浅析凝汽器溶氧超标原因及治理措施

浅析凝汽器溶氧超标原因及治理措施
摘要：凝汽器是将汽轮机排汽凝结成水，并在汽轮机排汽口建立起一定真空度
的重要辅助设备。

某1000MW超超临界机组投产初期，多次发生凝汽器溶氧高的
问题，凝汽器溶氧高不仅会对管道及加热器管束造成氧腐蚀，而且会在其表面结垢，增大加热器换热热阻，降低机组回热效率，影响机组经济性，更为严重的话
会造成凝泵汽蚀，影响机组安全。

现阶段各电厂对凝汽器溶氧问题都非常重视，
化学监督也把凝汽器溶氧作为一个重要监督的指标。

【关键词】凝汽器；凝结水；真空；溶氧
1、前言
火电厂机组凝结水溶氧是电厂化学监督的主要指标之一。

凝结水中溶氧大幅
度超标或者长期不合格会促进炉前热力系统铁垢的产生，它不但加速凝结水管道
腐蚀，严重时还会加重给水除氧的负担，往往造成给水溶氧不合格，从而引起高
压给水系统的氧腐蚀，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备结垢腐蚀乃
至发生锅炉爆管等事故。

某2×1000MW超超临界机组，投产初期，两台机组多次发生凝汽器溶氧高的
问题，每次溶氧升高的原因不尽相同，但总的来说可分为两大类，一类是因为机
组真空下降，造成机组溶氧升高；一类是因为外来水源或汽源污染造成溶氧升高。

本文将针对该机组多次溶氧升高的原因进行分析总结。

2、电厂除盐水系统概述
某电厂#3、4机组除盐水供水系统，采用母管制，自老厂化学除盐水箱经除
盐水泵通过一根DN300管道供至#3、4机所有用户。

除盐水泵设置两台400t/h大出力水泵和两台100t/h小出力水泵，均为变频控制；大出力水泵只在紧急补水和
机组启停大流量用水的时候使用，其它时间用小出力水泵。

#3、4机除盐水用户包括：#3、4机凝汽器补水、#3、4机凝结水泵自密封用水、#3、4机凝结水泵出口管道补水、#3、4机除氧器补水、#3、4机定冷水补水、#3、4机水环真空泵补水、#3、4机闭式水箱补水、#3、4机精处理自用水箱、#3、4机尿素区用水等。

3、凝结水溶氧超标原因分析
3.1 根据亨利定律，我们知道在一定的温度和压强下，气体在液体里的溶解
度与该气体的平衡压强成正比。

如果凝汽器真空降低，空气的分压力增加，凝结
水中溶氧就会相应增加。

随着凝汽器背压的降低或升高，凝结水溶氧减小或增大。

3.2 凝结水负压区段的泄漏此区域是指凝汽器热井部分和热井直接相连的疏水管路、凝汽器出口至凝泵吸入室及备用泵出口逆止门前。

这些区域均为负压区，任何系统上的不严密均会造成空气进入凝结水，使凝结水的溶氧直接增加。

某电厂凝汽器高低压侧各有一个独立的疏水扩容器，将高温高压蒸汽或水扩
容为低压，与疏水扩容器相连管道很多，包括主、再热蒸汽管道疏水、各段抽气
管道疏水、高低压加热器事故疏水、除氧器事故放水、3立方米辅汽疏水扩容器
事故疏水等，如果这些管道存在沙眼、放水门误开或者阀体门杆、法兰连接处不
严密，均会吸入空气，影响凝结水溶氧。

除此之外还有高低压凝汽器远程与就地
水位计、凝汽器底部放水门不严密也会造成凝结水溶氧升高
3.3 真空负压系统严密性由于汽机真空系统较为庞大，与真空系统相联系的
设备众多，只要其中任一设备或系统存在泄漏，不仅会影响机组真空更会使漏入
凝汽器汽侧的空气增多，增加凝汽器真空除氧的负担，使汽轮机排汽不能彻底除
氧，凝汽器水侧溶氧升高。

比如凝泵入口管道在凝泵运行时为负压，凝泵入口管
道装设的滤网放空门、放水门以及电动门门杆、压力表计、法兰以及凝泵的盘根
均有可能存在吸空气的地方，造成凝结水溶氧超标。

泵入口管道在凝泵运行时为
负压，凝泵入口管道装设的滤网放空门、放水门以及电动门门杆、压力表计、法
兰以及凝泵的盘根均有可能存在吸空气的地方，造成凝结水溶氧超标
3.4 凝汽器补水对凝结水溶氧的影响
3.4.1 某电厂百万机组凝汽器补水设计为：#3、4机由化学除盐水来母管制供水，除盐水供水管路较长，且除盐水母管还对#3、4机凝结水精处理装置自用水
箱以及脱硝尿素区水箱补水，当#3、4机凝汽器大量补水时由于凝汽器负压作用
会使除盐水母管对水箱补水发生返水从而吸入空气，造成除盐水溶氧增大，进而
造成凝汽器溶氧超标。

3.4.2 凝汽器补水进入凝汽器没有得到彻底的除氧。

某厂凝汽器补水设计为两路，一路直接进入凝汽器热井水侧，称为启动补水，另一路则通过凝汽器喉部进
入凝汽器，称为正常补水。

前者未经过彻底除氧，而后者则通过和汽机排汽进行
热交换得到了初步除氧。

但在机组正常运行中，两路补水均投自动，进行协同控
制完成凝汽器补水，既补水时正常补水先开启，待其继续开大至100%后启动补
水开启，这样就会造成凝结水溶氧的大量超标。

当正常补水调门全开后，启动补
水调门开启，随后凝泵出口溶氧快速上升。

且启动补水开度越大，溶氧上涨越高。

分析此过程中溶氧升高就是因为，大流量的启动补水进入凝汽器，未经雾化加热
初步除氧造成外界污染凝汽器，使溶氧大幅升高。

3.5 凝结水泵密封水使用不当或存在缺陷某电厂凝结水泵为防止盘根甩水和
漏空气采用双路机械密封。

凝结水泵首启时，机械密封由凝补水供，凝结水泵启
动后，运行泵与备用泵的密封水倒为自密封。

机组运行时，如有凝补水供运行或
备用凝结水泵密封，会由于密封水压力不足导致泵体漏空气，试空气进入凝汽器
造成凝汽器溶氧超标。

3.6 凝汽器在实际运行时存在过冷度问题，即凝结水温度与对应背压下饱和
温度存在偏差，但此影响极小。

4、防止凝汽器溶氧超标的治理措施
4.1 查找系统渗漏点，确保真空系统的严密性
利用机组停运检修机会，对凝汽器负压系统进行灌水查漏，对于泄漏点进行
堵漏处理，在运行中定期进行真空严密性试验，当前后两次试验值相差较大时，
要分析原因，当达不到合格标准时，要进行全面查漏。

如果效果不明显，可借助氦气测漏仪对真空系统进行测漏。

4.2 调整运行方式
鉴于某电厂除盐水设计方式，为减少由于双机同时补水造成的反氧问题，建
议调整#3、4机补水运行方式，尽量避开同时补水，根据机组的不同工况进行协
调补水。

同时在机组运行期间经常分析机组补水率，及时对外漏阀门进行消漏，
降低补水率，以期达到少用启动补水。

4.3 利用机组停用期间，对凝汽器喉部正常补水的雾化效果进行检查确认，
以确保凝汽器补水管道接至凝汽器喉部，并在补水管道出口装设喷淋雾化装置。

4.4 对除盐水用户进行改造，增加凝结水供水，减少除盐水的用量。

以期减
少除盐水的外界污染。

4.5 加强技术监督，完善监督网络。

建立自上而下的管理体系，提高对凝结
水溶氧的重视程度，把溶氧指标作为重要监视参数，尤其在机组启停，凝结水运
行方式发生改变时重点监督。

4.6 定期校验溶氧表计，确保各溶氧表计准确可靠，为运行人员提供准确依据。

4.7 加强设备巡检，提高检修质量。

设备的可靠性对凝结水溶氧影响很大，
管道的沙眼、阀门的内漏、凝泵的检修质量均会影响凝结水溶氧，发现设备缺陷
时应及时检修，并将重要负压表或法兰接口缠上胶带，阀门门体定期涂抹黄油，
防止泄漏。

4.8 提高运行水平，加强运行管理，防止人员误操作，尤其在凝泵检修时做
好隔离措施，严格按照规程和操作票规定，按照先关泵体排空气，再关泵体密封
水的顺序，防止凝泵入口漏空气，恢复检修措施时要先开泵体密封水，再开泵体
排空气。

5、某电厂凝汽器溶氧治理情况
5.1 凝汽器查漏情况
2016年2月、3月分别利用#3、#4机调停的机会，对凝汽器进行灌水查漏均
未发现明显的漏点，灌水试验均合格。

机组启动后分别做真空严密性试验，#3机高低背压凝汽器数据为98/96 Pa/min,#4机高低背压凝汽器数据为78/56 Pa/min，
均达到优秀值。

因此系统存在漏点导致溶氧升高可以排除。

5.2 凝汽器喉部补水雾化效果检查治理
在2016年年初机组调停期间，开启凝汽器人孔对凝汽器正常补水进行雾化试验，发现设计的喉部补水管道并无雾化喷头，实际无雾化效果。

随后对补水管道
进行改造，增加雾化喷嘴，并进行了静态雾化效果试验，雾化良好。

机组投运后，在未对补水运行方式进行调整的情况下，凝汽器运行期间的溶氧保持的正常范围
内（≯20ppb），取得了良好的效果。

6、结语
通过改造、调整，#3、4机凝汽器溶氧超标情况最终得到了彻底解决，截止
现在#3、4机组溶氧均保持在30ppb以下，未出现超标情况。

凝结水溶氧不仅会对管道及加热器管束造成氧腐蚀，而且会在其表面结垢，
增大加热器换热热阻，降低机组回热效率，影响机组经济性，更为严重的话会造
成凝泵汽蚀。

因此，我们应加强技术监督，制定完善的监督体系，加强日常工作
管理，发现凝结水溶氧增加时及时消除漏点，保障机组健康运行。

参考文献:
[1]周慧.浅析电厂凝汽器溶氧超标问题及对策[J].现代电力，2016,2（1）：23-25.。