（国家能源集团谏壁发电厂）
摘要：火电厂机组凝结水溶氧是电厂化学监督的的重要指标之一。凝结水溶氧大幅超标或长期不合格，会造成锅炉、管道、设备的高温腐蚀，降低回热设备的换热效率，缩短管道和设备的使用寿命，严重威胁机组安全经济运行，所以降低凝结水溶氧具有重要和深远的现实意义。火力发电厂水汽化学监督导则要求超高压发电机组在正常运行时，凝结水溶氧合格标准为小于30μg/l，小于20μg/l为期望值。机组正常运行时凝汽器处于真空状态，凝结水应该是合格的，但由于诸多原因导致国内许多供热机组普遍存在凝结水溶氧超标问题。
关键词：溶氧率；厂用电率；严密性试验；经济效益
某厂七期工程包括2台1000MW超超临界燃煤机组，先后分别于2011.05/2012.06投入商业运行，锅炉为超超临界压力参数变压运行螺旋管圈直流锅炉、单炉膛塔式布置形式、四角切圆燃烧。采用正压直吹式制粉系统，配有六套HP1163/Dyn型中速磨煤机、双动叶轴流式一次风机。为了降低发电厂用电率，先后于2015年和2016年对两台1000MW机组进行了汽动引风机改造，将原先运行于6kV母线的两台电动引风机改造成采用再热蒸汽冲转的汽动引风机。并开始利用汽引风机排汽对外供热，供热量最大200t/h。凝结水溶氧的控制方法主要采用凝汽器真空除氧及加联氨方式。机组开始供热后，凝结水溶氧这个指标经常处于超标运行状态，超过50μg/l的次数达到15次/月。为了彻底消除溶氧超标，本文从凝结水溶氧超标常见的原因进行分析，并针对各个原因进行查找并采取一定的措施，对该问题查找过程及查找出溶氧超标原因后所进行的工作及效果进行了详细阐述。
该厂1000MW机组自对外供热后，采用真空补水方式对凝汽器进行补水，除盐水是通过凝结器喉部喷淋管补至热水井。补水流量最大时达到360t/h。补水流量在300t/h，温度为20～30℃时。凝结水溶解氧在50ug/L—70ug/L之间。但由于凝结器本身相当于真空除氧器，当补水量不大时，除盐水中的溶氧大部分被除去，对凝结水溶氧影响不大。当除盐水向凝结器补水，补水率大于5%时，凝结器补水对凝结水溶氧有一定影响，其溶氧明显升高。凝结水溶氧高的危害是对整个汽水循环系统造成腐蚀，降低回热设备的换热效率，缩短设备的寿命，影响机组真空，使机组不能安全稳定的运行。
通过调研，供热电厂都存在类似问题，凝结水溶解氧超标加重了凝结水管道设备腐蚀、炉前热力系统铁垢的产生及除氧器除氧负担。针对原因，我们便开始查找问题所在，基本总结了以下可能原因：
1、凝结水泵负压侧管道法兰滤网放水、放空气门处漏空气
2、凝结水泵格兰处漏空气
3、给泵密封水回水至凝汽器管道漏空气、U型水封破坏影响凝汽器真空
4、真空系统有泄漏
5、热井水位控制设定过高
6、凝汽器补水量大
7、凝器补水方式欠佳
总结了原因，我们便开始分析每一个可能的影响
一、凝结水泵负压侧管道法兰滤网放水、放空气门处漏空气
凝结水泵负压侧管道法兰、滤网放水、放空气门处若有漏空气点，则空气中的氧气从漏点漏入负压系统，增加凝水的溶氧量。
我们定期对下图所示凝结水泵负压侧管道法兰、滤网放水、放空气门等有可能发生泄漏的地方进行氦气查漏，若发现漏点则及时处理。
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经过对对应漏点查漏同时调取对应负荷、供热情况下给水量和蒸发量的对比分析，得出机组系统中没有额外的泄漏点，和不明疏放水损失，同时溶氧也无明显变化，由此判断此因素不影响凝水溶氧率。
二、凝结水泵格兰水封处漏空气
通过应用氦气对凝结水泵格兰处查漏，发现存在一定泄漏现象。凝结水泵负压侧有漏点，判断这个原因影响凝水溶氧量。
三、给泵密封水回水至凝汽器管道漏空气、U型水封破坏影响凝汽器真空
负荷高低变化时给水泵密封水温度、回水流量正常，U型水封不会破坏。从U型水封处不会漏空气进入凝汽器，凝水溶氧量不会变大，由此判断这个因素不影响。
四、真空系统有泄漏
通过进行汽轮机真空系统严密性试验，检查结果合格，不影响真空，不会造成凝水溶氧增加。由此判断这个也不是要因。
五、热井水位控制设定过高
根据统计2018年凝汽水位控制高度和过冷度：热井水位设定符合规范，没有淹没凝汽器钢管，正常范围内水位高低变化凝结水溶氧率无变化。不影响凝汽器溶氧率。
六、凝汽器补水量大
由于#13/#14机组经过供热改造，凝汽补水量大幅上升，凝补水中溶氧率影响凝水溶氧率，启动补水调门漏空气，在大量补水时需要开启动补水，导致溶氧率上升。
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七、凝器补水方式欠佳
凝汽器补水有两路水源，一路为正常补水，一路为启动补水。通过调用两种补水方式下的凝水溶氧率，发现采用启动补水管路时，凝水溶氧明显大于采用运行补水管路。进一步调查，发现启动补水管路调门存在泄漏现象。
根据我们的调查验证和总结，由此确定主要原因为凝结水泵格兰水封处漏空气，凝器补水量大、凝汽补水方式欠佳。既然找到了问题，我们就要想办法解决，针对凝结水泵格兰处漏空气，我们选择在凝结水泵格兰处增加密封水，通过图表比对可以看出，溶氧明显下降。
针对凝器补水量大，我们选择在凝汽器正常补水管路增加一路旁路，该旁路增加多个雾化装置。凝汽器补水方式欠佳，机组则在启动时采用启动补水管路，机组启动正常后采用正常补水管路，不得再开启启动补水管路。通过在机组运行过程中综合实施这三种方案，有效降低了凝水溶氧量，大大提升了机组的经济效益和安全效益。