电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读（精选6篇）

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读 第1篇

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进

通过对电厂凝结水溶解氧在实际运行中存在超标问题，结合化学制水设备特点和机组疏水系统运行方式进行分析，分析造成凝结水溶解氧超标原因，提出改造方案并实施，取得了预期的效果，为机组的安全经济运行提供可靠保证。关键词：凝结水；溶解氧；超标；改进 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50%容量汽动给水泵和一台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结水系统。

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%容量汽动给水泵和一台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率指标低于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运行，2000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格率指标一直低于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）也同时被除去，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，在一定程度上隔离了空气，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，在鼓风除碳过程中，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10000ug/l，基本处于饱和状态。

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的凝结水补水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格。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，低压回水经多级水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，造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏，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，运行给水泵密封水低压回水溶解氧达到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。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，以利用凝汽器真空除氧作用，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。我们综合考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，经过实地考察计算，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均匀布置补水支管，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，加速热传导以利溶氧的析出。

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：不同运行负荷工况下，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凝结水溶氧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，再经变频调速泵输送至凝汽器喉部，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，实现低位水箱定水位运行。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，当主机真空低报警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，经过近一年的实际运行表明：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）。同时机组真空严密性也得到很大改善。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、低加疏水泵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直接影响凝结水溶解氧超标。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，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，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规定》及《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，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，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，使凝汽器补水溶解氧低于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，热力系统疏水、回水直接回收时，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氧能力进行处理。

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读 第2篇

1 相关系统设备状况及溶氧情况

该机组热力系统为典型的热力系统, 即凝汽器内汽轮机排汽凝结的水及补入凝汽器内的化学除盐水经凝结水泵升压送出, 经过一台轴封加热器、8、7、6、5号低压加热器, 送入21米层高压无头除氧器内, 经过加热除氧后, 送入位于零米层的二台汽泵前置泵和一台电动启动给水泵。该机组除氧器加热汽源为本机四级抽汽, 另外还有一路启动用汽。

2010年12月7日0:30, 化学运行监盘发现该机组凝结水溶解氧40ug/L (正常应小于20ug/L) , 除氧器出口溶氧10ug/L (正常应小于7ug/L) , 进行人工取样时, 取样点不时有汽包冒出, 无法进行手工化验, 在线监测显示除氧器出口溶解氧持续为10ug/L。7:30分, 凝结水溶解氧超过100ug/L, 除氧器出口溶解氧超过20ug/L。

2 溶解氧超标原因分析

2.1 凝结水溶解氧超标原因分析

2.1.1 凝结水泵轴封密封失效或密封水量不足引起凝结水溶解氧超标

该机组凝结水泵为二台, 一台运行一台备用, 其轴封处如密封不严密, 将会导致外部空气由此吸入泵体内, 引起凝结水溶解氧超标。经过检修运行人员检查, 确认密封盘根未磨损, 密封水量也充足, 将此处间隙完全密封。另外, 对运行泵和备用泵进行切换, 凝结水溶氧也无变化。由此确认此处不是导致凝结水溶解氧超标的原因。

2.1.2 凝结水负压区存在漏点, 引起凝结水溶解氧超标

凝结水负压区是指在凝汽器汽侧凝结水水面以下至凝泵入口管道这一区域 (包括备用泵出口逆止门前) 。漏点可能存在于该区域所有法兰、焊口以及与凝汽器热井相连的各疏放水管阀以及高、低压凝汽器汽侧凝结水连通管。

该机组凝汽器为双背压凝汽器, 即一个高压凝汽器和一个低压凝汽器, 由于漏点处于负压区, 检查区域也比较大, 因此漏点查找难度较大, 同时即使是毛细裂纹样的渗漏点, 也会使凝结水溶解氧升高以致超标。通过人工用肥皂沫对此区域查漏, 借助氦质谱仪反复查漏, 未发现此区域有漏点存在, 凝结水溶解氧依然居高不下。

2.1.3 凝结水过冷度过大导致凝结水溶解氧超标

凝结水过冷度大会导致凝汽器除氧效果大大降低, 经过对运行报表的查阅分析, 发现机组在同等负荷下, 凝结水过冷度出现显著变化。具体数值见下表

平均过冷度由机组检修前的0.1℃变为2.05℃, 凝结水过冷度的的增大是导致凝结水溶解氧指标超限的原因。

凝结水过冷度增大的原因:凝汽器内部管束布置不合理, 会造成汽轮机排汽凝结成水时, 在水珠下行过程中再次被冷却, 从而造成凝结水温度降低。但机组停机检修未对凝汽器内冷却水不锈钢管进行检修, 内部管束布置未发生变化。

机组负荷低, 循环水流量偏大造成凝结水过冷度大:循环水泵已经是单泵低速运行, 循环水流量已减至最少, 另外机组高负荷时凝结水溶解氧依然较大。

凝汽器真空系统漏空气。对机组进行真空严密性试验, 试验结果表明凝汽器真空严密性变差, 由机组检修前的133Pa/min变为190Pa/min。漏入凝汽器空气量的增加导致这些空气未能被真空泵吸走, 大量的空气融入凝结水内, 使凝结水溶氧严重超标。

2.2 除氧器出口溶氧超标原因分析

2.2.1 除氧器运行参数不符合要求

除氧器除氧原理是把凝结水加热到对应压力下的饱和温度, 并通过对凝结水雾化加强除氧效果。经过对系统的检查, 运行参数的调整, 除氧器的压力、温度均达设计要求, 但除氧器出水溶解氧仍然不合格。

2.2.2 除氧器向空排气门开度太小

除氧器为无头除氧器, 共有八只向空排气门, 将八只排气门全开后, 除氧器溶解氧仍然不合格。

2.2.3 凝结水溶解氧大导致除氧器除氧超负荷

经过对化学运行分析报表的查询分析, 发现当凝结水溶解氧为10ug/L时, 除氧器溶解氧也接近10ug/L, 除氧器的除氧能力不可能这么差。

2.2.4 在线氧量表出错

对溶氧表校验并人工化验证明在线表正确。

2.2.5 取样点设置有问题

除氧器出水至溶氧表有三路, 分别由二台汽泵前置泵及一台电动给水泵进口引出, 中途并为一根管道送溶氧表, 由于机组正常运行时, 二台汽动给水泵在运行, 汽动给水泵内的水处于流动状态, 电动给水泵处于停运状态, 其内部的水处于停滞状态, 这样会出现运行泵进口管道压力比停运泵进口压力低, 导致送至溶氧表的三路水只有电动给水泵进口这一路的水样被送至溶氧表, 进而导致给水溶解氧超标的现象。

3 处理方法及建议

3.1凝结水溶解氧大的主要原因是凝汽器真空系统出现漏点, 因此, 做好机组真空系统严密性试验, 及时发现并处理真空系统出现的漏点能够有效地防止凝结水溶解氧超标现象。

3.2做好机组运行分析工作, 对凝汽器凝结水过冷度、凝汽器端差、循环水温升指标进行日常分析, 经过对比分析, 及时发现指标变化趋势, 这样可以有效预控凝结水溶解氧超标问题, 在凝结水溶解氧未超标情况下, 及时分析查找机组运行中存在问题。

3.3在机组真空系统未查出漏点前, 积极分析查出空气漏入凝汽器的具体位置, 加大或集中力量抽出漏入凝汽器内的空气。本次检查发现A凝汽器A侧漏入大量空气, 经过关小凝汽器其它各侧的空气门, 凝结水溶解氧达到合格标准。

3.4针对凝结水过冷度大的事实, 及时投用凝汽器底部加热鼓泡装置, 对凝汽器内部的凝结水再次加热除氧, 有效地保证了机组凝结水溶解氧一直保持在12ug/L以下。

3.5除氧器出口溶解氧应保证取样的正确性, 针对机组启动和正常运行的特点, 可以采取将二台汽动给水泵的取样装置与电动给水泵取样装置分开, 分别用二根不同管道各自送至不同的溶氧表, 保证溶氧测量的准确性, 或者明确规定机组启动期间, 汽动给水泵的二个取样阀关闭, 只开启电动给水泵取样阀, 机组运行期间, 则相反。

摘要：某电厂600MW超临界发电机组检修后出现除氧器给水及凝结水溶解氧不合格现象。主要通过对凝汽器真空系统的全面查漏, 对凝汽器凝结水过冷度、凝汽器端差、循环水温升指标进行详细分析及凝汽器空气门的及时调整等等措施的落实, 同时加强对引起溶解氧超标的各种原因分析、排查, 成功解决了溶解氧超标问题, 提高了水汽品质。在线溶氧表显示:凝结水溶解氧一直保持在12ug/L以下, 除氧器出口溶解氧一直保持5ug/L以下。

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读 第3篇

【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。含有大量溶解氧的轴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.

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读 第4篇

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。严重威胁机组的安全、经济运行。

2 机组简介

邹县电厂四期工程2×1000MW超超临界机组, 凝结水系统配有3台50%BMCR容量的凝结水泵, 经变频改造后, 正常两台变频凝结水泵运行, 一台工频凝结水泵备用, 凝结水泵采用机械密封形式;低加疏水逐级自流至凝汽器;轴封系统采用自密封形式;给水泵采用凝结水做为密封水的迷宫式密封, 采用回水温度做为调节量, 给水泵密封水回水温度上限80℃。

3 凝结水溶氧高的原因

(1) 真空系统汽侧漏入空气, 无法及时抽出; (2) 凝汽器水侧漏入空气; (3) 凝汽器真空除氧能力低; (4) 凝汽器补水量大, 补水溶氧过高; (5) 凝汽器过冷度大; (6) 凝汽器回收的汽水含氧量高。

4 凝结水溶氧情况

两台1000MW机组投产后, 存在凝结水溶解氧超标问题, 尤其在投产后的前三年, 经过大量的排查治理, 凝结水溶氧最高由初期90ppb降至40ppb左右, 但未得到根本解决。直到2011年, 机组投产4年后, 通过不懈努力, 将凝结水溶氧控制在良好范围内。

机组投产后凝结水溶氧变化, 存在一定的规律: (1) 机组高负荷阶段, 凝结水溶氧降至15ppb, 低于20ppb的合格标准。低负荷阶段凝结水溶氧大幅升高, 经常超过50ppb; (2) 冬季凝结水溶氧高于夏季; (3) 相同环境温度、机组负荷工况下, 增开真空泵, 提高凝汽器真空, 溶氧有降低趋势; (4) 环境温度突降时, 凝结水溶氧出现升高现象; (5) 机组真空严密性对凝结水溶氧影响不明显。

5 针对凝结水溶氧高的原因分析, 前期重点进行了真空系统查漏和补水方式的调整

(1) 对凝结水过冷度连续观察, 并启停循泵方式验证, 过冷度基本稳定在1.5℃, 可排除凝结水过冷却的问题; (2) 凝汽器端差在5℃范围内, 过冷度小于1.5℃, 可排除凝汽器脏污的问题。凝结水无硬度, 可排除凝汽器泄漏; (3) 真空严密性试验, 凝汽器真空下降率维持在0.1~0.22k Pa/min。真空严密性较好, 负压区漏入的空气量少, 说明真空系统无大漏点, 判断凝汽器汽侧漏空可能性不大; (4) 机组运行对真空系统, 尤其是凝泵吸入口管道、法兰、阀门盘根涂抹黄油的方法, 未有效降低凝水溶氧; (5) 解列#7、8低加, 隔离低加负压系统和调整低加水位试验, 凝水溶氧无明显变化, 可排除#7、8低加疏水管路、连续放空气管道及阀门无漏点; (6) 机组停运, 经真空系统注水查漏。发现部分漏空点, 进行处理, 并发现凝结水再循环管道带喷头的盲管脱落, 凝结水直接进入热井; (7) 调整凝汽器水位试验, 正常水位为1050mm, 使水位在1300mm~800mm之间波动, 对凝结水溶氧无影响, 表明保持凝汽器水位正常范围变化; (8) 凝汽器补水方式调整。凝汽器补水采用大小阀补水, 除盐水经大阀直接补至热井, 经小阀和雾化喷头补至凝汽器喉部。用大阀补水时对凝结水溶氧影响大, 用小阀补水时对凝结水溶氧基本无影响。大阀无喷头, 补充水不雾化进入凝汽器热井, 凝汽器的热力、真空除氧不起作用, 水中的溶解氧无法析出, 凝结水溶氧升高;补水经小阀雾化后喷林在凝汽器喉部, 充分发挥了凝汽器的除氧作用, 降低凝结水溶氧。为此, 机组正常运行时, 关闭补水大阀, 采用小阀补水, 事故情况下可开启凝汽器补水大阀补水; (9) 经过多方努力, 使凝结水溶氧在低负荷时降到20ppb~35ppb, 偶尔出现大于50ppb的现象, 凝结水溶氧得到了加大幅度的改善, 但仍达不到长期稳定在合格范围。

6 针对凝汽器真空严密性试验变差现象, 对以往忽略的问题进行查找分析

(1) 利用核质普仪全面查漏, 发现低压缸轴封处存在较大的漏空现象, 并且提高轴封压力, 对漏空现象无明显影响; (2) 凝泵采用机械密封, 有两道密封面, 第一道密封接有一路闭式水, 凝结水泵正常运行时密封;第二道密封面接有一路凝泵出口母管的凝结水, 为备用状态下, 保持泵内高真空。凝泵第二道密封水压力接近0MPa, 第一道密封水压力0.2MPa左右, 也偏低。凝泵机封运行超过2年, 有老化造成密封不严可能。凝泵自身密封水经管道接入凝泵吸入口, 原因可能是密封水回水量过大, 运行凝泵密封腔室形成微负压, 漏入空气, 造成凝结水溶氧超标; (3) 对凝汽器注水查漏、凝汽器内部检查, 发现漏点并处理。

7 给水泵密封水回水温度对凝溶解氧的影响

给水泵采用凝结水密封, 密封水经水封进入凝汽器热水井。利用氦质谱仪进行给水泵密封水系统查漏, 未发现异常现象。

调整给水泵密封水回水温度低于45℃时, 凝结水溶氧迅速升高, 回水温度至55℃以上, 凝结水溶氧明显降低, 直至合格。

8 治理方案及效果

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读 第5篇

【关键词】凝结水；溶解氧；挡流板；疏水【中图分类号】TV523

【文献标识码】A

【文章编号】1672-5158（2012）10-0017-01

1　前言

现代大型火电机组凝汽器内大多设置有真空除氧装置，国产I00MW等级机组凝结器热井结构较为单一。国内某电厂使用的哈尔滨汽轮机厂设计改进的C100／N125-13.2／535／535机型，凝结器型号为N-6200-1型，凝汽器铜管的排列形式为双流程表面式，凝汽器管束9770根，结构较为紧凑换热面积小，凝汽器热井内管道设置不够合理，部分疏水至热井内汽水分离不充分，加之凝结水流量较大，机组的溶解氧长期处于超标状态，一般都在100ug／L以上，进行过系统查找及水位调整试验，收效甚微。

2　原因分析

该厂汽轮机组自投产以来凝结水溶解氧超标问题突出，凝结水溶解氧量大于100ug／L，多次查找影响该指标的原因未果，检修人员多次进入热井内部，通过对凝汽器热水井内部结构的勘察分析，热井上部设置有淋水角铁，作用在于汽轮机排汽凝结水回流至热井的过程中气水分离。凝汽器热井底部有多条管道连接，凝结水泵入口管与乙号本体疏水扩容器疏水管并行布置，且管口距离仅有200MM左右，极易造成汽水分离不彻底的凝结水直接被吸入凝泵。

低加至凝汽器紧急疏水和甲号本体疏水扩容器疏水管并行布置于另一侧，且管口标高都位于热井底部l00mm高，同甲号本体疏水扩容器的影响相同，本体疏水扩容器汽水混合流体极有可能在热井内汽水未完全分离后就被凝泵吸走，造成给水的溶解氧增大。初步判断热井连接的各疏水在热井内部与凝结水的混合状态影响凝结水品质。

3　改造方案与效果分析

2010年利用机组停备时机对凝汽器热水井内部进行改造，考虑到本体疏水在机组启运时期属汽水混合，疏水对凝结水品质影响最为严重。改造的思路为消除或减小热井内各疏水对凝结水泵入口管的紊流影响，通过有选择性了调整凝结水介质流向达到降低溶解氧的目的。在凝结水泵入口管焊接加装挡流板，从流体流向上引流远离各疏水的来水，改变凝结水泵入口管管口处流体流动方向，即抽吸热井底部的凝结水和靠近人孔门侧的凝结水，这样将增大各疏水至凝泵入口管的流程，有利于各疏水汽水有效分离，从而达到改善凝结水溶解氧超标的相应困扰。

对管口分布情况进行了检查，通过将全部热井进水与热井出水隔离，具体的做法如下：

1　凝泵入口管与甲号本体疏水扩容器至热井入口管并行布置，且距离仅有200MM左右，本体疏水扩容器汽水混合流体极有可能在热井内汽水未完全分离后就被凝泵吸走，造成给水的溶解氧增大。在热井水箱加装垂直挡板，本体疏水在热井入口处扩散被挡板阻隔后折流，从而缓冲疏水内携带气态介质影响凝结水含氧量；

2　凝结水泵入口管对向的本体疏水和低加至凝汽器疏水，在机组启停状态下可能携带气态介质冲击凝结水泵入口管，加装挡板可进一步缓冲混合疏水在凝汽器热井内的滞留时间，从而达到汽水进一步分离的作用，降低疏水对凝结水给水的影响；特别要求挡板的下边沿距离热井底部50mm，即挡板完全挡住凝泵吸入口；与凝泵吸入口平面距离控制在80-100mm，确保凝泵入口阻力在控制范围内；

3　考虑到进一步改善凝泵吸入口给水品质，加装挡板，一方面可以使凝结水从远离相关热井进水管道侧被吸入凝泵，即凝结水泵吸入的凝结水从热井人孔门和底部抽取；另一方面加设挡板可大大增强挡板的支撑强度，确保凝结水吸入口的稳定安全。

4凝汽器热井淋水角铁中部溢流孔加装直径57mm，长度200mm的延长管，可有效地引热流体至凝结水，起到加热凝结水降低过冷度的作用。

通过机组凝汽器热水井内部结构的改造，2011年经一年的运行检验及3次启停机状态下检查，凝结水溶解氧始终处于合格标准，启停机时溶解氧最大值30ug/L（国标规定的溶氧量为30g/L），机组运行时溶解氧在10ug/L以下，相较该厂另一台同型号机组凝结水溶解氧指标有着明显改善，可见凝结器热水井挡流板改造的效果是十分明显的。

4　改造效益分析

改造后凝结水溶解氧由100ug／L降到20ug／L以下，我们对各项效益节约情况进行分析，并考查其利润的可观性。

4.1　除氧药剂费用

4.1.1　联氨费用：凝结水中溶解氧含量降低80ug／L计，浓度为80％联氨（N2H4浓度为16mo1）价格17000元／t，每吨脱氧水消耗联氨O.167克，联氨费用=17元×0.000167=0.0028元／t；

4.1.2　水合硫酸铜价格以5000元／t计，每吨脱氧水消耗硫酸铜用量以5-8克计，平均6.5克，硫酸铜费用b=5×6.5／1000=0，0325元；

4.1.3　除氧药剂费用A=a+b=0.0028+0.0325=0.0343元／t。

4.2　药泵电费

药泵型号为BAWl50，功率1.5kw，流量5t／h，以出力10t／h为例，一个产水周期产水240t，药泵运行1小时，厂用电费为0.30元，每吨脱氧水承担电费B=0.30／240=0.00125元；

4.3　除氧节能费用

凝结水脱氧费用C=A+B=0.0343+0.00125=0.03555元／t；

按照125MW机组给水流量按330t／h计算（额定出力420t／h），年利用小时数约为8000小时，故凝结水脱氧费用D=0.03555×330×8000≈9.4万元／年；

5　结论

电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读 第6篇

凝结水；氢电导率；钠超标；凝汽器

1.现象分析

大唐宝鸡热电厂2号机组锅炉补给水采用二级除盐水，锅炉给水采用加氨和联氨的AVT（R）处理，炉水采用磷酸盐处理，该机组于2012年7月1日停运，停运后采用热炉放水余热烘干法进行保养，在停运期间，对2号机凝汽器内的补水喷嘴进行了全雾化改造，2012年8月24日2号机组启动后，投运在线化学仪表，发现2号凝结水氢电导率超标，凝结水钠离子含量超标。

大唐宝鸡热电厂2号机组自8月24日2号机组启动后，凝结水、给水、炉水、蒸汽主要水汽分析指标如下表1

由上述2号机组水汽分析的数据初步分析：引起2号机组水汽品质恶化的主要原因为凝结水水质恶化，引起给水水质差，导致炉水水质差，对2号炉加大排污后，蒸汽品质维持在合格范围。

2号机凝结水水质超标主要反映在氢电导率超标严重，达到水质异常三级处理值。

2.影响凝结水氢电导率的因素分析

在水汽系统中，造成氢电导率超标的主要因素有如下几点：

水中阴离子含量高。水汽样品中，阴离子含量越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大，表2～3表示的是水汽样品中氯离子、硫酸根含量与氢电导率的关系

表2 氯离子与氢电导率的关系（25℃，无其它阴离子）

水汽样品中总有机碳含量高。水汽样品中总有机碳是综合反映水汽中有机物含量的指标。有机物在热力设备高温高压的条件下，会逐渐分解产生低分子有机物（HCOOH、CH3COOH）和二氧化碳，并与水汽中的氨反应生成HCOONH4、CH3COONH4、（NH4）2CO3等。当含有低分子有机物的水汽样品经过氢型强酸阳离子交换树脂时，会发生下述反应：

HCOONH4+RH=RNH4+HCOOH

CH3COONH4+RH=RNH4+CH3COOH

（NH4）2CO3+2RH=2RNH4+H2CO3

水汽样品中总有机碳含量越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大。

水汽样品中的有可溶性气体。水汽样品中的可溶性气体主要是二氧化碳和氧气。水汽系统中可溶性气体的主要来源一方面是从凝汽器负压系统漏入到凝结水中，另一方面是随机组补充水带入到凝结水中。

二氧化碳会与水汽中的氨反应生成（NH4）2CO3，其对氢电导率的影响如上文所示。表4表示的是水汽样品中二氧化碳浓度与氢电导率的关系。

表4 二氧化碳浓度与氢电导率的关系（无其他阴离子25℃）

同时，水汽中的氧气以及碳酸还可能在离子交换柱内形成气泡。气泡不仅会使水样在流经氢型强酸阳离子交换树脂时发生偏流和短路，使部分树脂得不到有效的冲洗，这些树脂再生时残留的酸会缓慢扩散释放，并使得测量结果偏高，影响氢电导率的测量准确性；同时气泡在交换柱内会发生移动，并导致树脂在交换柱内发生乱层现象，这样很有可能使得交换柱下部的失效树脂移动到上部而发生逆交换，并使得测量结果偏高，影响氢电导率的测量准确性。

3.号机凝结水氢电导率、钠超标的原因分析排查

在线凝结水氢电导率表前的氢离子交换柱失效，在线仪表分析不准确，造成误判断。测量电导率前对水样进行氢离子交换的目的是消除水样中氨的干扰，如果树脂一旦失效，氨离子穿透交换层，水样的电导率会出现大幅度上升（很快超过1.0uS/cm），8月26日、27日两天，对2号凝结水氢电导率表前的氢离子交换柱树脂进行了更换，同时将2号机饱和蒸汽电导率表换至测定2号凝结水氢电导率，观察2号机凝结水氢电导率测定数据无变化，排除了上述原因。

2号机回收至凝汽器的各类疏水水质差，影响了2号凝结水水质。发电部检查生水加热器疏水、厂内采暖加热器疏水、锅炉暖风器至凝汽器疏水门关闭严密，并关闭了2号机全厂疏水、热网抽汽逆止阀后疏水，观察4小时后对发现对凝结水氢导无影响。

2号机凝补水箱水质差，塑料密封球老化，防腐层破损，污染除盐水，影响了凝结水水质。8月28日对2号机凝补水箱进行了就地取样分析，发现凝补水箱水钠含量偏高，为35 g/L，远远超过除盐水中钠含量，解列2号机凝补水箱，29日取样分析，钠含量明显增加，判断为塑料密封球老化，释放出钠离子和其他阴离子污染水质，打开补水箱检查发现防腐层破损，部分塑料密封球发黄，彻底解列2号机凝补水箱，改为将除盐水直接补至2号机凝汽器，发现凝结水氢电导率和钠的分析数据并没有明显下降趋势，判断为凝结水水质异常并不完全是塑料密封球老化引起。

2号机组凝汽器真空低，空气中二氧化碳漏入影响水质。凝汽器真空系统不严密漏入空气也会影响凝结水电导率，空气中主要含有氧气、二氧化碳及气体气体，而凝汽器具有除氧效果，漏入空气中的氧气被排出，一部分二氧化碳与凝结水接触后，于加入系统的氨发生中和反应，生成碳酸根和碳酸氢根，导致凝结水氢电导率上升，为排除此项原因，对2号机进行真空严密性试验186pa/min，已对照真空系统查漏标准，进行检查未发现问题；专门开启2号机凝汽器B侧汽侧压力表门，降低真空0.1KPa维持1小时，观察对凝结水氢电导无影响。

除盐水水质差。因长期阴雨，造成自来水有机物含量高，制水系统无法除取，化学仪表分析不出来，除盐水有机物含量高进入系统后发生热分解，造成凝结水氢电导率升高，2012年9月3日安排对除盐水送热工院进行微量离子测定，水质各项指标均在合格范围，2号机组停运时间太长，点炉时凝汽器冲洗不彻底，影响了系统水质。8月24日13∶18，2号机启动后，锅炉连排开度一直维持50%左右，并且凝结水系统已进行大量换水，水质未见好转。

凝结水加药系统和凝结水精处理系统存在问题，影响水质。

凝结水精处理设备树脂分离不彻底，再生效果差，出水氢电导率会出现上升，检查我厂2号机凝结水精处理出水氢电导率及其他指标合格，2号机2月28日，将凝结水精处理装置退出运行后，2号给水氢电导率由0.3 s/cm上升至1.0 s/cm左右，说明精处理设备运行正常，为了保证给水水质合格，全部关闭了精处理旁路门，给水氢电导率合格。

2号机凝汽器存在微量渗漏。凝汽器发生泄漏，冷却水漏入凝结水中污染了凝结水水质，是引起凝结水水质异常最常见的一种原因，一般情况下，凝汽器发生泄漏，凝结水中最容易分析出的指标就是凝结水硬度，当凝结水分析出硬度时，一般判断为凝汽器泄漏，本次2号机凝结水水质异常过程中，凝结水硬度一直分析为0，主要反映在氢电导率超标、钠离子含量增加，对如上7条原因进行排除后，2012年9月3日，送2号机凝结水至热工院化验微量离子含量，其中氯离子、硫酸根离子，乙酸，硝酸根含量均高，初步判断2号机凝汽器存在微量泄露引起水质异常，9月10，发电部对2号机凝结器B侧加锯末一袋，2小时后，凝结水水质恢复正常，9月20日，2号机组停运后，对凝汽器水侧进行了灌水查漏，发现有渗漏管道。

4.结论与建议