电厂溶氧量高的原因——锅炉给水与凝结水溶解氧超标的五大因素解析

国家标准对电厂溶氧量的控制要求是多少？

火电厂水汽系统中溶解氧到底多高算"高"？按国家质量监督检验检疫总局发布的《GB/T 12145-2016 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》，不同压力等级和处理的限值如下：

实测值突破上述红线即判定异常，DO＞20μg/L需24h内处置。

除氧器运行异常为什么会让溶氧量飙升？

除氧器是不是没达到设计工况？热力除氧要求水在对应压力下的饱和温度（如0.02MPa绝压下需≥104℃）才能使氧析出。常见故障包括：

  ●加热不足：进水温度低于80℃或抽汽压力偏低，端差＞2℃，氧气溶解度居高不下，DO可由5μg/L升至30～80μg/L。

  ●内部结构损坏：旋膜管脱落、填料结垢堵塞可使汽水接触面积缩减30%以上，除氧效率跌至70%以下。

  ●排氧阀异常：开度过小（＜设计值50%）或堵塞，析出的氧气排不出去被重新溶解。

  ●负荷冲击：进水流量突增（如启机时），停留时间不足，短时DO可跳涨2～3倍。

问自己：除氧器上部温度是否匹配压力下的饱和温度？排氧口有无连续微量蒸汽逸出？若否，优先调校。

负压系统空气漏入是最容易被忽视的真凶吗？

凝汽器、凝结水泵入口、给水泵密封水、低压加热器汽侧这些地方压力低于大气压（＜0.1MPa），哪怕针尖大的漏点都会把空气（含21% O₂）吸进水中。典型案例：一个给水泵入口法兰微漏，可使DO从8μg/L飙升至50μg/L以上。

高频漏气点清单：

  ▲凝汽器喉部膨胀节、人孔门、换热管端口

  ▲凝结水泵泵体机械密封、入口滤网放气门

  ▲轴封加热器水位过低致汽侧直通大气

  ▲真空破坏门水封失效或未关严

  ▲低压加热器疏水管道法兰、盘根

验证方法：额定负荷下做真空严密性试验，真空下降率＞0.4 kPa/min说明泄漏严重，需用氦质谱或超声波检漏仪定位。

补给水带氧和化学除氧不足怎么影响数值？

除盐水在常温（25℃）下溶解氧接近8～10 mg/L（即8000～10000μg/L），若直接进入热力系统且未除氧，补水比例每达10%～15%，系统DO可抬升20μg/L以上。

  ◆补水问题：除盐水箱呼吸阀失效致空气倒灌、补水管插入点不合理（未进凝汽器喉部除氧区）、补水温度＜30℃。

  ◆除氧剂问题：联氨（N₂H₄）投加量不足或储存过期分解失效、pH＜8.8～9.3时联氨反应极慢、亚硫酸钠（Na₂SO₃）未按理论需氧量1.5倍投加。

  ◆变工况：启停机或深度调峰时化学加药未同步跟踪，残留氧未被还原。

测量假高和启停机因素要注意什么？

取样系统本身漏入空气会造成"假超标"——针型阀渗漏、取样管接头未紧固都可导致显示值虚高10～30μg/L。机组启动或切缸时负压系统未彻底排空气、凝结水精处理再生后冲洗不彻底，也会短暂推高DO读数，待运行稳定后复测确认。建议配便携式微量溶氧分析仪（0～100μg/L，分辨率0.01μg/L）现场比对在线表计，排除仪表误差后再开展设备侧排查。

ERUN-SP3-A5便携微量溶解氧(DO)分析仪与ERUN-SZ3-A5水质在线微量溶解氧分析仪，专为火力发电厂锅炉给水、凝结水及除氧器出口微量溶解氧监测而设计，具备高精度、高稳定性及微克级(ppb级)检测能力。两款仪器测量范围覆盖0-100μg/L与0-20mg/L，分辨率可达0.01μg/L，响应时间T90＜60S，可精准监测锅炉水汽系统中的微量溶解氧变化。其中，ERUN-SP3-A5采用便携式设计，支持彩色触摸屏、实时曲线显示、自动温度补偿及大容量锂电池供电，适用于电厂现场巡检、启停机检测及实验室水质分析；ERUN-SZ3-A5则支持4-20mA输出、Modbus通讯、历史数据存储及上下限报警功能，可实现锅炉给水与凝结水溶氧的24小时连续在线监测。该系列微量溶氧分析仪广泛应用于火电、化工、冶金及环保行业，可帮助企业及时发现除氧器效率下降、真空系统漏气及氧腐蚀风险，有效降低锅炉省煤器、水冷壁及汽轮机设备腐蚀概率，为电厂水汽品质管理和安全稳定运行提供可靠的数据支撑。

电厂锅炉给水与凝结水溶氧量偏高，往往意味着除氧系统、真空系统或水汽化学控制存在异常。空气漏入、除氧温度不足、化学加药失效以及仪表测量误差，都是导致溶氧超标的重要因素。长期高溶氧运行容易引发省煤器点蚀、水冷壁减薄、凝结水系统锈蚀及汽轮机积盐等问题，严重时甚至可能导致锅炉爆管事故。随着超超临界机组和深度调峰运行普及，电厂对微量溶解氧在线监测的要求不断提高。通过加强除氧器运行管理、提升真空系统严密性、规范化学除氧工艺，并采用高精度便携式和在线溶氧分析仪，可有效降低氧腐蚀风险，保障机组长期安全稳定运行。