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1、凝结水溶氧超标分析凝结水溶氧是电厂化学监督的主要指标之一。机组正常运行中，排汽装置在正常真空状态下，凝结水溶氧应该是合格的，由于机组真空负压系统存在泄漏、补水系统及疏水回收系统设计等多方面原因，我公司一直存在#1、#2机组凝结水溶氧合格率均低于96%，凝结水溶氧长期超标的问题。一、凝结水含氧量过大对机组造成的危害凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面：1、缩短机组的寿命凝结水溶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热力系统铁垢的产生。凝结水溶氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶氧超标，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，
2、严重威胁机组的安全、经济运行。2、降低回热设备的换热效率在汽轮机的回热系统中,采用的是表面式换热器,设备的腐蚀产物附着在换热面上,形成疏松的附着层,同时,凝结水中含氧过多,会使换热面上形成一层薄膜,均使换热热阻增大,降低循环的热效率。3、影响机组的真空度为了保证机组的稳定经济运行,凝汽器必须处于高度的真空状态。过多的空气漏入排汽装置,会造成真空降低,一方面会影响机组的经济性,严重时将降低机组的出力;另一方面,也使得抽气系统的抽气负荷增加,增加了厂用电量。因此，分析凝结水溶氧高的各方面因素，并能及时地查找消除对发电机组的安全稳定运行显得尤为重要。二、影响凝结水溶氧的因素分析影响凝结水
3、溶氧的因素很多，为避免设备的腐蚀，保障机组运行的安全稳定，对凝结水溶氧超标主要原因分析如下：1、运行方面的原因：1.1空冷岛凝结水过冷度大凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此，若凝结水出现过冷度，则其含氧量必然增加。大量试验表明，凝结水过冷度高达5度以上时，对凝结水溶氧的影响便比较明显。1.2凝结水泵密封水压力低凝结水泵是处于负压状态下运行的,其采用盘根加密封水的方式密封,密封水来自泵出口的压力水。当泵在备用状态时
4、,可能造成水密封不严格,空气漏入泵内使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标。凝结水泵入口阀门填料室使用一般的填料盘根密封,当阀门盘根老化而未及时更换时,空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标。2、设备方面的原因：2.1真空负压系统漏空由于排汽装置、空冷岛及凝结水泵正常运行中处于负压状态,系统中的每个不严密处都有可能漏入空气而影响凝结水的溶氧含量。机组真空严密性不合格，尤其是机组真空负压系统存在泄漏点会直接影响真空泄漏率，进而直接影响凝结水溶解氧超标。2.2排汽装置补水喷嘴雾化不好在机组改造中，排汽装置补水改造为补水至排汽装置器喉部，并在管道上加装补水雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大
5、凝结水补水和蒸汽的接触面，利用排汽装置真空除氧作用加速热传导以利溶氧的析出，以达到凝结水补水除氧效果。若雾化不好直接影响凝结水补水的溶氧含量。3、系统设计方面的原因：3.1无凝结水除氧装置我公司机组设计时并未设计有凝结水除氧装置，从空冷岛换热回来的凝结水如果存在溶氧高的问题时则无法处理，进而造成排汽装置内凝结水溶氧超标。3.2冬季暖风器疏水直接回收排入排汽装置的附加流体还有高加、低加的疏水、轴封加热器疏水、暖风器疏水。这些附加流体排入排汽装置中,由于排入位置选择不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用排汽装置真空除氧能力进行处理。
6、我公司冬季暖风器疏水溶氧值较高，直接回收至排汽装置，未进行除氧。三、针对凝结水溶氧高的因素所采取的措施1、控制机组运行当中空冷岛凝结水过冷度。一可以降低凝结水溶氧，二可以降低空冷岛耗电率，现控制空冷岛凝结水过冷度为夏季小于3℃，冬季小于5℃。2、检查调整凝结水泵密封水压力在正常范围内（0.25-0.4Mpa）。凝结水泵正常运行时为凝泵出口取密封水管实现自密封，通过调整凝结水泵密封水回水门和进水门，保证运行泵和备用泵密封水投入正常，同时检查凝补水至凝结水泵密封水管路逆止门可靠严密，防止逆止门不严造成密封水管路泄压。3、对真空系统查漏，保证真空严密性合格。通过专业查漏人员对真空系统进行
7、泄漏点查找确认，并对找到的泄漏点进行彻底的消除。4、检查凝结水补水喷嘴雾化是否良好。在机组检修时分别对#1、#2机排汽装置补水喷嘴进行检查，雾化良好。5、调研加装凝结水除氧装置的可行性。对于机组设计方面的问题，已对部门专业主管提出开展凝结水加装除氧装置项目调研，待充分调研后根据我公司实际情况决定是否进行凝结水除氧装置的加装。6、对暖风器疏水回收系统进行改造。将暖风器疏水由直接回收至排汽装置改为经排汽装置补水喷嘴回收至排汽装置，充分利用排汽装置真空除氧能力进行处理，降低
