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【摘 要】火力发电机组凝结水溶解氧含量是电厂化学监督的主要指标之一。凝结水中溶解氧大幅度超标或者长期不合格会促进炉前热力系统铁垢的产生。它不但加速凝结水管道设备腐蚀，严重时还会加重给水除氧的负担，往往造成给水溶解氧不合格，从而引起高压给水系统的氧腐蚀，影响锅炉受热面热传效率，加速锅炉管道设备结垢腐蚀乃至发生锅炉爆管事故。华能济宁运河发电有限公司（以下简称运电）二期5、6号机组两台300MW机组溶解氧超标现象时常发生，直接威胁到系统设备的健康状态。本文结合运电在解决这一问题上的实践经验探讨如何治理300MW机组凝结水溶解氧超标问题。
【关键词】溶解氧超标；原因分析；超标治理
1.凝结水溶解氧超标的原因分析
1.1负压系统严密性对凝结水溶解氧的影响
A.凝结水负压区段的泄漏。
由于凝汽器热井部分和热水井直接相连的疏水管路、凝汽器出口至凝泵吸入室及备用凝结水泵出口逆止门前均为负压段，任何系统上的不严密均可能造成空气进入凝结水，使凝结水的溶解氧直接增加。这也是国内同类型机组溶解氧超标的普遍原因之一。
B.真空负压系统严密性。
按照设计规范要求，真空系统泄漏率合格标准为小于400Pa/Min，5、6号机组真空严密性实验结果经过治理虽然达标，但仍经常高于300Pa/Min。真空系统的严密性差时，漏人凝汽器汽侧的空气增多，增加了凝汽器真空除氧的负担，使汽轮机排汽不能彻底除氧，于是凝汽器水侧溶解氧就会升高。5、6号机组真空负压系统阀门众多，阀门内漏、外漏情况时常发生，这给溶解氧超标埋下了隐患，是造成溶解氧超标的重要原因。
1.2凝汽器补水对凝结水溶解氧的影响
A.凝汽器补水含氧超标。
5、6机组凝汽器补水水源为300m3水箱，此水箱治理前没有严密的密封措施，使储水长时间与空气接触，这也成为造成凝结水溶解氧超标的原因之一。
B.凝汽器补水进入凝汽器前没有得到彻底的除氧。
目前5、6机组凝汽器补水直接进入凝汽器热井水侧，补水中的溶解氧没有进行任何形式的除氧，造成凝结水溶解氧升高。
1.3热力系统疏水方式设计上的缺陷对凝结水溶解氧的影响
A.给水泵密封回水系统。
5、6机组给水泵密封形式为迷宫式密封，密封水源采用凝结水，回水经过多级水封直接进入凝汽器热水井，并没有采取任何形式的除氧措施。由于回水段与外界大气相通，大气中的氧气进入回水，再通过回水进入凝汽器，造成凝结水溶解氧超标。
B.轴封加热器疏水。
5、6机组的轴封加热器疏水同样是直接进入凝汽器热井。由于轴加风机维持轴封排汽母管处于微负压，正常运行中，高、低压轴封最外圈有微量空气随着汽封排汽进入轴封加热器，因此轴加疏水的溶解氧一直很大。含有大量溶解氧的軸加疏水直接进入凝汽器热水井与已经过真空除氧的凝结水混合，必然增大了凝结水的溶解氧量。
2.解决溶解氧超标的改进方案
2.1消除负压系统泄漏
A.负压系统高位压水检漏，消除系统泄漏。
在平常的检修中，运电也安排对凝汽器及负压系统进行压水检漏，但压水高度一般只掌握在凝汽器最上排冷却管略靠上位置。为了扩大检查范围，彻底消除负压系统的泄漏点，在后来的大小修过程中采取了对凝汽器及所有负压系统进行高位压水检漏的措施，注水水位到凝汽器喉部，静压保持至少8H。通过高位压水检漏发现任何可能的泄漏点。这成为治理溶解氧超标的有效手段。
B.负压系统重点部位进行泄漏检查及治理。
5、6机组负压系统阀门多，内漏情况严重。比如真空联络门、联络管放空气、疏水门等。除了在运行期间对这些区域进行涂抹黄油临时处理外，运电还利用停机时机换装了质量更好的阀门进行彻底治理，效果明显。
2.2凝汽器补水系统改造
A.300m3水箱与外界隔离不严密。
为了尽量降低补水的含氧量，运电在5、6机组凝结水储水箱内部采用浮球密封，在一定程度上尽量隔离空气，避免化学水在进入凝汽器前含氧量进一步增加。
B.对凝汽器补水采取除氧处理。
由于设计安装方面的原因，5、6机组凝汽器补水直接进入凝汽器热水井，不利于补水除氧的进行。运电利用检修机会将凝汽器补水口改为喷淋方式，利用凝汽器的真空对补水进行真空除氧。
2.3热力系统疏水、回水系统改造
热力系统疏水、回水直接回收时，利用凝汽器的真空除氧能力进行除氧处理。运电还增加了疏、回水加压泵，对部分疏回水加压后打入除氧器，利用除氧器对疏回水进行除氧。多种除氧手段的运用有效降低了凝结水溶解氧指标。
3.结论与建议
对于国产机组尤其是投运初期的机组，凝结水溶解氧超标是很普遍的。为了彻底解决凝结水溶解氧超标问题，主要应从以下几个方面入手：
A.利用机组运行、检修机会，彻底解决真空负压系统泄漏问题：检修期间可采用高位压水对凝汽器及负压系统全面检漏，运行期间采用氦质谱仪等先进工具对负压系统泄漏点进行定量的分析处理。这是解决凝结水溶解氧超标问题要做的基本功课。
B.提高凝结水补水品质，确保补水除氧：建议除盐水系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合的方式，从而尽可能除去凝结水补水中的氧气。这是从源头入手解决凝结水溶解氧超标问题。
C.保证进入凝汽器的热力系统疏水、回水得到彻底的除氧：对于所有进入凝汽器的疏水尽量避免直接进入热水井水侧，尽可能将疏水、回水接到凝汽器喉部，通过雾化装置进行彻底除氧。部分疏、回水还可以使用加压泵打入除氧器进行脱氧处理。各种疏、回水脱氧手段的综合运用可以有效降低凝结水溶解氧含量。
除上述三点之外，机组运行过程中要维持正常的凝汽器水位，确保溶解氧监测系统的正常运行，这也是解决凝结水溶解氧问题需要注意的方面。
【参考文献】
[1]吴文龙.凝汽器腐蚀与结垢控制技术[M].北京：中国电力出版社，2012.
[2]吴仁芳，徐忠鹏.电厂化学[M].北京：中国电力出版社，2010.
【关键词】溶解氧超标；原因分析；超标治理
1.凝结水溶解氧超标的原因分析
1.1负压系统严密性对凝结水溶解氧的影响
A.凝结水负压区段的泄漏。
由于凝汽器热井部分和热水井直接相连的疏水管路、凝汽器出口至凝泵吸入室及备用凝结水泵出口逆止门前均为负压段，任何系统上的不严密均可能造成空气进入凝结水，使凝结水的溶解氧直接增加。这也是国内同类型机组溶解氧超标的普遍原因之一。
B.真空负压系统严密性。
按照设计规范要求，真空系统泄漏率合格标准为小于400Pa/Min，5、6号机组真空严密性实验结果经过治理虽然达标，但仍经常高于300Pa/Min。真空系统的严密性差时，漏人凝汽器汽侧的空气增多，增加了凝汽器真空除氧的负担，使汽轮机排汽不能彻底除氧，于是凝汽器水侧溶解氧就会升高。5、6号机组真空负压系统阀门众多，阀门内漏、外漏情况时常发生，这给溶解氧超标埋下了隐患，是造成溶解氧超标的重要原因。
1.2凝汽器补水对凝结水溶解氧的影响
A.凝汽器补水含氧超标。
5、6机组凝汽器补水水源为300m3水箱，此水箱治理前没有严密的密封措施，使储水长时间与空气接触，这也成为造成凝结水溶解氧超标的原因之一。
B.凝汽器补水进入凝汽器前没有得到彻底的除氧。
目前5、6机组凝汽器补水直接进入凝汽器热井水侧，补水中的溶解氧没有进行任何形式的除氧，造成凝结水溶解氧升高。
1.3热力系统疏水方式设计上的缺陷对凝结水溶解氧的影响
A.给水泵密封回水系统。
5、6机组给水泵密封形式为迷宫式密封，密封水源采用凝结水，回水经过多级水封直接进入凝汽器热水井，并没有采取任何形式的除氧措施。由于回水段与外界大气相通，大气中的氧气进入回水，再通过回水进入凝汽器，造成凝结水溶解氧超标。
B.轴封加热器疏水。
5、6机组的轴封加热器疏水同样是直接进入凝汽器热井。由于轴加风机维持轴封排汽母管处于微负压，正常运行中，高、低压轴封最外圈有微量空气随着汽封排汽进入轴封加热器，因此轴加疏水的溶解氧一直很大。含有大量溶解氧的軸加疏水直接进入凝汽器热水井与已经过真空除氧的凝结水混合，必然增大了凝结水的溶解氧量。
2.解决溶解氧超标的改进方案
2.1消除负压系统泄漏
A.负压系统高位压水检漏，消除系统泄漏。
在平常的检修中，运电也安排对凝汽器及负压系统进行压水检漏，但压水高度一般只掌握在凝汽器最上排冷却管略靠上位置。为了扩大检查范围，彻底消除负压系统的泄漏点，在后来的大小修过程中采取了对凝汽器及所有负压系统进行高位压水检漏的措施，注水水位到凝汽器喉部，静压保持至少8H。通过高位压水检漏发现任何可能的泄漏点。这成为治理溶解氧超标的有效手段。
B.负压系统重点部位进行泄漏检查及治理。
5、6机组负压系统阀门多，内漏情况严重。比如真空联络门、联络管放空气、疏水门等。除了在运行期间对这些区域进行涂抹黄油临时处理外，运电还利用停机时机换装了质量更好的阀门进行彻底治理，效果明显。
2.2凝汽器补水系统改造
A.300m3水箱与外界隔离不严密。
为了尽量降低补水的含氧量，运电在5、6机组凝结水储水箱内部采用浮球密封，在一定程度上尽量隔离空气，避免化学水在进入凝汽器前含氧量进一步增加。
B.对凝汽器补水采取除氧处理。
由于设计安装方面的原因，5、6机组凝汽器补水直接进入凝汽器热水井，不利于补水除氧的进行。运电利用检修机会将凝汽器补水口改为喷淋方式，利用凝汽器的真空对补水进行真空除氧。
2.3热力系统疏水、回水系统改造
热力系统疏水、回水直接回收时，利用凝汽器的真空除氧能力进行除氧处理。运电还增加了疏、回水加压泵，对部分疏回水加压后打入除氧器，利用除氧器对疏回水进行除氧。多种除氧手段的运用有效降低了凝结水溶解氧指标。
3.结论与建议
对于国产机组尤其是投运初期的机组，凝结水溶解氧超标是很普遍的。为了彻底解决凝结水溶解氧超标问题，主要应从以下几个方面入手：
A.利用机组运行、检修机会，彻底解决真空负压系统泄漏问题：检修期间可采用高位压水对凝汽器及负压系统全面检漏，运行期间采用氦质谱仪等先进工具对负压系统泄漏点进行定量的分析处理。这是解决凝结水溶解氧超标问题要做的基本功课。
B.提高凝结水补水品质，确保补水除氧：建议除盐水系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合的方式，从而尽可能除去凝结水补水中的氧气。这是从源头入手解决凝结水溶解氧超标问题。
C.保证进入凝汽器的热力系统疏水、回水得到彻底的除氧：对于所有进入凝汽器的疏水尽量避免直接进入热水井水侧，尽可能将疏水、回水接到凝汽器喉部，通过雾化装置进行彻底除氧。部分疏、回水还可以使用加压泵打入除氧器进行脱氧处理。各种疏、回水脱氧手段的综合运用可以有效降低凝结水溶解氧含量。
除上述三点之外，机组运行过程中要维持正常的凝汽器水位，确保溶解氧监测系统的正常运行，这也是解决凝结水溶解氧问题需要注意的方面。
【参考文献】
[1]吴文龙.凝汽器腐蚀与结垢控制技术[M].北京：中国电力出版社，2012.
[2]吴仁芳，徐忠鹏.电厂化学[M].北京：中国电力出版社，2010.