凝结水溶氧偏高原因分析

凝结水溶氧偏高原因分析

按照GBT12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》要求，空冷机组凝结水溶氧标准为≤100ug/L，我厂1、2号机组凝结水溶氧一直处于超标运行状态（O2＞100ug/L），现就凝结水溶氧超标原因分析及控制措施说明如下：

1.凝结水溶氧超标可能原因

（1）真空系统有泄漏。真空严密性试验不合格。

（2）凝结水系统负压侧泄漏。（如滤网放水、放气阀及法兰连接点泄漏、凝泵机封水压低等）。

（3）排汽装置除氧喷头雾化效果差，除氧效果不好。

（4）凝补水除氧效果差，凝补水流量大。

（5）轴加疏水水封筒、汽泵密封水回水水封筒水封破坏。

（6）溶氧测量表计不准。

2.原因分析

（1）7月份真空严密试验结果为225pa/min，真空严密性试验不合格，经过查漏消缺，8月1日真空严密性试验结果为81.25pa/min。根据《大唐直接空冷机组运行管理指导细则》真空下降速度≤100Pa/min，真空严密性试验合格。

7月29日19：00，负荷212MW机组真空为-85kpa，背压10kpa，通过启动真空泵等方法提高真空，记录凝结水溶氧变化。

真空度越高排汽装置内不凝结气体分压力越低，凝结水溶氧越低。

（2）凝结水负压侧查漏，通过超声波检漏仪及通过对逐台凝泵打压检查结果，凝结水低压侧基本不存在泄漏。

（3）通过试验：8月1日22:45分排汽装置水位补至1323mm，凝结水流量为480T/H，隔离除盐水至排汽装置补水。每隔十分钟记录凝结水溶氧值。

通过数据分析凝补水对凝结水溶氧有影响。除盐水溶氧在7000ug/L，按照10T/H的凝补水量，计算若进入排汽装置的除盐水没有经过除氧，影响凝结水溶氧为140ug/L，实际影响为27ug/L，说明进入排汽装置的除盐水是经过除氧的。

（4）轴加疏水水封筒及汽泵密封水回水水封筒水封破坏造成从水封筒处进入空气。就地检查汽泵轴端无吸气现象，排除汽泵密封水回水水封筒水封破坏。对轴加疏水水封筒采用调整轴加水位的方法记录凝结水溶氧的变化。试验时间：8月1日08:00-24:00，07:18提高轴加水位至187mm。

对轴加水位调整后溶氧变化趋势不明显。

（5）使用便携式溶氧计对在线表计进行校验结果如下：

在2号机取样架测量2号机凝结水溶氧与在线表计核对，数据一致，判断便携式溶氧计显示准确。

结论：1）1号机凝结水在线溶氧表误差比较大。手动测量取样架处凝结水溶氧为380ug/L，在线表计显示为490ug/L，通过几次测量结果得出，在线表计比手动测验大100ug/L左右。

2）取样管道存在漏气现象。在凝泵出口压力变送器处手动测量溶氧为235ug/L，在取样架处测量溶氧为380ug/L。

3）1号机组凝结水实际溶氧大于100ug/L。

（6）排汽装置除氧喷头除氧效果差。造成凝结水溶氧偏高。由于1号机两根管道合成一根管道，造成抽气量不足，造成凝结水二次返氧。

1、2号机排汽装置不凝结气体抽气管道布置如下：

1号机：2号机

排汽装置

3.结论

（1）检修过程中发现排汽装置除氧喷头法兰垫破裂，造成大量凝结水不经过除氧喷头，造成凝结水雾化效果差除氧效果差，进而造成凝结水溶氧偏高。

（2）同时将排汽装置抽气管道改造，凝结水溶氧小于100ug/L.