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分歧水平的泄漏,造成凝结水溶氧的升高。对凝结水溶氧影响年夜的是凝汽器和凝结水泵及其毗连系统的管阀。由于遍地的疏水和补水进进凝汽器,没有进行深度的除氧,加上负压系统氧气的漏进,使得凝结水的溶氧增加;其次凝结水泵不管运行与否,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进,使凝结水的溶氧增年夜;同时负压系统各截阀盘根泄漏也是凝结水溶氧不及格的重要身分。
1　凝结水溶氧超标对发机电组的风险
　　凭据电力技术监视的划定要求,超高压(12.2～15.6MPa)发机电组,凝结水溶氧含≤40μg/L。凝结水含氧过年夜对机组酿成的风险主要有以下几方面:
a.缩短装备的寿命　为了提高机组的轮回效率,采用了回热轮回,当含氧较高的凝结水经由过程回热装备及其附属管道时,会对这些装备造成侵蚀。由于氧与金属可以形成原电池,使金属发生电化学侵蚀,使各辅助装备的使用寿命遭到影响,下降了机组运行的靠得住性。
　　b.下降回热装备的换热效率　在汽轮机的回热系统中,采用的是概况式换热器,装备的侵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,会使换热面上形成一层薄膜,均使换热热阻增年夜,下降轮回的热效率。
　　c.影响机组的真空　为了保证机组的稳定经济运行,凝汽器必需处于高度的真空状态。过的空气漏进凝汽器,会造成真空下降,一方面会影响机组的经济性,严重时将下降机组的出力;另外一方面,也使得抽气系统的抽气负荷增加,增加了厂用电。

2　影响凝结水溶氧的身分
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,系统中的每一个不周密处都有可能漏进空气而影响凝结水的溶氧含。回结起来有以下几个方面:
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酷,空气漏进泵内使得凝结水的含氧增加,凝结水溶氧超标。
凝结水泵进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实时更换时,空气漏进系统,造成凝结水溶氧超标。
2.2　附加流体排进凝汽器
排进凝汽器的附加流体年夜致有下列4种:补水(除盐水),凝结水再轮回的来水(低负荷运行时),高加、低加的疏水,饱和蒸汽和过热蒸汽。这些附加流体排进凝汽器中,由于排进位置选择不妥、参数不妥,会造成凝结水溶氧超标。出格是除盐水,只进行了化学处置,没有进行深度除氧,当补水加年夜而喷淋装配又不完善时,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,遍地泄漏点不容易检查发现,是以应在机组每次年夜小修时,接纳向凝汽器汽侧灌注除盐水的方式进行负压系统的找漏。除盐水水面灌至末级叶片100mm处,真空系统布满水后,哄骗水的静压,可较容易地找到泄漏点,并对找到的泄漏点进行完全的消除。
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,除氧效果的黑白对凝结水溶氧有直接的影响。为了进一步改善凝结水的品,在热水井内增装淋水除氧装配。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,充实涣散,增加了水流的概况积,提高了凝汽器的除氧效果,从而削减了凝结水的溶氧。
3.3　增强参数调整
运行中增强参数的调整,出格是汽封压力必需调整至规程所划定的范围内,一般在0.01～0.04MPa之间,凝结水泵的盘根若是漏水年夜,会影响水泵的效率,若是点水不漏,又将造成空气漏进泵内,使凝结水的溶氧增加,是以,凝结水泵的盘根应控制在轻细向外泄漏为好。

4　治理效果
经由过程接纳上述措施,机组的溶氧状态有了较着的改良,检修竣事后,运行中统计:凝结水溶氧及格率在99以上,治理效果显著。