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【摘要】针对电力集团油田热电厂#3机组凝结水系统溶解氧在实际运行中存在超标问题，分析造成凝结水溶解氧超标的原因，提出改进方案并实施，取得了预期的效果，为机组的安全经济运行提供可靠保证。
【关键词】凝结水；溶解氧；超标；原因分析；改进
1、前言
大庆油田热电厂#3机组为哈尔滨汽轮机厂1992年生产的一次中间再热三缸二排汽双抽汽冷凝式200MW机组。自1993年投产以来，凝结水溶解氧含量一直超过40μg/L的国家标准，凝结水溶解氧最高时达到200μg/L。
机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，由于凝汽器真空负压系统、疏水系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，国内投运的200MW、300MW机组，尤其是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。
2、凝结水溶解氧超标的原因分析
影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。由于机组的补水和低加的疏水进入凝汽器，没有进行深度的除氧，加之负压系统空气的漏入，使得凝结水的溶解氧增加；其次凝结水泵无论运行还是备用，其内部都处于负压状态，都有可能造成空气从凝结水泵的密封处漏入，使凝结水的溶解氧增大，同时负压系统各截阀盘根泄漏也是凝结水溶解氧不合格的重要因素。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解氧含量。根据我厂#3机组凝结水系统的实际情况，归结起来有如下几个方面：
2.1运行方式不合理引起溶解氧超标
按运行规程规定机组运行中凝汽器水位保持在1.0～1.2米，而凝汽器热水井内低真空除氧装置位于凝汽器热水井底部0.6米高处，因此运行中低真空除氧装置被淹没在水中，失去了低真空除氧的作用。
2.2凝汽器补水引起溶解氧超标
机组运行中由于系统的外漏和对外供汽引起系统缺水，而补水的方式采用直接向凝汽器补水和向低压除氧器补水两种方式。凝汽器补水至凝汽器喉部，采用喷淋装置，当喷淋装置损坏或喷淋方式不合理时，不利于凝汽器真空除氧，达不到凝结水补水除氧效果，引起凝结水溶解氧超标。
2.3与热水井相连其它辅助系统漏泄引起溶解氧超标
与热水井相连的其它辅助系统，如#1、#2低加疏水导凝汽器门填料封闭不严、给水泵机械密封水回水门填料封闭不严或管道有砂眼等，由于凝汽器内真空度较高，漏点不易发现，空气通过漏点与工质混合进入凝汽器，引起凝结水溶解氧超标。
2.4凝汽器真空负压系统不严密引起溶解氧超标
机组真空严密性严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响机组真空严密性，直接引起凝结水溶解氧超标。
2.5其它系统冷却水回水回凝汽器后因安装方式和安装位置不合理引起溶解氧超标
EH油冷却器冷却水的回水和氢气干燥器冷却水的回水均直接排入凝汽器热水井底部。由于这些冷却水均为除盐水（20℃时的含氧量为9070μg/L），含氧量远高于凝结水的含氧量，回水直接进入凝汽器的热水井而没有进行良好的真空除氧处理，均会引起凝结水溶解氧超标。
2.6凝汽器热水井除氧装置不起作用引起溶解氧超标
热水井的除氧装置是使凝结水经过喷淋击溅而均匀雾化，加大疏水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶解氧的析出。每次检修时检查都发现有多数溅水杆开焊脱落，原因是凝结水击溅在溅水杆上时发生振颤而致。当除氧装置损坏失去除氧作用或热水井水位过高除氧装置被淹没起不到除氧作用，都会使凝结水溶解氧超标。
3、凝结水溶解氧超标的治理
3.1调整运行方式
3.1.1改变系统的补水方式由向凝汽器补水改为向低压除氧器补水。3.1.2在保证安全的前提下适当降低凝汽器水位。通过与凝结水泵生产厂家（沈阳水泵厂）结合并经长时间试验，将运行中凝汽器水位由原来的1.0～1.2米降低到0.3～0.4米，凝汽器水位在低真空除氧装置之下，发挥了低真空除氧装置的作用。
3.2机组补水系统改造
检查发现凝汽器补水管道在进入凝汽器内的根部被疏水扩容器蒸汽管道的排汽冲刷开90mm宽，300mm长，导致补水不能够被蒸汽充分雾化达到除氧的目的。将冲刷坏的管段恢复，并在疏水扩容器蒸汽管的排汽口加装导向管，使蒸汽不在冲刷补水管的喷淋装置，以保证凝汽器补水长期得到在凝汽器内进行深度除氧的目的。
3.3重视机组检修时真空系统及凝汽器冷却管的检查
机组正常运行时，凝结水系统处于负压状态，各处泄漏点不易检查发现，经过2005、2006两年的治理，真空负压系统的漏泄率大幅度减少，真空严密性试验合格，真空系统没有大的漏泄点存在。微小的漏点不至影响真空严密性，但空气进入凝结水系统，可导致凝结水溶解氧超标。因此在#3机组大修中对凝结水泵机械密封，凝结水泵、低加疏水泵等真空系统阀门的盘根进行检查、更换，确保其严密性。在机组检修后，采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法进行负压系统的查漏。除盐水水面灌至末级叶片100mm处，真空系统充满水后，利用水的静压，可较容易地找到泄漏点，并对找到的泄漏点进行彻底的消除。
3.4冷却水回水位置及回水方式的改造
3.4.1氢气干燥器冷却水回水位置的改造。氢气干燥器冷却水回水由原回至一号凝汽器热水井距底部200mm处改接至一号凝汽器上部B排墙侧，固定于凝汽器上部撑筋上。3.4.2EH油冷却器冷却水回水位置的改造。EH油冷却水回水由原回至二号凝汽器热水井距底部200mm处改接至二号凝汽器上部A排墙侧，固定于凝汽器上部撑筋上。3.4.3冷却水回水方式的改造。在氢气干燥器和EH油冷却器的冷却水回水管上均安装喷淋装置，保证回水均匀、雾化良好，加大回水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶解氧的析出。
3.5热水井除氧装置的改造
在本次#3机组大修中将原凝汽器热水井除氧装置的每层溅水杆下方中间位置横焊一65号槽钢，所有焊接处均满焊且焊缝高度不小于最薄母材的壁厚，避免溅水杆振颤开焊脱落，以保证凝结水击溅在溅水杆上，形成细小水流，充分分散，增加了水流的表面积，提高了凝汽器的除氧效果，从而减少了凝结水的溶解氧。
4、治理效果
通过对#3机组凝结水溶解氧超标的治理，找出了凝结水溶解氧超标的原因，并采取了相应的措施，治理后的凝结水溶解氧均符合国家标准（≤40μg/L）要求，#3机组凝结水溶解氧合格率为100%，治理效果显著。
【关键词】凝结水；溶解氧；超标；原因分析；改进
1、前言
大庆油田热电厂#3机组为哈尔滨汽轮机厂1992年生产的一次中间再热三缸二排汽双抽汽冷凝式200MW机组。自1993年投产以来，凝结水溶解氧含量一直超过40μg/L的国家标准，凝结水溶解氧最高时达到200μg/L。
机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，由于凝汽器真空负压系统、疏水系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，国内投运的200MW、300MW机组，尤其是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。
2、凝结水溶解氧超标的原因分析
影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。由于机组的补水和低加的疏水进入凝汽器，没有进行深度的除氧，加之负压系统空气的漏入，使得凝结水的溶解氧增加；其次凝结水泵无论运行还是备用，其内部都处于负压状态，都有可能造成空气从凝结水泵的密封处漏入，使凝结水的溶解氧增大，同时负压系统各截阀盘根泄漏也是凝结水溶解氧不合格的重要因素。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解氧含量。根据我厂#3机组凝结水系统的实际情况，归结起来有如下几个方面：
2.1运行方式不合理引起溶解氧超标
按运行规程规定机组运行中凝汽器水位保持在1.0～1.2米，而凝汽器热水井内低真空除氧装置位于凝汽器热水井底部0.6米高处，因此运行中低真空除氧装置被淹没在水中，失去了低真空除氧的作用。
2.2凝汽器补水引起溶解氧超标
机组运行中由于系统的外漏和对外供汽引起系统缺水，而补水的方式采用直接向凝汽器补水和向低压除氧器补水两种方式。凝汽器补水至凝汽器喉部，采用喷淋装置，当喷淋装置损坏或喷淋方式不合理时，不利于凝汽器真空除氧，达不到凝结水补水除氧效果，引起凝结水溶解氧超标。
2.3与热水井相连其它辅助系统漏泄引起溶解氧超标
与热水井相连的其它辅助系统，如#1、#2低加疏水导凝汽器门填料封闭不严、给水泵机械密封水回水门填料封闭不严或管道有砂眼等，由于凝汽器内真空度较高，漏点不易发现，空气通过漏点与工质混合进入凝汽器，引起凝结水溶解氧超标。
2.4凝汽器真空负压系统不严密引起溶解氧超标
机组真空严密性严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响机组真空严密性，直接引起凝结水溶解氧超标。
2.5其它系统冷却水回水回凝汽器后因安装方式和安装位置不合理引起溶解氧超标
EH油冷却器冷却水的回水和氢气干燥器冷却水的回水均直接排入凝汽器热水井底部。由于这些冷却水均为除盐水（20℃时的含氧量为9070μg/L），含氧量远高于凝结水的含氧量，回水直接进入凝汽器的热水井而没有进行良好的真空除氧处理，均会引起凝结水溶解氧超标。
2.6凝汽器热水井除氧装置不起作用引起溶解氧超标
热水井的除氧装置是使凝结水经过喷淋击溅而均匀雾化，加大疏水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶解氧的析出。每次检修时检查都发现有多数溅水杆开焊脱落，原因是凝结水击溅在溅水杆上时发生振颤而致。当除氧装置损坏失去除氧作用或热水井水位过高除氧装置被淹没起不到除氧作用，都会使凝结水溶解氧超标。
3、凝结水溶解氧超标的治理
3.1调整运行方式
3.1.1改变系统的补水方式由向凝汽器补水改为向低压除氧器补水。3.1.2在保证安全的前提下适当降低凝汽器水位。通过与凝结水泵生产厂家（沈阳水泵厂）结合并经长时间试验，将运行中凝汽器水位由原来的1.0～1.2米降低到0.3～0.4米，凝汽器水位在低真空除氧装置之下，发挥了低真空除氧装置的作用。
3.2机组补水系统改造
检查发现凝汽器补水管道在进入凝汽器内的根部被疏水扩容器蒸汽管道的排汽冲刷开90mm宽，300mm长，导致补水不能够被蒸汽充分雾化达到除氧的目的。将冲刷坏的管段恢复，并在疏水扩容器蒸汽管的排汽口加装导向管，使蒸汽不在冲刷补水管的喷淋装置，以保证凝汽器补水长期得到在凝汽器内进行深度除氧的目的。
3.3重视机组检修时真空系统及凝汽器冷却管的检查
机组正常运行时，凝结水系统处于负压状态，各处泄漏点不易检查发现，经过2005、2006两年的治理，真空负压系统的漏泄率大幅度减少，真空严密性试验合格，真空系统没有大的漏泄点存在。微小的漏点不至影响真空严密性，但空气进入凝结水系统，可导致凝结水溶解氧超标。因此在#3机组大修中对凝结水泵机械密封，凝结水泵、低加疏水泵等真空系统阀门的盘根进行检查、更换，确保其严密性。在机组检修后，采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法进行负压系统的查漏。除盐水水面灌至末级叶片100mm处，真空系统充满水后，利用水的静压，可较容易地找到泄漏点，并对找到的泄漏点进行彻底的消除。
3.4冷却水回水位置及回水方式的改造
3.4.1氢气干燥器冷却水回水位置的改造。氢气干燥器冷却水回水由原回至一号凝汽器热水井距底部200mm处改接至一号凝汽器上部B排墙侧，固定于凝汽器上部撑筋上。3.4.2EH油冷却器冷却水回水位置的改造。EH油冷却水回水由原回至二号凝汽器热水井距底部200mm处改接至二号凝汽器上部A排墙侧，固定于凝汽器上部撑筋上。3.4.3冷却水回水方式的改造。在氢气干燥器和EH油冷却器的冷却水回水管上均安装喷淋装置，保证回水均匀、雾化良好，加大回水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶解氧的析出。
3.5热水井除氧装置的改造
在本次#3机组大修中将原凝汽器热水井除氧装置的每层溅水杆下方中间位置横焊一65号槽钢，所有焊接处均满焊且焊缝高度不小于最薄母材的壁厚，避免溅水杆振颤开焊脱落，以保证凝结水击溅在溅水杆上，形成细小水流，充分分散，增加了水流的表面积，提高了凝汽器的除氧效果，从而减少了凝结水的溶解氧。
4、治理效果
通过对#3机组凝结水溶解氧超标的治理，找出了凝结水溶解氧超标的原因，并采取了相应的措施，治理后的凝结水溶解氧均符合国家标准（≤40μg/L）要求，#3机组凝结水溶解氧合格率为100%，治理效果显著。