凝结水溶氧大原因分析
超超临界机组凝结水溶氧量增大的原因分析及处理
超超临界机组凝结水溶氧量增大的原因分析及处理I. 引言A. 超临界机组凝结水溶氧量增大的背景和研究意义B. 研究目的和方法II. 超临界机组凝结水溶氧量增大的原因A. 燃煤产生的氧化物污染物1. NOx的生成和影响2. SOx的生成和影响B. 机组运行过程中的操作因素1. 升温和降温的速度2. 吸氧水的流速和质量3. 机组的负荷变化III. 超临界机组凝结水溶氧量增多的危害A. 造成水质恶化B. 影响周边生态环境C. 对人类健康带来潜在危害IV. 超临界机组凝结水溶氧量增多的处理方法A. 快速冷却降低溶氧量B. 使用氧化剂降低溶氧量C. 示踪剂监测和控制D. 高效微生物处理V. 结论和展望A. 总结与结论B. 研究局限与展望注：提纲仅供参考，具体内容和章节根据实际需要进行调整。
I. 引言超临界机组是一种高效环保的发电机组，其热效率和经济性远远超过传统的锅炉发电机组。
然而，随着人们对环境保护的要求越来越高，超临界机组凝结水溶氧量增大的问题日益突出。
凝结水是超临界机组中产生的一种废水，其中包含大量的氧气，这对环境和人类健康都造成了潜在的威胁。
因此，了解超临界机组凝结水溶氧量增大的原因，并探索解决的方法，对于保护环境和促进经济发展具有重要的现实意义。
本论文旨在探讨超临界机组凝结水溶氧量增大的原因分析和处理方法，为解决这一问题提供参考和思路。
II. 超临界机组凝结水溶氧量增大的原因超临界机组凝结水溶氧量增大的原因有很多，包括燃煤产生的氧化物污染物和机组运行过程中的操作因素等。
A. 燃煤产生的氧化物污染物1. NOx的生成和影响超临界机组使用的燃料是煤，当煤燃烧时会生成大量氮氧化物（NOx）。
这些氮氧化物在凝结水中会迅速被还原，形成硝态氮和氧气，从而导致凝结水溶氧量增加。
研究表明，NOx是超临界机组凝结水溶氧量增多的重要原因之一。
此外，NOx还可以与其他污染物相互作用，造成环境污染和健康风险。
例如，NOx与挥发性有机物相互作用会产生臭氧，臭氧是一种强烈的氧化剂，会损害植物和人类健康。
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。
发电厂低负荷时凝结水溶氧高的原因
发电厂低负荷时凝结水溶氧高的原因引言发电厂作为重要的能源供应单位，其正常运行对于保障社会经济发展具有重要意义。
然而，在发电厂低负荷运行时，往往会出现凝结水溶氧高的问题，这不仅影响了发电厂的安全稳定运行，还可能对环境造成负面影响。
本文将探讨发电厂低负荷时凝结水溶氧高的原因，并提出相应的解决方案。
1. 发电厂低负荷运行简介在一般情况下，发电厂处于满负荷状态时，能够充分利用燃料资源，提高发电效率。
然而，在某些情况下，如需求下降或设备维护等原因，发电厂需要进行低负荷运行。
低负荷运行意味着发电机组的输出功率降低，燃料燃烧量减少，导致系统内部温度和压力下降。
2. 凝结水在发电过程中的作用在发电过程中，凝结水起到了重要的作用。
凝结水主要用于冷却发电机组，防止设备过热。
凝结水还能够去除烟气中的灰尘、硫酸等有害物质，净化环境。
3. 发电厂低负荷时凝结水溶氧高的原因发电厂低负荷运行时，由于燃料燃烧量减少，导致锅炉内部温度和压力下降。
这会影响到凝结水的循环和供给。
以下是导致发电厂低负荷时凝结水溶氧高的主要原因：3.1 供给量不足在低负荷运行时，由于发电机组输出功率降低，需要供给的凝结水量也相应减少。
然而，由于系统设计或操作不当，供给量没有相应调整，导致凝结水流速过小，无法充分与空气接触，从而使溶氧量上升。
3.2 循环不畅在低负荷运行时，锅炉内部温度和压力下降，蒸汽产生量减少。
这会导致蒸汽在管道中流动速度减慢，水泵的工作效率下降，凝结水的循环不畅。
循环不畅会导致凝结水停滞在某些区域，无法与空气接触，从而溶氧量升高。
3.3 水质问题凝结水的水质也会影响其溶氧量。
如果凝结水中含有较高的氧化物、硫酸盐等物质，在低负荷运行时，由于供给量不足或循环不畅，这些物质无法被充分去除，导致溶氧量升高。
3.4 管道泄漏管道泄漏是导致发电厂低负荷时凝结水溶氧高的另一个重要原因。
在低负荷运行时，由于系统内部温度和压力下降，管道中的水压会降低。
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。
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。
凝结水溶氧大原因分析
凝结水溶氧大原因分析凝结水溶氧大是指在冷凝水系统中，水溶解气体后，尤其是氧的溶解量较高。
凝结水的氧含量过高可能会引起系统的腐蚀、结垢等问题，因此，了解凝结水溶氧过多的原因对解决问题具有重要意义。
下面将分析凝结水溶氧大的主要原因。
1.给水中氧气过多：给水中溶解氧的含量受多种因素影响，如空气接触、气体混入、水泵进水过程等。
如果给水中含氧量过高，凝结水中的氧溶解量也会增加。
2.冷凝器内氧气混入：冷凝器内部有可能存在漏风、漏气等现象，导致外界空气中的氧混入冷凝水系统。
这也是氧气含量增加的一个可能原因。
3.氧气在系统运行中重新溶解：系统中工作介质在高温高压下，溶解气体的能力下降。
当高温高压工作介质通过冷凝器冷却后，氧气容易从冷凝水中气化，从而释放出来，增加凝结水中溶解氧的含量。
4.水的酸碱度和温度：水的酸碱度和温度都会影响溶解氧的含量。
水的酸性较高会增加氧气的溶解度，同时水温升高也会减少溶解氧的含量。
5.系统运行压力：冷凝水系统的运行压力也会影响溶解氧的含量。
在较高的压力下，氧气溶解度较低；相反，在较低的压力下，氧气溶解度较高。
6.其他因素：凝结水溶氧大还可能与系统的运行状态、水质及管道材料等因素有关。
例如，管道中的腐蚀可能导致氧气渗入系统。
针对凝结水溶氧大的问题，可以采取以下措施进行处理：1.提高给水质量：从源头上控制氧气含量，选择合适的给水处理方法，降低氧气的溶解度。
2.加强设备维护和检修：定期检查冷凝器的密封性，保证系统内部没有气体外泄。
3.控制工作介质的温度和压力：调节系统工作温度和压力，控制氧气溶解度的变化。
4.调整水的酸碱度：根据冷凝水系统的需求，调整水的酸碱度，降低氧气的溶解度。
5.使用抑制剂：在凝结水中添加适量的氧化还原、缓冲剂等抑制剂，从而降低氧气的溶解度。
6.加强管道腐蚀防护：采取合适的管道材料和防腐措施，减少氧气的渗入。
综上所述，凝结水溶氧大的原因主要涉及给水质量、冷凝器内氧气混入、氧气重新溶解、水的酸碱度和温度、系统运行压力等因素。
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凝结水溶氧大原因分析及解决方案探讨
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，凝结水溶氧高低将直接影响机组的安全、经济运行，根据电力技术监督的规定要求,300MW亚临界发电机组,凝结水溶氧含量应≤30μg/L。
但国内投运的300MW机组，特别是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题，因此，掌握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健康经济运行显得尤为重要。
1凝结水溶氧超标对发电机组的危害
凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面:
1.1 缩短设备的寿命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。
1.2 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。
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影响凝结水溶氧的因素
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,系统中的每个不严密处都有可能漏入空气而影响凝结水的溶氧含量。
归结起来有如下几个方面: 2.1 化学制水设备及凝汽器补水方式特点对凝结水溶解氧的影响
凝汽器补水来源于化学制备的除盐水，除盐水溶氧指标合格与否将对凝结水溶氧产生最直接的影响，很多电厂在一定程度上忽视对除盐水溶氧指标的控制，大量的实验结果表明，除盐水溶氧≤100ug/l时，凝结水溶氧即能得到保障。
现阶段大部分电厂化学制水除碳器不外乎真空除气器和鼓风式两种，在除二氧化碳的
同时，水中其他溶解气体（如氧气）也同时被除去，而两者由于工作原理的不同，除氧效果也不一样，一般真空式除氧效果要好于鼓风式的。
另外除盐水箱的严密性、凝汽器补水管道布置及补水管道结构、补水量大等原因也可导致凝结水溶氧超标。
2.2 凝结水泵密封及阀门填料盘根
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格,空气漏入泵内使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标。
凝结水泵入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及
时更换时,空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标。
2.3 给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响
大多数国产300MW火力发电机组给水泵密封形式，均采用凝结水密封，给水泵密封水高压回水至除氧器，低压回水经多级水封直接进入凝汽器热水井。
运行实践表明，在变工况运行时，多级水封运行不稳定，水封破坏，造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏，影响凝汽器真空严密性，同时造成密封凝结水溶解氧升高。
2.4凝结水过冷度
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。
2.5其它附加流体排入凝汽器
排入凝汽器的附加流体还高加、低加的疏水、轴封加热器疏水、暖风器疏水。
这些附加流体排入凝汽器中,由于排入位置选择不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。
3解决凝结水溶氧超标的方案
3.1机组补水系统改造
a.常规设计中，凝汽器补水直接由管道引入凝汽器热井，没有充分利用凝汽
器的真空除氧功能。
经多处实地考察调研后，在机组检修期，将凝汽器补水改造为补水至凝汽器喉部，并在管道上加装补水雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，利用凝汽器真空除氧作用加速热传导以利溶氧的析出，以达到凝结水补水除氧效果。
b.加强化学制备除盐水的溶氧控制，加强除碳器除气效果。
c.除盐水箱采用胶囊密封，在一定程度上隔离了空气。
3.2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,各处泄漏点不易检查发现,因此应在机组每次大小修时,采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法进行负压系统的找漏。
除盐水水面灌至末级叶片100mm处,真空系统充满水后,利用水的静压,可较容易地找到泄漏点,并对找到的泄漏点进行彻底的消除。
3.3增强凝汽器的除氧效果
凝汽器相当于一个真空式除氧器,除氧效果的好坏对凝结水溶氧有直接的影响。
为了进一步改善凝结水的品质,在热水井内增装淋水除氧装置。
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,充分分散,增加了水流的表面积,提高了凝汽器的除氧效果,从而减少了凝结水的溶氧。
3.4降低凝结水的过冷度
现代大型电站凝汽器通常均为回热式的，具有合理设计的管束结构，汽阻极小，在额定的设计工况下运行时，凝结水过冷度实际可为零。
在这种情况下，凝结水过冷度主要受凝汽设备运行1一况因素的影响，其中最重要的因素是凝汽器冷却水的人口温度和流量。
试验与运行经验表明，在一定的蒸汽负荷下，当冷却水入口温度降低或流量增加时，凝汽器压力降低，真空增加，进入热井的凝结水的过冷度将增大。
为此，在冬季冷却水温较低时，为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电，应减小冷却水流量。
由于现代大型汽轮机循环水系统均采用单元制配置，降低循环冷却流量可通过改变水泵丁作叶片旋转角度来调节出力，或用改变电动机电极对的数目改变转速来改变出力，如上述措施均不能执行，必要时可对凝汽
器循环水进水门进行节流。
同时合理调整凝汽器水位，使其保持在正常范同运行；提高真空系统的严密性，防止空气漏人，这些也是防止凝结水过冷的有效措施。
4结论
影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。
4.1 凝结水系统辅助设备问题。
尤其是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、低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。
4.2 凝汽器真空负压系统问题。
机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。
4.3 凝结水补水除氧问题。
化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，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。
目前国标《SDGJ2-85火力发电厂化学水处理设计技术规定》及《DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。
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100ug/l。
以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。
4.4 热力系统疏水、回水除氧问题。
在《SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。
如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。