马头发电总厂#5、#6机组为前苏联产200MW凝汽式再热机组,由于投运时间长,机组各系统逐渐老化,其中凝结水系统存在着不同程度的泄漏,造成凝结水溶氧的升高。对凝结水溶氧量影响最大的是凝汽器和凝结水泵及其连接系统的管阀。由于各处的疏水和补水进入凝汽器,没有进行深度的除氧,加之负压系统氧气的漏入,使得凝结水的溶氧增加;其次凝结水泵无论运行与否,其内部都处于负压状态,都有可能造成氧从凝结水泵的盘根处漏入,使凝结水的溶氧增大;同时负压系统各截阀盘根泄漏也是凝结水溶氧不合格的重要因素。
1　凝结水溶氧超标对发电机组的危害
　　根据电力技术监督的规定要求,超高压(12.2～15.6MPa)发电机组,凝结水溶氧含量≤40μg/L。凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面:
a.缩短设备的寿命　为了提高机组的循环效率,采用了回热循环,当含氧量较高的凝结水通过回热设备及其附属管道时,会对这些设备造成腐蚀。因为氧与金属可以形成原电池,使金属产生电化学腐蚀,使各辅助设备的使用寿命受到影响,降低了机组运行的可靠性。
　　b.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。
　　c.影响机组的真空　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。过多的空气漏入凝汽器,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。

2　影响凝结水溶氧的因素
由于凝汽器、空气系统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。归结起来有如下几个方面:
2.1　凝结水泵及阀门填料盘根
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,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。
2.2　附加流体排入凝汽器
排入凝汽器的附加流体大致有下列4种:补水(除盐水),凝结水再循环的来水(低负荷运行时),高加、低加的疏水,饱和蒸汽和过热蒸汽。这些附加流体排入凝汽器中,由于排入位置选择不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。特别是除盐水,只进行了化学处理,没有进行深度除氧,当补水量加大而喷淋装置又不完善时,更容易造成凝结水溶氧超标。

3　解决凝结水溶氧超标的方案
3.1　重视机组检修时的灌水找漏
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,因此应在机组每次大小修时,采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法进行负压系统的找漏。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。
3.2　增强凝汽器的除氧效果
凝汽器相当于一个真空式除氧器,除氧效果的好坏对凝结水溶氧有直接的影响。为了进一步改善凝结水的品质,在热水井内增装淋水除氧装置。具体措施是在热水井的上部距凝汽器底部500mm处垂直交叉加装了2层角钢,角钢间距30mm,层间距50mm,每层用角钢20根。凝结水击溅在角钢上,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氧。
3.3　加强参数调整
运行中加强参数的调整,特别是汽封压力必须调整至规程所规定的范围内,一般在0.01～0.04MPa之间,凝结水泵的盘根如果漏水大,会影响水泵的效率,如果滴水不漏,又将造成空气漏入泵内,使凝结水的溶氧增加,因此,凝结水泵的盘根应控制在轻微向外泄漏为宜。

4　治理效果
通过采取上述措施,机组的溶氧状况有了明显的改进,检修结束后,运行中统计:凝结水溶氧合格率在99以上,治理效果显著。