2024年6月6日发(作者：牵醉芙)
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《宁夏电力）２００６年增刊
凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
沈月红
（宁夏大坝发电有限责任公司，青铜峡市７５１６０７）
摘要： 针对大坝发电有限公司．４机汽轮发电机组凝结水溶氧值超标的原因进行分析，提出了治理方案及
措施，实施后解决Ｔ＇４机汽轮发电机组凝结水溶氧值超标的问题。
关键词：凝结水泵；溶氧值；超标
中图分类号：ＴＫ２６４．１２ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１６７２－３６４３（２００６）ｚｋ－０１６４－０３
Ｃａｕｓｅ ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｏｆ ｏｖｅｒｐｒｏｏｆ ｄｉｓｓｏｌｖｅｄ ｏｘｙｇｅｎ ｃｏｎｔｅｎｔ ｆｏｒ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ
ＳＨＥＮ Ｙｕｅ－ｈｏｎｇ
（Ｎｉｎｇｘｉａ Ｄａｂａ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｑｉｎｇｔｏｎｇｘｉａ ７５ １６０７，Ｃｈｉｎａ）
１前言
宁夏大坝发电有限公司现装机容量为４ｘ３００ＭＷ，采用
的真空状态。过多的空气漏人凝汽器，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。
单机单炉的单元制系统，｜３、．４机组每台机设置２台凝结水
泵，１台凝结水泵运行，１台凝结水泵备用。凝结水溶解氧含
量的多少，直接影响着机组的经济性以及机组的安全、稳定
运行和使用寿命。
大坝发电有限责任公司．４机凝结水溶氧量，在２００３
年１Ｏ月～１２月期间存在严重超标现象，表１列出了３个月
３．４机凝结水溶解氧量运行状态
２凝结水溶氧值超标对发电机组的危害
２．１缩短设备的寿命
的基本情况，其平均溶氧值达到了６７．６１ｐ￣ｇ／Ｌ，严重超出了
设计指标（设计值小于３Ｏ№皿）。通过对表１的数值进行对
比分析， 机在３个月运行中只有６天的时问溶氧值降到
过３０ｕｇ／Ｌ以下，到达合格，其它时间均不合格。
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
４造成凝结水溶解氧量超标的原因分析
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人，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人，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
氧值不合格的重要因素，根据情况分析造成凝结水溶解氧
量超标的主要原因有：
运行的可靠性。
２．２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。
２．３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
收稿日期：２００６－０３－２０
作者简介：沈月红（１９７４一），女，助理工程师，从事发电厂汽轮机运行工作。
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《宁夏电力）２ｏｏ６年增刊 凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
续表ｌ
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＜宁夏电力）２ｏｏ６年增刊
４．１法兰漏空气
凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
凝结水系统负压管系应尽量减少法兰、接头、阀门等漏
点，确保真空严密性。打压实验５ｍｉｎ后压力缓慢下降，以见
不到明显水滴为合格。进行灌水打压实验检查发现，由于加
工精度和安装精度低、工作位置狭小而无法彻底紧固法兰，
凝结泵简体和入１３：短节之间法兰存在泄漏，共打压３次，均
在１５ｓ￣２０ｓ内开始渗漏。
４．２消气管座有砂眼
凝结水系统负压管道完好，不得有砂眼、裂纹等漏点，
确保真空严密性。打压实验５ｍｉｎ后压力缓慢下降，且见不
到明显水滴为合格，进行灌水打压实验检查发现，由于铸铁
材质缺陷，消气管座弯头有多处砂眼泄漏共打压３次，均在
１５ｓ一２０，内开始渗漏，清点明显渗漏的砂眼共计４７处。
４．３抽气阀门故障
图Ｉ泵体法兰焊接
阀门开关到位，动作灵活，密封严密，门杆处不漏空气，
解体检查发现抽气门门头由于长期运行冲刷，已经脱落，不
能正常开启致使消气管失去作用。
４．４消气管位置不合理
图２抽气阀门
消气管应位于水泵吸入侧的最高位置，查阅９ＬＤＴＮＡ－－４
凝结泵使用说明书并电话咨询厂家，凝结泵消气管应设置
在水泵入口负压管系的最高处，以便将泵内的气体全部抽
出，而发电公司 、．４机组凝结泵在建设安装时忽略了这
点，将消气管安装在了入口管上，这样就有一部分漏入的空
气始终无法抽吸出去。
图３消气管位置改造前后
５技术改造方案及实施
（１）针对法兰漏空气，对不影响泵体拆装的法兰进行
焊接（图１），消除入口负压管系泄漏，拆卸入口滤网管道后，
到原厂设计位置，将泵内的空气全部抽吸至凝汽器，将
原消气管道直接连接到泵座消气管，入口管道上的孔洞
封堵焊接。
由管道内部进行焊接，保证了焊接质量，不影响泵组外观。
（２）针对消气管座有砂眼，用环氧树脂包裹涂抹，消除
泵体管座泄漏，对消气管座进行打磨抛光后，用环氧树脂涂
６结束语
经过技术改造后，．４机再未发生溶氧超标现象，由原来
的６７．６１ ｇ／Ｌ降为现在的日均５．１５ ｇ／Ｌ，取得了明显的效
果。治理后凝结泵再未发生过因漏空气过多而引起的出
搬待干燥后进行二次涂抹。
（３）针对抽气阀门故障（图２），检修抽气阀门，抽气门
开关灵活，动作可靠，密封严密，更换新阀门并解体检查，对
门头进行吃线检查，更换新填料。
（４）针对消气管位置不合理（图３），将消气管恢复
（上接第１４５页）
提高了系统的稳定性和自动化水平，有较强的适应性，可以应
用到大多数设备的电机控制中去。
参考文献：
力下降和跳泵现象。彻底降低了．４机的溶氧对设备的氧腐
蚀，提高了化学水处理的经济性，保证了设备和机组的安全
稳定运行。
水电出版社，２００２．Ｉ．
［２］陆安定编著．电动机节能改造使用手册．上海科学技术出版
社。１９８９．
［３］崔亚军编著．可编程控制器原理及程序设计。１９９４．
［４］朱东起主编．中央广播电视大学出版社，１９９５．
［Ｉ］黄操军，陈润恩，王桂英主编．变流技术基础及应用．中国水利
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凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
沈月红
（宁夏大坝发电有限责任公司，青铜峡市７５１６０７）
摘要： 针对大坝发电有限公司．４机汽轮发电机组凝结水溶氧值超标的原因进行分析，提出了治理方案及
措施，实施后解决Ｔ＇４机汽轮发电机组凝结水溶氧值超标的问题。
关键词：凝结水泵；溶氧值；超标
中图分类号：ＴＫ２６４．１２ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１６７２－３６４３（２００６）ｚｋ－０１６４－０３
Ｃａｕｓｅ ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｏｆ ｏｖｅｒｐｒｏｏｆ ｄｉｓｓｏｌｖｅｄ ｏｘｙｇｅｎ ｃｏｎｔｅｎｔ ｆｏｒ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ
ＳＨＥＮ Ｙｕｅ－ｈｏｎｇ
（Ｎｉｎｇｘｉａ Ｄａｂａ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｑｉｎｇｔｏｎｇｘｉａ ７５ １６０７，Ｃｈｉｎａ）
１前言
宁夏大坝发电有限公司现装机容量为４ｘ３００ＭＷ，采用
的真空状态。过多的空气漏人凝汽器，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。
单机单炉的单元制系统，｜３、．４机组每台机设置２台凝结水
泵，１台凝结水泵运行，１台凝结水泵备用。凝结水溶解氧含
量的多少，直接影响着机组的经济性以及机组的安全、稳定
运行和使用寿命。
大坝发电有限责任公司．４机凝结水溶氧量，在２００３
年１Ｏ月～１２月期间存在严重超标现象，表１列出了３个月
３．４机凝结水溶解氧量运行状态
２凝结水溶氧值超标对发电机组的危害
２．１缩短设备的寿命
的基本情况，其平均溶氧值达到了６７．６１ｐ￣ｇ／Ｌ，严重超出了
设计指标（设计值小于３Ｏ№皿）。通过对表１的数值进行对
比分析， 机在３个月运行中只有６天的时问溶氧值降到
过３０ｕｇ／Ｌ以下，到达合格，其它时间均不合格。
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
４造成凝结水溶解氧量超标的原因分析
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人，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人，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
氧值不合格的重要因素，根据情况分析造成凝结水溶解氧
量超标的主要原因有：
运行的可靠性。
２．２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。
２．３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
收稿日期：２００６－０３－２０
作者简介：沈月红（１９７４一），女，助理工程师，从事发电厂汽轮机运行工作。
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《宁夏电力）２ｏｏ６年增刊 凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
续表ｌ
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＜宁夏电力）２ｏｏ６年增刊
４．１法兰漏空气
凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
凝结水系统负压管系应尽量减少法兰、接头、阀门等漏
点，确保真空严密性。打压实验５ｍｉｎ后压力缓慢下降，以见
不到明显水滴为合格。进行灌水打压实验检查发现，由于加
工精度和安装精度低、工作位置狭小而无法彻底紧固法兰，
凝结泵简体和入１３：短节之间法兰存在泄漏，共打压３次，均
在１５ｓ￣２０ｓ内开始渗漏。
４．２消气管座有砂眼
凝结水系统负压管道完好，不得有砂眼、裂纹等漏点，
确保真空严密性。打压实验５ｍｉｎ后压力缓慢下降，且见不
到明显水滴为合格，进行灌水打压实验检查发现，由于铸铁
材质缺陷，消气管座弯头有多处砂眼泄漏共打压３次，均在
１５ｓ一２０，内开始渗漏，清点明显渗漏的砂眼共计４７处。
４．３抽气阀门故障
图Ｉ泵体法兰焊接
阀门开关到位，动作灵活，密封严密，门杆处不漏空气，
解体检查发现抽气门门头由于长期运行冲刷，已经脱落，不
能正常开启致使消气管失去作用。
４．４消气管位置不合理
图２抽气阀门
消气管应位于水泵吸入侧的最高位置，查阅９ＬＤＴＮＡ－－４
凝结泵使用说明书并电话咨询厂家，凝结泵消气管应设置
在水泵入口负压管系的最高处，以便将泵内的气体全部抽
出，而发电公司 、．４机组凝结泵在建设安装时忽略了这
点，将消气管安装在了入口管上，这样就有一部分漏入的空
气始终无法抽吸出去。
图３消气管位置改造前后
５技术改造方案及实施
（１）针对法兰漏空气，对不影响泵体拆装的法兰进行
焊接（图１），消除入口负压管系泄漏，拆卸入口滤网管道后，
到原厂设计位置，将泵内的空气全部抽吸至凝汽器，将
原消气管道直接连接到泵座消气管，入口管道上的孔洞
封堵焊接。
由管道内部进行焊接，保证了焊接质量，不影响泵组外观。
（２）针对消气管座有砂眼，用环氧树脂包裹涂抹，消除
泵体管座泄漏，对消气管座进行打磨抛光后，用环氧树脂涂
６结束语
经过技术改造后，．４机再未发生溶氧超标现象，由原来
的６７．６１ ｇ／Ｌ降为现在的日均５．１５ ｇ／Ｌ，取得了明显的效
果。治理后凝结泵再未发生过因漏空气过多而引起的出
搬待干燥后进行二次涂抹。
（３）针对抽气阀门故障（图２），检修抽气阀门，抽气门
开关灵活，动作可靠，密封严密，更换新阀门并解体检查，对
门头进行吃线检查，更换新填料。
（４）针对消气管位置不合理（图３），将消气管恢复
（上接第１４５页）
提高了系统的稳定性和自动化水平，有较强的适应性，可以应
用到大多数设备的电机控制中去。
参考文献：
力下降和跳泵现象。彻底降低了．４机的溶氧对设备的氧腐
蚀，提高了化学水处理的经济性，保证了设备和机组的安全
稳定运行。
水电出版社，２００２．Ｉ．
［２］陆安定编著．电动机节能改造使用手册．上海科学技术出版
社。１９８９．
［３］崔亚军编著．可编程控制器原理及程序设计。１９９４．
［４］朱东起主编．中央广播电视大学出版社，１９９５．
［Ｉ］黄操军，陈润恩，王桂英主编．变流技术基础及应用．中国水利
・
１６６・