锅炉给水溶解氧含量调整方案
一起发电机组给水溶解氧浓度低故障的解决方案
图1 #6机组加氧系统图图3 辅助蒸汽系统图图2 #6省煤器入口溶解氧浓度降低现象3 故障核实为确认#6省煤器入口溶解氧浓度低为辅汽运行方式所造成，联系集控将辅汽切换为运行机组自带的情况，#6省煤器入口溶解氧浓度开始上升，问题得以验证。
为保证机组的安全运行，将辅汽运行重新切换至#6机组提供，#6省煤器入口溶解氧浓度又降低到5 μg/L 左右，如图4(a)所示。
在#5机组检修结束启动后，#6机组给水溶解氧浓度恢复正常，如图4(b)所示。
4 结束语此次故障的顺利解决表明，日常生产过程中，若发现难以解决的异常现象，可适当扩大查找范围，协同其他部门，加快问题的排查。
#6机组给水溶解氧浓度低这一问题得以解决，保障了机组的安全运行，为同行业机组给水加氧问题开辟了新思路。
未发现问题；（3）检查除氧器排气管道，发现其温度稍微比气温高，排气管道手动门有轻微漏气。
但更换手动门后，省煤器入口溶解氧浓度仍未提高。
2.2 集控排查经过章节2.1所述的大量排查后，省煤器入口溶解氧浓度还是不能达到运行要求，故开始排查集控部分。
在#6省煤器入口溶解氧浓度开始降低时，正处于#5机组调停后。
询问集控机组运行方式变化情况如下：#5机组调停前，一、二期四台320 MW机组中仅#2机组运行，#2机组还承担供热功能。
#5机组调停后，2017年第02期工业技术创新Industrial Technology Innovation [1][2] [3] [4] [5] （a ）辅汽切换实验图4 #6省煤器入口溶解氧浓度变化曲线（b ）检修后实验作者简介：杭志莹（1971—），男，工程师，铜山华润电力有限公司发电部化学专业工程师。
E-mail: 83914563@王国红（1972—），男，高级工程师，铜山华润电力有限公司发电部部长。
E-mail: max1000@Resolution on a Fault of Low Dissolved Oxygen Concentration of Water Supply in Power UnitsHANG Z hi-ying, WANG Guo-hong(Ch in a Res ourc e s (To ngshan) El ec tri c P ow er C o., L td., X uzhou, Ji angsu, 221142, China )Abstract: The low concentration of dissolved oxygen of water supply will accelerate the corrosion of boiler and affect the normal operation of power units. Based on the principles of oxygenation on water supply, and combined with the working practice, the fault is carefully investigated. The cause of the fault is identified, and the dissolved oxygen concentration of the water supply is restored supplemented with the contrast experiment. The need of safety production is guaranteed, and a new way to solve the problem of oxygenation on water supply is opened up.Key words: Oxygenation on Water Supply; Concentration of Dissolved Oxygen; Power Unit参考文献火电厂汽水化学导则 第1部分：锅炉给水加氧处理导则: DL/T805.1-2011 [S].张广文, 孙本达, 张金升, 等. 给水加氧处理对过热器高温氧化皮生成影响的试验研究[J]. 热力发电, 2012, 41(1): 31-33.周臣, 钱洲亥, 祝郦伟, 等. 锅炉给水加氧处理中钝化膜性能的试验研究[J]. 电力建设, 2011, 32(7): 68-72.周银艳, 孙海峰, 邵杨丽. 超临界机组换热管内氧化皮控制检测方法研究[J]. 科研, 2016(11): 154.杨景标, 郑炯, 李树学, 等. 锅炉高温受热面蒸汽侧氧化皮的形成及剥落机理研究进展[J]. 锅炉技术, 2010, 41(6): 44-50.。
降低给水氧含量，提高设备运行周期
降低给水氧含量，提高设备运行周期在化工企业工作，首要任务就是要保证安全生产，影响安全生产的因素有很多，其中我所在的热电车间，对生产安全影响较大的主要是锅炉的安全稳定运行，锅炉的运行情况将直接影响整个公司的生产情况，而整个锅炉给水系统运行的好坏，又关系到锅炉的长周期安全稳定运行。
为什么给水系统会对锅炉的运行影响这么大，下面我们先来了解一下整个给水系统的流程走向:首先由厂脱盐水站→除氧器→给水泵入口→经给水泵做功后打到给水母管→下级省煤器进口集箱→下级省煤器→上级省煤器管排→悬吊管→悬吊管出口集箱→汽包→下降管→下降管分配集箱→水冷壁下集箱→水冷壁→水冷壁上集箱→引出管→汽包。
通过给水流程可以看出，整个的给水系统所关联的设备及管道非常多，这也是为什么给水系统运行的好坏能够直接影响锅炉长周期安全稳定运行的主要原因。
而对给水系统造成影响的主要因素是由于给水中所含有的一部分有害气体，其中危害最大的是给水中所含有的氧气，鉴于这种情况，通常对给水都会有一定的工艺要求，在平时生产中，只有满足这些工艺要求，才能最大限度的降低对锅炉给水系统造成的危害。
很多化工企业都遇到过因为给水品质问题而影响生产或者影响设备长周期运行的情况，同样的，我们公司也遇到了这种情况。
我们公司现有两台220T粉煤锅炉，2019年开始投入运行，在2020年进行计划检修时，在对锅炉汽包进行检修时发现汽包内大量结垢，且垢体体积较大，严重影响着锅炉的安全稳定长周期运行。
发现这一情况后，车间紧急组织人员分析汽包结垢原因，经分析认为，主要原因是由于给水的品质存在问题，其中影响最大的是给水中溶解氧含量过高。
经过分析取样，发现给水中的溶解氧含量达到100ug /L，而根据标准要求高压除氧器中的溶解氧含量应该≤7ug /L，而我们公司的给水溶解氧含量却远远高于这一标准。
溶解氧为何物，为什么能够造成这么大的危害呢？溶解氧实际上就是给水中所溶解的氧气，给水中的溶解氧主要来自于两个方面:（1）是由化学补充水带来的（2）由于部分低压加热器等热力设备及管道附件不严密，漏入空气导致的。
锅炉给水溶解氧高的原因
锅炉给水溶解氧高的原因
锅炉给水溶解氧高的原因是因为在水循环系统中，水会受到空气
中的氧气溶解而产生氧气，而氧气在高温高压条件下非常容易与水中铁、镁、钙等元素结合，形成氧化物、碳酸盐等不溶性物质，进而引
起红锈和水垢的生成。
此外，锅炉系统在工作中，通常会产生一些有
机产物或其他化学物质，这些物质也会导致锅炉给水中的溶解氧含量
升高。
另外，锅炉的供水管道、过滤器和软化器等设备也会出现损坏或
污垢积累的情况，导致供水管道不通，软化水设备不正常等，从而造
成锅炉给水中的溶解氧含量升高。
锅炉给水中溶解氧含量过高会对锅炉系统产生不良影响，如加速
锅炉设备的腐蚀，加剧水垢和表面氧化物的堆积，导致锅炉能效降低，降低锅炉寿命和产生安全隐患等问题。
因此，保持锅炉给水的含氧量
在适宜的范围内，是确保锅炉系统长期稳定、正常运行的重要保证，
需要加强水处理设施和管道设备的维护保养，并及时清理污垢和沉积物。
为了减少锅炉给水中溶解氧的含量，可以采取下列措施：
1. 通过加热、过滤、软化等方式高效地处理锅炉用水；
2. 安装氧气除气器或真空除气器，将供水中的氧气排出来；
3. 可以加入化学除氧剂或其他化学药剂，使氧气与这些药剂发生反应，从而去除氧气；
4. 定期对锅炉及供水管道进行检修，清理积垢、堵塞的管道及部件，
确保供水畅通，避免管壳腐蚀和腐蚀产物积累。
供热机组除氧器溶解氧超标分析及治理
除氧器运行
给泵 运行
４ 号
４ 号 ４ 号 ４５ ４ ，号 号 ４ ４ 号 号
给 泵再循 环 隔绝 门
给 泵出 口压力 ／ ａ ＭＰ
关 闭
７ ９ ．６
关 闭
７ ９ ．５
Ａ 泵 Ａ泵 Ａ泵 Ａ泵 Ｂ泵 Ｂ泵 Ｂ泵
给泵 出 口压 力／ ａ ７ ９ ８Ｏ ７９ ７ ９ ７７ ７ ８ ７８ ＭＰ ．５ ．１ ．Ｏ ．４ ．９ ．４ ．１
母管 ， 由给 水母 管 向 ２台锅 炉 供 水 。单 台 除 氧器
系统 图如 图 １ 示 。 所
２台燃 煤 锅 炉投 运 以来 ， 直 存 在 除 氧 器 出 一 口水 溶 氧量 高 的 问 题 ， 如 ： 氧 器 水 箱 出 口水 例 除
溶 氧 量 在 ３ ～ ８ ￣ ／ Ｏ Ｏ ｔ Ｌ之 间 ， 给 水 系 统 含 氧 Ｌ 而
ｍｅ ｈ ｎ ｃ ｌ ｅ ｌ ｓ ｒ ｃ ｍｍｅ ｄ ｄ ｔ ｈ ｕ ． ｈ ｎ ｅ ｕ ｐ ｎ ｐ ｒ ｔ ｇ ｐ ｏ ｌｍｓ ａ ｉ ｅ ｏ ｈ ｕ ｄ ｃ ｎ ｉ ｅ ｃ ａ ｉａ ａ ｅ ｏ ｓ ｉ ｎ ｅ ｏ ｔ ｅ ｐ ｍｐ Ｗ ｅ ｑ ｉ ｍｅ ｔｏ ｅ ａ ｉ ｒ ｂ ｅ ｒｓ ，ｙ ｕ ｓ ｏ ｌ ｏ ｓｄ ｒ ｎ ｔ ｅ ｓ ｒ ｃｕ ａ ｃ ａ ａ ｔ ｒｓ ｉｓｏ ｈ ｎ ｉ ｉ ｕ ｌ ｑ ｉ ｍｅ ｔａ ｄ ｔ ｅ ｐ ｏ ｅ ｓｏ ｈ ｎ ｉｅ ｓ ｓ ｅ ｈ ｔ ｕ ｔ ｒ ｌ ｈ ｒ ｃ ｅ ｉｔ ｆｔ ｅ ｉ ｄ ｖｄ ａ ｅ ｕ ｐ ｎ ｎ ｈ ｒ ｃ ｓ ｆｔ ｅ ｅ ｔｒ ｙ ｔ ｍ． ｃ
ｗａｔ ｒ．Ｗ ｈｅ ｃ ａ ｅ ｎ ｈ ｎｇｉ ｈ ｆ ｍ ｓ ｆ ｎｇ ｔ ｅ ｏｒ ｏ ｗａ ｅ ｐｕ ｐ ｅ ｌ ｎｔ ｔ ｅ ｈａ ｉａｌ ｅ ｌ ｔ ｏｘ ｅ ｃ ｎｔ ｎ ｏ ｔ ｔｒ ｍ ｓ ａ ｉ ｏ ｈｅ ｍ ｃ ｎ ｃ ｓ ａ ， ｈｅ ｙｇ ｎ ｏ ｅ ｔ ｆ ｈｅ
150MWCCPP机组锅炉给水溶解氧超标原因分析及解决方案
【 Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ］ Ｅ ｘ ｃ ｅ ｅ ｄ ｉ ｎ ｇ ｓ ｔ ａ ｎ ｄ ａ ｒ ｄ ｏ ｆ ｄ ｉ ｓ ｓ ｏ ｌ ｖ ｅ ｄ ｏ ｘ ｙ ｇ ｅ ｎ ｉ ｎ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｓ ｕ ｐ ｐ ｌ ｙ ｗ ｉ ｌ ｌ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ ｉ ｎ ｈ ｉ ｄ ｄ ｅ ｎ
ｔ ｅ ｅ ｓ ｓ ａ ｆ ｅ ｔ ｙ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｔ ｈｅ ｔ ｈ ｅ ｒ ｍａ ｌ ｅ ｑ ｕ ｉ ｐｍｅ ｎ ｔ ．
【 Ｋ ｅ ｙ ｗ ｏ ｒ ｄ ｓ 】 ｅ ｘ ｃ ｅ ｅ ｄ ｉ ｎ ｇ ｓ ｔ ａ ｎ ｄ ａ ｒ ｄ ｏ ｆ ｄ ｉ ｓ ｓ ｏ ｌ ｖ ｅ ｄ ｏ ｘ ｙ ｇ ｅ ｎ ｉ ｎ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｓ ｕ ｐ ｐ ｌ ｙ ；ｃ ａ ｕ ｓ ｅ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ；
（ 首钢迁钢公司电力作业部 ， 河 北迁安 ０ ６ ４ ４ ０ ４ ）
【 摘
要】 给水溶解 氧超标 ， 将 给省煤器 、 锅炉安全运行带来隐患。 针对这一情况 ， 对给水溶解氧超标原 因进
行分析 ， 并提出解决方案 ， 使 给水溶解氧含量降低至 ５ ｇ ／ Ｌ以下 ， 保证 了热力设备安全 运行 。
于２ ０ １ １ 年 ３月 １日正式 投 产 ， 机 组主 体设备 包括 燃 气 轮机 、 煤 气压 缩机 、 蒸 汽轮 机 、 发 电机 及余 热 锅 炉
各一台 ， 余热锅炉高压蒸汽压力为 ７ ． ３ ９ Ｍ Ｐ ａ ， 根据 Ｇ Ｂ ／ Ｔ １ ２ １ ４ ５ — １ ９ ９ ９ 《 火 力发 电机 组 及 蒸 汽动 力 设备 水汽质量》 规定 ， 锅炉给水溶解氧应 ≤７ ｔ ｘ ｇ ／ Ｌ 。为余 热锅炉配备喷雾式高压热力除氧器一台。机组投产 后， 给水 溶 解氧 含量 在 ３ ０ ～ ５ ０ ｇ ／ Ｌ之 间 ， 远 远 大 于
锅炉给水氧含量超标原因分析及解决措施
分析以往的设计，发现在工艺设计上存在以下问题： （１）锅炉给水与锅炉循环水共用一台取样冷却器，易引起 交叉污染。需另增 加 一 台 取 样 冷 却 器，分 别 独 立 取 样，确 保 样 品分析数据准确。 （２）锅炉给水和锅炉循环水取样器共用一根 ＤＮ２５冷却水 管，取样冷却器换热面积小，造成冷却效果较差，样品的温度不 达标，不符合分析化验要求。 （３）取样点阀门采用 的 是 普 通 阀 门，影 响 取 样。 普 通 阀 门 密封性较差，空气会进入系统内，影响取样结果；取样点设计不 合理，样品准确性较差。 （４）设备请购文件中未注意锅炉给水泵机封冲洗方式的选 择，选择的 ＡＰＩ标准中 Ｐｌａｎ３２冲洗方法，采用的是外加脱盐水 冲洗方式。外加脱 盐 水 未 经 过 除 氧，氧 含 量 较 高，对 锅 炉 给 水 引起二次污染，造成锅炉给水氧含量增加。 （５）除氧器的放空管管径和阀门通经偏小，放空量不达标。 锅炉水解析出的 氧，不 能 及 时 排 出，使 除 氧 水 中 的 溶 解 氧 含 量 增大，影响除氧效 果。 除 氧 器 内 部 填 料 脱 落，堵 塞 锅 炉 给 水 泵 进口阀门，影响介质流量。 （６）加药装置系统性差，自动化控制水平不高，加药量波动 大，不利于除氧。 （７）经 Ｖ０１１７（与除氧器配套的冷凝液闪蒸槽）返回除氧系 统的冷凝液由除氧器塔头底部加入，未经过热力除氧。
某公司硝酸装置自 ２０１６年底建成投产后，经过除氧后的锅 炉给水中氧含量严重超标 ＞１４２ｐｐｂ（ＧＢ／Ｔ１２１４５－２０１６要求锅 炉给水中氧含量 ＜１５×１０－９）。氧含量超标对锅炉给水系统的 管道和设备易引起较大的腐蚀，严重威胁着硝酸装置的安全稳 定运行。对此 我 们 进 行 了 认 真 分 析，找 出 了 除 氧 不 合 格 的 原 因，从设计上进行了优化，结合操作，提出了可行的改进措施和 建议。
十五种锅炉给水除氧方法的比较和分析
十五种锅炉给水除氧方法的比较和分析锅炉给水为什么要除氧锅炉系统的腐蚀主要来自氧腐蚀和弱酸性腐蚀。
氧腐蚀中的氧主要来自给水中的大气溶解；弱酸性腐蚀即CO2溶解于水形成碳酸腐蚀，弱酸性腐蚀中CO2来自大气溶解或锅炉给水中存有碳酸氢根，碳酸氢根受热分解成CO2溶于水中。
弱酸性腐蚀会造成锅炉系统设备及管线金属均匀变薄，氧腐蚀会在锅炉受热面、炉管、系统设备及管网造成点蚀和氧化铁垢下腐蚀。
氧腐蚀和弱酸性腐蚀均会造成锅炉系统水中全铁超标，锅炉系统水铁离子超标时，锅炉水颜色发黄、严重的炉水发红；蒸汽锅炉系统水铁离子超标时大于700ug/L，凝水颜色由纯净开始发黄、发红、严重时发黑，腐蚀更严重时凝水会显示酱油色。
除氧是锅炉给水处理工艺过程中重要环节。
氧腐蚀性物质氧化铁会进入锅炉内，沉积或附着在锅炉管壁和受热面上，形成难溶而传热不良的铁垢，降低热交换速率，让锅炉出力效率下降，浪费能源，同时传热不良的铁垢附着在炉管上，容易让炉管过热蠕胀，从而引发爆管事故；氧腐蚀的铁垢会造成管道内壁出现点蚀和坑蚀，管道腐蚀严重时，会发生管道穿孔、泄漏甚至爆炸事故。
GB/T1576-2008工业锅炉水质国家标准规定：蒸发量大于等于2吨每小时的蒸汽锅炉和水温大于等于95℃的热水锅炉都必须除氧，并且根据锅炉工作压力的不同，要求将给水溶解氧控制在合格的范围内。
锅炉系统存在弱酸性腐蚀时，如果除氧器效率不高，给水中有氧存在，则锅炉系统腐蚀加速。
锅炉系统弱酸性腐蚀好控制，只需要提高炉水的PH值，中和弱酸性便能很好控制腐蚀。
故下面主要讲讲如何控制锅炉系统氧腐蚀，介绍一下十五种锅炉给水除氧方法的比较和分析。
十五种锅炉给水除氧方法的比较和分析之一——热力除氧热力除氧一般分为大气式热力除氧和喷射式热力除氧。
原理是将锅炉给水加热至102-104℃，使氧的溶解度减小，水中氧不断逸出，再将水面上产生的氧气连同水蒸汽一道排除，这样能除掉水中各种气体（包括游离态CO2，N2）。
150 MW CCPP机组锅炉给水溶解氧超标原因分析及解决方案
150 MW CCPP机组锅炉给水溶解氧超标原因分析及解决方案闫树清;范晓明;阎波;李创国【摘要】给水溶解氧超标,将给省煤器、锅炉安全运行带来隐患.针对这一情况,对给水溶解氧超标原因进行分析,并提出解决方案,使给水溶解氧含量降低至5μg/L以下,保证了热力设备安全运行.【期刊名称】《冶金动力》【年(卷),期】2013(000)004【总页数】3页(P45-47)【关键词】给水溶解氧超标;原因分析;解决方案【作者】闫树清;范晓明;阎波;李创国【作者单位】首钢迁钢公司电力作业部,河北迁安064404【正文语种】中文【中图分类】TK223.51 前言我公司150MW 燃气蒸汽联合循环发电机组于2011年3月1日正式投产，机组主体设备包括燃气轮机、煤气压缩机、蒸汽轮机、发电机及余热锅炉各一台，余热锅炉高压蒸汽压力为7.39MPa，根据GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定，锅炉给水溶解氧应≤7μg/L。
为余热锅炉配备喷雾式高压热力除氧器一台。
机组投产后，给水溶解氧含量在30～50μg/L之间，远远大于控制标准。
给水溶解氧超标会引起金属氧腐蚀，造成金属表面形成许多小型腐蚀坑。
腐蚀不仅减薄了省煤器、锅炉等受热面管壁厚度，严重时还会造成炉管穿孔。
如某电厂给水溶解氧含量为0.2～0.3mg/L，在投产一年内因省煤器管与炉管腐蚀泄漏停炉22次，省煤器入口腐蚀速度高达47mm/a。
因此,解决锅炉给水溶解氧超标问题对于发电机组的安全运行具有重要意义。
2 给水溶解氧超标原因分析2.1分析测定方面2.1.1 取样器泄漏导致溶解氧超标给水取样器的冷却水是生产水，取样器如有细微渗漏，生产水则会渗入给水样品中，导致溶解氧超标。
对给水硬度进行12h的连续监测，始终小于1μmol/L，说明溶解氧超标非取样器泄漏导致。
2.1.2 水样温度及其它元素干扰溶解氧测定采用靛蓝二磺酸钠比色法，测定时水样温度不能超过35℃，最好低于环境温度1～3℃，测温仪显示的水样温度始终在25℃左右且低于环境温度。
6F余热锅炉溶解氧超标原因分析与改进
6F余热锅炉溶解氧超标原因分析与改进摘要：2021年1月，运行部反映#4余热锅炉低压炉炉水混浊，有时高压炉炉水也混浊；并且#4余热炉高压给水或低压给水溶解氧经常超标；经运行部加大低压炉和高压炉排污炉水混浊的现象仍没有彻底消除；调整#4余热炉除氧器运行压力，溶解氧超标的现象也未根本好转。
经分析要求运行部投入#9除氧器抽汽加热，调整除盐水补水方式，一天后#4余热炉给水溶解氧恢复合格。
关键词：炉水混浊溶解氧除盐水除氧器1 事件过程描述新疆克拉玛依电厂是新疆油田自备电厂，始建于1962年，其中电厂的#4余热锅炉为杭州锅炉集团股份有限公司设计生产的为6F级燃气轮机配套的国内第一套6F双压余热锅炉，于2009年8月投产。
克拉玛依电厂不但是油田自备电厂，而且还承担着克拉玛依市白碱滩区的冬季供热，所以，该电厂是一个热电联产电厂。
2020年12月—2021年1月，#4余热锅炉出现长时间的低压炉炉水混浊的现象，而且有时高压炉也出现炉水混浊的现象；并且#4余热炉给水溶解氧经常超标，溶解氧一直在20～30微克/升以上，该现象持续了很长一段时间。
电厂运行管理人员通过加强锅炉排污，经过几个运行班次，炉水混浊的现象一直没有彻底消除；同时通过全开低压汽包至除氧器辅助加热蒸汽，或微开除氧器底部加热门来调整锅炉除氧器压力，试图通过提高除氧蒸汽量，消除溶解氧不合格的现象；但是通过调整除氧器压力虽略有升高，给水溶解氧不合格的现象仍未消除。
于是，电厂决定成立技术攻关小组，详细研究针对性的解决这一棘手问题。
2 原因分析及处理情况1月25日，技术组现场调查时，确认#4余热炉高、低压炉炉水均混浊，呈铁锈红色，结合#4余热炉高、低压给水溶解氧持续不合格的现象，可以确定#4余热炉高、低压炉炉水混浊的原因是给水溶解氧不合格，已经造成了受热面氧化腐蚀，长时间的氧化腐蚀将破坏受热面管内壁的钝化膜，必须及时予以解决。
分析造成溶解氧不合格的原因有两方面：一方面可能是#4余热炉除氧器加热蒸汽汽源压力不足，另一方面可能是来自#9除氧器的凝结水水质不合格。
锅炉给水溶氧超标分析及治理
锅炉给水溶氧超标分析及治理摘要：在锅炉给水处理工艺过程中，给水除氧是一个非常关键的环节。
给水在进入锅炉时，如果给水中溶解氧气含量超标，将会使给水管道、锅炉设备及汽轮机通流部分遭受腐蚀，缩短设备的寿命。
为此文中分析了某发电有限公司3号机组锅炉给水溶氧时有超标的原因，针对性地开展了设备改造和治理工作，解决了给水溶氧超标的问题。
关键词：汽轮发电机组；锅炉；给水溶氧超标；改造治理0引言给水在进入锅炉时，如果给水中溶解氧气含量超标，将会使给水管道、锅炉设备及汽轮机通流部分遭受腐蚀，缩短设备的寿命。
防止腐蚀最有效的办法是除去给水中的溶解氧气和其他气体，这一过程称为给水的除氧[1-2]。
如给水溶氧≥7μg/L，则给水溶氧（除氧器出口取样）超标。
在锅炉给水处理工艺过程中，给水除氧是一个非常关键的环节。
给水中溶解氧的存在是锅炉发生化学腐蚀和电化学腐蚀的主要因素[3]。
给水中溶解氧随着水的流程逐渐与金属发生反应，首先腐蚀的是省煤器，省煤器的氧腐蚀使得给水中的含铁量增加，随后进入汽包和水冷壁，水冷壁管结氧化铁垢的速度与给水含铁量成正比，氧化铁垢不但导热性能差，使水冷壁管因冷却不好而过热损坏，而且还会在氧化铁垢下产生垢下腐蚀，造成管壁减薄，加速水冷壁管的损坏，影响锅炉的可靠性[4]。
同时由于溶解氧的存在，还会使热阻增加，传热恶化，降低机组的热经济性[5]。
因此对锅炉给水进行除氧对提高热力设备的安全性、可靠性和机组的热经济性有着非常重要的意义。
1现状概述某电厂一期共5台沪产亚临界汽轮机组，除氧器为上海动力设备有限公司生产的GC-2028型高压喷雾卧式除氧器。
给水系统配置2台汽动给水泵和1台电动给水泵。
给水取样从除氧器下降管（汽泵前置泵入口管）处引出，经高温减温盘后分两路，一路至人工化验取样盘，一路经恒温装置至在线仪表显示，此取样系统还包括相关阀门、法兰等连接部件。
2006年以来，随着电厂机组负荷率的下降，3号机组锅炉给水溶氧时有超标，表现在：①给水溶氧超标发生在低负荷阶段（负荷小于400～450MW)，随着时间推移，500MW负荷时给水溶氧也较难合格；②溶氧超标时，伴有给水溶氧数值频繁波动现象，很难稳定；③溶氧超标时，开大对空排氧门仍不能控制其合格。
降低锅炉给水溶解氧含量
素 ， 做 了 大 量 的 攻 关 一 作 。 下 面 以 公 司 的 额 定 蒸 汽 压 力 Ｉ １ ７ ａ的 ＷＮ 一 ０卧 式 内 燃 蒸 汽 锅 炉 为 例 ， 分 析 给 水 溶 解 ． ＭＰ ４ Ｓ１
氧 含 量 超 标 原 因 。从 』艺 流 程 可 知 影 响 氧 含 量 的 主 要 环 节 在
尘 器 内 的容 积 ， 形之 中提 高 除尘 效 率 ， 终 提 高 了煤 气 质 量 。 无 最 （ ） 用 自动控 制 ， ２采 开启 角 度 随 意 可 调 ， 好 地 满 足 了 重 力 更 除尘 器 放 灰 ： 的 要 求 。 １艺
半 ； 阀体阀盖与阀座接合外表 面经过渗碳化钨处理 ， 上 以保 证阀 的使用 寿命 。下 阀体 阀板为水平板 ， 以软密封 为主 ， 阀座下侧设
（ ） 司一 向 注 重 技 能 培 训 工 作 ， 一 套 完 整 的培 训 计 划 ， １公 有 每 年 都 能按 计 划 进 行 技 能 培 训 。
（） ２ 锅炉 除氧泵 功率 １ ｋ 扬程 ５ ｍ， １Ｗ， ０ 而公 司除氧器 距软 化水箱 只有 １ｍ， ０ 除氧泵完全满足工作需求。 （） ３ 排水 帽堵塞会使海绵 铁与水接触不充分 造成偏流使海
置 落灰 孔 ， 保 阀 ｆ关 闭严 密 到 位 。 确 】
（） ３ 机构联锁保护 ， 使设备运行安全可靠 。
（） ４ 整体 结构 紧凑 ， 安 装 现 场 的适 应 性 强 。 对 （ ） 门全 封 闭 式 结 构 ， ５阀 能将 除 尘 灰 直 接 引 入 到卸 灰 机 ， 环
保 效 果 良好 。 利 职 工 身 心 健 康 。 有
如何降低供热电厂给水溶解氧含量
如何降低供热电厂给水溶解氧含量周晓舟（中国石油辽阳石化分公司热电厂， 辽宁 辽阳 111003）[摘 要] 一般情况下，水中氧含量愈多，钢铁的腐蚀情况愈严重。
热电厂除氧器除氧效果的好坏直接影响各热力设备的安全、经济运行；热电厂所需的补水量大，科学合理地调整除氧器的运行方式，使锅炉给水的溶解氧含量达标是确保热电厂稳定、高效运行的必要条件。
[关键词] 热电厂；高低压除氧器；溶解氧；凝结水作者简介：周晓舟（1969—），女，辽宁辽阳人，大学学历，高级工程师，在中国石油辽阳石化分公司热电厂工作。
某供热电厂有7台高压除氧器，工作压力0.49MPa ，工作温度158℃，额定出力440t/h ；4台低压除氧器，工作压力0.0196MPa ，工作温度104℃，额定出力350t/h 。
由于高压除氧器运行方式调整不合理，因此高压除氧器的溶解氧含量高达20-50μg/L ，超过10μg/L 的国家标准。
热力设备被腐蚀的主要原因，是水中含有溶解气体。
这些气体呈游离状态，在温度较高的条件下，可以直接和钢铁产生化学反应，因而使设备与管道受到腐蚀。
另外在热交换器中如果有气体积聚，就会妨碍传热过程的进行，降低设备的传热效果。
因此水中溶解有任何气体对于热力设备的安全可靠和经济运行都是不利的。
1 原因分析1.1 补水加热不足冬季单台高压除氧器的加热蒸汽需用量约为26.14t/h ，当凝结水量平均每台高压除氧器约为100t/h ；低加运行情况较好时，温度125℃时凝结水的焓约为525 kJ/kg ，高加疏水取最佳状况平均每台高压除氧器导入高加疏水量约20t/h ，194.5℃时高加疏水的焓值为827.5kJ/kg ，加热蒸汽0.6MPa ，280℃焓值为3015.75kJ/kg ，中继水水量为140t/h ，水温取90℃，采暖疏水量取20t/h 、65℃焓值为272.02kJ/kg ，除氧器出口水0.588MPa ，158℃焓值为667.1kJ/kg ，除氧器效率为97%，以锅炉蒸发量约2000t/h 计算，这样能满足运行条件的除氧器负荷约为300t/h 的除氧器运行条件加热的蒸汽量为：G 蒸汽=[140×(667.1-90×4.187) -20×(827.5-667.1)+100×(667.1-525)+20×(667.1-272.02)]/(3015.75-667.1) ×0.97=26.14(t/h)夏季（6~10月）单台高压除氧器的加热蒸汽需用量约为16.91t/h ，凝结水量平均每台高压除氧器约为120t/h ；低加运行情况较好时温度135℃时凝结水的焓约为567.7 kJ/kg ，高加疏水量为20t/h ，194.5℃时高加疏水的焓值为827.5kJ/kg ，加热蒸汽0.6MPa ，280℃焓值为3015.75kJ/kg ，中继水水量为150t/h ，水温取100℃，除氧器出口水0.588MPa ，158℃焓值为667.1kJ/kg ，除氧器的效率为97%，以锅炉蒸发量约2000t/h 计算，这样能满足运行条件的除氧器负荷约为290t/h 的除氧器运行条件加热的蒸汽量为：G 蒸汽=[150×(667.1-100×4.187) -20×(827.5-667.1)+120×(667.1-567.7)]/(3015.75-667.1) ×0.97=20.1(t/h)单台高压除氧器加热蒸汽管道的通流能力约为19.95t/h ，根据通流能力的计算公式为G=D 2×ω/(594.72×υ)，其中D 为蒸汽管的管径，进除氧器蒸汽管为φ219×6的进汽管，D=207mm ；ω为管内蒸汽的流速一般取50~60m/s ，这里取60m/s ；υ为加热蒸汽的比容，0.6MPa 、280℃加热蒸汽的υ=0.3644m 3/kg ；因此进入除氧器的蒸汽流量为G=D 2×ω/（594.72×υ）=2072×60/(594.72×0.3644)=19.95(t/h)。
锅炉给水溶解氧含量调整方案
锅炉给水溶解氧含量调整方案锅炉给水溶解氧含量调整方案就目前锅炉给水溶解氧含量问题，经与运行人员结合及设备设计运行能力进行实际情况参考。
按照公司关于水质标准及管理考核制度（试行）关于锅炉炉水水质标准的要求。
我单位认真从设备工作原理、设备工艺流程分析，对锅炉水质运行规程进行细化，并优化设备运行效果。
2、现我单位锅炉除氧器为旋膜式热力除氧器。
1）、旋膜式热力除氧器除氧特性：利用气体在水中的溶解特性，通过加热蒸汽，将进入除氧器的补给水（除盐水）、凝结水（各种疏水）加热到与除氧器内部压力相对应的饱和温度，根据亨利定律和道尔定律，溶解水中的氧和二氧化碳等非冷凝气体自水中析出，由顶部排气管排入大气，使水中的含氧量达到规定的标准，合格的除氧水储存在除氧器下部的水箱中，随时准备锅炉给水。
2）、锅炉给水溶解氧过高的原因。
具体情况如下：a、除氧器蒸汽压力或进水温度过低。
气体从水中分离出来的必要条件就是必须将水加热到除氧器内蒸汽压力的饱和温度（在0.12MPa （绝对压力）下，水的饱和温度是105℃。
所以通常规定锅炉给水温度为104~105℃。
这是热力除氧的情况。
），当除氧器进水温度过低时，除氧水水温达不到除氧器内压力的饱和温度，给水中的溶解氧就会增加。
除氧器水温的变化对除去水中的氧气和其他气体有直接的关系。
热力除氧的必要条件就是要把给水加热到该压力下饱和蒸汽的温度。
当除氧器蒸汽压力不足时，则大气中空气会从排气管进入除氧器内，反而大大增加水中的溶解氧；压力调整滞后使得汽水混合不均匀，其相应的饱和水温就低，达不到压力下饱和蒸汽的温度，不能起到除氧效果。
例如：因外界（除氧器水汽不平衡、煤气压力造成负荷波动较大）影响，造成除氧器运行中负荷波动较大，造成加热到定量的水相应的除氧器压力下的饱和气体所需要的蒸汽量加大，从而使得除氧器效果变差，与此同时由于蒸汽量加大使蒸汽流速增大，破坏水、汽均匀加热，也导致除氧器除氧效率低。
b、排气门开度不够给水经过蒸汽加热到该压力下的饱和温度时，水中的溶解氧则从除氧器头排除气门，如果气门开度过大，虽然能够达到除氧效果，但是大量的蒸汽随同氧气一起排掉，造成热量及汽水损失，排气阀门未开或开度较小时，解析出来的气体不能排放出去，气体的浓度则不断的增加，影响蒸汽对水的加热，阻碍除氧头上部的除氧作用，使已经除氧的水中溶解氧增大。
锅炉给水溶解氧标准_解释说明以及概述
锅炉给水溶解氧标准解释说明以及概述1. 引言1.1 概述锅炉给水溶解氧标准是针对工业锅炉中重要参数之一进行规定的指标。
溶解氧在锅炉运行过程中存在着腐蚀和能效损失的风险，因此需要控制其含量以保证锅炉的安全运行和提高能源利用效率。
本文将详细探讨锅炉给水溶解氧标准的含义、与国际标准的比较以及影响其含量的因素。
1.2 文章结构本文共分为五个部分，每个部分都有不同的重点内容。
首先是引言部分，介绍文章的概述和结构。
第二部分将详细讨论锅炉给水溶解氧标准的含义及其重要性，并对国际标准与国内标准进行比较。
第三部分将解释说明制定锅炉给水溶解氧标准所依据的相关理论和实验基础，并探讨参考文献和专家讨论在制定过程中的重要性。
第四部分将详细阐述锅炉给水溶解氧标准对于锅炉运行的影响以及它的应用，包括对腐蚀与损坏问题分析和防治措施的讨论，以及提高能效、节能和环保关系的探讨。
最后一部分是结论与展望，总结文章的主要内容并提出未来发展方向和前景展望。
1.3 目的本文旨在全面而系统地介绍锅炉给水溶解氧标准的概念、制定过程及其对锅炉运行的影响和应用。
通过深入研究相关理论基础和实验数据，并结合专家讨论和实际案例，分析探讨溶解氧含量对锅炉腐蚀、能效损失等方面产生的影响，并为未来改进与优化提供建议和展望。
通过本文的阐述，读者将更加深入了解锅炉给水溶解氧标准的重要性并能够运用相关知识进行工程实践和技术应用。
2. 锅炉给水溶解氧标准2.1 锅炉给水溶解氧的含义及重要性锅炉给水中的溶解氧指的是水中所含的氧气分子。
在锅炉系统中，溶解氧是一个重要的参数，影响着锅炉的运行效率和安全性。
高溶解氧含量会导致锅炉内发生腐蚀、设备损坏等问题。
当水中存在较高浓度的溶解氧时，它们会与金属结构发生反应，加速金属材料的腐蚀和损坏。
因此，控制锅炉给水中溶解氧的含量对于保护锅炉设备、延长使用寿命至关重要。
2.2 国际标准与国内标准的比较在锅炉给水处理领域，有多个国际标准和国内标准用于规定锅炉给水中溶解氧的合理范围。
锅炉除氧器给水含氧量超标原因查找与处理
锅炉除氧器给水含氧量超标原因查找与处理发表时间：2018-10-08T14:52:19.840Z 来源：《新材料·新装饰》2018年4月上作者：张义[导读] 锅炉给水系统存在含氧量不合格问题，会出现腐蚀等现象，严重时会发生爆管。
为此，对除氧系统开展试验，根据分析结果进行了工艺改进，项目实施后给水含氧量长期稳定在25μg/L以下，除氧合格率达到100%，消除了锅炉安全运行的隐患。
（广州发展分布式能源站管理有限公司,广东广州 510623）摘要：锅炉给水系统存在含氧量不合格问题，会出现腐蚀等现象，严重时会发生爆管。
为此，对除氧系统开展试验，根据分析结果进行了工艺改进，项目实施后给水含氧量长期稳定在25μg/L以下，除氧合格率达到100%，消除了锅炉安全运行的隐患。
关键词：除氧器；给水泵；含氧量1.前言锅炉给水中的含氧量是造成热力设备和管道腐蚀的主要原因，为防止和减轻热力系统的氧腐蚀，必须对锅炉给水进行除氧处理。
常见的方法为物理方法、化学方法及电化学方法等。
1.1物理方法采用物理方法除氧，是利用物理的方法将水中的氧气析出，常用的有热力除氧法、真空除氧法和解析除氧法等。
热力除氧的原理基于亨利定律,即用蒸汽加热的方式把水加热到相应压力下的饱和温度,使水中气体逸出,除去水中含氧量。
真空除氧器就是利用抽真空的方法,使水在常温下呈沸腾状态,除去水中含氧量的设备。
解析除氧器是使含氧的水与无氧的气体相混合,将水中的氧气分离出来的设备。
1.2化学方法采用化学方法除氧，主要是利用化学反应来除去水中含有的氧气，使水中的含氧量在进入锅炉前就转变成稳定的金属或其它药剂的化合物，从而将其消除，常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等。
这种方式多适用于热水锅炉和小型工业锅炉,较大锅炉仅在除氧器发生故障或需深度处理时采用。
1.3电化学方法锅炉给水除氧，除可以采用化学方法和物理方法之外，还可以采用电化学方法。
电化学除氧，是应用电化学保护的原理，使一种易氧化的金属发生电化学腐蚀，让水中的氧被消耗掉而去除。
锅炉给水除氧
锅炉给水除氧在锅炉检验中发现 , 锅炉结垢已不是主要倾向。
氧腐蚀的问题显得格外突出 , 因氧腐蚀造成的锅炉事故有逐年上升趋势。
给水中溶解氧的存在是锅炉发生化学腐蚀和电化学腐蚀的主要因素。
为保证锅炉安全经济运行 , 在 GB1576 《工业锅炉水质》标准中明文规定:“当锅炉额定蒸发量大于等于 6t/h 时应除氧 , 额定蒸发量小于 6t/h 的锅炉如发现局部腐蚀时 , 应采取除氧措施 , 对于供汽轮机用汽的锅炉给水含氧量应小于等于 0.05mg/L 。
锅炉额定功率大于等于 4.2MW 时 ,热水锅炉给水应除氧 , 额定功率小于 4.2MW 的热水锅炉给水应尽量除氧。
“但由于除氧方法选择不当或不采取任何除氧措施 , 锅炉给水中的氧和二氧化碳 , 随着水的流程逐渐与金属发生反应 , 所以省煤器最容易发生腐蚀。
其次是给水管道和锅筒水位线附近 , 其腐蚀速度相当快。
给水除氧的方法多数蒸汽锅炉采用热力除氧 , 少数采用化学除氧和真空除氧。
热力除氧不适用热水锅炉。
一、化学除氧法化学除氧法是将给水通过一定的化学反应而达到除氧的目的。
常用的有药剂除氧、钢屑除氧两种。
1. 药剂除氧常用的化学除氧剂有亚硫酸纳和联氨 , 将其加入给水后与氧气发生化学反应 , 生成无腐蚀性的物质。
加亚硫酸销时 , 通常将药剂配成 6~9 × 10-2 浓度的溶液 , 通过压差式加药罐加入锅炉给水中。
联氨易挥发 , 对人体呼吸系统和皮肤有危害 , 使用时必须加强防护。
经验证明 , 对低压锅炉 , 若保持锅水中联氨含量在 20~3O mg/L 时 , 即使给水不在锅外除氧 , 也可防止锅炉腐蚀。
2. 钢屑除氧当给水流经钢屑除氧器 ( 图 7-7)时 , 水中的氧在与钢屑接触过程中即可使钢屑氧化同时除去水中的氧。
常用的钢屑为 0~6 号普通碳素钢 , 切不可用合金钢屑。
影响钢屑除氧效果的因素很多 ,主要有下列四个方面 :(1) 水的流速。
锅炉氧量调整控制
锅炉氧量调整控制氧量值在锅炉燃烧中的作用、运行中如何控制氧量以及影响氧量值的其它因素。
过剩空气系数直接影响炉内燃烧和排烟热损失的大小，在运行中被准确、迅速地测定是监督锅炉经济运行的主要手段。
关键词：实际空气量；理论空气量；过剩空气系数；锅炉效率锅炉机组运行必须与外界负荷相适应。
当外界负荷变动时，必须对锅炉机组进行一系列调整操作，使锅炉机组燃料量、空气量、给水量等作相应改变，使锅炉机组蒸发量与外界负荷相适应。
否则锅炉运行参数（汽压、汽温、水位等）就不能保持在规定的范围内，将对锅炉机组和整个发电厂安全与经济运行产生影响。
锅炉调整有很多方面,如水位、压力、温度、燃烧等项目，调整的重点在炉内燃烧工况，燃烧不好对安全经济有重大影响。
这里主要对锅炉燃烧的风量控制进行探讨。
1、氧量值在燃烧中的作用锅炉燃烧的好坏对锅炉机组和整个发电厂运行经济性有很大影响。
燃烧调整的任务：a.保持正常稳定的汽压、汽温和蒸发量。
b.着火稳定、燃烧中心不偏、火焰分布均匀，不烧损喷燃器、过热器等设备，避免结渣。
C.使锅炉机组保持最高经济性运行。
燃烧过程是否稳定直接关系到锅炉运行的可靠性。
例如：燃烧过程不稳定将引起蒸汽参数的波动，炉膛温度过低会影响燃料的着火和正常燃烧，容易灭火；炉膛温度过高或火焰偏斜将可能引起水冷壁、凝结管结渣或烧坏设备，增大过热器的热偏差，造成局部管壁超温等。
现场的燃烧过程是通过合理的风煤配合来完成的。
合理的风、煤配合能保持最佳的过剩空气系数；合理的一、二次配风能保证着火迅速、燃烧完全；合理的送、吸风配合能保持适当的炉膛负压，减少漏风。
当运行工况改变时，上述配合比例如果调节得当，就可以减少燃烧损失，提高锅炉效率。
对于大型发电机组，锅炉热效率每提高1% ,将使整个机组效率提高O.3%- 0.4% z标准煤耗下降3-4g∕(kW.h)o有中间仓储式的制粉系统锅炉，为了达到上述燃烧目的，在运行操作中应注意喷燃器一、二次风出口风速和风率，各喷燃器负荷之间的分配运行方式,空气量、燃料量煤粉细度等个参数的调整, 使其达到最佳值。
锅炉软水中溶解氧的危害与去除
锅炉软水中溶解氧的危害与去除一、炉内为什么会发生氧腐蚀?在正常情况下，锅炉内不会发生氧腐蚀，但当发生下述情况时，就可能发生炉内氧腐蚀。
1.除氧工作不正常当热力除氧器运行不正常或除氧剂投加不正常时，就可能使进人锅炉的给水中带有过量的溶解氧。
当给水中溶氧含量不是很大时，腐蚀可能首先发生在省煤器入口处，随着给水含氧量的增大，腐蚀则可能延伸到省煤器的中部和尾部，严重时锅炉的下降管也可能遭到腐蚀。
2.锅炉停用时防护不好锅炉停用时，如果防护措施不当，大气可能侵入锅炉内而造成腐蚀。
锅炉停用时发生的氧腐蚀，通常是整个水汽系统中，特别容易发生在积水不易放干的部分，这与锅炉运行时发生的氧腐蚀常常局限在某一部位是不同的。
二、酸腐蚀1.发生酸腐蚀的原因当炉水中氯化镁MgCl2含量较高时，在高温的作用下，会发生水解反应而生成酸。
盐酸是一种强酸，它能破坏金属表面的氧化膜，又能腐蚀钢铁。
在炉水pH值较低的情况下，腐蚀产物(铁的氯化物)又可能与氢氧化镁Mg(OH)作用而生成新的氯化镁。
新生成的氯化镁在适宜的条件下则又可能水解成盐酸，如此周而复始，使铁不断遭到酸腐蚀而被损坏。
2.炉内酸腐蚀特点锅炉内酸腐蚀多发生在水冷壁管上，其特征是：在水冷壁管皿状蚀坑上，有较硬的Fe，04突起物，呈现层状结构，在附着物和金属交接处有明显的蚀坑，腐蚀部位金相组织发生变化，有明显的脱碳现象。
三、碱腐蚀1.发生碱腐蚀的原因在正常情况下，炉水pH值一般在9～11之间，此时炉管金属表面的氧化膜是稳定的，不会发生碱腐蚀。
发生碱腐蚀的原因，是由于在炉管的局部地方发生了碱的浓缩。
例如：由于水循环不良或在一些水平或倾斜度不够的炉管内，发生“汽水分层”现象时，使附在管壁的液膜浓缩。
该部位的游离NaOH达到危险浓度，从而产生碱腐蚀。
另外，在有沉积物的地方，其沉积物下炉水滞流，也可能使NaOH浓缩到危险的浓度。
2.炉内发生碱腐蚀的机理在高温高压的条件下，炉水中游离苛性钠溶解了铁金属表面的氧化保护膜，使其生成可溶性的亚铁酸，进而亚铁酸盐在高温作用下分解成磁性四氧化三铁并放出氢气，使铁金属遭碱腐蚀而破坏：Fe0+Na0H——NaHFe023NaltFe02+H20叫Fe304+3NaOH+H23.炉内碱腐蚀特点炉内碱腐蚀多发生在软水冷壁管的向火侧，热负荷较高或水循环不良的部位和倾斜管上；多孔沉积物下，和管壁与焊接的细小间隙处。
分析锅炉给水含氧量不合格原因及改进
分析锅炉给水含氧量不合格原因及改进吴晓琴中国石油化工股份有限公司安庆分公司公用工程部安庆246001摘要：锅炉软化给水系统存在溶解氧不合格问题，原因是进除氧器的水温低，不能满足除氧的温度要求；除氧器内配件损坏。
通过工艺改造以提高除氧器进水温度、采用加固除氧器塔内喷嘴的方法完善除氧设备性能和改造取样器减小分析误差、规范操作以稳定除氧器压力和水位，将锅炉给水溶解氧稳定在30μg/L 左右，除氧合格率提100%，消除了锅炉长周期稳定运行的隐患。
关键词：锅炉水处理除氧器软化水引言：热工水处理担负着炼厂中、低压锅炉的供水任务。
系统内设有软化水除氧、脱盐水除氧和凝结水回收处理三个系列。
软化水装置于1977年建成投产，处理量：软化除氧水50t/h。
1997年为配合催化掺重改造及利用裂解装置余热，建立了脱盐水站，引入腈纶厂二级脱盐水，经除氧加氨处理。
其处理量：100 t/h。
同期该装置又将各单位凝结水进行了回收，按品质分级回收处理，其处理量各为：50t/h。
配套4台容量为75 t/h的除氧器，其出水作为低、中压余热锅炉给水。
溶解氧是锅炉给水的主要技术指标。
给水中的溶解氧大幅度超标或者长期不合格，则会影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生，甚至还会发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
因此，加强水处理给水除氧工作是确保锅炉安全运行的有力保障。
软化除氧水工艺流程图1 二级脱盐除氧水工艺流程水处理给水除氧设备选用：喷雾填料式除氧器。
采用的除氧方法主要是热力除氧，即亨利定律：在一定的温度条件下，任何气体在水中的溶解度与该气体的种类,汽水界面的分压力是成正比的. 按照亨利定律,气体在水中的溶解度为，当水中溶解氧压力大于水面上分压力时,氧气就从水中释放出来；当水b=kp/p中溶解氧压力超过它在水中平衡压力时，则会发生氧气不断向水中溶解现象。
因此，只要将水温加热到相应压力下的饱和温度时，氧气在水中的分压力就会降低，那么它在水中溶解度则为零。
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锅炉给水溶解氧含量调整方案
就目前锅炉给水溶解氧含量问题，经与运行人员结合及设备设计
运行能力进行实际情况参考。
按照公司关于水质标准及管理考核制度（试行）关于锅炉炉水水质标准的要求。
我单位认真从设备工作原理、设备工艺流程分析，对锅炉水质运行规程进行细化，并优化设备运行效果。
2、现我单位锅炉除氧器为旋膜式热力除氧器。
1）、旋膜式热力除氧器除氧特性：
利用气体在水中的溶解特性，通过加热蒸汽，将进入除氧器的补给水（除盐水）、凝结水（各种疏水）加热到与除氧器内部压力相对应的饱和温度，根据亨利定律和道尔定律，溶解水中的氧和二氧化碳等非冷凝气体自水中析出，由顶部排气管排入大气，使水中的含氧量达到规定的标准，合格的除氧水储存在除氧器下部的水箱中，随时准备锅炉给水。
2）、锅炉给水溶解氧过高的原因。
具体情况如下：
a、除氧器蒸汽压力或进水温度过低。
气体从水中分离出来的必要条件就是必须将水加热到除氧器内蒸汽压力的饱和温度（在0.12MPa （绝对压力）下，水的饱和温度是105℃。
所以通常规定锅炉给水温度为104~105℃。
这是热力除氧的情况。
），当除氧器进水温度过低时，除氧水水温达不到除氧器内压力的饱和温度，给水中的溶解氧就会增加。
除氧器水温的变化对除去水中的氧气和其他气体有直接的关系。
热力除氧的必要条件就是要把给水加热到该压力下饱和蒸汽的温度。
当除氧器蒸汽压力不足时，则大气中空气会从排气管进入除氧器内，反而大大增加水中的溶解氧；压力调整滞后使得汽水混合不均匀，其
相应的饱和水温就低，达不到压力下饱和蒸汽的温度，不能起到除氧效果。
例如：因外界（除氧器水汽不平衡、煤气压力造成负荷波动较大）影响，造成除氧器运行中负荷波动较大，造成加热到定量的水相应的除氧器压力下的饱和气体所需要的蒸汽量加大，从而使得除氧器效果变差，与此同时由于蒸汽量加大使蒸汽流速增大，破坏水、汽均匀加热，也导致除氧器除氧效率低。
b、排气门开度不够
给水经过蒸汽加热到该压力下的饱和温度时，水中的溶解氧则从除氧器头排除气门，如果气门开度过大，虽然能够达到除氧效果，但是大量的蒸汽随同氧气一起排掉，造成热量及汽水损失，排气阀门未开或开度较小时，解析出来的气体不能排放出去，气体的浓度则不断的增加，影响蒸汽对水的加热，阻碍除氧头上部的除氧作用，使已经除氧的水中溶解氧增大。
a、b、项建议：均衡进水，调整时要做到“少量多次”，避免有大的波动；精细调整，加强加热蒸汽、除盐水、凝结水、疏水等之间的调整。
C、给水泵冲洗水、机械密封、填料密封水选取
我单位选取的锅炉给水泵为DG型，设计要求：正常启动时，轴封一定要接水封水，当输送液体温度高于80℃时，必须向填料压盖及轴封冷却室通入冷却水，冷却水压力为1.5-3公斤，水封水压力要高于密封腔压力0.5-1公斤。
目的是避免外界空气进入泵内，造成给水溶解氧超标。
密封水的选取一般为凝结水，按国标GBT12145-2008，凝结水回收
标准为≤50ug/L,当密封泄露到泵体内时，造成锅炉给水污染，溶解氧升高。
建议：密封水、冲洗水选用除氧器除氧完毕后的给水。
以降低因锅炉给水泵密封水、冲洗水造成的锅炉给水水质污染。
d、阀门密封不严
当除氧器除氧完毕后的水由给水泵送到锅炉内时，因阀门填料、法兰密封不严时，外部空气很可能进入锅炉给水内，造成锅炉给水污染，溶解氧升高。
建议：对控制系统（阀门法兰、管件、封堵等）进行泄漏实验，对可能造成泄漏点的位置涂抹黄油，避免渗漏。
e、除氧器液位控制
除氧器水位控制在设备要求量程的范围内，当除氧器水位过高时，会造成水中的溶解氧排出困难，造成给水溶解氧升高。
建议：除氧器水位控制在正常水位上下100mm，避免因水位过高造成除氧空间过小，不利于除氧效果。
f、取样器装置冷却效果差
给水取样做含氧量测定时，一般应将样品的流量调至500-600ml/min，样品的温度不超过35℃。
取样测定结果才可靠性。
当取样器内易结垢，影响传热效果，必须关小取样阀，才能满足样品温度要求，这样，取样管内水流速度就会减小，且处于未充满状态，不符合化验要求，导致样品不具有代表性。
为了保证样品真实性，应适当增大取样器的换热面积，经过调整试验，在要求的水温下，能
够达到样品流量要求，保证了取样化验所需的条件。
并且规定及时检查、更换取样器内冷却盘管，防止盘管结垢影响冷却效果。
建议：为了保证样品的真实性，适当加大取样器的换热面积，在要求水温的下，达到样品流量的要求，保证取样化验所需条件。
定期定点对取样器进行维护，避免取样器结垢。
D.化学除氧。