凝结水溶解氧超标的原因
_2机组凝结水溶氧偏高原因分析报告—汽机专业小组
#2机组凝结水溶氧偏高原因分析报告我厂#2机组凝结水从2014年7月8日启机后一直存在溶氧偏高问题，最高时达到48mg/l，运行人员组织多次查漏，包括：凝泵入口负压部分、凝汽器负压系统、真空系统、低加负压系统等存在泄漏可能的区域，均未查出异常。
经过不断跟进与分析，目前已经初步确定原因，并进行初步处理，但是效果并不理想。
在问题出现及处理过程中，汽机组成员一直在跟踪并进行分析，结合现状，给出一些建议，供大家参考、讨论，希望能找到一个彻底解决#2机组凝结水溶氧偏高的方案。
一、凝结水溶氧高造成的危害凝结水溶氧含量是发电厂凝结水水质控制的主要指标之一。
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）缩短热力设备的寿命。
当富氧凝结水通过热力设备时，使金属产生电化学腐蚀，降低设备的使用寿命，影响机组运行的可靠性。
（2）降低回热设备的换热效率。
汽轮机的回热系统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，会在换热面上形成一层薄膜，增大换热热阻，降低循环热效率。
（3）影响热力设备运行的安全性。
在设备的死角积聚析出的氧气会堵塞管道增大热阻，造成管壁超温、热应力增大等问题；另外，腐蚀产物的增多，会对热力设备产生高速冲击，对设备安全存在威胁。
二、#2机组凝结水溶氧量状况：我厂#2机组凝结水从2014年7月8日启机后一直存在溶氧偏高问题，最高时达到48mg/l，溶氧平均值约22mg/l（而规程中要求正常运行中凝泵出口溶氧正常值为：≦20mg/l），从曲线上看，从2015年1月2日以来，溶氧一直维持在较高位置，在负荷低于450MW时尤为明显（此时#8低加为负压）。
三、查漏工作总结：运行人员组织多次查漏，包括：凝泵入口负压部分、凝汽器负压系统、真空系统、低加负压系统等存在泄漏可能的区域，均未查出异常。
2015年1月5日A值中班，主操卢宝收查曲线发现溶氧值变化与8A、8B低加正常疏水调门开度有关。
1000MW超超临界机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理
1000MW超超临界机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理通过对1000MW机组凝结水溶解氧在长期运行中存在超标问题，结合系统特点和机组疏放水系统运行方式详细分析凝结水溶解氧超标原因，提出改造、调整方案并实施，通过对凝汽器补水方式调整、真空系统治理、凝泵密封水改造、给水泵密封水优化调整，凝结水溶氧水平明显降低，提高了热力系统的安全性，为同类型机组解决同类问题提供借鉴方案。
标签：凝结水；溶解氧；超标；改造；调整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。
严重威胁机组的安全、经济运行。
2 机组简介邹县电厂四期工程2×1000MW超超临界机组，凝结水系统配有3台50%BMCR容量的凝结水泵，经变频改造后，正常两台变频凝结水泵运行，一台工频凝结水泵备用，凝结水泵采用机械密封形式；低加疏水逐级自流至凝汽器；轴封系统采用自密封形式；给水泵采用凝结水做为密封水的迷宫式密封，采用回水温度做为调节量，给水泵密封水回水温度上限80℃。
3 凝结水溶氧高的原因（1）真空系统汽侧漏入空气，无法及时抽出；（2）凝汽器水侧漏入空气；（3）凝汽器真空除氧能力低；（4）凝汽器补水量大，补水溶氧过高；（5）凝汽器过冷度大；（6）凝汽器回收的汽水含氧量高。
4 凝结水溶氧情况两台1000MW机组投产后，存在凝结水溶解氧超标问题，尤其在投产后的前三年，经过大量的排查治理，凝结水溶氧最高由初期90ppb降至40ppb左右，但未得到根本解决。
直到2011年，机组投产4年后，通过不懈努力，将凝结水溶氧控制在良好范围内。
机组投产后凝结水溶氧变化，存在一定的规律：（1）机组高负荷阶段，凝结水溶氧降至15ppb，低于20ppb的合格标准。
低负荷阶段凝结水溶氧大幅升高，经常超过50ppb；（2）冬季凝结水溶氧高于夏季；（3）相同环境温度、机组负荷工况下，增开真空泵，提高凝汽器真空，溶氧有降低趋势；（4）环境温度突降时，凝结水溶氧出现升高现象；（5）机组真空严密性对凝结水溶氧影响不明显。
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。
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。
凝结水溶氧偏高原因分析
凝结水溶氧偏高原因分析按照GBT12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》要求，空冷机组凝结水溶氧标准为≤100ug/L，我厂1、2号机组凝结水溶氧一直处于超标运行状态（O2＞100ug/L），现就凝结水溶氧超标原因分析及控制措施说明如下：1.凝结水溶氧超标可能原因（1）真空系统有泄漏。
真空严密性试验不合格。
（2）凝结水系统负压侧泄漏。
（如滤网放水、放气阀及法兰连接点泄漏、凝泵机封水压低等）。
（3）排汽装置除氧喷头雾化效果差，除氧效果不好。
（4）凝补水除氧效果差，凝补水流量大。
（5）轴加疏水水封筒、汽泵密封水回水水封筒水封破坏。
（6）溶氧测量表计不准。
2.原因分析（1）7月份真空严密试验结果为225pa/min，真空严密性试验不合格，经过查漏消缺，8月1日真空严密性试验结果为81.25pa/min。
根据《大唐直接空冷机组运行管理指导细则》真空下降速度≤100Pa/min，真空严密性试验合格。
7月29日19：00，负荷212MW机组真空为-85kpa，背压10kpa，通过启动真空泵等方法提高真空，记录凝结水溶氧变化。
真空度越高排汽装置内不凝结气体分压力越低，凝结水溶氧越低。
（2）凝结水负压侧查漏，通过超声波检漏仪及通过对逐台凝泵打压检查结果，凝结水低压侧基本不存在泄漏。
（3）通过试验：8月1日22:45分排汽装置水位补至1323mm，凝结水流量为480T/H，隔离除盐水至排汽装置补水。
每隔十分钟记录凝结水溶氧值。
通过数据分析凝补水对凝结水溶氧有影响。
除盐水溶氧在7000ug/L，按照10T/H的凝补水量，计算若进入排汽装置的除盐水没有经过除氧，影响凝结水溶氧为140ug/L，实际影响为27ug/L，说明进入排汽装置的除盐水是经过除氧的。
（4）轴加疏水水封筒及汽泵密封水回水水封筒水封破坏造成从水封筒处进入空气。
就地检查汽泵轴端无吸气现象，排除汽泵密封水回水水封筒水封破坏。
对轴加疏水水封筒采用调整轴加水位的方法记录凝结水溶氧的变化。
300MW直接空冷发电机组凝结水溶解氧超标原因
300MW直接空冷发电机组凝结水溶解氧超标原因凝结水溶解氧含量是汽轮机凝结水的重要技术监督指标，凝结水溶解氧含量超标对凝结水系统排汽装置、凝结水泵、凝结水管道、阀门、轴封加热器、低压加热器等设备造成氧化腐蚀，长时间运行会对机组的安全性、经济性造成极大危害，降低回热设备的换热效率，使凝结水系统设备寿命大大缩短。
某300MW直接空冷发电机组凝结水溶解氧含量长期大于100ug/L，通过对凝结水过冷度及机组真空严密性的治理，解决了凝结水溶解氧含量长期超标问题。
1、凝结水溶解氧含量超标原因分析机组真空严密性不合格导致空气大量漏入排汽装置，溶解至凝结水中，造成凝结水溶解氧含量超标；凝结水补水为过冷的除盐水，过冷的补水中含有大量氧气及不凝结气体，这些氧气及不凝结气体无法从补水中析出，从而导致凝结水溶解氧含量超标。
2、凝结水过冷的原因凝结水过冷度表征凝结水的过冷却程度，一般要求其过冷度不超过0.5-1℃。
过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，因此过冷度不仅影响低压给水系统的腐蚀，而且也影响排汽装置空气漏入量的估算以及机组的经济性和安全性。
过冷的原因：由于蒸汽从排汽口向下部流动时产生阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷，空气漏入后空气分压力增大，蒸汽的分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷，如果真空泵不能及时抽出，增大了传热阻力，也使过冷度增大，从而使凝结水溶解氧含量增大。
3、空气漏入的原因在过冷度为零时，空气的漏入量为0.17m3/min，这时凝结水的溶解氧量为7微克/升，当空气漏入量为0.283m3/min，凝结水的溶解氧量为14微克/升，空气漏入排汽装置，增大了空气的分压力，因而增加了空气在水中的溶解度，使凝结水中溶解氧含量增加，凝结水溶解氧量随空气漏入量增加而增加。
空气的漏入的原因：水中溶解氧量取决于温度、海拔高度，真空系统漏入的空气带入的氧，这是凝结水溶解氧的主要来源，机组真空严密性不合格，如真空系统的设备因振动、塑性变形、膨胀不均等，出现裂纹、断裂等，使空气进入，以及阀门盘根和管道的接头等漏泄，导致漏入的空气量大大增加。
空冷机组凝结水溶氧超标的原因分析及控制措施
空冷机组凝结水溶氧超标的原因分析及控制措施摘要：目前在我国许多的发电企业中开始广泛应用空冷机组，其可以使运行设备有效进行散热，而目前凝结水溶氧过高是存在于空冷机组中的一个重要问题。
凝结水溶氧过高会影响发电设备使用的安全性与稳定性，造成一定的安全隐患。
基于保证发电机组安全运行的要求，本文从空冷机组凝结水溶氧的特点分析造成其超标的主要原因，并根据我国主要使用的空冷机组的特点探讨如何对凝结水溶氧指标进行控制，以此保证发电机组可以正常运行。
关键词：空冷机组；凝结水溶氧；原因；措施；超标我国一些发电企业会利用空冷机组的凝结水溶氧来对电厂发电机组的运行状况进行监督，其凝结水溶氧的指标是检验其运行是否安全的重要数据之一。
目前我国新建的火电厂开始普遍应用空冷机组，但是许多机组存在着凝结水溶氧量超标的情况，这对发电机组运行的安全性有着不可忽视的影响，因此如何对凝结水溶氧进行控制已经成为现今发电企业中亟待解决的问题，其直接影响着企业的经济效益。
一、凝结水溶氧超标的危害根据对我国发电企业应用的空冷机组的调查发现，其主要使用的发电机组分为亚临界发电机组及超高压发电机组，根据相关的电力规定，其凝结水溶氧指标的控制值衡量标准主要应用湿冷机组应用的数值，对于300MW发电机组要求其凝结水溶氧含量需要在每升30微克以下，而对于超高压发电机组其数值其普遍采用的数值为每升40微克以下。
1、影响发电机组的使用寿命凝结水溶氧的长期超标会加速设备的氧化，根据设备的特点，过高的氧含量会造成设备中管道及设备部分受热面产生化学反应生成铁垢，并且凝结水溶氧会致使其二氧化碳的含量增多，二氧化碳的增多造成设备受酸腐蚀，再加上铁垢的生成会造成设备运行效率降低，严重时会致使设备直接损坏，造成安全事故。
2、影响设备的运行效率上面提到凝结水溶氧过高会造成设备受热面产生铁垢，由于汽轮机表面换热的特点使其叶片在运行过程中蒸汽内铁与氧反应产生更多的铁垢附着在上面，造成传热效率降低，影响回热设备的换热效率，降低其热循环的效益。
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。
火电厂机组凝结水溶解氧超标分析及改善
火电厂机组凝结水溶解氧超标分析及改善【摘要】针对火电厂机组凝结水溶解氧超标的异常现象，结合机组系统、设备结构和运行方式，分析引起凝结水溶解氧超标的因素，采取针对性的改善措施并逐一实施，一定会取得显著的效果，确保机组的安全、经济运行。
关键词：凝结水；溶解氧；超标；改善中图分类号：tm62文献标识码： a 文章编号：1.前言火电厂机组凝结水溶解氧是化学日常监督的主要指标之一，凝结水溶解氧超标会加速凝结水管道设备腐蚀及热力系统结垢。
凝结水溶解氧严重超标时，会造成给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，还会引起锅炉管道及受热面腐蚀结垢甚至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
2.影响凝结水溶解氧超标的原因分析2.1机组正常运行过程中，凝结水泵是处于负压状态下运行的,盘根部位采用机械密封，以及密封水的方式密封,凝结水泵正常运行时密封水取自凝结水泵出口的凝结水。
机械密封不良或密封水压力偏低, 盘根漏水时，都会使空气漏入泵体内，使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标。
2.2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,会使空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标。
2.3凝结水泵入口滤网，本体，出口管道均装设抽空气管路，在运行或备用时，应保持开启，否则可能会造成凝结水溶氧增大。
2.4凝汽器补给水量增大时，凝结水溶解氧会升高。
因为凝汽器补给水量的溶解氧较凝结水的溶解氧高很多倍。
2.5机组真空系统漏空气，是凝结水溶氧超标的主要原因。
真空系统的阀门盘根老化；主机或小机轴封供汽压力、温度调节不当，轴封加热器加水位异常，导致轴封系统漏空气；低压加热器水位调节不当，造成加热器水位过低等，均可能使机组真空系统不严密处漏入空气，从而导致凝结水溶氧超标。
2.6凝汽器真空除氧效率低，会造成凝结水溶解氧超标。
真空系统不凝结气体进入是不可避免的，尽可能减少进入，其次最大限度及时除去不凝结气体。
真空泵效率低，包括真空泵汽水分离器水位异常，介质温度高，冷却器冷却效果差（冷却器结垢、冷却水温度高或冷却水量小），等等，均使凝汽器内不凝结气体不能完全除去，使凝结水过冷，导致凝结水溶解氧超标。
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。
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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。
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。
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。
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。
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 热力系统疏水、回水除氧问题。
热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100 ug/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。
虾米师傅写了挺多、很详细，我再补充一下，
1做下真空严密性试验，看看结果如何，判断是否是真空问题，
2.检查溶氧表，我厂不止一次出现表计显示不准造成，好几块表均坏。
3.观察溶氧与机组负荷、真空、补水、等参数变化关系。
关闭除氧器运行排气至凝汽器手动门如果有的话。