孙绍哲，宫振国，刘长宇

(华能轮台热电分公司，新疆 轮台 841600）

随着火力发电技术的快速发展，对机组化学指标要求越来越严格。根据DL/T561《火力发电厂水汽化学监督导则》要求超临界机组凝结水溶解氧含量小于20ug/l。某电厂1号机组于2016年7月投产发电。汽轮机为上海汽轮机厂生产，为超临界压力、一次中间再热、两级调整抽汽、表面式间接空冷凝汽式汽轮机，系统设两台100%容量的变频立式凝结水泵，一用一备。自2016年投运以来，凝结水溶解氧1号机组的超标频繁，期间多次排查均未能找到原因，严重影响机组安全稳定运行。

1 凝结水溶解氧超标的危害

（1）腐蚀设备，缩短设备使用寿命。溶解氧比较高的凝结水进入凝结水系统和回热管路时，水中氧气和金属产生化学腐蚀降低了设备的使用寿命，使设备的可靠性大大降低。

（2）降低回热设备的换热效率。汽轮机回热系统中的换热器基本都是表面式换热器，设备产生的腐蚀性杂质会粘在传热面上形成粘合层，热交换器表面的溶解氧过高，形成一层薄膜，会增加传热阻力并降低热回收效率。

2 凝结水溶解氧超标的特征

（1）机组负荷越高，其凝结水溶解氧越低，甚至可以降至10μg/l以下，随着机组负荷降低，凝结水溶解氧缓慢开始上涨。

（2）1号机组除氧器出口溶解氧合格率为100%，溶解氧标准为小于10μg/l，说明除氧器除氧效果良好，且凝结水溶解氧超标未对后续系统造成影响。

（3）凝结水溶氧与机组的真空密封性没有显著的关系。严密性试验结果无论是否合格，对溶解氧浓度影响不大。2016年机组刚投运时，1号机组真空度较差，凝结水溶解氧超标。2017年对真空度经过排查和处理，已经恢复正常且较为优良，凝结水溶解氧依旧超标，且无明显下降趋势。

3 影响凝结水溶解氧超标的因素和分析

（1）凝结水补水溶解氧的合格性。凝汽器补充水采用除盐水，补水时打开凝汽器补水调节阀前后手动阀，调节凝汽器补水阀向凝汽器热井补水，正常运行后自动设置凝汽器补水阀。由于除盐水溶解氧含量较高，若补水量较大，在补水过程中又没有有效的除氧设备，则凝汽器溶解氧含量会上升。查阅相关数据发现机组补水率合格，因此机组正常运行情况下，补水量正常。

凝汽器有一个鼓泡除氧器，该设备很大程度上会增加补水与排气接触面积，更好的析出溶解氧，减少凝结水中的溶解氧。该设备自机组投运以来从未使用，暂时未调试。

（2）给水泵密封水回水温度对凝结水溶氧的影响。1号机组汽动给水泵密封方式为水力密封，密封水由凝结水通过单级水封直接进入热水井。给水泵密封水的回水温度会影响凝结水的溶解氧。密封水回水会与大气接触，接触点的压力为大气压力，因此当给水泵密封水回水温度降低时，密封水回水会增加水中溶解氧。通过调整1号机组汽动给水泵密封水的回水温度，凝结水溶解氧未发现明显的变化趋势。

（3）负荷对凝结水溶氧的影响。机组负荷的变化对凝结水溶氧有非常明显的影响，当设备的负荷升高时，凝结水中的溶解氧将迅速下降，甚至在满负荷时能够达到合格标准。当负荷为50%时，凝结水溶解氧就会逐渐上升，达到60ug/l左右。机组负荷主要从以下几个方面影响凝结水溶解氧：第一，机组负压区减少，减少了泄漏的空气量；第二，机组负荷升高，凝结水量增加，溶解氧浓度被稀释。

因此机组负荷的变化，只是将凝结水溶解氧的影响放大或者是缩小了，它并不是直接导致凝结水溶解氧超标的原因。

（4）凝汽器水位对凝结水溶氧的影响。凝汽器水位的高低会对冷却管束的温度造成影响，当凝结水温度与排气温度之间的差值变大时，溶解氧将增加。通过分析1号机组的凝汽器水位和凝结水溶解氧历史曲线，发现1号机组凝结水溶解氧和凝汽器水位并没有直接的相关关系。

（5）凝结水过冷度与凝结水溶氧的影响。凝结水过冷度过高会使溶解于水中的气体含量增加，一般过冷度超过5℃以上时对凝结水溶氧的影响就非常明显。因为热水井上的气体分压与溶于凝结水的气体量成正比，因此过冷度增加时，气体溶解增大，溶解氧含量增高。1号机组凝结水过冷度基本控制在1℃左右，其过冷度控制较低，对凝结水溶解氧影响较小。

（6）仪表不准确、取样管路漏气、取样点不正确。在线溶解氧表由于维护人员水平等问题可能会造成仪表失准，通过使用便携式仪表比对，在线仪表准确。

化学取样管路漏气，会造成空气进入，使测得的凝结水溶解氧含量升高，一般出现在过滤罐接口、管路接口等。使用便携式仪表直接在凝结水泵出口管路上接临时管路进行测量，凝结水溶解氧含量依旧超标，和在线数据显示基本一致。

（7）凝结水泵机械密封、阀门严密性对凝结水溶氧的影响。1号机组凝结水泵为100%容量的变频泵，1台变频运行，1台工频备用。轴承冷却水采用闭式冷却水，密封面采用凝结水或除盐水密封。一旦出现压力异常会造成闭冷水进入凝结水密封面污染凝结水，同时若使用除盐水进行密封，也会造成凝结水溶解氧升高。

查看凝结水泵轴承冷却水的压力为0.4MPa左右，凝结水压力为1MPa以上，冷却水进入凝结水密封面的可能较小，为确保冷却水对溶解氧无影响，又将两台凝结水泵的轴承冷却水切换关闭，均未发现凝结水溶解氧有下降趋势。

凝结水泵的密封面有一路密封水为除盐水，在机组正常运行时使用凝结水密封，机组启动期间使用除盐水密封。因此将除盐水至凝结水泵密封水管路阀门关闭，发现凝结水溶解氧下降明显，从40ug/l左右降至6ug/l左右。

凝结水系统阀门和门杆的泄漏也会导致凝结水中溶解氧增加。具体通过涂抹黄油等方式来观察溶解氧的变化趋势，对阀门的门杆和机械密封等进行涂抹，凝结水溶解氧未有明显变化。

4 溶解氧超标的原因分析及优化处理

通过以上分析和排查，造成1号机组凝结水溶解氧超标的主要原因是在机组正常运行时，除盐水至凝结水泵密封水管路的阀门未关闭，虽然凝结水压力高于1MPa，除盐水压力只有0.5MPa左右，但是在凝结水循环过程中，会不断将除盐水带入凝结水系统。由于除盐水未经过除氧，其溶解氧含量远高于凝结水，一旦漏入凝结水系统中，会造成凝结水溶解氧含量升高。针对本次检查和分析情况，采取如下措施。

（1）在机组正常运行后，手动关闭除盐水至凝泵密封水阀门。

（2）调试投运凝汽器鼓泡除氧器，确保大流量补水时，凝结水溶解氧指标能够在合格范围内。

（3）控制汽动给水泵冷却水回水温度不低于45℃。

5 结语

（1）凝结水溶解氧对于超临界机组来说，短暂的超标并不会立即造成设备和运行异常，但长期不处理会造成设备的腐蚀，同时对经济性产生影响，因此在发现凝结水溶解氧超标时，需要引起足够的重视尽快排查处理。

（2）1号机凝结水溶解氧超标，采取多种措施进行了排查和处理，最终发现是由于除盐水串入凝结水密封面导致，这也为日后处理凝结水溶解氧超标提供了更加丰富的案例和思路。

（3）通过调整和优化，1号机组的凝结水溶解氧已经完全合格。