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1、#6机凝结水溶氧高的原因分析和采取的措施 1.凝结器热水井水位:运行中尽量保持机组负荷稳定，凝汽器补水量稳定，在不影响机组真空，不淹没凝汽器铜管的前提下，保持凝汽器高水位运行，现AGC投运，供热流量变化频繁，运行中无法保持稳定，运行人员采取通过保持机组负荷和凝汽器补水量稳定的工况下运行一段时间，通过检测和导电度表显示没有下降趋势，仍然超标。2.凝结水泵密封水：凝结水泵的密封水采用的是凝结水泵出口压力水，回水至凝结水泵的入口，并且凝结水泵设有空气管，接至凝汽器，如果因凝结水泵的安装原因造成盘根漏量大，密封水不足以密封住，将造成空气进入凝结水泵、凝结水泵入口或经空气管进入凝结器，都将造成凝结水溶解
2、氧的增大。针对这一情况，运行人员采用通过调整凝泵密封水量和倒换凝泵运行方式及要求检修对凝泵加盘根的措施，从运行的情况来看，凝结水溶氧没有下降，仍然超标。3.凝结器除盐水补水量:#6机组为抽汽机组，采用除盐水补入凝汽器内的补水方式。未经过除氧的除盐水从凝汽器喉部喷入凝汽器，除盐水量越大，带入凝汽器氧量越多，若凝汽器自身除氧效果越好，凝汽器补水喷入的雾化效果越好，凝汽器补水量大小对凝结水溶解氧影响也就越小。通过供热情况来看(6月份供热平均86.8T/h，本月至20日供热平均70.52T/h)，补水量显然是减少的，那么除盐水带入的氧量就比上月少，应该溶氧要比6月份要好，补水喷人的雾化效果好坏机组运行
3、时无法判断。4.鼓泡除氧装置对：#6机组装设有鼓泡除氧装置，现进入鼓泡除氧装置的汽源来自于轴封汽溢汽，原有的汽源都不投运。前几个月也不投运，凝结水溶氧都是合格的，在现阶段没有找到原因前是否可考虑投入鼓泡除氧汽源进行对除盐水和凝结水进行一次除氧，减少凝结水所携带的氧气量。5.负荷高低:在高负荷和低负荷阶段，凝结水溶解氧将会明显增大。分析原因为高负荷工况（145 MW左右）凝汽器负荷增大，除氧效率降低；低负荷工况（80 MW左右）真空较高，空气分压力相对增大，出现过冷，除氧效果差，从本月带负荷的情况来看，虽然AGC投运，最高负荷也没有超过135MW，最低也没有低于80MW，从运行的情况分析，近阶段
4、凝结水溶氧的升高和AGC无多大关系，因撤出AGC和稳定负荷试运也没有使溶氧有长时间的下降，偶然有短暂的下降。 6真空系统严密性：真空系统泄漏部位若在凝汽器下部（如靠近热井附近），由于流动方向不同和汽阻增大，使空气不宜抽出而直接溶于凝结水中，从而使凝结水溶解氧增大。另一方面，由于开停机过程中，调整管道疏水，可能引起真空系统截门盘根松动；其次疏水扩容器在开机热态暖管疏水时，存在较大的交变热应力，容易造成疏水扩容器焊口开裂，空气漏入使凝结水溶解氧增大；#1低加和汽封冷却器疏水经水封筒进入热井，若水封筒泄漏可能造成空气泄漏。运行人员对凝泵密封水作了多次调整和检修加了盘根，现看起来凝泵密封水基本正常，凝
5、泵进口滤网和凝汽器水位计也用多种方法进行了查漏，没有找到明显的漏点，关闭凝泵进口甲、乙滤网压差报警装置进口一次门，溶氧也没有任何变化，进行对凝汽器热井放水门堵板结合面垫更换(期间DCS画面导电度下降至0.46后又超限)，结合面重新覆保鲜膜，对甲乙凝泵进口门、甲乙侧凝泵进口滤网前后截门、热井放水门、凝汽器补水调门F1F2前后截门、法兰重新覆保鲜膜，盘根加牛油，溶氧期间有所下降后仍超限，又对右凝汽器补水调门重新覆保鲜膜和调高轴封加热器水位等措施，也没有使凝结水溶氧有所下降，从化水化验结果，凝结水钠离子和硬度正常，可排除有生水进入凝结水中，检查真空系统阀门的密封水总门全开，说明这些阀门密封水运行良好，除非密封水管堵，通过运行人员的共同查找，没有使溶氧下降，现仍然超标，现阶段没有查找的有轴封疏水和#1低加疏水至凝汽器的管段，特别是要检查U型管段，(因轴封管段在凝泵坑上中和低加疏水管有保温很难查找)。 2011-7-21.
