分析凝结水溶解氧偏高的原因
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。
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。
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。
凝结水溶解氧含量高的原因分析
凝结水溶解氧含量高的原因分析及治理措施机组正常运行中要求凝结水含氧量小于30 ppb，给水含氧量小于7 ppb。
如含氧量超出规定值，长时间运行必然对设备造成极大危害。
分析造成凝结水溶解氧含量大的原因如下：一、凝结水过冷度大：1、凝汽器水位过高；2、循环水温度过低；3、循环水量过大，循环倍率不合适，造成端差过低；4、凝汽器冷却水管布置不合理，造成二次冷却或回热加热不充分。
二、凝汽器补水中的溶解氧量过大。
三、蒸汽中夹带的氧气（量很小）。
四、真空系统漏泄：1、凝结水泵机械密封漏泄；2、真空系统泄漏（真空严密性试验不合格）。
五、循环水的漏入。
六、各种回收的疏水带入的氧气，以接触大气且温度低者为主。
七、真空泵的工作效率及空气抽出区设计不合理。
结合以上原因，提出相应的治理措施如下：一、控制减少过冷度。
1、从设计、安装、检修角度，尽量控制过冷度至最小；2、调整凝汽器水位正常，在975－1000mm；3、循环水温度的调节，在15－33℃范围内；4、根据负荷调整循环水量、循环倍率，端差不低于3℃；二、确保除盐水水质合格，尽量减少补充水箱接触大气的面积，减少系统的漏泄量，从而减少补水量。
三、减少真空系统的漏泄。
1、更换凝结水泵机械密封，采用双环式机械密封；2、对真空系统进行在线查漏或利用停机机会进行真空系统上水找漏，对查到的漏泄点不分大小，要彻底治理；3、运行中采用调整轴封供汽量、本扩减温水量及凝结水泵外接密封水量的方法，尽量提高真空。
四、加强凝结水水质的监视及化验，硬度超标应立即处理。
五、各回收疏水的水质应定期化验，不合格者应排放掉。
六、确保真空泵工作正常，保持真空泵工作水温度及汽水分离罐水位正常。
凝结水溶解氧超标的原因分析及处理
凝结水溶解氧超标的原因分析及处理作者：张秀来源：《中国新技术新产品》2009年第14期摘要:自1996年以来,大庆油田热电厂三台机组汽轮机凝结水溶解氧一直不合格,又有逐渐上升趋势,经系统地研究分析,找出影响凝结水溶解氧的因素,提出改进意见,使凝结水溶解氧达到合格标准,为机组安全经济运行提供保障。
关键词:汽轮机;凝结水;溶解氧凝结水溶解氧超标一直是我厂很难解决的问题,通过统计2007年三台机全年凝结水溶解氧合格率只有#1机:50.0%;#2机:55.5%;#3机:50.9%。
严重影响了全厂的总汽水合格率,更重要的是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,威胁机组的安全、经济运行。
1凝结水溶解氧不合格的原因分析我厂汽轮机型号为CC140/N200-130/535/535型,汽轮机为一次中间再热三缸二排汽双抽汽冷凝式汽轮机,额定功率200 MW。
经查阅运行和水化验班记录发现自1996年开始,三台机组的凝结水的溶解氧即出现不合格现象,而且至2002年凝结水溶解氧含量达到最高值,溶解氧最高时达200ppb,三台机凝结水溶解氧平均值为75ppb,超过控制标准(40ppb )35ppb,严重影响了全厂的汽水合格率,并给机组运行带来了不安全因素,增加了除氧剂的消耗。
针对这一情况,对造成凝结水溶解氧不合格的因素进行了综合分析,其主要原因如下图:2相关原因分析2.1凝汽器热水井除氧装置对凝结水溶解氧的影响每台凝汽器热水井内设置一套小型脱氧装置,见图二。
做完功的蒸汽经流经铜管内部的循环冷却水热交换后冷凝成凝结水,凝结水流经淋水盘的小孔,溅落在下部的淋水角铁,形成更细小的水滴,根据亨利定律,溶解在凝结水中的气体分离出来,抽气管将析出的气体引入空气冷却区,最后由抽气口抽出。
CCPP区域凝结水氧含量偏高原因分析
CCPP区域凝结水氧含量偏高原因分析本文主要通过介绍作业区凝结水系统的流程，综合分析造成凝结水含氧量偏高的各种因素，接着介绍凝结水含氧量超标所带来的危害。
根据查找作业区凝结水含氧量偏高的因素，为作业区优化系统结构及降低凝结水含氧量以达到标准值，提高水资源的利用率，减少生产运行成本及机组降低安全隐患提供支撑。
【关键词】凝结水；含氧量；我们都知道凝结水在锅炉给水中所占比例较大，所以必须保证凝结水的品质，以使机组正常安全运行。
而凝结水含氧量大幅度偏高或长期不合格，会加速凝结水管道和给水管道及设备腐蚀，严重超标时，还会导致除氧器后给水含氧超标，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。
因此，分析凝结水含氧量偏高的原因对下一步如何降低含氧量保证机组安全运行具有重要的意义。
凝结水系统一、凝结水概述凝结水是指锅炉给水进入锅炉吸收热量后，转变为具有一定压力和温度的蒸汽，送入汽轮机中膨胀做功，做完功的蒸汽排入凝汽器经循环冷却水冷却凝结的水。
凝结水通过凝结水泵从凝汽器下部热井中将凝结水抽出经过轴封加热器加热及其他热力设备再次加热，最后进入除氧器，除氧后的水由给水泵送到省煤器加热最后进入锅炉进行热力循环。
二、凝结水系统流程三、凝结水含氧量偏高的可能原因分析凝结水含氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。
凝结水含氧量严重超标或者长期不合格, 当含氧量较高的凝结水通过热力设备及其附属的管道时，会对设备造成腐蚀。
由于氧与金属可以产生电化学腐蚀，使各辅助设备的寿命受到影响，所以会降低机组运行的可靠性。
凝结水含氧量偏高会增加锅炉给水的含铁量，加快锅炉受热面的结垢速度，降低锅炉效率，影响锅炉的安全运行，还会增加蒸汽的含铁量，加快汽轮机叶片的结垢速度，降低汽轮机的运行效率，影响汽轮机的安全运行。
机组正常运行时，凝汽器在正常真空状态下，凝结水含氧量应该是合格的，由于很多种原因，造成凝结水含氧量超标且长期不合格的问题。
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]本文首先介绍了电厂凝结水溶氧对汽轮机组的危害，分析了影响凝结水溶解氧的原因，提出了解决凝结水溶氧超标的方案及效果。
[关键词]凝结水溶氧量分析前言在汽轮机组的正常运行中，凝结水从凝汽器热水井到凝结水泵的系统设备均处于负压状态，空气很容易从负压系统设备的不严密处漏入凝汽器内，另外，机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因造成凝结水中的含氧量增加—溶氧超标。
目前，国内投运的135MW、200MW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。
1 凝结水溶氧对汽轮机组的危害根据电力技术监督的规定要求，超高压(12.2MPa～15.6MPa)汽轮发电机组，凝结水溶氧含量＜40ug/L，过大的凝结水含氧量会对机组热力设备造成危害，影响机组的经济运行。
归纳起来有以下几方面。
（1）缩短了设备的寿命为了提高机组的效率，大型汽轮发电机组均采用了回热循环系统，如除氧器前的低压加热器和除氧器后的高压加热器等。
当含氧量较高的凝结水通过回热系统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，从而缩短了各辅助设备的使用寿命，降低了机组运行的可靠性。
（2）降低了回热设备的换热效率在汽轮机组的回热系统中，一般采用的换热设备是表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热器的换热面上，如管束的表面上，形成疏松的附着层，造成热阻增大，降低回热系统的热效率，同时，凝结水中过多的含氧量，会使换热器表面上形成一层气体薄膜，也使得换热热阻增大，降低机组循环的热效率。
2 影响凝结水溶解氧的原因及分析某发电厂一期工程装机容量2×135MW，于2006 年投产。
汽轮发电机组是上海汽轮机厂生产，配套两台100%液偶调速给水泵；给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至＃3 低加后经低加疏水泵进入凝结水系统。
由于凝汽器、空气系统及凝结水泵在正常运行中处于负压状态，系统设备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。
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摘要：通过对汽轮发电机组凝结水泵系统和结构的研究，分析设备上发生的凝结水溶解氧超标原，得出凝结水溶解氧超标主要原因是凝结水泵进口管段、进口管段中的阀门和设备漏入空气所致。
采取相应措施,解决了溶解氧超标问题。
关键词：汽轮发电机；凝结水；溶氧量；过冷度；漏气1.凝结水溶解氧原因分析由于凝汽器内进入空气和凝结水存在过冷度，使凝结水中溶解氧。
空气漏入量增加，凝结水溶解氧量增加；凝结水过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加。
如果没有空气进入且凝水过冷度为零，氧气在凝结水中的溶解度即趋于零(因此凝汽器被设计成象除氧器那样，并且在满负荷时效果最佳，这是理想状态)。
影响凝结水溶解氧的2个因素是凝结水存在过冷度和空气的进入。
1．1 过冷的原因凝结水热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差称为过冷度，过冷度表征凝汽器热水井中凝结水的过冷却程度。
现代凝汽器要求其过冷度不超过0．5～l℃。
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，而且也影响凝汽器空气漏入量的估算、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；此外蒸汽被冷却成液滴时，在凝汽器冷却水管问流动，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；或者空气漏入，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，如果抽气器不能及时抽出非凝结气体，增大了传热阻力，也使过冷度增大，从而使凝汽器溶解氧量增大；热水井水位高于正常范围，铜管被淹没，使下面几排铜管中的冷却水又带走一部分凝结水的热量而产生过冷却，过冷度增加，凝结水的溶解氧增加。
循环水温度过低和循环水量过大，凝结水被过度冷却，过冷度增加，溶解氧相对增加。
凝汽器内的淋水装置将凝结水分成细小的水滴，使其与蒸汽逆流，被重新加热，减少过冷和除掉水中的溶解氧，淋水装置将影响凝结水过冷和溶解氧量。
凝结水溶解氧含量高的原因分析
凝结水溶解氧含量高的原因分析及治理措施机组正常运行中要求凝结水含氧量小于30 ppb，给水含氧量小于7 ppb。
如含氧量超出规定值，长时间运行必然对设备造成极大危害。
分析造成凝结水溶解氧含量大的原因如下：一、凝结水过冷度大：1、凝汽器水位过高；2、循环水温度过低；3、循环水量过大，循环倍率不合适，造成端差过低；4、凝汽器冷却水管布置不合理，造成二次冷却或回热加热不充分。
二、凝汽器补水中的溶解氧量过大。
三、蒸汽中夹带的氧气（量很小）。
四、真空系统漏泄：1、凝结水泵机械密封漏泄；2、真空系统泄漏（真空严密性试验不合格）。
五、循环水的漏入。
六、各种回收的疏水带入的氧气，以接触大气且温度低者为主。
七、真空泵的工作效率及空气抽出区设计不合理。
结合以上原因，提出相应的治理措施如下：一、控制减少过冷度。
1、从设计、安装、检修角度，尽量控制过冷度至最小；2、调整凝汽器水位正常，在975－1000mm；3、循环水温度的调节，在15－33℃范围内；4、根据负荷调整循环水量、循环倍率，端差不低于3℃；二、确保除盐水水质合格，尽量减少补充水箱接触大气的面积，减少系统的漏泄量，从而减少补水量。
三、减少真空系统的漏泄。
1、更换凝结水泵机械密封，采用双环式机械密封；2、对真空系统进行在线查漏或利用停机机会进行真空系统上水找漏，对查到的漏泄点不分大小，要彻底治理；3、运行中采用调整轴封供汽量、本扩减温水量及凝结水泵外接密封水量的方法，尽量提高真空。
四、加强凝结水水质的监视及化验，硬度超标应立即处理。
五、各回收疏水的水质应定期化验，不合格者应排放掉。
六、确保真空泵工作正常，保持真空泵工作水温度及汽水分离罐水位正常。
凝结水溶解氧超标的原因
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。
凝结水溶氧大原因分析
凝结水溶解氧超标原因分析1 负压系统严密性对凝结水溶解氧的影响a．凝结水负压区段的泄漏。
由于排汽装置热井部分和热水井直接相连的疏水管路、排汽装置出口至凝泵吸入室及备用凝结水泵出口逆止门前均为负压段。
任何系统上的不严密均造成空气进入凝结水,使凝结水的溶解氧直接增加。
b．真空负压系统严密性按照设计规范要求。
真空系统严密性差时．漏入排汽装置的空气增多，增加了排汽装置真空除氧的负担，使汽轮机排汽不能彻底除氧，凝结水溶解氧升高。
2 排汽装置补水对凝结水溶解氧的影响a．排汽装置补水含氧严重超标b．排汽装置补水进入排汽装置没有得到彻底的除氧，按照安装设计要求，排汽装置补水直接进入排汽装置热井，使补水中的溶解氧没有进行任何形式的除氧，造成凝结水溶解氧升高。
3 热力系统疏水方式设计上的缺陷对凝结水溶解氧的影响a.给水泵密封回水系统b.轴封加热器疏水轴封加热器的疏水原设计为直接进排汽装置热井。
由于轴加风机维持轴封排汽母管处于微负压，正常运行中高、低压轴封最外圈有微量空气随着汽封排汽进入轴封加热器，因此轴加疏水的溶解氧量一定很大。
含有大量溶解氧的轴加疏水直接进入凝汽器热水井与已经过真空除氧的凝结混合，必然增大了凝结水的溶解氧量。
4溶氧量大的水直接进入凝结水系统a.除铁器冲洗水阀门不严，未经过除氧的除盐水直接进入凝结水系统b.除铁器压缩空气漏入除铁器内，使凝结水溶氧量升高解决溶解氧超标的改进方案1 消除负压系统泄露a．负压系统高位检漏，消除系统泄漏。
b．运行期间利用氦质谱仪对所有负压系统进行了泄漏检查试验。
多处区域存在漏真空现象，多为管阀法兰及阀门盘根和空冷岛翅片，对这些区域进行涂抹黄油临时处理。
对凝泵的密封水由闭冷水改为凝结水，并将密封水管加粗，确保了备用凝泵不内抽空2凝汽器补水系统改造3热力系统疏水、回水系统改造结论与建议，对于国产机组尤其是投运初期的机组，凝结水溶解氧超标是很普遍的。
为了彻底解决凝结水溶解氧，主要应从以下方面入手：a．利用机组运行、检修机会，彻底解决真空负压系统泄漏问题检修期间可采用高位压水对排汽装置及负压系统全面检漏，运行期间采用氦质谱仪等先进工具对负压系统泄漏点进行定量的分析处理；b．提高凝结水补水品质，确保补水除氧建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使排汽装置补水溶解氧不超过规定值；c．保证进入凝汽器的热力系统疏水、回水除氧彻底对于所有进入凝汽器的疏放水，应尽量避免直接进入热水井，尽可能将疏、回水接至排汽装置喉部，通过雾化装置进行彻底除氧；此外，维持正常的排汽装置热井水位，确保溶解氧监测系统的正常运行，也是解决凝结水溶解氧问题需要注意的方面。
凝结水溶解氧高的原因
凝结水溶解氧高的原因
凝结水溶解氧高的原因可能有以下几点：
1. 溶解氧来源不同：凝结水相比于自来水或地下水，在经过空气接触后溶解氧的含量会更高。
2. 水温低：水温对溶解氧的含量有很大的影响。
水温较低时，溶解氧含量较高；水温升高时，溶解氧含量会降低。
3. 水流量和气流量大：水流量和气流量较大时，水体中的溶解氧会被更多的气体溶解，导致溶解氧含量增加。
4. 污染少：污染物会消耗大量的溶解氧，导致水体中的溶解氧含量降低。
5. 水体中有植物：水体中的植物通过进行光合作用，可以将二氧化碳转换成氧气，并释放到水中，从而增加水体的溶解氧含量。
需要注意的是，凝结水溶解氧高并不一定意味着水的质量好，这需要综合考虑其他水质指标。
_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。
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摘要在火电厂机组运行正常情况下，凝结水溶解氧量是合格的，但是因为许多原因，导致凝结水溶解氧偏高，使机组不能安全稳定的运行，所以必须对凝结水溶解氧偏高的原因进行分析并且使其溶氧量达到标准值。
本文从凝结水系统入手，通过介绍该系统的组成，得出凝结水在整个系统中的流程。
而凝结水在循环使用中，不可避免地含有腐蚀物和杂质，而随着电厂机组容量的增大，对水质要求提高，又必须对凝结水进行精处理。
然后通过介绍凝结水精处理系统，分析凝结水受污染的原因以及精处理系统需经过过滤和除盐两部分，去除金属腐蚀产物和悬浮杂质以及溶解盐类,但是凝结水溶解氧量偏高所产生的危害却未能消除。
接着介绍凝结水溶解氧量偏高所带来的危害，以及可能引起溶解氧量偏高的原因和解决措施，最后以蒙达发电公司和山西武乡和信发电公司为例，根据这两个电厂溶解氧偏高原因的分析以后，都采取相应的有效措施，来降低溶解氧以达到标准值，使机组可以正常运行，这样既提高了资源的利用率，也减少了生产运行成本。
关键词：凝结水；精处理；溶解氧；AbstractCoal-fired power plants operation in normal circumstances，condensate dissolved oxygen is qualified, because of many reasons, resulting in condensate dissolved oxygen is high , so that units can not be a safe and stable operation, it must be reasons for the high condensate analysis of dissolved oxygen and let dissolved oxygen reach standard value.This paper introduces condensed water from the system ,according to introducing the composition of the system obtained in the condensate flow in the system.The condensation of water recycling, inevitably contain corrosive and impurities, and with the power unit capacity increases, improve water quality requirements, but also must be polishing condensate.Then by introducing the condensate polishing system, the analysis of the causes of contaminated condensate polishing system, and should be filtered and the desalination of two parts, the removal of metal corrosion products and suspended impurities and dissolved salts, but high levels of dissolved oxygen of the harm in the condensate is not removed.Then introduced the high levels of dissolved oxygen in the condensate harm, and may cause high levels of dissolved oxygen causes and solutions,. Finally,Mengda power generation companies and power companies and Xinhe of Shanxi Wuxiang example, according to these two causes of the high dissolved oxygen plant, after they take appropriate and effective measures to reduce the dissolved oxygen to meet the standard value, the unit can be Normal operation, this not only improves the resource utilization, but also reduce the operating costs of production.Keywords: Condensate; polishing; dissolved oxygen;目录引言 (1)第一章凝结水系统 (2)1.1凝结水概述 (2)1.2 凝结水系统组成 (2)1.2.1凝结水泵及其管道 (3)1.2.2凝结水精处理系统 (4)1.2.3轴封加热器及凝结水最小流量再循环 (4)1.2.4低压加热器 (5)1.2.5补充水系统 (6)1.3除氧器介绍 (6)第二章凝结水精处理概述 (8)2.1凝结水受污染原因 (8)2.2凝结水精处理的目的 (9)2.3凝结水处理的重要性 (10)2.4凝结水精处理系统 (11)2.4.1凝结水过滤 (12)2.4.2凝结水混床除盐 (14)2.5凝结水处理设备与热力系统的连接方式 (17)2.5.1低压凝结水精处理系统 (17)2.5.2中压凝结水精处理系统 (17)第三章凝结水溶解氧偏高原因的分析 (18)3.1凝结水溶解氧偏高的原因 (18)3.2凝结水溶解氧偏高的危害 (20)3.3凝结水溶解氧偏高的解决措施 (21)3.4分析凝结水溶解氧偏高原因实例 (23)3.4.1蒙达公司凝结水溶解氧超标原因分析及改造 (23)3.4.2 600MW直接空冷机组凝结水溶氧偏高分析及解决措施 (25)结论 (29)参考文献 (30)谢辞 (31)引言作为国家基础设施的一部分，火力发电厂可谓是用水大户，我国电力工业发展迅速，火电厂用水困难问题也日益突出，而环保要求日趋严格。
虽然我国水资源总量丰富，但人均水资源占有量仅相当于世界人均水资源占有量的1/4，在全国600多个城市中，有400多个城市存在供水不足的问题，其中缺水比较严重的城市有110个，全国城市缺水年总量达60亿立方米。
同时，水资源在全国范围的分布严重不均。
又由于水资源主要依靠大气降水来补充和再生，因此，受到不同地区、不同的气候影响，人类经济活动的周期内，水资源的储量是不恒定的，水资源的状态很脆弱，恢复能力也很弱，同时由于人类对水资源的过度开采以及工业对水生系统的污染，因此，我国的水资源面临着严峻的危机。
所以必须对电厂用水进行处理，以节省水的用量。
因为直接空冷机组的节水优势特别明显，所以在我国比较缺水的北方地区被大量火电厂运用。
与湿冷机组相比较，其真空系统虽然十分庞大，但系统的严密性相对要好，运行中的大部分机组真空严密性都在0.2kpa/min，只是凝结水溶氧普遍大于100μg/L。
又因为凝结水在锅炉给水中所占比例较大，所以必须保证凝结水的品质，以使机组正常安全运行。
而根据溶氧量的标准规定，我们知道普遍直接空冷机组的凝结水溶氧量超标。
而凝结水溶解氧大幅度超标或长期不合格，会加速凝结水管道和低压给水管道及设备腐蚀，严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，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。
因此，降低溶解氧量对于火电厂具有重要的意义。
第一章凝结水系统1.1凝结水概述凝结水是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。
而实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。
由于热力系统存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。
因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。
凝结水的流程如下图1-1所示。
图1-1 凝结水的流程1.2 凝结水系统组成凝结水系统是指由凝汽器至除氧器之间相关的管道与设备。
它的主要作用是加热凝结水，并将凝结水从凝结器热井送至除氧器。
对于超临界的机组，锅炉给水的品质要求很高，因此凝结水系统还要进行除盐净化，此外，凝结水系统对凝结器热井水位和除氧器水位也要进行必要的调节，以保证整个系统的安全运行。
凝结水系统是电厂汽水系统中一个必不可少的组成部分。
凝结水系统及其设备的设计、选型是否合理，对锅炉给水品质、机组效率、汽水系统的稳定运行乃至机炉安全等都有较为重要的影响［4］。
在火力发电厂中，水进入锅炉吸收热量后，转变为具有一定压力和温度的蒸汽，送入汽轮机中膨胀做功，做完功的蒸汽排入凝汽器被冷却水冷却变为凝结水。
凝结水由凝结水泵送到凝结水经处理系统中进行深度净化后在送入到低压加热器，加热后送至除氧器，除氧后的水再由给水泵送到高压加热器加热，然后经省煤器进入锅炉。
虽然水汽循环是在密封条件下进行，但是由于锅炉水质不合格时需排放污水以及水汽系统泄漏等原因，免不了有损失。
为了维持热力系统的正常水、汽循环运行，就要用补给水补充这些损失，补给水也要经过净化处理把水中有害杂质去除后才能再补入除氧器［2］。
超临界直流锅炉机组水汽循环流程图如图1-2所示［1］。
图1-2 超临界直流锅炉机组水汽循环流程1-锅炉；2-汽轮机；3-凝汽器；4-凝结水泵；5-凝结水精处理系统；6-低压加热器；7-除氧器；8-给水泵；9-高压加热器；10-补给水处理系统对于亚临界和超临界机组的凝结水系统，它们的系统组成包括两台100%容量立式凝结水泵（型号：C720III-4，）、凝结水精处理装置、一台轴封加热器，四台低压加热器，一台凝结水补充水箱和两台凝结水补充水泵。
同时，为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行时安全可靠，系统还设置了许多的阀门和阀门组。
其系统组成部分如下：1.2.1凝结水泵及其管道凝结水泵就是从凝汽器下部热井中将凝结水抽出经过轴封加热器，然后依次经过低压加热器加热，最后进入除氧器。
目前凝结水泵大多采用离心式泵。
离心式泵的主要工作部件是叶轮1。
叶轮安装在泵壳2内，并紧固在泵轴3上，泵轴由电机直接带动。
泵壳中央有液体吸入4与吸入管5连接。
液体经底阀6和吸入管进入泵内。