵出口凝结水溶解氧为54ug/L; B小机凝结水泵出口凝结水溶解氧为62ug/L。两数值均比30ug/L大，但是考虑到小机凝泵出口凝结水也是打到凝汽器的汽侧空间，而且小机凝结水的流量相对于主机凝结水的流量小得多，因此不应该成为主机凝泵出口凝结水含氧量超标的主要原因。
二、溶解氧超标的原因：
（一）、真空严密性不合格。
目前真空严密性试验结果为260Pa/min，真空严密性标准值为200Pa/min，虽经查找仍未找到漏泄点;由于真空严密性不合格会导致溶解氧含量偏高，但影响的大小数值无法定量分析。
凝汽器水侧、凝结水泵入口管道系统负压侧、空冷器回水侧存在漏泄点。
此项为最大的怀疑对象，但以目前的检测手段（包括听音法、蜡烛法、手摸、涂抹黄干油、氦气查漏仪）在汽机房内均未找到明显的泄漏点。建议聘请技术人员采用先进的超声波检漏仪把汽机房内凝汽器水侧、凝结水泵入口管道系统负压侧再仔细查找一遍，以彻底排除厂房内凝汽器水侧各负压区管道漏泄的可能性。
（二）、凝结水溶氧与负荷的关系
在凝结水溶氧调整处理合格之后，溶氧随负荷变化而变化的现象依然存在，就其原因分析如下：
1）负荷高时，负压系统范围较小，漏空气量相应较小;负荷低时，负压系统范围较大，漏空气量也随之增大。
2）负荷高时，凝结水流量较大，负荷低时，凝结水流量较小。通过凝结水泵本体及管道系统空气漏人量一定，则负荷高时单位凝结水含量就小，负荷低时单位凝结水含氧量就大。
3）凝汽器内真空除氧装置在60%以上负荷时除氧效果较好。在低负荷或启动时，内部蒸汽量小，蒸汽在管束上部就已凝结，不能到达热井加热凝结水，也起不到真空除氧效果，故低负荷时溶氧偏高。
（三）凝泵本体及周围管道部件
有一个共性问题，那就是机组在停运一段时间以后再启动，易发生凝结水溶氧超标，分析认为，凝结水泵本体大法兰及进口管道连接的有些部位，由于系统停运后干燥，使垫子收缩，與法兰壁产生缝隙，在机组启动后一段时间内还不能膨胀恢复，漏入空气，使凝结水二次溶氧。常见的易漏入空气的部位是：①凝泵进口隔离阀法兰;②凝泵进口滤网端盖及前后法兰;③凝泵法兰;①凝泵水室大法兰及进出口法兰;⑤凝泵出口逆止阀进口法兰;⑥凝泵进出口压力表接头。在机组运行中，尤其备用泵极易漏入空气。
（四）轴封加热器疏水
汽封回汽常带有大量的空气，由于轴封加热器疏水系统不完善，轴加长期处于无水运行状态，空气被直接吸入凝器中，如果接入凝汽器中的疏水口位置不合适，部分空气将随凝结水顺流而下，氧份逐步溶进凝结水中，汇集到热井中使凝结水溶氧超标。
（五）补水对溶氧的影响
补水对溶氧的理论计算最坏结果，测凝结水补充水泵出口（300立方米水箱）溶氧6.73mg/L。也就是说正常情况下凝结水补水的溶氧值为7000ug/L左右。我们假想一下如果这些氧气全部溶解于凝结水中会出现的最坏效果为：我们选择了一个工况点，设原有凝结水溶氧值为30ug/L，凝结水补水溶氧值为6730ug/L假想凝汽器除氧为零，经计算得凝结水泵出口溶解氧为467.93ug/L。也就是说补水对溶氧有非常大的影响。
三、结论及创新措施
1、机组的真空严密性是直接关系溶氧的主要因素。
2、过冷度及排汽装置排汽温度与凝结水泵入口水温的差值对溶氧有很大影响。
3、对目前已知的漏点低压缸轴封处采取提高轴封供气压力，减少此处的泄漏量，对尚未发现的漏点要继续查找，重点在低压缸排汽装置伸缩节部分及凝结水泵的负压区。
4、重点放在法兰连接较为集中的凝坑中各管道连接部位。采用加装注水管道的办法来找漏点。其方法是：在凝泵出口逆止门前后加装一注水管，运行中关闭备用凝泵的进口阀和空气阀，开启注水门，将进口阀至出口逆止阀间所有部件内部建立起正压，压力在0. 4-0. 6MPa范围，如果有漏点就极易查出。假设隔离后无漏点，溶氧不下降，则须切换凝泵，用同样的方法对其他凝泵进行找漏。
5、凝结水系统处于负压状态，机组运行时各处泄漏点不易发现，因此应在机组每次大小修时，采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法，除盐水水面灌至距末级叶片30mm处，检查真空系统的严密性。真空系统充满水后，利用水的静压，即可容易地找到泄漏点，并对找到的泄漏点进行彻底的消除。在灌水后，各负压系统的阀门必须开启，防止遗漏泄漏点，在条件允许的情况下，可适当延长找漏时间，让保温内的泄漏点，如管道焊口及其它设备的泄漏点充分暴露。
6、凝汽器相当于一个真空除氧器。除氧效的好坏对凝结水溶氧有直接的影响，为了进一步改善凝结水的品质，应在热水井内增装淋水除氧装置，使凝结水充分分散，形成细小水流，增加水流的表面积，保证在凝结水进入热水井前水流形成紊流状态，提高凝汽器的除氧效果，减少凝结水的溶氧。另外，由于凝汽器底板在发生变形，因此在热井内应加放空气孔，以利于热水井内空气的及时排出。
作者简介：刘中华（1976--）男（汉族） ，44岁，副高级工程师，天津蓝巢电力检修有限公司总经理，从事燃煤发电机组汽机专业设备安装、调试、运行维护20年。