凝结水溶氧增大的原因分析
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。
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。
关于凝结水溶氧的分析
关于凝结水溶氧的分析【摘要】正常运行中由于凝结水系统空气的漏入和凝结水过冷度的存在，使得凝结水中溶解氧。
而一旦凝结水溶氧上升，就会导致机组真空下降，影响机组稳定运行和机组效率。
正常运行中若机组真空严密性差，则往往伴随着凝结水溶氧高的情况出现。
一般空气进入凝结水的部位就是其存在真空的地方，空气进入后导致凝结水溶氧高。
【关键词】溶氧真空凝结水系统1、机组概况浙江浙能长兴发电厂汽轮机采用高中压缸合缸，通流部分反向布置，且为双层缸；低压缸由一只外缸、两只内缸和隔热罩组成，它是双流程、双排汽、对称布置，其外缸两端各设有喷水减温装置。
高中压转子和低压转子均为整锻转子，两者连接为刚性连接；为平衡轴向推力，在高中压转子上设置有高、中、低压平衡活塞。
高压转子有一个单列调节级（进汽流向顺流布置）和 12 个压力级，中压转子有 10 个压力级；低压转子有2×7 个压力级。
压力级均为反动式。
我厂凝结水系统由凝汽器、凝结水泵、热井补水系统、低压加热器、轴封加热器、精处理装置等主要部件以及它们之间的连接管道和附件组成，其中最主要的凝汽器采用型号为N-17650-11，单背压、单壳体、对分双流程、表面式凝汽器。
凝汽器的传热面分为主凝结区和空气冷却区两部分，用挡板隔开，空气冷却区的面积约占总传热面积的 5%～10%。
漏入凝汽器内的不凝结空气，经过空气冷却区进一步冷却后，由真空泵从抽气口抽出。
空气冷却区的作用：凝结尚未凝结的蒸汽，减少蒸汽工质的损失；冷却空气，使其体积流量减小，减轻真空泵的负荷，提高抽气效果。
2、凝汽器溶氧2.1空气从疏水回收管道进入凝汽器。
机组的大部分疏水均回收至凝汽器，正常运行时，疏水管路阀门处于关闭状态，若此时管道存在沙眼、放水阀不严或误开、阀门门杆和隔离阀的后法兰不严的情况时，则空气就会由于凝汽器的负压的存在，从这些地方被吸入凝汽器凝汽器，导致凝结水溶氧增加。
2.2凝汽器补水溶氧高凝汽器补水由除盐水提供，若除盐水本身溶氧较高或者补水管路上的阀门门杆、法兰不严密，空气在凝汽器真空的抽吸下，溶氧会进一步的上升，使得凝结水溶氧增加。
凝结水溶解氧的原因分析
凝结水溶解氧的原因分析
凝结是一种物质从气态或溶解态转变为固态的过程。
在凝结过程中，
水分子从气态或溶解态转变为固态的水。
而氧（O2）是一种可溶于水的气体，因此它也可以在水中解溶和凝结。
1.溶解度：氧气在水中的溶解度随温度和压力的变化而变化。
一般情
况下，水温越低、压力越高，溶解度越高。
当水温下降或氧气压力增加时，水中溶解的氧气分子会凝结成氧气的液态或固态形式。
2.分子间力：凝结过程涉及到分子间的相互作用力。
在水中，水分子
之间以氢键相互作用，这种相互作用力使水分子形成固态或液态的结构。
当氧气分子溶解在水中时，氧气分子会与水分子发生相互作用，从而形成
凝结的过程。
3.气体压力：氧气溶解在水中时，会受到环境的气体压力影响。
气体
压力越大，氧气分子与水分子之间的相互作用力越强，凝结的速度越快。
当氧气在水中的溶解度饱和，即溶解的氧气分子已经达到一定的浓度时，
多余的氧气分子会开始凝结成液态或固态的形式。
4.水的纯度：水的纯度也会影响氧气的凝结情况。
纯净的水中溶解氧
的凝结速度较慢，而含有杂质的水中，杂质会提供更多凝结的“核”，促
使氧气分子更容易凝结。
综上所述，凝结水溶解氧的原因主要是由于氧气在水中的溶解度受到
水温、压力，分子间力和水的纯度等因素的影响。
这些因素共同作用，导
致水中溶解的氧气分子凝结成液态或固态的形式。
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。
凝结水溶氧大原因分析
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。
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。
发电机组凝结水溶解氧超标的原因及对策
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 ， 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 。 ２ ． 空 气 进 入
作， 共采集 ５次。见表 ３ 活塞沉降数据采集 表。 ３ ． 百分表法确定活塞沉 降数据 的应用 以上数据反复测量确定有效后 ，根据百分表数据与活塞沉 降关系 ， 绘制活塞沉降数据分析 图， 见图 ４ 。在 日常维 护中不用 拆卸气缸端盖 ，采用百分 表法检查一次获得数据参照活塞 沉降 数据分析图 ， 快捷准确 的确认活塞沉降数据 。 如压缩机运行 ３ 个 月进行维护 ， 对于活塞沉降数据的检查 ， 通过视窗采用本方 法采 塞支撑环磨损 。
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百 分表 数据
１ ． 凝结水 系统 凝结水系统有 ２台 Ｂ ５ ５ ０ Ｉ Ｉ Ｉ 一 ６型凝结水泵 Ａ、 Ｂ， 流量 ４ １ ２ ｔ ／ ｈ ， 扬程 ３ ０ ０ ｍ ， 转速 １ ４ ８ ０ ｒ ／ ｍｉ ｎ ， 机 械密 封形式 ， 密封 冲洗水压 力０ ． ４ ～ ０ ． ６ ＭＰ ａ 。每 台水泵入 口设计 有隔离 阀和入 口滤 网， 泵入
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
凝结水是指在蒸汽冷凝回水带中产生的水，常见于锅炉和冷凝器等设
备中。
如果凝结水中溶氧含量过高，可能导致金属腐蚀、水垢生成以及有
害气体的释放等问题。
因此，了解凝结水溶氧高的原因以及相应的处理方
法非常重要。
1.原因分析
凝结水中溶氧含量高可能有以下几个原因：
1)进水中溶氧含量高：进水中的溶氧含量通常较高，如果进水的溶氧
含量不能通过适当的预处理降低，那么凝结水中的溶氧含量也会较高。
2)空气进入系统：若系统中存在任何空气泄漏，空气会带入氧气，增
加溶氧含量。
3)高温下溶解氧增加：溶解氧随着温度的升高而增加。
在高温工作环
境中，凝结水的溶氧含量通常会较高。
2.处理方法
针对高溶氧含量的凝结水，可以采取以下几种处理方法：
1)脱氧：在加热器进水管道中安装脱氧装置，通过化学方法或物理吸
附等方式除去水中的氧气，降低凝结水中的溶氧含量。
2)降低进水中的溶氧含量：可以采用空气曝气、水中通入氮气等方法，将空气中的氧气替换为其他气体，降低凝结水的溶氧含量。
3)控制空气泄漏：确保系统中所有管道、阀门和泵的密封性，以减少
空气泄漏，从而降低溶氧含量。
4)控制进水温度：调节设备的工作温度，避免将凝结水的温度升高到溶氧速率增加的临界点，从而减少溶氧含量。
总之，凝结水溶氧高可能导致一些不良问题，所以需要采取相应的处理方法来降低溶氧含量。
这不仅需要从源头控制进水中的溶氧含量，还需要对系统中的空气泄漏进行治理，调节进水温度等方式来降低溶氧含量，从而保证设备的正常运行，减少金属腐蚀和水垢生成等问题的发生。
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凝结水溶氧增大的原因分析
凝结水溶解氧是凝结水质的一个重要指标,我厂自投运以来凝结水溶解氧合格率偏低,本文分析了凝结水溶解氧不合格的原因,就如何调整凝结水溶解氧进行了探讨。
凝结水溶解氧不合格的原因是什么?如何处理，凝结水溶解氧不合格的原因及处理如下:
1)凝汽器真空部分漏气。
应通知汽机人员进行查漏和堵漏。
2)凝结水泵运行中有空气漏入。
可以倒换备用泵，盘根处加水封。
3)凝汽器的过冷度太大。
可以调整凝汽器的过冷度。
4)凝汽器的铜管泄漏。
应采取堵漏措施，严重时将凝结水放掉。
一、异常事件经过
05年12月23日发现#2机凝结水溶解氧由原因的15μｇ/Ｌ上升至30μｇ/Ｌ，对#2机凝结水在线记录仪与手动采样分析确认凝结水溶解氧确实增大，经过观察发现当机组负荷升高至550MW以上时凝结水溶解氧会下降至30μｇ/Ｌ以下，负荷低时溶解氧增大。
组织人员对#2机凝结水系统及真空系统进行全面检查，要求维护人员对#2机真空系统所有阀门：真空泵入口门、凝汽器抽真空门、凝汽器热水井放水门、凝结水泵抽空气门、凝结水泵入口门、高低压加热器危急疏水门、低加排气门、低加水位计门、低压缸汽侧人孔门、低压缸水侧人孔门、凝结水泵入口滤网入口法兰、凝汽器水位计、三级减温器等法兰及焊接焊口共计280多个部位进行摸黄油处理没有效果；要求热控人员对#2机真空系统有关压力测点的连接销母进行紧固没有效果；
调整二台凝结水泵轴承密封冷却水，通过采用双泵运行、切换运行对凝结水泵的运行方式进行调整没有效果；调整轴封加热器运行方式、对轴加水封进行注水、凝结水泵轴承冷却水回水水封注水、调整轴封母管压力、调整除氧器排汽运行方式(倒至排大气)仍然没有效果；12月26日和1月3日对#2机进行了真空严密性试验结果分别为0.21KPa/min和0.20KPa/min与前几个月的试验结果相同达到良好状态。
二、异常原因分析
原因：①凝结水泵水封不严，备用出口盘根不严；②抽气器故障；③汽机真空部分不严密；④过冷却度大。
引起凝结水溶解氧增大的原因有下列四个方面，一是凝汽器真空严密性差真空系统阀门、法兰、焊口等漏真空大量漏入凝汽器内的空气不能即时排出溶解于凝结水中造成溶解氧增大，二是凝汽器热水井内水面以下部分阀门或法兰如热水井放水、水位计及测点、水侧人孔门、凝结水泵入口等有漏空部位，漏入的空气先经过凝结水空气中的氧溶解于水中。
三是凝结水泵轴承密封效果不好、凝结水泵泵体排空门关闭，漏入的空气随凝结水带出造成凝结水溶解氧增大。
四是凝汽器运行方式不合理，如补水量大、补入的除盐水溶解氧大、除氧器排汽大量进入凝汽器等造成凝结水溶解氧大。
三、防范措施
处理：①通知汽机值班人员联系检修消除缺陷；②通知汽机值班人员联系检修消除缺陷；③通知汽机员保持真空；④通知汽机员及时调整
循环水温度。
1.运行值班人员加强对汽水水质指标进行监督，发现凝结水溶解氧增大时要即时使用硅酸根分析仪查找原因。
2.加强对真空系统的检查、监视定期进行凝汽器真空系统严密性试验，每月至少一次，发现问题即时查找原因。
3.真空系统的所有阀门、人孔门法兰摸黄油处理可以防止这些部位漏真空。
4.发现凝结水溶解氧不合格时要即时对机组运行方式进行调整，如除氧器排汽、凝汽器补水、凝结水泵密封水、凝结水泵泵体排空门、轴封加热器疏水方式等，针对不同的情况进行查找。