凝结水溶氧超标分析及处理
60"04
凝结泵入口门。&’’454&，4 号机转甲凝溶氧
不合格， 乙凝运行时合格， 凝结器水位正常， 在乙凝 入口门压兰处用黄油涂堵后合格。
60"0& 60"0"
凝结泵。 &’’’5’6， " 号机组大修后灌水找漏 凝结泵入口管及法兰。 &’’’5’,， , 号机溶氧
应用情况： 为包头一电厂、 包头二电厂、 丰泰发电有限公司、 海勃湾电厂做了启机试验， 缩短了启机时间； 查明海电 6 号机循 环泵因 @AB 切换时间长而跳闸的原因； 分析了丰泰发电有限公司 给水泵启动过程对母 线 电 压 产 生 的 影 响 ；调 查 和 分 析 了 ,’’ 8C 丰沙线继电保护误动原因。
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原因分析及处理
原因分析 经分析， 造成上述情况的主要原因： 设备老化，
材料腐蚀， 电化学腐蚀产物加快电化学腐蚀； 运行方 式调整不当； 检修工艺粗糙、 质量差； 检修人员技术 不高， 分析能力不强等-溶氧超标后不能及时处理好。
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找漏 由于泄漏空气量小， 且泄漏于水侧， 不会影响真
空， 如 " 号机组满负荷运行时， 凝结水流量为 ),)""
;收稿日期 < >77>D79D78 ;改回日期 < >77>D88D>7
行。 如金属表面的均匀腐蚀及溃疡点腐蚀， 虽不致立 即使运行机组发生故障， 但会使热力设备提前报废， 缩短使用年限； 同时， 给水系统腐蚀产物带入锅炉， 还会污染炉水， 影响锅炉安全运行。 主蒸汽含氧大可 加快汽轮机设备的腐蚀及凝结器铜管的换热效率， 增加了排汽焓， 减小焓降和输出功率。 为使机组出力 满足电力系统要求，只有增大主蒸汽进汽量和循环 水量（ 厂用电增加， 汽耗、 煤耗增加） ， 机组经济性下 降。 因此， 凝结水溶氧超标发生后， 应及时处理， 尽快 使凝结水溶氧 合 格 （ ， 保证汽轮机组 F7 !5 G H 以 下 ） 安全运行。
表(
项目 化验次数 最大 最小 平均 合格率
()))/)+ 溶氧统计
凝结水溶解氧
结水溶氧仍超标，通过检查发现如下位置发生漏空
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气， 造成凝结水溶氧超标。 （ 密 %）% 号 机 乙 凝 结 泵 入 口 门 填 料 腐 蚀 损 耗 ， 封效果不好， 顺门杆从压兰处向系统内漏空气； （ 运 (）’ 号 机 凝 结 泵 泵 体 上 盖 负 压 侧 有 砂 眼 ， 行时向系统内漏空气； （ ’）’ 号机凝结泵入口压力表锁母漏； （ !）# 号机乙凝结泵密封水向树脂瓦提供润滑 剂的凝结水门， 当甲凝运行时密封水不足吸入甲凝， 乙凝检查门处形成负压， 检查门不严空气进入水侧； （ 泵体上下结合 "）" 号 机 甲 凝 结 泵 填 料 室 处 ， 面垫料破损， 形成漏空气间隙； （ *）" 号机甲凝入口门后法兰垫料多年腐蚀破 损， 向系统漏空气； （ 乙凝结泵轴套压紧锁母松动， 密 #）" 号机甲、 封垫损坏， 空气沿轴和轴套缝隙吸入系统； （ 密封水供给压 $）’ 号 机 密 封 水 管 结 垢 堵 塞 ， 力低， 填料磨损后空气吸入系统等； （ +）% 号机汽侧放水门前管焊口裂， " 号机热水 井下水管焊口有毛细裂纹。 包头二电厂近年来发生凝结水溶氧超标泄漏位 置基本上在凝结泵出入口门之间。
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注： ’ 号、 " 号机组溶氧指标均不合格， " 号机不合格情况自 ! 月持 续到 + 月。
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内蒙古电力技术
&’’" 年第 &4 卷第 4 期
!" # $%&’’ ( # )*+ 溶氧为 ,’ !- # .+ 凝 结 水 中 含 氧 量 ! /
可见， 泄漏 &01234’ - # $+ 漏入空气量 " /’0’4 !! # $，
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台即合格。 &’’45 ’1 ， 蒙电 , 号机小修， 通过解体甲 乙凝结泵， 检查发现轴套锁紧锁母与泵轴未锁紧， 之 间密封垫损坏存在泄漏， 经处理启动后溶氧合格。
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注： %、 ’、 " 号机组接连发生溶氧不合格， " 号机自 " 月中旬至 # 月 大修后仍不合格（ 启动后第 ! 天合格） 。
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())% 年二电厂 %&" 号机组凝结水溶氧超标 统计（ 超过 ! 4 以上）
60"0:
热水井及下水管。&’’&5’, 中旬， , 号机凝结
水溶氧超标未查到原因+怀疑下水管漏。 检 : 月大修， 查到热井人孔法兰密封垫损坏+ 并更换。大修启动后 仍不合格 + 分段对下水管淋浇水 + 以隔离空气漏入系 统 + 并同步化验 + 最终找到漏点， 为焊口的毛细裂纹。 该漏点极小 +泄漏位置在其他管道下+ 因微漏， 其他方 法几乎找不到。
・简讯・
;<=54 型波形记录分析仪开发成功
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处理 处理一般漏点， 需退备 4 台凝结泵， 单泵对单机
内 蒙 古 电 力 科 学 研 究 院 系 统 所 开 发 研 制 的 ;<=54 型 波 形 记 录分析仪， 是新一代的数据采集、 分析专用设备， 具有强大的工作 性能和灵活的编程方式。 接线 性能特点： 使 用 ;<=54 型 波 形 记 录 分 析 仪 做 启 机 试 验 ， 简单， 试验数据精确， 自动进行记录分析， 安全性可靠性高； 具有
,
结束语
汽轮机组运行中， 凝结水溶氧超标， 存在很大危
害， 影响汽轮机组安全经济运行， 增加煤耗， 对全厂 经济运行不利， 因此， 在汽轮机运行中应加强监控， 发现问题及时处理。 编辑： 郭昆
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发生位置 凝结泵 热井至入口门 入口门至凝结泵 原因不详
项目 发生次数 持续时间
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" %% 周 %、 (、 " 号机
( %周 ! 号机
发生机组 % 、 ’、 " 号机
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发生位置的确定
经分析发现， 凝结水溶氧的特点为： 发生位置比
较集中， 漏泄空气位置一般发生在凝结水真空区， 自 凝结器水侧至凝结泵出口前，加热器疏水至凝结器 也可能泄漏入空气， 即凝结器热水井、 下水管、 凝结 泵入口门、 入口门至凝结泵管段、 凝结泵负压区等， 如图 % 所示。 自 ())) 年 至 今 ， 因发生 " 号机组凝结水系统， 溶氧超标凝结泵缺陷 $ 次，入口门及入口门后缺陷 下水管及热水井缺陷 ! 次。该系统中自凝结器 ( 次， 水侧起至凝结泵出口， 该环节在运行设备中介质（ 即 凝结水） 低于大气压运行， 是凝结水溶氧超标最主要 发生区。 凝结水溶氧超标发生后，检修处理首先是对凝 结泵加盘根填料及检查水封环位置和密封水是否畅 通， 入口门填料密封有无问题， 但经常规处理后， 凝
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内蒙古电力技术
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机、 ! 号机、 " 号机、 # 号机先后发生凝结水溶氧超标 情况， 尤其是 " 号 机 组 共 发 生 $ 次 ， 溶氧超标长达 数月。详情见表 %&表 ’。
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项目 化验次数 最大 最小 平均 合格率
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凝结水溶解氧
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>77: 年第 >8 卷第 8 期
凝结水溶氧超标分析及处理
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李宏雄
点面积为毛细针孔。 因此， 真空系统水侧一旦出现微 小泄漏极易发生凝结水溶氧超标。 现场找漏方法： （ 4）机组停运后+真空系统灌水找漏。 （ &）机组运行中主要用蜡烛火苗受空气流动的 波动， 向系统内吸来检查（ 氢气设备区严禁使用此方 法） 。 （ 但由于现场环 "）也可用超声波测漏仪查找， 境存在超声波干扰多， 微漏查找很困难， 误差很大。 （ 现场找漏， 打水压方法比较可 6）实 践 总 结 ， 行， 即关闭凝结泵出入口门、 空气门、 密封水门， 解开 入口压力表， 从锁母处打压， 打开放空气堵见水后拧 紧， 用出口压力表监视， 压 力 为 47, 8- # 9!&+ 可 查 出 漏泄点； 另外可利用密封水压力充压。 （ 现 ,）对于凝结器热井及下水管段区域泄漏， 场用隔离空气法，即分段用凝结水淋浇凝结水下水 管， 阻止空气向真空系统泄漏， 并同步化验凝结水溶 氧量， 确定泄漏区。
凝水溶氧高分析及处理
凝结水溶氧超标分析凝结水溶氧是电厂化学监督的主要指标之一。
机组正常运行中，排汽装置在正常真空状态下，凝结水溶氧应该是合格的，由于机组真空负压系统存在泄漏、补水系统及疏水回收系统设计等多方面原因，我公司一直存在#1、#2机组凝结水溶氧合格率均低于96%，凝结水溶氧长期超标的问题。
一、凝结水含氧量过大对机组造成的危害凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面：1、缩短机组的寿命凝结水溶氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及热力系统铁垢的产生。
凝结水溶氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
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。
3、影响机组的真空度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。
过多的空气漏入排汽装置,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。
因此，分析凝结水溶氧高的各方面因素，并能及时地查找消除对发电机组的安全稳定运行显得尤为重要。
二、影响凝结水溶氧的因素分析影响凝结水溶氧的因素很多，为避免设备的腐蚀，保障机组运行的安全稳定，对凝结水溶氧超标主要原因分析如下：1、运行方面的原因：1.1空冷岛凝结水过冷度大凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。
凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。
因此，若凝结水出现过冷度，则其含氧量必然增加。
大量试验表明，凝结水过冷度高达5度以上时，对凝结水溶氧的影响便比较明显。
电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读
电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读电厂凝结水溶解氧超标是因为溶解氧含量超过了水质标准限值的情况。
溶解氧是指水体中溶解在其中的氧气分子的含量。
水体中的溶解氧含量对于水生生物的生存和发展至关重要，也是衡量水体富氧程度的重要指标。
但是，当电厂凝结水中的溶解氧超过标准限值时，会对水环境造成一定的危害。
导致电厂凝结水溶解氧超标的原因主要有以下几点：1.水源污染：如果电厂的水源受到了污染物的影响，比如有机物、废水中的氨氮等，都可能导致水中氧气的消耗增加，使溶解氧含量下降。
2.高温冷却：电厂发电时，会使用大量的冷却水进行散热，冷却水在与热源接触后会升温，这会导致水中溶解氧含量降低。
此外，高温环境也会加速水体中溶解氧的消耗。
3.搅拌不足：在电厂凝结水的贮存和调配过程中，如果搅拌不足，会导致水中溶解氧的分布不均匀，部分区域的氧气含量下降，溶解氧超标。
针对电厂凝结水溶解氧超标的问题，我们可以采取以下改进措施：1.水源保护：加强对电厂水源的保护和管理，严格控制周边区域的排污，减少污染物的输入，保证水质的良好状态。
2.冷却系统优化：对电厂的冷却系统进行优化改造，提高冷却效率，减少冷却水的使用量，从而减少水中溶解氧的消耗。
3.增加搅拌装置：在凝结水贮存和调配设施中增加搅拌设备，保证水体中溶解氧的均匀分布，避免局部区域氧气含量过低导致溶解氧超标。
4.氧气供给：在电厂凝结水处理过程中，可以适当增加氧气供给的方式，通过注氧等措施增加水体中溶解氧的含量。
5.监测和管理：建立完善的电厂凝结水溶解氧监测体系，定期监测凝结水中溶解氧的含量，并及时采取相应的管理措施进行调整和改进。
通过以上的改进措施，可以有效地减少电厂凝结水中溶解氧超标的问题，保护水环境的健康和稳定。
同时，也需要加强对电厂凝结水处理过程的监督和管理，确保凝结水的溶解氧含量始终符合水质标准的要求。
凝结水溶氧超标原因分析及治理对策陈占鹏
凝结水溶氧超标原因分析及治理对策陈占鹏发布时间：2023-06-01T10:12:13.633Z 来源：《当代电力文化》2023年6期作者：陈占鹏[导读] 本文重点分析了火力发电厂凝结水溶氧超标的常见原因，并论述了凝结水溶氧超标的危害，并针对机组实际运行中溶氧超标的案例，通过分析提出了处理方案，对类似机组凝结水溶氧超标的问题提供了可以借鉴的方法。
河北大唐国际唐山热电有限责任公司河北唐山 063000摘要：本文重点分析了火力发电厂凝结水溶氧超标的常见原因，并论述了凝结水溶氧超标的危害，并针对机组实际运行中溶氧超标的案例，通过分析提出了处理方案，对类似机组凝结水溶氧超标的问题提供了可以借鉴的方法。
关键词：凝结水溶氧；危害；措施1 前言火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。
一旦凝结水溶氧量较高，并且进入热力系统及相关管道后，水中溶解的氧会与金属部件表面形成原电池效应，导致金属部件产生电化学腐蚀，长期的腐蚀作用会导致设备寿命大大降低，并影响其安全可靠运行，甚至会导致锅炉受热面爆管事故的发生。
同时，汽机回热系统中的热交换设备都是表面式换热器，长期与含氧量较高的凝结水接触，换热管及相应管道的腐蚀产物会逐渐在换热器表面聚集，长此以往，换热器的表面会形成一层腐蚀物薄膜，增加了热阻，降低了换热效率。
此外，为保证汽轮机组的安全、经济运行，要求凝汽器必须处于高度真空的工作状态。
凝结水含氧量过高导致过多的空气漏入凝汽器，会降低机组真空度，影响机组的经济性，严重时还会降低机组的出力，同时增加抽汽系统的负荷，造成过多的能量耗损。
根据电力行业技术监督有关规定，亚临界汽轮发电机组凝结水溶氧量应小于或等于30 ug/L。
2 凝结水溶氧超标的原因（1）凝汽器负压系统严密性对凝结水溶氧的影响。
机组真空严密性差，泄漏率不合格会直接导致凝结水溶氧偏高。
机组真空系统严密性不合格，漏入凝汽器汽侧的空气量增加，增加了凝汽器真空除氧的负担，汽轮机的排汽不能彻底除氧，造成凝结水溶氧超标。
凝结水溶解氧超标原因分析及改进
凝结水溶解氧超标原因分析及改进凝结水是指在冷却过程中由于水蒸气凝结成水的过程中形成的水。
在许多工业过程中，凝结水被用作冷却剂，以吸收和排除热量，以保持设备温度的正常工作条件。
然而，有时候凝结水中的氧含量会超过标准限制。
本文将分析凝结水溶解氧超标的原因，并提出改进措施。
2.温度和压力：溶解氧的溶解度与温度和压力密切相关。
在较高温度下，溶解氧的溶解度会降低，而在较低温度下，溶解度会增加。
当冷却系统温度较高时，溶解氧容易超标。
3.冷却系统的设计和操作：冷却系统的设计和操作不当也是导致溶解氧超标的一个重要原因。
例如，冷却器中的水流速度过快和水流方向不合理可能引起氧气的混合，导致溶解氧超标。
为了改善产生凝结水溶解氧超标的问题，可以采取以下改进措施：1.检查进水质量：确保进水中的溶解氧含量符合要求。
若进水中含有过多的溶解氧，在加入冷却系统之前进行氧气去除处理，例如采用降解剂或空气分离器，以减少氧气进入凝结水中的几率。
2.检查冷却系统泄漏：定期检查和维护冷却系统，确保没有泄漏现象。
特别是在管道系统中，应定期检查和修复泄漏问题，以减少空气进入凝结水的机会。
3.温度和压力控制：合理控制冷却系统的温度和压力，使其在安全范围内运行。
尽量避免过高或过低的温度和压力，以减少溶解氧超标的风险。
4.冷却系统的设计和操作：重新设计和调整冷却系统，以优化水的流速和方向。
合理选择冷却器和其他设备，以最大限度地减少氧气的混入。
此外，定期检查和清洗冷却系统，确保其正常运行。
综上所述，凝结水溶解氧超标可能是由于进水中的溶解氧过多、空气和管道泄露、高温和压力以及冷却系统设计和操作不当等因素所致。
通过检查进水质量、修复冷却系统泄漏、合理控制温度和压力以及优化冷却系统的设计和操作，可以有效降低凝结水溶解氧超标的风险。
汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策
汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策汽轮机的凝结水是通过冷凝器中冷却汽流产生的，其中溶解氧是一种非常重要的指标。
高溶解氧量会导致腐蚀和氧化问题，进而影响汽轮机的正常运行。
现在我们来分析一下导致汽轮机凝结水溶解氧量高的原因，并提出相应的对策。
导致汽轮机凝结水溶解氧量高的原因：1.空气泄漏：在汽轮机冷凝器中，如果存在空气泄漏，会导致空气进入凝结水中，增加溶解氧的含量。
2.进水中的氧气：如果进水中含有溶解的氧气，会在冷凝过程中进入凝结水中。
3.电离和分解反应：一些离子或有机物在凝结水中可能发生电离和分解反应，进而造成新的溶解氧。
对策：1.加强设备维修和检查：定期检查和维修冷凝器、凝结水处理系统和其他关键设备，确保密封和接口完好，减少空气泄漏的几率。
2.定期检测进水中的氧气含量：定期监测进水中的氧气含量，根据检测结果采取相应的措施，如增加进水预处理，预先去除部分溶解氧，减少其进入凝结水中。
3.优化水处理系统：使用更先进的水处理技术，如气体移除系统、溶解氧移除系统等，可以有效降低凝结水中的溶解氧含量。
4.控制凝结水的pH值：凝结水的pH值对溶解氧的含量有一定影响。
适当调整凝结水的pH值可以减少溶解氧的含量。
5.添加氧化剂：可以在凝结水中添加适量的氧化剂，如次氯酸钠等，来与溶解氧发生反应，减少溶解氧的含量。
6.增加气体移除设备：可以在汽轮机凝结水系统中增加气体移除设备，如空气放气器、真空泵等，帮助去除凝结水中的气体，包括溶解氧。
7.增加保护层：在凝结水中形成一层保护膜，可以减少氧与金属的接触，减缓金属的腐蚀和氧化。
总结起来，汽轮机凝结水溶解氧量高主要是由于空气泄漏、进水中的氧气和电离分解反应等原因导致的。
通过加强设备维修、检测进水中的溶解氧含量、优化水处理系统、控制凝结水的pH值、添加氧化剂、增加气体移除设备和增加保护层等对策，可以有效降低凝结水中的溶解氧含量，保证汽轮机的正常运行。
凝结水溶氧超标的原因及处理
凝结水溶氧超标的原因及处理凝结水溶氧超标是指在生产或工业过程中，凝结水中溶氧的含量超过了正常范围。
正常情况下，水中的溶氧含量应维持在合适的范围内，以保持水体的稳定性和生态平衡。
当溶氧超过正常范围时，会造成许多问题，如影响水体生态系统的平衡、水质恶化以及对水中生物的影响等。
造成凝结水溶氧超标的原因有多种，下面将会列举一些常见的原因，并介绍相应的处理方法。
1.过多的有机物负荷：有机物负荷的增加会促使微生物代谢，从而增加了溶解氧的需求。
若溶解氧供应不足，可能导致溶氧超标。
处理方法：控制有机物负荷，优化生产过程，提高废水处理设施的效率，降低废水中的有机物负荷。
2.冲洗废水回用：在一些工业过程中，废水经过处理后被回用，但这些回用水可能含有较高的溶解氧。
当冲洗过程中使用了大量的回用水时，会造成凝结水中溶解氧超标。
处理方法：减少回用水的使用量，增加新水的补给，以平衡溶解氧的含量。
3.水力脉动：水力脉动是指水流的压力和速度的突变，造成氧气与水体接触面积增大，从而溶解氧含量升高。
特别是在管道改造、冲洗和清洗等过程中，会造成水力脉动，导致凝结水中溶解氧超标。
处理方法：改进水力系统设计，减少管道对水流的压力和速度的突变，降低溶解氧的含量。
4.厌氧条件：在一些贮存容器或池塘中，因为水体密闭、溶解氧生成较少，导致水中溶解氧含量降低，甚至达到超标。
处理方法：增加水体曝气，提供更多的氧气供应，改善水体的氧化还原条件。
5.外部污染物：有时，凝结水会与其他废水或外部污染物混合，导致水体中溶解氧含量升高。
处理方法：优化废水处理，加强污染物监测和管控，减少外部污染物对凝结水的影响。
处理凝结水中溶解氧超标的方法有多种选择，可以根据具体情况进行选择和组合使用。
常见的处理方法包括：1.曝气处理：通过增加溶解氧的供应来降低溶解氧的超标。
可以通过增加气泡曝气、机械曝气或草本植物曝气的方式来提高溶解氧含量。
2.添加化学剂：可以使用化学剂来催化溶解氧的生成，提高溶解氧含量。
凝结水中溶解氧超标原因分析及处理
格 范 围 ，溶 解 氧 合 格 率 逐 月下 降 。 针 对 凝 结 水 溶 解 氧 超 标 问题 进 行 全 面排 查
调整 ，查找 出 了机 组凝结 水溶解氧超标 的原 因并对存在 的问题 进行处理 ，最
后 总 结 出凝 结 水 溶 解 氧 超 标 的 调 整 方 法 。
关键词 凝结水溶解氧 ；过冷却 ；分析 ；处理
１凝结水溶解氧超标的问题
依 据 火 力 发 电 机 组 及 蒸 汽 动 力 设 备 水 汽 质 量 》
ＧＢ ／ Ｔ １ ２ １ ４ ５ － ２ ０ ０ ８ ，过 热 蒸汽 压力 为 １ ２ ． ７ —１ ５ ． ６ ＭＰ ａ 的发
表２ 凝结水溶解氧与机组负荷变化趋势
电机组其凝结水溶解氧应小于等于４ ０ ｕ ｇ ／ Ｌ 。２ ０ １ １ 年１ ０ 月
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凝结水溶氧高的原因及处理
凝结水溶氧高的原因及处理凝结水是指水蒸气通过冷凝作用形成的液体水，通常用于工业生产中冷却系统或蒸汽发电厂中的冷凝器。
在一些情况下，凝结水中的溶氧含量较高，这会导致一系列问题，如腐蚀、微生物生长和系统效率降低。
因此，凝结水中高溶氧的问题需要得到解决。
下面将详细探讨凝结水溶氧高的原因及处理方法。
一、原因1.空气的溶解：凝结水在接触空气时，会导致氧气从空气中溶解到水中，进而造成溶氧含量增加。
2.梯级进水系统造成气液混合：在梯级进水系统中，高速进水会产生气泡，这些气泡会带入空气中的氧气，从而导致凝结水中的溶氧含量增加。
3.调节池进水：如果调节池中的水与外界空气接触时间较长，将带入较多的氧气，增加了溶氧的含量。
4.冷凝器内氧化：由于冷凝器内部存在金属结构，这些金属结构容易氧化，从而使冷却水中溶氧的含量增加。
5.水质处理问题：如不适当的水质处理或水质处理不完善，会导致凝结水中溶氧含量增加。
二、处理方法1.加强水质处理：选用适当的水质处理方法，如添加阻垢剂、缓蚀剂和杀菌剂等，可以有效减少溶氧含量，杜绝腐蚀和微生物生长等问题。
2.清除冷凝器内沉积物：定期清除冷凝器内的沉积物，可以降低溶氧含量，并提高系统的效率。
3.使用气体分离器：通过在冷凝器进水口处安装气体分离器，可以分离空气中的氧气，减少溶入凝结水中的氧气含量。
4.抑制气泡形成：在梯级进水系统中，采用合适的加热和水位控制措施，可以减少气泡形成，从而降低溶氧含量。
5.适当控制进水速度：通过调整进水速度，可以避免凝结水与空气充分接触，减少氧气溶解到水中的机会。
6.分析和监测：定期对凝结水中的溶氧含量进行分析和监测，及时发现问题，并采取相应的处理措施。
综上所述，凝结水溶氧高的原因主要是因为空气的溶解、梯级进水系统和调节池进水等因素。
为了处理凝结水中溶氧过高的问题，可以加强水质处理、清除冷凝器内的沉积物、使用气体分离器等方法，并定期分析和监测溶氧含量，以确保凝结水的质量和系统的正常运行。
直接空冷机组凝结水溶解氧超标的分析及处理
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解 氧 一 直 超标 。通 过 分析 凝 结水 溶 解 氧 含 量偏 大 的原 因 ， 采取 了多 种 处 理措 施 ， 效 降低 了空 冷 机 组 凝 结 水 有
溶 解 氧含 量 ， 得 了 良好 效 果 。 取 关键 词 ： 接 空 冷 机 组 ； 结 水 ； 解氧 ； 标 直 凝 溶 超 中 图分 类 号 ： Ｋ ６ ． Ｔ ２４ １ 文献 标 识 码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：０ ３９ ７ （ ０ ２ ０ ．０ ７ ０ １ ０ —１ １ ｃ ｎ ｅ ｓ ｒ ｕ ｉ．Ｄｉｓ ｌ ｅ ｘ ｇ ｎ ｉ ｏ ｄ ｎ ａ ｅ ｗａ ｅ ａ ｅ ｎ ｏ ｅ — ｔ ｎ ａ ｄ ｉ ｃ ｎ ｔ ｃ ｍｍｉ— ｉｅ ｔ ａ ｒｃ ｏ ｅ ｏ ｄ ｎ ｅ ｎ ｔ ｓ ｏ ｖ ｄ ｏ ｙ ｅ ｎ ｃ ｎ ｅ ｓ ｔ ｔ ｒ ｈ ｄ ｂ ｅ ｖ ｒ ｓａ ｄ ｒ ｓｎ ｅ ｕ ｉ ｏ ｓ ｓｏ Ａｎ ｌ ｓｓ ｏ ｉ ｓ ｌ ｅ ｘ ｇ ｎ ｏ ｅ — ｔ ｎ ａ ｄ ｉ ｏ ｄ ｎ ａ ｅ ｗａ ｅ ｓ ｇｖ ｎ ａ ｄ ｅ ｅ ａ ｏ ｎ ｅ ｍｅ ｓ ｒ ｓ ｗｅ ｅ ｉｎ． ａ ｙ ｉ ｎ ｄ ｓ ｏ ｖ ｄ ｏ ｙ ｅ ｖ ｒ ｓａ ｄ ｒ ｎ ｃ ｎ ｅ ｓ ｔ ｔ ｒ ｗａ ｉ ｅ ｎ ｓ ｖ ｒ ｌ ｃ ｕ ｔ ｒ ａ ｕ ｅ ｒ ｐ ｏ ｏ ｅ ｏ ｄ ｃ ｅ ｓ ｉｓ ｌｅ ｘ ｇ ｎ ｉ ｒ ｐ ｓ ｄ ｔ ｅ ｒ ａ ｅ ｄ ｓ ｏｖ ｄ ｏ ｙ ｅ ｎ ＡＣＣ ｕ ｉ． ｄ ｔ ｅ ｅ ｍｅ ｓ ｒ ｓ ｈ ｄ ｏ ｔ ｉ ｅ ｏ ｄ ｅ ｆ ｃ ． ｎ ｔ Ａｎ ｈ ｓ ａ ｕ ｅ ａ ｂ ａ ｎ ｄ ｇ ｏ ｆｅ ｔ
凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施
凝结水溶氧超标的原因分析及处理措施摘要：大机组随着参数、自动化程度的提高，对热力循环的工作介质的品质要求也越来越高，对汽轮机凝结水的水质要求的标准逐步提高，凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一，凝结水溶解氧大幅度超标会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生，凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧量超标，影响锅炉受热面传热效率，甚至发生锅炉爆管事故，严重威胁机组安全、经济运行。
关键词：火电厂；汽机运行；凝结水；冷凝汽器引言当前，火电厂对于促进经济的发展起到重要作用。
因此汽机运行过程中的节能问题得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。
下面对凝结水溶解氧量的机理、因素及技术发展进行分析，提出了采取的措施，供设计和运行维护参考。
1 间接空冷机组凝结水溶氧超标原因分析1.1 间接空冷凝结水过冷度对其溶氧的影响根据气体溶解定律（亨利定律）可知，气体在水中的溶解度与此气体在气水界面上的分压成正比。
也就是说，凝结水的温度越接近于排汽压力对应的饱和温度（凝结水过冷度越小），那么气相中除水蒸汽以外的其它气体（氧气、二氧化碳等）的分压越小，水相中气体的溶解度也越小。
即过冷度越小，机组凝结水的含氧量越小。
间接空冷机组的过冷度由于受天气变化、热网参数、扇段开度、负荷大小的原因影响，一天变化的范围也比较大，特别是在冬季空冷机组凝结水的过冷度比较大，一般都在3℃以上，冬季过冷度一般在3－6℃。
另外空冷系统冷却面积非常庞大，局部过冷非常容易发生。
因此相对应的凝结水溶氧值也比较高。
1.2 机组真空严密性对凝结水溶氧的影响衡量真空严密性好坏的依据是在真空严密性试验时，以平均每分钟在真空系统中升高的压力值，正常为100Pa/min。
机组真空严密性好也就是汽机侧负压区漏点少，负压区进入的空气少则凝结水溶氧小，因为凝结水氧气的来源主要是外界漏进凝汽器的空气中的氧气，将凝汽器的漏点消除，凝结水的溶氧值就会明显下降。