浅谈凝结水含氧量超标原因分析
凝结水含氧量增大原因分析
凝结水含氧量增大原因分析一、凝结水溶氧高的危害1、缩短设备使用寿命。
凝结水溶氧大幅超标或长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生，低加水侧管道结垢影响加热器传热效果。
2、影响机组真空。
过多的空气漏入凝汽器将会降低机组的真空，此时真空泵的出力必须增大，同时机组经济性下降。
3、降低回热换热效率。
汽轮机的回热系统中，采用的是表面式换热器，凝结水溶氧超标的情况下，将会造成回热系统表面结垢腐蚀，影响到换热效率，降低机组效率。
二、原因分析1、凝补水凝汽器补水为除盐水，除盐水含氧量不合格，将直接影响到凝结水含氧量。
除盐水溶氧量高，主要表现在除碳器和除盐水箱，除碳器在进行二氧化碳去除的同时，也在进行除氧，如果除碳器工作效果不佳，氧气就得不到充分的排除。
除盐水箱在存储过程中密封不严，也会引起空气进入除盐水箱，从而造成除盐水的溶氧不合格。
运行中补水量过大也会造成凝汽器溶氧升高。
2、凝结水泵密封及阀门填料盘凝结水泵入口端，处于负压状态下运行，其采用盘根加密封水的方式密封，密封水来自除盐水和凝结水泵出口，运行初期凝补水压力低，造成凝泵密封水压力不足，密封不严，空气漏入泵内。
另外凝泵入口电动门填料盘根老化未及时更换，空气漏入系统，造成凝结水溶氧超标。
3、凝汽器补水管道设计不合理如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。
建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100 ug/l。
以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。
4、凝汽器漏真空凝汽器真空严密性试验不合格，凝汽器负压区有漏点，真空破坏门，及各疏水法兰，凝结水泵盘根吸气等。
会使得真空泵出力增大，影响厂用电率，并且除氧效果恶化。
5、凝结水过冷度凝结水温过低，凝结水在水面上的分压力降低，气体分压力增高，使得溶解于水中的气含量增加。
溶于凝结水的气体含量和热井水面上分压力成正比，因此若凝结水出现过冷度，其含氧量必然增加。
浅谈凝结水含氧量超标原因分析
浅谈凝结水含氧量超标原因分析摘要：发电厂凝结水溶氧超标是困扰发电厂多年的问题。
在机组运行的时候，当机组电负荷小，采暖供汽量大时候，相对补水量增大。
这样长期运行，高含氧量的凝结水会对机组凝结水系统设备造成氧腐蚀，并且使凝结水中含有氧化铁离子，这些离子沉积到锅炉受热面上会引起传热恶化，甚至产生爆管事故，影响机组的安全运行。
关键词：凝结水；危害；超标；治理一、凝结水含氧量超标的主要危害随着煤炭资源越来越少，火力发电企业越来越多，因此，我们要利用有限的资源发挥最大的能量，而凝结水含氧量的超标对发电机组的热经济性以及机组的稳定性都具有较深的影响。
凝结水含氧量超标对汽轮发电机组的影响主要表现在以下几个方面，首先缩短了机组的使用寿命。
当含氧量较高时，在管道中，由于化学原理形成原电池，加快对管道的腐蚀作用，缩短了机组的使用寿命，降低了机组的可靠性；其次，在汽轮机的回热系统中，凝结水系统都采用表面式换热器，凝结水含氧量过高会导致腐蚀物粘换热器表面，加大换热器的热阻，降低了回热循环的热经济性；现在较多的大型机组都采用真空运行，较高的真空一方面提高了机组的经济性，同时也提高了机组运行的安全性。
而凝结水含氧量超标会降低机组的热经济性，还会增大抽汽负荷，降低机组的安全性能。
二、凝结水溶氧超标的可能原因分析凝结水溶氧的机理：由于凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷，使凝结水中溶解氧，这就是凝结水溶解氧的机理。
热井中的凝结水温度与凝汽器对应压力下的饱和温度之差成为过冷度，机组正常运行中要求凝结水的过冷度小于1℃。
凝结水过冷度增加或者空气漏入量增加均会增加凝结水溶氧量。
如果氧气在液体里的溶解量趋近于0，则凝汽器类似于除氧器且满负荷时溶氧量最低。
1.负压系统严密性对凝结水溶氧的影响机组真空泄漏率严重不合格会直接影响凝结水溶氧。
机组真空严密性不合格时，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，汽轮机排汽不能彻底除氧，造成凝结水溶氧超标。
凝结水溶氧超标原因分析及系统改造
凝结水溶氧超标原因分析及系统改造摘要：根据现象原理，对电厂凝结水溶氧在实际运行中存在超标问题，结合实际进行分析，研究造成凝结水溶解氧超标原因，提出有效措施并实施，为机组的安全经济运行提供可靠保证。
关键词：凝结水；溶氧；机械密封；补水概述我厂#2机凝结水溶氧长期超标，是困扰机组安全运行的一道难题。
凝结水含氧量大是导致低加腐蚀、管道阀门腐蚀，以致降低设备寿命的重要原因，故电厂对凝结水要求非常严格。
我公司#2机为60万亚临界空冷机组，按规定凝结水溶解氧应≤30μg/l，但现在长期在60μg/l左右，对机组安全、经济、稳定生产极为不利。
1 凝结水溶氧超标对机组的危害1.1 缩短设备的寿命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，降低了机组运行的可靠性。
1.2 降低回热设备的换热效率凝结水中含氧过多，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。
1.3 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的真空状态。
过多的空气漏入凝汽器，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。
2 凝结水含氧量大原因分析造成凝结水含氧量大的原因很多，经结合实际、深入分析，造成我公司#12 机凝结水溶氧大的原因主要有以下几个方面：（1）真空系统严密性不好，有空气进入凝汽器；（2）凝结水过冷度大；（3）真空除氧装置没有发挥应有的作用；（4）凝汽器热水井水位维持较高；（5）凝结水泵盘根密封水压力低或运行中使用除盐水；3 解决凝结水含氧量大所采取的措施3.1机组真空严密性试验不合格。
凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空严密性直接影响凝结水溶解氧超标。
常见漏真空部位：大机轴封冷却器水位控制不当，就地疏水管道、阀门以及就地翻板水位计漏真空；大机真空破坏门密封水水位低；低压缸防爆门密封破损等。
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。
凝泵变频运行凝结水溶氧超标原因分析
凝泵变频运行凝结水溶氧超标原因分析一、凝泵变频运行介绍凝泵变频是一种能够实现恒压、节能、稳定运行的智能设备。
它通过调整泵的运行频率来控制水的流量和压力，从而达到节能的效果。
在凝固工艺中，凝泵变频可以使溶解在水中的有害气体充分产生气泡，提高气液界面的积累，从而提高凝固效率，减少运行成本。
1.设备故障：凝泵变频在运行过程中可能存在设备故障，导致气体无法充分释放，进而导致溶解在水中的氧气超标。
例如，泵体密封不严或泵内部存在泄漏，会导致外部空气进入泵体，从而增加了溶氧量。
2.运行参数设置不当：凝泵变频的运行参数设置不当也可能导致凝结水溶氧超标。
例如，过高的运行频率或不恰当的运行模式会导致气体无法有效释放，而积累在凝结水中。
3.水质问题：凝结水的水质也是导致溶氧超标的重要因素之一、一些因素，如高温、浑浊、水质污染等，都可能导致溶氧增加。
此外，水中的盐度、PH值等参数也会对溶氧含量产生影响。
4.环境因素：凝泵变频所处的环境也可能导致凝结水溶氧超标。
例如，当凝泵变频工作环境中存在大量气溶胶，空气中的气体会在液体中溶解，增加溶氧量。
5.运行时间过长：凝泵变频长时间运行也可能导致溶氧超标。
当凝泵变频连续工作一段时间后，溶解在水中的氧气无法及时释放，导致溶氧超标。
三、解决凝泵变频运行凝结水溶氧超标的措施1.检修设备：定期检查和维护凝泵变频设备，保证设备正常运行，避免泵体密封不严或泄漏等问题，减少溶氧。
2.调整运行参数：根据实际情况调整凝泵变频的运行参数，合理设置运行频率和运行模式，使气体得以充分释放，减少溶氧。
3.改善水质：通过采取适当的水质处理措施，减少水中的污染物和溶解氧含量，降低溶氧超标。
4.优化环境：优化凝泵变频的工作环境，减少气溶胶和空气中气体的存在，降低溶氧含量。
5.控制运行时间：合理控制凝泵变频的运行时间，避免过长时间连续运行，减少氧气的溶解和积累。
总结：通过检修设备、调整运行参数、改善水质、优化环境和控制运行时间等措施，可以有效解决凝泵变频运行凝结水溶氧超标的问题，提高凝固效率，降低运行成本。
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。
电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读（五篇范文）
电厂凝结水溶解氧超标原因分析及改进解读（五篇范文）第一篇：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通过对电厂凝结水溶解氧在实际运行中存在超标问题，结合化学制水设备特点和机组疏水系统运行方式进行分析，分析造成凝结水溶解氧超标原因，提出改造方案并实施，取得了预期的效果，为机组的安全经济运行提供可靠保证。
关键词：凝结水；溶解氧；超标；改进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。
凝结水溶解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。
机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，由于凝汽器真空负压系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，国内投运的200MW、300MW机组，尤其是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题。
2 影响凝结水溶解氧的原因及分析华能上安电厂一期工程装机容量2×350MW，于1990年投产。
汽轮发电机组是美国GE公司生产，配套两台50%容量汽动给水泵和一台30%电动给水泵；给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至＃2低加后经低加疏水泵进入凝结水系统。
二期工程装机容量2×300MW，于1997年投产。
汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产，配套两台50%容量汽动给水泵和一台50%电动给水泵；给水泵为机械密封水方式；低加疏水逐级自流至凝汽器。
近几年来，我厂四台机组不同程度地存在凝结水溶解氧超标问题。
对此，我们主要做了如下工作：a.补充化学水箱、凝结水储水箱浮球数量，完善水箱密封效果。
b.调整凝汽器热水井水位；c.维护、调整凝结水泵盘根密封水及低加疏水泵盘根密封水；d.真空负压系统管道及法门查漏、堵漏，调整改造汽轮机及给水泵汽机汽封系统，降低机组真空泄漏率。
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。
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在供热系统中，由于热量传递和冷却作用导致的蒸汽或热水冷凝后形成的水，其水流量大、温度高、含有大量的溶气。
凝结水在供热系统中的应用广泛，但若溶氧含量过高会导致一系列问题，如腐蚀设备、降低热交换效率等。
本文将探讨凝结水溶氧高的原因和处理方法。
1.溶氧的吸入：溶氧通常来自外界，如空气、供水等。
当凝结水长时间暴露在空气中或通过供水中的气体溶入到凝结水中，使凝结水溶氧含量增加。
2.供水溶氧高：若供水中氧含量较高，凝结水也会相应地具有较高的溶氧含量。
3.温度变化：凝结水的温度波动也会影响其溶氧含量。
高温会使凝结水中的溶氧含量降低，而低温则会有相反效应。
因此，当供热系统中的温度变化不稳定时，凝结水溶氧含量也会受到影响。
为了处理凝结水溶氧高的问题，可以采取以下方法：1.增加通气设备：通过增设通气设备，如放气阀、通气管等，可以将凝结水中的溶氧释放到空气中。
通气设备应布置在凝结水水箱的高位，以利于氧气的有效排出。
2.采用除气设备：在供热系统中加装除气设备，如除气器、空气预热器等，可以有效地去除凝结水中的氧气。
4.控制温度波动：合理调节供热系统的运行参数，保持稳定的温度。
避免过高或过低的温度变化，减少凝结水中溶氧含量的波动。
5.使用氧化剂：可以在凝结水中添加适量的氧化剂，如NaClO、KClO、H_2O_2等，使溶氧得到氧化，从而减少溶氧含量。
6.增加抗腐蚀剂：针对凝结水中存在的腐蚀问题，可以添加抗腐蚀剂来保护设备。
抗腐蚀剂可以在一定程度上降低凝结水中溶氧的影响。
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浅谈凝结水含氧量超标原因分析
发表时间：2018-06-19T10:50:50.797Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：周展展
[导读] 摘要：发电厂凝结水溶氧超标是困扰发电厂多年的问题。
(陕西德源府谷能源有限公司陕西省榆林市 719400)
摘要：发电厂凝结水溶氧超标是困扰发电厂多年的问题。
在机组运行的时候，当机组电负荷小，采暖供汽量大时候，相对补水量增大。
这样长期运行，高含氧量的凝结水会对机组凝结水系统设备造成氧腐蚀，并且使凝结水中含有氧化铁离子，这些离子沉积到锅炉受热面上会引起传热恶化，甚至产生爆管事故，影响机组的安全运行。
关键词：凝结水；危害；超标；治理
一、凝结水含氧量超标的主要危害
随着煤炭资源越来越少，火力发电企业越来越多，因此，我们要利用有限的资源发挥最大的能量，而凝结水含氧量的超标对发电机组的热经济性以及机组的稳定性都具有较深的影响。
凝结水含氧量超标对汽轮发电机组的影响主要表现在以下几个方面，首先缩短了机组的使用寿命。
当含氧量较高时，在管道中，由于化学原理形成原电池，加快对管道的腐蚀作用，缩短了机组的使用寿命，降低了机组的可靠性；其次，在汽轮机的回热系统中，凝结水系统都采用表面式换热器，凝结水含氧量过高会导致腐蚀物粘换热器表面，加大换热器的热阻，降低了回热循环的热经济性；
现在较多的大型机组都采用真空运行，较高的真空一方面提高了机组的经济性，同时也提高了机组运行的安全性。
而凝结水含氧量超标会降低机组的热经济性，还会增大抽汽负荷，降低机组的安全性能。
二、凝结水溶氧超标的可能原因分析
凝结水溶氧的机理：由于凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷，使凝结水中溶解氧，这就是凝结水溶解氧的机理。
热井中的凝结水温度与凝汽器对应压力下的饱和温度之差成为过冷度，机组正常运行中要求凝结水的过冷度小于1℃。
凝结水过冷度增加或者空气漏入量增加均会增加凝结水溶氧量。
如果氧气在液体里的溶解量趋近于0，则凝汽器类似于除氧器且满负荷时溶氧量最低。
1.负压系统严密性对凝结水溶氧的影响
机组真空泄漏率严重不合格会直接影响凝结水溶氧。
机组真空严密性不合格时，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，汽轮机排汽不能彻底除氧，造成凝结水溶氧超标。
2.凝结水系统辅助设备问题
凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严等均会直接影响凝结水溶氧超标。
3.凝结水补水除氧问题
化学制水系统除炭设备（真空除碳器或鼓风除碳器等）工作原理不同，导致凝结水补水中含氧量接近饱和，若化学制水水质超过100ug/L，补水方式直接补入凝气器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶氧超标。
4.热力系统疏水、回水问题
热力系统疏水、回水直接回收时，若溶氧指标大于100μg/l，回水直接进入凝汽器或者疏水联箱，没有利用凝汽器的真空除氧能力，也会造成凝汽器溶氧超标。
5.汽轮机凝结器热水井水位计、化学取样门漏汽及溶氧表故障等因素造成凝结水溶氧超标
三、解决凝结水溶氧超标的方案及效果
1 氦质谱查漏仪查漏法
检漏原理及方法检漏方法为负压采样法，利用氦气作为媒介（氦气相对密度为 0.18g/L，质量轻于空气，不溶于水，属于惰性气体），将取样吸枪安放在运行真空泵的排气口处，向真空系统的疑似泄漏处喷放氦气，与取样器连接的检漏仪上显示的漏率大小将直接反映疑似点的泄漏程度。
检漏标准：漏率≥1×10-2Pa・L/s 为大漏点;2.0×10-2Pa・L/s≤漏率<1×10-3 Pa・L/s 为中漏点;漏率 < 2.0×10-3Pa・L/s 为小漏点。
大漏点要及时、彻底处理，中、小漏点可根据机组运行情况分期、分批处理。
氦质谱查漏仪查漏法易在室内进行，由于氦气比空气轻，易在空气中扩散，漂浮上升，最后溶于空气中，所以在查漏的过程中氦气喷在一个设备，而会出现被在其附近的其它漏泄设备吸走的现象，氦质谱查漏仪上出现反应值，所以喷射点覆盖面积大，对具体漏泄点的位置，很难确定，给真空系统查漏造成一定困难。
2 机组补水系统改造
对于进入机组的化学补充水，首先要经过凝汽器进行初步除氧，以减小凝结水的含氧量，达到除氧效果。
为增加补水的效率，需增设化学补水泵，同时还要增大凝汽器的真空度。
此外，将补水的位置由凝汽器的热井变为凝汽器的喉部，通过抽真空系统的运行，可以增加凝汽器的除氧效果。
3 给水泵密封水回水系统改造
针对机组给水泵密封水低压回水溶解氧超标问题，经过现场测试表明，运行给水泵密封水低压回水溶解氧达到 3000ug/l 以上，备用给水泵密封水低压回水溶解氧相比之下更高，接近溶解氧饱和数值。
为了彻底解决热力系统疏水及回水对凝结水溶氧和凝汽器真空的影响，采取下列措施彻底杜绝密封水与大气接触：（1）将给水泵密封水箱进行彻底密封，加装盖板，并对盖板四周进行密封，为方便运行中对浮球阀的检查，应在盖板上部留出300mm×300mm 的检查孔。
（2）在给水泵密封水箱水面放置漂浮物，减小密封水回水与大气接触面积。
（3）将给水泵密封水至水密封水箱回水口延伸至密封水箱底部，保持密封水箱水面平稳，减少给水泵密封水回水进入水箱时带入的空气。
4 多级水封补水系统的改造
将多级水封注水增加一路由凝结水杂项联箱供水的管路，在机组正常运行时，多级水封注水采用凝结水供给，也可大幅降低凝结水含氧量。
以上改造后，1 号机组的凝结水含氧量由原来的150ug/l 以上降低至 40ug/l 以下。
5 机组补水方式的改造
在机组运行中保持凝结器水位在正常位置，补水时应尽量缓慢均匀，使凝结器能够将补水中的含氧除去。
同时补水进入喉部后按照等分原则均匀布置补水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。
用过改造后，只有在机组补水率较大，频繁补水时才出现凝结水含氧量超标的情况，但溶氧也远小于以前未改造时的指标。
6给水除氧
电厂锅炉给水溶解氧是由补充水带入空气，或从系统中处于真空设备、管道附件的不严密出漏入的空气所致。
给水中溶解的氧是造成热力设备及其管道腐蚀的主要原因之一，而二氧化碳的溶解也加剧了这种腐蚀。
水中所有的不凝结性气体，都会使换热设备传热恶化，热阻增加，降低了机组的热经济性，因此要彻底将给水进行除氧。
而除氧方法主要分为化学除氧和物理除氧。
而化学除氧就是向水中加入易于和氧发生化学反应的药剂，使之与氧发生反应生成盐，从而达到除氧的目的。
而物理除氧就是借助物理手段将水中的氧与其他物质一起除掉，所以热力除氧是最主要的除氧方法。
而水在蒸汽空间停留的时间较短，不能彻底出去不凝结气体，必须深度除氧。
利用喷嘴喷射往储水空间冲入气体，搅动储水箱内的水，使其达到饱和状态，从而把水中的残存气体驱赶出来。
结语
随着社会的不断发展，经济的不断进步，人们对电能的需求也越来越大，然而，影响发电效率的因素有很多，例如：除尘器、凝汽器、汽轮机、磨煤机等机器运行的状态都对发电效率有着较大的影响。
不仅如此，一些参数也在影响着机组的运行状态。
该文就凝结水含氧量超标这一问题进行探讨，针对这一参数的危害，对这一现象产生的原因以及解决措施等进行简要的分析，以便最大程度上增大发电机组的发电效率，增加对热量的利用效率，增加电厂的经济性。
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