1、机组凝结水溶氧超标的原因分析

1.1 机组负压系统设备缺陷对凝结水溶氧的影响

1.1.1 由于各种疏水的参数(压力、温度)不同，产生的交变应力，使机本体疏水扩容 器焊缝开焊，从而影响凝结水溶氧。

1.1.2 汽轮机轴封漏汽影响凝结水溶氧。

1.1.3 机组负压系统、设备阀门缺陷影响凝结水的溶氧。

1.1.4 机组凝结水泵泵体裂纹、盘根、水封等影响凝结水溶氧。

1.1.5 射水抽气系统工作不正常，造成凝结水系统空气量增加。

2.2 机组负压系统相关部件对凝结水溶氧有影响

2.2.1 机组高压加热器启动、停运后，疏水之凝结器的总门应关闭。

2.2.2 机组正常运行时，应关闭凝结水再循环门，凝结器、除氧器水位自动调节装置 应投入。

2.2.3 汽轮机凝结器热水井水位计、化学取样门漏汽等因素也对凝结水溶氧有影响。

2.3 凝结器补水对凝结水溶氧的影响

机组在正常运行时， 除盐水是通过凝结器喉部喷淋管补至热水井。 一般情况下除盐水 溶氧为 6～8 mg/L;温度为 20～30℃。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。

2.4 凝结器热水井水位对凝结水溶氧的影响

当机组凝结器热水井水位在 200～600 mm，即涡流系数 Q 值在 0.56～2.50 之间时， 凝结水溶氧合格。

Q=h/Dg

式中 h—凝结器热水井水位，mm;

Dg—凝结器热水井出口管径，mm;

Q——涡流系数。

若 Q<0.56，凝结水在凝结器热水井中产生涡流而夹带气体，而影响凝结水溶氧;

若 Q>2.50，凝结水会淹没凝结器热水井除氧溅水角铁，甚至淹没凝结器铜管，使凝结水过冷度增大，而影响凝结水溶氧(见表 2)。

表 2-1 #2 机组凝结器热水井水位与凝结水溶氧的关系

注：机组负荷 110 MW。