凝结水过冷却原因分析
凝汽器端差和凝汽器过冷度详解
今天学习与凝汽器相关的专业术语。
）学习内容摘要：1、冷却倍率2、凝汽器的极限真空3、凝汽器的最有利真空4、凝汽器端差4.1、凝汽器端差的定义4.2、影响凝汽器端差的因素4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系5、凝汽器的过冷度5.1、过冷度的定义5.2、产生过冷度的原因5.3、过冷度增加的分析5.4、为什么有时过冷度会出现负值1、冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。
相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。
比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。
2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。
但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。
这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。
极限真空一般由生产厂家提供。
3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。
因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。
4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系188 038 18668（1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。
端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等，所以，在凝汽设备运行监测中, 传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。
（2）哪些因素影响凝汽器端差：对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。
凝结水过冷度的危害,原因及控制措施
演示目录
4 加强检修维护和运行调整， 保证抽空设备正常工作，保证 抽空设备的出力，及时抽出凝 汽器内不凝结气体，以维持好 凝汽器的真空。
演示目录
5 加强对凝结水泵的监视，防 止空气自密封点处漏入凝汽器。
演示目录
6 加强运行调整防止发生凝汽 器管束振动、热应力过大；加 强检修管理，防止凝汽器管束 机械损伤和管板腐蚀漏泄；加 强凝汽器清扫和清洗防止发生 腐蚀。
演示目录
2.凝汽器水位过高 当热水井水位过高时，导致 凝汽器下部冷却水管浸到凝结 水中，这样冷却水带走了一部 分凝结水的热量；换句话说， 将冷却水管浸没，将使整个凝 汽器的冷却面积减少，严重时 淹没空气管，真空恶化。
演示目录
3 真空系统漏空 机组运行过程中，包括凝汽器、 汽轮机排汽缸、轴封、排汽安 全门、低加空气系统等在内真 空系统若发生漏泄，空气漏入 后，造成凝汽器传热恶循环水运行方式， 尤其是在冬季冷却水温度较低 时，改变水塔和循环水泵运行 台数以及循环水泵的转速来调 节循环水流量，达到经济运行 的目的。
1 加强对凝汽器水位的监视。 利用凝结水泵的运行特性，尽 量保持低水位运行，避免淹没 铜管，保证凝结水调整门自动 投入的可靠性。
演示目录
2 运行中注意监视机组真空的 变化，定期进行严密性试验利 用停备、检修机会对真空系统 进行注水查漏，不仅可以提高 真空，还可以防止凝结水过度 冷却。
演示目录
3 调整均压箱压力，保证低压 轴封供汽均衡。以不冒汽影响 润滑油质，不漏空气影响机组 真空为目标精心调整。
演示目录
4 抽空设备工作不良 抽空设备真空泵工作不正常， 出力下降。不能把凝汽器内寄存 的不凝结气体及时抽走。导致在 冷却水管的表面形成空气膜，降 低传热效果，增加传热端差，同 时由于抽空设备工作不良，使得 凝汽器内蒸汽混合物中的空气分 压力增加，蒸汽的分压力降低， 凝结水的温度就低于凝汽器总压 力对应的饱和温度，引起凝结水 产生过度冷却。
端差和过冷度完整版
端差和过冷度标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]今天学习与凝汽器相关的专业术语。
（本帖重点讲端差和过冷度，这个学习贴参考了不少论坛朋友的贴文，这里就不一一说明，统一在这里对你们表示感谢。
）学习内容摘要：1、冷却倍率2、凝汽器的极限真空3、凝汽器的最有利真空4、凝汽器端差、凝汽器端差的定义、影响凝汽器端差的因素、循环冷却水量和凝汽器端差的关系5、凝汽器的过冷度、过冷度的定义、产生过冷度的原因、过冷度增加的分析、为什么有时过冷度会出现负值1、冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。
相当于冷却1kg热源所需的冷源的质量。
比如，凝汽器的冷却倍率＝循环水量/排汽量，一般取50～80。
2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。
但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。
这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。
极限真空一般由生产厂家提供。
3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是，提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大。
因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。
4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单，没有详尽的资料，这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）（1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值。
端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等，所以，在凝汽设备运行监测中,传热端差是一个非常重要的参数，是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。
（2）哪些因素影响凝汽器端差：对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。
换热站凝结水冷却器泄漏原因分析及处理措施
第3期图1 换热站凝结水回收系统流程图换热站凝结水冷却器泄漏原因分析及处理措施雷建，徐晨曦，李鹏飞，孟建明（中国石油独山子石化分公司炼油厂第二联合车间， 新疆 独山子 833699）[摘 要] 本文介绍了独山子石化炼油厂第二联合车间换热站凝结水冷却器泄漏原因和分析情况，并采取了相应措施，确保换热站装置长周期平稳运行。
[关键词] 换热器；凝结水；泄漏；冲刷腐蚀作者简介：雷建（1988—），男，2011年西南石油大学过程装备与控制工程毕业，工程师。
现在中国石油独山子石化分公司炼油厂第二联合车间从事设备管理工作。
1 流程简介系统来的1.0MPa 凝结水进入凝结水闪蒸罐V-103闪蒸，闪蒸出的0.4MPa 蒸汽并入低压蒸汽管网，V-103产生的0.4MPa 凝结水与系统来的0.4MPa凝结水经凝结水换热器E-103回收热量后进入凝结水罐V-101。
凝结水由凝结水回收罐V-101收集后经凝结水泵P-103升压后送至动力站、常减压及换热站热水补水系统，流程见图1。
2 情况经过2016年6月19日，信息反馈近期动力站反映炼油凝结水中二氧化硅含量较高，影响锅炉补水回用。
车间查看Limis 动力站2016年上半年炼油工艺凝液二氧化硅时发现，1月至4月二氧化硅的分析平均值在26.05μg/L ，最大值58.20μg/L ，远低于互供料指标≯100μg/L 。
但4月至6月，一炼油工艺凝液中二氧化硅分析平均值在93.62μg/L ，最大值540μg/L ，上升较明显，且最大值远超过互供腐蚀防护石油和化工设备图2 1-6月动力站炼油工艺凝液中二氧化硅分析数据图由于进换热站凝结水分为1.0MPa 凝结水与0.4MPa 凝结水。
6月21日~23日，化验室分别取界区0.4MPa 凝结水样及1.0MPa 凝结水样做二氧化硅含量分析。
具体数据见表1。
二氧化硅分析值日期 1.0MPa工艺凝液0.4MPa工艺凝液6.210.0185mg/L 0.0151mg/L 6.230.0262mg/L0.0258mg/L表1 SiO 2化验数据对比通过分析结果可以看出，界区来的1.0MPa 凝结水与0.4MPa 凝结水二氧化硅的含量与4月以前外送凝结水平均值较接近，所以排除其他装置或系统窜介质进入凝结水系统导致二氧化硅含量升高的因素，进一步缩小范围至换热站。
凝结水过冷却对机组运行的影响
凝结水过冷却对机组运行的影响1、概述在凝结器内凝结水的出口温度低于蒸汽的饱和温度的现象称为凝结水过冷却，所低的度数称为过冷却度。
凝结水过冷增加了循环冷却水的耗量，使冷源损失增加，同时也增加了机组末级低加的回热抽汽量，使回热效率降低，影响了机组的经济性。
凝结水过度冷却，其含氧量就会大大增加，凝结水水质就会恶化，致使低压结水系统设备受到腐蚀，除氧器除氧负担加重，对机组的安全运行极为不利。
因此，过冷度的存在对机组运行的经济性和安全性都有不利影响。
从节能降耗和安全运行两方面考虑,降低凝结水的过冷度是十分必要的。
2、凝结水过冷原因分析凝结水过冷度表征凝结器热水井中凝结水的冷却程度，它是衡量凝结器经济运行的重要指标之一，目前对凝结器过冷度的要求是不超过0.5～1℃。
凝结水产生过冷的主要原因及影响因素是：2.1由于冷却水管管子外表面蒸汽分压力低于管束之间的蒸汽平均分压力，使蒸汽的凝结温度低于管束之间混合汽流的温度，从而产生过冷。
2.2由于凝结器内存在汽阻，蒸汽从排汽口向下部流动时遇到阻力，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。
2.3蒸汽被冷却成液滴时，在凝结器冷却水管间流动，受管内循环水冷却，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷。
2.4 由于凝结器汽侧积有空气，空气分压力增大，蒸汽分压力相对降低，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。
2.5凝结器构造上存在缺陷，冷却水管束排列不合理，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜，当水膜变厚下垂成水滴时，水滴的温度即水膜内、外层平均温度低于水膜外表面的饱和温度，从而产生过冷却。
2.6凝结器漏入空气多或抽气器工作不正常，空气不能及时被抽出，空气分压力增大，使过冷度增加。
2.7 热水井水位高于正常范围，凝结器部分铜管被淹没，使被淹没铜管中循环水带走一部分凝结水的热量而产生过冷却。
2.8循环水温度过低和循环水量过大，使凝结水被过度的冷却，过冷度增加。
集控论述题目_合并卷
集控论述题目(1分)1. 试述造成汽温偏高的原因有哪些?答案: (1)水冷壁的管内结构，管外结渣、积灰，吸热量减少，高温烟气进入后部烟道，使过热器吸热量增加。
(2)燃料性质改变。
水分或灰分增加，或煤粉过粗，造成二次再燃烧。
1)火焰中心高，炉膛负压大，使高温烟气没有充分被水冷壁吸收热量而流走，使过热器吸热量增加。
2)炉膛漏风量大，降低了炉膛温度，减少了辐射传热，使汽温升高。
3)给水温度低，燃料量增加使汽温升高。
4)表面式减温器结垢，传热能力差。
5)中储式制粉系统中，旋风分离器堵塞，煤粉自流，煤粉大量进入炉膛，使过热器吸热量增加。
6)减温水系统发生故障或调整不当。
(1分)2. 无载调压的变压器切换分接头后，测量直流电阻不合格是什么原因?答案: 切换分接头后，测量三相电阻应平衡。
若不平衡，其差值不得超过三相平均值的2％，并参考历次测量数据。
若经过来回多次切换后，三相电阻仍不平衡，可能是由下列原因造成的：(1)分接开关接触不良，如触点烧伤、不清洁、电镀层脱落、弹簧压力不够等。
(2)分接开关引出导线在运行中开焊，多股导线有部分断股。
(3)三角形接线一相断线，此时未断线的两相电阻值为正常值的1．5倍，断线相的电阻值为正常值的3倍。
(1分)3. 何为凝结水过冷却?有何危害?凝结水产生过冷却的原因有哪些?答案: 凝结水的过冷却就是凝结水温度低于汽轮机排汽的饱和温度。
凝结水产生过冷却现象说明凝汽设备工作不正常。
由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料消耗，使发电厂的热经济性降低。
此外，过冷却还会使凝结水中的含氧量增加，加剧热力设备和管道的腐蚀，降低安全性。
凝结水产生过冷却的主要原因有：(1)凝汽器汽侧积有空气，使蒸汽分压力下降，从而凝结水温度降低。
(2)运行中的凝汽器水位过高，淹没了一些冷却水管，形成了凝结水的过冷却。
(3)凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜。
此水膜外层温度接近或等于该处蒸汽的饱和温度，而膜内层紧贴铜管外壁，因而接近或等于冷却水温度。
热力电厂凝结水过冷现象的分析
热力电厂凝结水过冷现象的分析摘要：汽轮机的排汽温度达到其凝汽器压力下的饱和温度即理论凝结温度时并不能凝结，要在这个饱和温度以下的某一温度（称为实际开始凝结温度）才开始凝结，即在这个过程中实际凝结温度总是低于理论凝结温度的，两者的温度差值就称为过冷度。
热力电厂中凝结水过冷度代表凝汽器热水井中凝结水的过度冷却程度。
理论上凝结水过冷度越大造成机组经济性越差，热力电厂凝结水过冷度一般控制为0.5～2℃之间，机组运行中关注凝结水过冷度这个指标范围也能从中反映出机组在运行安全性、经济性等方面的问题。
因此分析凝结水过冷度偏差大的原因，如何采取针对措施有效缩小凝结水过冷度对于热力电厂汽轮发电机组运行具有不可忽视的经济价值和安全意义。
关键词：热力;凝结;分析;对策1 凝结水过冷度偏大现象分析在热力发电厂投入使用的过程中，不时会发生机组凝结水过冷度较突出的现象，导致凝结水过冷度偏差的因素很多，可能是冷凝器设计或者操作不当引起的，所以从以下几个方面进行分析：1.1 凝结器构造上存在缺陷由于冷凝器冷却水管束布置过于紧密且不尽合理，使蒸汽混合物在管束中心到冷凝器中有较大的蒸汽阻力，导致冷凝器内部的绝对压力从冷凝器入口到出口逐渐减少，使得冷凝器实际冷凝的蒸汽温度低于冷凝器入口处的饱和温度，导致冷却过度。
结果，大部分蒸汽负荷集中在上部冷却管束中。
冷凝水通过致密管束并在冷却管外侧形成一层水膜，该水膜附着在循环水冷却管上，使冷凝水的过冷却加重。
1.2 空气漏入凝汽器或真空泵工作不正常在该装置运行期间，处于真空状态的汽轮机的排气缸、冷凝器和低压给水加热系统如果存在任何不当操作，都会导致漏气。
此外，真空泵的异常工作，不能适时地排出漏气进入冷凝器。
这两个原因使冷凝器中积聚的空气和非冷凝气体增加，不仅会在冷却水管表面形成不良的传热膜，阻挡传热效果，增加传热端差;同时，它还使冷凝器中蒸汽气体混合物中的空气成分增加，导致空气分压的增加和蒸汽分压的相对降低，而蒸汽在其自身的分压下仍然冷凝。
凝结水过冷却的原因
凝结水过冷却的原因
凝结水过冷却是指水在温度低于其结冰点的情况下仍然保持液态状态。
其原因主要有以下几点：
1. 纯净度高：如果水中没有任何杂质或异物，那么在温度降低时结冰
的起点会相对较高。
如此，在低于结冰点的温度下，水仍然可以保持
液态。
2. 缺乏凝结核：在水中，凝结核指的是能够促使水分子结合形成冰晶
的微小杂质或颗粒。
如果缺乏足够的凝结核，水分子很难聚集形成冰晶，从而导致过冷却现象的发生。
3. 动力学效应：当水分子在没有足够凝结核的情况下超过其结冰点时，由于受到超冷的限制，结晶过程需要克服一定的能量壁垒。
这导致结
晶过程受到抑制，使得水保持在液态状态。
总之，凝结水过冷却的原因可以归结为水的纯净度高、缺乏凝结核及
动力学效应的影响。
这些因素使得水能够在低于结冰点的温度下仍然
保持液态状态。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
一、凝结水过冷的危害
由于凝结水的过冷却,使传给冷却水的热量增加,而这部分能量损失要靠锅炉多燃烧燃料来弥补,导致系统经济性下降。
凝结水温度过低,即凝结水水面上的蒸汽分压力降低,气体分压力的增高,使得溶解于水中的气体增加。
此外，凝结水中含氧量增加,将导致凝汽器内换热管、低压加热器及相关管道阀门腐蚀加剧,以致降低设备的使用寿命,不利于机组的安全运行。
同时加重了除氧器的工作负担,使除氧效果变差,严重时会腐蚀处于高温工作环境下的给水管道和锅炉省煤器管,引起泄漏和爆管。
因此需从各个方面对凝结水过冷度给以重视，并采取措施使其最小,以此来提高机组运行的经济性和安全性。
二、凝结水产生过冷的主要原因及影响因素
1．凝汽器内管束排列不好
凝汽器内由于冷却水管束布置过密和排列不当,使汽气混合物在通往凝汽器的管束中心和下部时存在很大的汽阻,引起凝汽器内部绝对压力从凝汽器入口到抽气口逐渐降低,使得凝汽器大部分区域的蒸汽实际凝结温度要低于凝汽器入口处的饱和温度,形成了过冷度。
这同时造成了蒸汽负荷大部分集中在上部冷却管束处,蒸汽所凝结的水通过密集的管束,又在冷却水管外侧形成一层水膜,又起到再冷却凝结水的作用。
2.空气漏入凝汽器或真空泵工作不正常
在机组运行过程中,处于真空条件下的凝汽器、汽轮机的排汽缸以及低压等如有不严密处,则造成空气的漏入；另外,真空泵工作不正常,不能及时地把凝汽器内的空气抽走，这使得凝汽器中积存的空气等不凝结气体增加，这样不仅在冷却水管的表面会构成传热不良的空气膜,降低传热效果,增加传热端差，同时由于凝汽器内的蒸汽混合物中空气成分的增高,蒸汽分压力的数值相对于混合物的总压力就会降低, 而凝结水是在对应蒸汽分压的饱和温度下冷凝,所以此时凝结水温度必然低于凝汽器压力下的饱和温度,因而产生了凝结水的过冷却。
3.循环冷却水漏入凝结水内
机组运行中,由于管板胀口不严、钛管腐蚀或损坏，导致冷却水管破裂，冷却水便会大量漏入凝结水中，从而导致凝结水温度降低，过冷度增加，此时还伴有凝结水硬度增大的现象发生。
4.凝汽器水位过高
运行过程中,若凝汽器水位没有调节好，使凝汽器热井中凝结水水位过高，淹没了下部的冷却水管，这样冷却水又带走一部分凝结水的热量，使凝结水再次被冷却，过冷度必然增大。
凝结水水位过高往往是引起过冷度增大的主要原因之一。
5.凝汽器补水的影响
机组在运行过程中,由于锅炉排污等原因,导致工质在循环过程中产生了汽水损失,因此为了满足汽轮机进汽量的需要,必须及时补入到汽水工质循环系统中。
我厂机组凝汽器补水均为将凝补水直接补入凝汽器，冬季时补充水温度一般低于设计工况时凝汽器中凝结水温度，这样将温度较低的凝补水直接补入凝汽器，而在补充水流量较大时，势必造成凝结水温度的降低，致使过冷度增加。
6. 凝汽器冷却水入口温度和流量的影响
循环水温度过低和循环水量过大，使凝结水被过度的冷却，过冷度增加。
对于一给定的凝汽器,在不同运行工况下均存在一个极限真空,达到此极限真空后,再增加冷却水流量不但增大循环水泵的耗功,还引起凝结水过冷。
极限真空只是可以达到的真空,并非经济真空。
试验与运行经验表明,在一定的蒸汽负荷及真空严密性条件下, 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。
综合以上原因分析,#1、#2机凝结水过冷度这几个月以来呈缓慢增大趋势，其主要原因应为海水温度降低，凝汽器入口循环水温度过低且两台循泵运行循环水量大，导致凝结水过冷却。
2014年12月20日#2机过冷度增大至7℃主要是因为#1机环带#2机辅汽联箱，系统有外来补水导致凝汽器水位过高，淹没了部分钛管。
此外，冬季凝补水温度较低，凝汽器补水时会出现凝结水过冷度增大现象。
三、预防措施
在凝汽器运行中,凝结水过冷度是一个不容忽视的性能指标,因此应在运行中积极采取措施,控制和消除凝结水过冷度,来提高机组运行的经济性和安全性。
1.保证真空部分的严密性。
对真空系统进行灌水查漏,重点检查凝汽器喉部、低压抽汽管路、低压缸轴封蒸汽进出管道焊口、低压缸法兰接合面、热井焊接处、凝结水管道法兰连接处、凝汽器水位计接头处、疏水扩，容器焊接处、与热井连接的真空系统阀门等部位,并修补泄漏处;保证真空部分的严密性,防止空气漏入。
这不仅是为了维持凝汽器内的高真空度,也是防止凝结水过冷的有效措施之一。
投运行轴封压力调节器,并将轴封压力控制在规定值内,以防止空气从轴封漏入,影响凝汽器真空。
2. 保证水环真空泵运行良好。
3. 加强对凝结水水位、水质的监视与控制。
为了消除运行中凝结水水位过高而造成的凝结水过冷却现象,一方面除了要求运行人员对凝结水水位严格监督外,另一方面热控整定凝汽器水位自动调节器
和报警装置动作值,使凝结水水位保持在正常范围内。
同时,还可以利用凝结水泵本身的运行特性,采用凝汽器低水位运行的方式。
运行中凝汽器冷却水管腐蚀泄漏,会引起凝结水硬度超标,过冷度增大。
若水质超标不严重,可在循环水入水口处放入木糠堵漏；若水质超标严重,则采取运行中降负荷凝汽器半侧解列查漏方法堵漏或停机时堵漏。
4. 对冷却水的流量和入口温度调节和控制。
夏季采用双循环泵或三台循环泵运行，在冷却水温度较低的季节，尤其是冬天，要通过循环水泵经济运行试验，来确定一个最有利的冷却水量，采用两台循泵甚至双机单泵运行，使机组达到最有利的经济真空，既节约厂用电，又减少甚至消除凝结水过冷度。
5.对于排入凝汽器的各种疏水、补充水、再循环水,接至凝结器的位置一定要高于凝结水水位,最好接至凝结器上部蒸汽空间,并装折流档板,防止冲刷冷却水管,以除掉这些水源中的空气,减少对凝结水溶氧及对过冷度的影响。
6.利用锅炉连续排污对补充水进行加热,以减少补入凝汽器的补充水对凝结水的过冷却。
可在凝补水箱内加装一组管式换热器,由连续排污扩容器引出一管,将排污水送入换热器中作为热源,以加热补充水。