国家能源费县发电有限公司 张 勇

随着机组容量和参数的不断提高，火电厂对汽水品质的要求也越来越高。凝结水溶氧量是电厂凝结水品质的重要控制指标。如凝结水溶氧量不正常长周期超标时，凝结水流经轴加、低加以及凝结水系统的管道和设备，氧腐蚀会在相应设备产生，降低了凝水系统相应设备的使用周期，易引起低加、轴加及凝水管道泄泄漏，凝水系统不稳定性大大增加。氧腐蚀会造成换热器的表面结垢，明显降低换热效率，造成回热系统热经济性的下降。根据水汽质量控制标准，超临界机组凝结水溶氧量应控制在20μg/L 以下。

控制凝结水溶氧量在标准之内，保障凝水品质，能有效避免凝水系统相关设备腐蚀，对火力发电厂的经济性和安全性有很大益处。为实现机组长时间安全运行，必须控制凝结水溶氧在合格范围之内。本文对费县电厂600MW 机组运行过程中出现的凝水溶氧量超标问题进行了分析，并对降低凝水溶氧量的相关方法和措施进行了总结和实施，达到了改善凝水溶氧量的目的[1]。

1 机组概况和凝结水溶氧量的相关情况

费县电厂2×600MW 超临界机组凝结水系统的形式为单元制中压凝结水系统，每台机组设置一个500立方米贮水箱、两台100%容量凝结水泵、两台凝结水输送泵、四台低压加热器、一台轴封加热器。凝汽器为双背压、双壳体、表面式凝汽器，凝汽器通过凝汽器补水调阀进行补水调节。凝结水自凝结水泵吸入管流经外壳体进入吸入口，凝结水通过首级叶轮两端的导流器从而被吸进首级叶轮，首级叶轮排出的水由环形导叶通道引入后三级叶轮，经过升压后自出水管流出。……