超臨界直流爐給水加氧技術三門峽發電公司潘振波2014年09月洛陽內容一、加氧目的二、給水加氧處理的應用與原理三、給水加氧處理的條件四、給水加氧處理的優點五、給水加氧處理存在的問題六、三門峽電廠#3、4機組給水加氧情況介紹一、加氧目的1、AVT(R)受熱面結垢AVT(R)處理普遍存在鍋爐省煤器、水冷壁沉積速率高問題；許多機組在1～4年需要化學清洗；結垢造成部分機組鍋爐壓差上升快；部分機組由于結垢，造成過熱器減溫水調節閥和高加疏水調節閥堵塞，需要頻繁清理，影響機組安全、經濟運行；一些機組水冷壁節流圈結垢堵塞需要清洗或清理。

原因是AVT(R)處理本身不可避免的爐前給水和疏水系統的流動加速腐蝕以及AVT方式形成多孔、破浪保護膜摩擦系數大問題。受熱面#1機組（06年4月）#2機組（06年8月）#3機組（07年1月）最大沉積速率或氧化皮增長速率（g/m2?a）08年11月最大垢量或氧化皮量(g/m2)最大沉積速率或氧化皮增長速率（g/m2?a）07年10月最大垢量或氧化皮量(g/m2)最大沉積速率或氧化皮增長速率（g/m2?a）08年3月最大垢量或氧化皮量(g/m2)省煤器105.834498.4109195.2253水冷壁向火側154.8230185.9206120.2165高溫過熱器367.7679432.049795.4123高溫再熱器285.1480176.8196381.1495表1、蘭溪#1~#3鍋爐受熱面垢沉積、氧化皮生長情況表2、后石加氧前后鍋爐清洗情況及結垢量機組鍋爐廠家投運時間運行爐清洗時間加氧時間加氧至08年12月運行時間和水冷壁垢量第一次第二次第三次#1日本三菱株式會社神戶造船所(MHI，KOBE)20002003-22004-72007-12007-4-261年7個月，～100g/m2#220002002-112004-122007-32007-5-101年7個月，～100g/m2#320022004-012005-22004-3-204年9個月，～100g/m2#420032005-42005-6-33年3個月，～100g/m2#5ALSTOM-CE設計，韓國釜山重工業株式會社制造20042006-10-82年2個月，～100g/m2#620042006-72006-9-282年2個月，～100g/m2三門峽＃3、4機組結垢速率#3機組于2006年8月通過168h試運，投入商業運行。機組設計給水處理方式為加氨、聯氨全揮發處理【AVT（R）】，2008年3月#3機組檢查性大修，割管測定水冷壁向火側垢量達到190g/m2，沉積速率126g/(m2.a)。#4機組于2006年10月通過168h試運，投入商業運行。機組設計給水處理方式為加氨、聯氨全揮發處理【AVT（R）】，2009年6月#4機組檢查性大修，割管測定水冷壁向火側垢量達到160g/m2，沉積速率70g/(m2.a)。照片1、華能某海濱電廠超臨界機組低壓缸運行一年多，凝汽器泄漏，精處理銨型運行照片2、江蘇某華能超臨界機組低壓缸靜葉（＃3機組，銨型運行）照片3、江蘇某華能超臨界機組低壓缸靜葉

（＃4機組，銨型運行）照片4、后石#4機低壓缸靜葉

（05年大修，AVT，氯化鈉沉積引起腐蝕）1.國內外加氧處理應用國外幾乎所有超（超）臨界機組都采用給水加氧處理，在德國有應用超過40年的歷史；國內80年代初期熱工院開始在望亭電廠進行試驗，95年在華能石洞口二廠開始加氧處理，目前國內超過50臺機組采用加氧處理。國內制定DL/T-805.1-2002直流鍋爐給水加氧處理導則,和DL/T912—2005超臨界火力發電機組水汽質量標準。

二、給水加氧處理原理和應用2.加氧處理原理電化學原理（圖2）氧化膜保護性傳統的給水AVT(R)處理是盡量降低給水的含氧量并加入氨提高水汽系統的pH值，加入聯氨除去給水剩余的氧并且使水汽系統處于還原性條件下。給水AVT(R)處理時，碳鋼表面是磁性四氧化三鐵保護膜。磁性四氧化三鐵在高溫純水中有較高的溶解度，特別在高速流動的純凈給水中磁性四氧化三鐵容易被溶解，從而使碳鋼制高壓加熱器、給水管和省煤器發生流動加速腐蝕現象，給水的含鐵量高。當水的純度達到一定要求后（一般氫電導率小于0.2μS/cm），一定濃度的氧（20～300μg/L）不但不會造成碳鋼的腐蝕，反而能使碳鋼表面形成一層均勻致密的三氧化二鐵+四氧化三鐵雙層保護膜，該保護膜在純水中溶解度低。

三、加氧處理條件1.凝結水全部經過精處理，混床出口電導率小于0.2μS/cm，凝結水精處理出口氫電導率小于0.10μS/cm，省煤器入口給水氫電導率小于0.15μS/cm。2.在線化學儀表經過校驗，準確性達到標準要求。3.加氧裝置已安裝并且完成調試。4.除凝汽器換熱管外，其余汽水循環系統各設備一般應為鋼制元件。對于軸加、低加換熱管采用銅合金的機組，應通過專門的試驗，確定加氧后不會造成軸加和低加管的腐蝕，促進水汽系統銅腐蝕產物的轉移，才能采用給水加氧處理方式。鍋爐水冷壁垢量達到200-300g/m2的機組，進行給水加氧處理前應進行化學清洗。

采用給水加氧的機組，任何時間都不應再加入聯胺。四、加氧處理的優點給水及疏水系統流動加速腐蝕得到抑制，熱力系統腐蝕及腐蝕產物轉移速率明顯降低。

鍋爐受熱面沉積速率明顯降低，提高了鍋爐運行的安全性與經濟性。鍋爐運行壓差隨運行時間的上升速率顯著降低，給水泵的電耗降低。消除了減溫水調節閥、高加疏水調節閥結垢堵塞現象。延長了鍋爐清洗間隔時間。6.延長了凝結水精處理混床運行周期。7.改善了汽水品質，汽輪機通流部分積鹽和腐蝕狀況達到最佳。五、加氧處理目前仍存在的問題加氧轉化期間的控制

轉化期溶解氧濃度的控制；

轉化期氫電導率升高的處理與控制

轉化期銅濃度升高及控制

高加汽側排氣門的控制

除氧器排氣門的控制加氧對銅合金的影響

銅合金在還原性介質中表面生成的是氧化亞銅（Cu2O）保護膜，此保護膜具有較低的溶解度。但在氧化性條件下，氧化亞銅轉變為氧化銅（CuO），氧化銅的溶解性較高，會通過高壓（≥16.5MPa）蒸汽的溶解性攜帶或機械性攜帶轉移到汽輪機高壓缸沉積，引起蒸汽通流面積減小，降低高壓缸效率。但對于含銅量小于1%的銅合金沒有影響。加氧對過熱器、再熱器氧化皮的影響

對T22、T91等合金鋼未發現不良影響

對TP347不銹鋼有影響，應采取以下措施消除：

（1）機組啟動、停機控制氣溫、氣壓變化速率；

（2）運行期間嚴格控制過熱器、再熱器管超溫；

（3）做到封停必檢，采用磁通檢測儀或者拍片的方式檢查“U”形彎處堵塞氧化皮情況，清理堵塞超過1/3面積的“U”形彎。

（4）必要時在機組啟動或停機時進行吹管。對細晶鋼、噴丸鋼等奧氏體不銹鋼沒有影響。六、三門峽電廠#3、4機組給水加氧情況

介紹（一）機組概況及加氧背景

大唐三門峽發電有限責任公司二期工程總裝機容量為2×600MW，鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產的HG－1900/25.4－YM4型一次中間再熱、超臨界壓力變壓運行帶內置式再循環泵啟動系統的本生（Benson）直流鍋爐。分別于2006年8月、10月投產，鍋爐給水采用還原性全揮發處理方式。2008年3月#3機組檢查性大修，割管測定水冷壁向火側垢量達到190g/m2，沉積速率126g/(m2.a)。2009年6月#4機組檢查性大修，割管測定水冷壁向火側垢量達到160g/m2，沉積速率70g/(m2.a)。

運行2年多，垢量基本達到了DL/T794-2012《火力發電廠鍋爐化學清洗導則》的要求。為減少給水系統流動加速腐蝕，降低水冷壁結垢速率，決定進行給水加氧處理。在西安熱工研究院的技術支持下，#3機組在2009年3月進行了酸洗，4月1日至23日進行了加氧轉化試驗；#4機組在2010年6月進行了酸洗，6月29日至7月21日進行了加氧轉化試驗。（二）加氧系統簡介給水加氧系統包括：加氧匯流排、加氧控制柜、加氧管道和閥門組成，詳見系統圖。加氧匯流排作用為連接氧氣瓶，并對高壓氧氣進行減壓穩壓。加氧控制柜是加氧設備的核心，其作用是根據在線氧表溶解氧和凝結水流量信號，對加氧流量進行調解，以滿足加氧處理給水溶解氧含量要求，即30～150μg/L。給水系統加氧點為兩處：其一在凝結水精處理出口母管，通過除氧器入口在線氧表溶解氧和凝結水流量信號進行加氧量調節，維持除氧器入口溶解氧含量達到期望值范圍（30μg/L～150μg/L）。其二在除氧器出口下水管，共三點，即電動給水泵前置泵入口、汽動給水泵A、B前置泵入口各一點。通過省煤器入口在線氧表溶解氧和凝結水流量信號進行加氧量調節，維持省煤器入口溶解氧含量達到期望值范圍（30μg/L～100μg/L）。加氧系統圖（三）加氧方式轉換條件1.機組負荷大于40%額定負荷并運行穩定；機組啟動時，電動給水泵已經停運，汽動給水泵投入穩定運行。2.凝結水全部經過精處理，混床出口電導率小于0.2μS/cm，凝結水精處理出口氫電導率小于0.10μS/cm，省煤器入口給水氫電導率小于0.15μS/cm。3.給水加氧處理同時需要加氨處理，加氨點為精處理出口，控制除氧器入口的直接電導率為1.5μS/cm~2.7μS/cm（目標值2.0μS/cm），以維持省煤器入口給水pH值：8.50～9.00。

4.無論何時，都不得向凝結水和給水系統加聯氨。

5.除氧器排氧門無故障，具備關至微開條件；高加汽側排氣門無故障，具備全關條件。（四）、加氧轉換試驗準備工作1.鍋爐化學清洗2.改造加氧設備、加氧設備試壓，嚴密性試驗3.儀表校正4.實驗室準備工作5.加裝高加疏水氧表6.準備20瓶氧氣。(五)試驗步驟

給水AVT（R）處理系統水質查定和評價試驗；給水AVT（O）處理系統水質查定試驗；加氧轉化試驗；給水含氧量對熱力系統中含鐵量的影響試驗；給水pH對熱力系統中含鐵量的影響試驗；機組正常運行和起停機時有關控制參數的確定。1.給水AVT（R）處理系統水質查定和評價試驗機組給水按原方式進行加氨和加聯氨，采用AVT（R)處理,控制給水pH值為9.3～9.5。進行水汽品質全面查定試驗，確定了機組的水汽品質及其變化規律。查定試驗的重點項目是蒸汽、給水、凝結水和精處理出口水氫電導率、陰離子變化情況，以及水汽系統鐵含量。2.給水AVT（O）處理系統水質查定試驗4月3號10:00＃3機組給水停加聯氨采用AVT（O)處理,控制給水pH值為9.3～9.5。4月4號10:00停止給水加氨，加大精處理出口加氨量使精處理出口凝結水、除氧器入口給水和省煤器入口給水的pH控制在9.3～9.5.在上述條件下進行水汽品質全面查定試驗，確定了機組的水汽品質及其變化規律。查定試驗的重點項目是蒸汽、給水、凝結水和精處理出口水氫電導率、陰離子變化情況，以及水汽系統鐵含量。3.加氧轉化試驗4月5日9:00前，運行人員將10瓶氧氣運至加氧現場。4月5日9:30～10:00聯系機組運行人員打開機組精處理加氧就地一、二次閥門，打開除氧器下水管的加氧系統一、二次閥門（不運行的給水泵相應的加氧一、二次閥門關閉，以后加氧處理均應按此規定執行）。5日10:30開始向除氧器出口下水管加氧，手動加氧，控制加氧流量，維持初始加入氧量100μg/L～300μg/L。11：00開始精處理出口加氧，控制加氧流量，維持初始加入氧量30μg/L～150μg/L。開始機組開始加氧轉化過程，應做好以下水質監測工作：監測水汽系統的氫電導率，陰離子變化情況。此階段氫電導率的上升與氧化膜中的雜質釋放有關，鐵含量有升高的趨勢，這是轉換期間的正常情況。凝結水精處理混床總出口的氫電導率只要小于0.1μS/cm，可繼續進行加氧處理。省煤器入口給水氧含量達到100μg/L時，密切監測給水的氫電導率，在氫電導率接近于0.5μS/cm以前，及時將給水的氧含量降低到100μg/L左右，并加強水汽品質的檢測。過熱蒸汽氧含量達到100μg/kg時，密切監測其氫電導率，在氫電導接近于0.5μS/cm以前，及時將給水的氧含量降低。省煤器入口給水或過熱蒸汽氧含量開始升高時，熱工院通知電廠運行人員關閉除氧器排大氣門或除氧器向凝汽器排汽門。省煤器入口給水或過熱蒸汽氧含量開始升高時，熱工院通知電廠運行人員關閉高壓加熱器向除氧器的連續排汽門，使高壓加熱器疏水的氧含量明顯上升即為系統氧轉化結束、氧平衡。加氧期間熱工院加強對蒸汽氫含量的監測和陰離子的檢測。4、給水pH調整試驗4.1給水pH值按9.3～9.5運行加氧轉化至高加疏水有氧前，一直在精處理出口一點加氨，控制精處理出口凝結水、除氧器入口和省煤器入口給水的pH9.3～9.5。4.2給水值pH按8.7～9.0運行高加疏水檢測到氧后，降低精處理出口加氨量使精處理出口凝結水、除氧器入口和省煤器入口給水的pH值降低至8.7～9.0。5、氧含量調整試驗給水的pH:8.7~9.0，試驗不同負荷下（最低負荷300MW，中間負荷400MW，滿負荷600MW左右，每種工況至少連續維持3小時以上）保持給水含氧量30~150μg/L下相應加氧量(由除氧器入口氧含量控制精處理出口加氧量，由給水氧含量控制除氧器出口加氧量）。6.加氧試驗期間水質惡化應急措施6.1當凝汽器發生泄漏時，凝結水的氫電導率大于0.3μS/cm，運行人員檢查原因并確保凝結水全部經過精處理。若精處理出口的氫電導相繼升高，大于0.3μS/cm時，停止加氧，運行人員提高加氨量，維持給水pH9.3~9.6。6.2在加氧轉化期間，當省煤器入口/出口氫電導率大于0.5μS/cm化學運行人員通知熱工研究院試驗人員。6.3加氧轉化結束，加氧正常運行時，如果給水的氫電導率大于0.15μS/cm，應該查明原因，降低給水加氧量,一般當給水加氧量降低時，其氫電導率相應降低。當停止加氧后，給水氫電導仍然大于0.15μS/cm，則停止加氧，同時提高加氨量，維持給水pH9.3~9.6。6.4機組進行加氧處理后,任何條件下機組給水和凝結水都不得加聯氨。7.加氧前后的主要水質指標對比7.1

#3機組加氧過程省煤器給水含鐵量變化趨勢7.2

#3機組加氧過程凝結水含鐵量變化趨勢7.3

#3機組加氧過程中高加疏水含鐵量變化趨勢(六)加氧機組的汽水品質控制指標汽水控制指標應符合以下標準中期望值DL/T912—2005《超臨界火力發電機組水汽質量標準》DL/T805.1-2011《火電廠汽水化學導則第1部分：直流鍋爐給水加氧處理導則》GB/T12145-2008《火力發電機組蒸汽動力設備水汽質量》(七)加氧機組的啟停機措施及停爐保護1.機組啟動措施1.1機組啟動時，按規程分別進行冷態和熱態清洗，并投運精處理設備。在機組啟動冷態和熱態清洗時，精處理出口只加氨，不加聯氨，精處理出口氨的加入量按除氧器入口電導率5.5μS/cm～8.5μS/cm控制（目標值為7.0μS/cm），以維持給水pH值：9.3～9.6。原清洗水質指標中聯氨和溶解氧不作控制指標，其它指標不變。1.2機組啟動時，高壓加熱器向除氧器運行連續排氣一、二次門打開；當開始加氧后，4h內將高壓加熱器向除氧器運行連續排氣一、二次門關閉。1.3機組啟動時，除氧器排氣電動門打開；當開始加氧后，4h內關閉除氧器排氣電動門，并使運行排氣門處于微開狀態。1.4機組帶負荷超過200MW，汽動給水泵投入穩定運行后，并且精處理出口氫電導率小于0.12μS/cm，省煤器入口給水氫電導率小于0.15μS/cm時，方可進行加氧處理。加氧4h后，降低精處理出口加氨量，使除氧器入口電導率控制在1.5μS/cm～2.7μS/cm范圍內（目標值為2.0μS/cm），將給水pH降低到8.5～9.0。2.1水質惡化凝結水氫電導率大于0.3μS/cm時（如：凝汽器發生漏泄、回收的疏水質量劣化時等），應查找原因并采取相應措施，并按三級處理原則處理。2.水質惡化和機組停運措施

如果凝結水精處理出口的氫電導率大于0.12μS/cm，并且省煤器入口給水的氫電導率大于0.15μS/cm時，應停止加氧，關閉加氧控制柜精處理和除氧器出口加氧進出口閥門。打開除氧器排氣門和高壓加熱器向除氧器連續排氣一、二次門；與此同時，提高精處理出口加氨量，控制除氧器入口電導率在5.5μS/cm~8.5μS/cm，提高給水的pH值至9.3～9.6；待省煤器入口給水的氫電導率合格后，再恢復加氧處理工況。2.2非計劃停機非計劃停機，應該立即關閉加氧控制柜精處理和除氧器出口加氧進、出口閥門，停止加氧，并打開除氧器排氣門和高壓加熱器向除氧器連續排氣一、二次門。同時加大精處理出口的加氨量使除氧器入口電導率在5.5μS/cm~8.5μS/cm范圍（必要時啟動給水加氨泵向除氧器出口加氨），盡快將給水pH提高到9.3～9.6。2.3正常停機正常停機，可提前4小時，關閉加氧控制柜精處理和除氧器出口加氧進、出口閥門，停止加氧，并打開除氧器排氣門和高壓加熱器向除氧器連續排氣一、二次門。同時加大精處理出口氨加入量使除氧器入口電導率在5.5μS/cm~8.5μS/cm范圍，以盡快提高給水的pH值至9.3～9.6。2.4停機保養2.4.1中、短期(C/D檢修)停機停機前按5.3要求調整給水pH：9.3~9.6，并停機。鍋爐需要放水時，在鍋爐壓力為1.6MPa~2.4MPa，熱爐放水，打開鍋爐受熱所有疏放水門和空氣門。鍋爐不需要放水時，鍋爐充滿pH值9.3～9.6除鹽水。2.4.2大修（A/B檢修）停機

提前4小時停止加氧。汽機跳閘后，建立分離器回凝汽器的循環回路，旁路精處理設備，提高精處理出口加氨量，調整給水pH值：9.60~10.0。

停爐冷卻，在鍋爐壓力為1.6MPa~2.4MPa，熱爐放水，打開鍋爐受熱所有疏放水門和空氣門。2.4.3加氧處理機組不應采用成膜胺保養。2.4.4機組水壓試驗機組水壓試驗采用加氨調整pH：9.5～10.0的除鹽水進行。(八)加氧運行的安全經濟效益1.#3、4機組給水加氧的改造成本#3、4機組按照給水處理方式為加氨、聯氨全揮發處理【AVT（R）】和加氧處理(OT)設計安裝了加氨、加聯胺、加氧設備，但是由于基建安裝的加氧設備不能滿足加氧需要，加氧改造前重新安裝了兩套加氧設備（#3、4機組各一套），費用40萬元。#3、4機組鍋爐加氧前進行酸洗，費用為120萬元。#3、4機組給水加氧轉換委托西安熱工院進行，技術服務費60萬元。

綜上所述，#3、4機組給水加氧改造成本為220萬元(兩臺機)。2.給水加氧的運行費用每臺機組每月加氨水1.5噸，氨水單價3500元/噸，月費用0.53萬元，年費用6.4萬元；每臺機組每月加工業氧20瓶，氧氣單價22元/瓶，月費用0.045萬元，年費用0.54萬元；每臺機組加氧運行年費用：7萬元。3.運行效果及取得的效益3.1安全效益3.1.1#3機組從2009年4月實現加氧運行至今已有5年，2013年6月割管檢測垢量結果如下：

省煤器管樣垢量情況省煤器管樣向煙側背煙側垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)低過側南側西數95根5513.85313.3低過側北側西數94根4912.34611.5機組2009年4月進行酸洗，省煤器4年平均結垢速率小于40g/m2.a，達到一類水平。水冷壁管樣向火側背火側垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)后墻16240.514035E層前墻116298120.2水冷壁管樣垢量情況

從上表中看出水冷壁后墻垢量大于前墻，向火側垢量大于背火側垢量，機組2009年4月進行酸洗，水冷壁4年平均結垢速率小于40g/m2.a，達到一類水平。給水及蒸汽鐵含量情況：基本達到1.5-2.5μg/L,達到GB/T12145-2008的期望值標準。3.1.2#4機組從2010年7月實現加氧運行至今已有4年，2014年4月割管檢測垢量結果如下：省煤器管樣垢量情況省煤器管樣向煙側背煙側垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)出口37.320.733.918.8

從上表中看出省煤器的向煙側垢量大于背煙側垢量，機組2010年6月進行酸洗，結垢速率小于40g/m2.a，結垢、積鹽評價結果為一類。水冷壁管樣向火側背火側垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)結垢速率

(g/m2.a)右墻152a4011664.4a:2014年4月中修割管檢查數據。水冷壁管樣垢量情況從上表中看出水冷壁的向火側垢量大于背火側垢量，機組2010年6月進行酸洗，機組運行時間3.8年，結垢速率40g/m2.a，結垢、積鹽評價結果為二類。由于酸洗后運行時間較短，結垢速率相對較高，需要繼續觀察。給水及蒸汽鐵含量情況：基本達到1.5-2.5μg/L,達到GB/T12145-2008的期望值標準。從上表可以看出，給水加氧處理方式下，給水及蒸汽鐵含量明顯降低，流動加速腐蝕得到抑制，省煤器的垢量和結垢速率都較小，達到一類設備水平。水冷壁的垢量和結垢速率與加氧前的揮發處理方式相比有明顯的降低，但是#3、4機組的情況并不完全相同，#3機組的情況優于#4機組。#4機組的結垢速率較高的原因除了酸洗后運行時間較短外，是否還有其它原因，其走勢如何需要繼續觀察。3.2經濟效益（以單臺機組計）3.2.1除氧器排氧門基本全關，每小時按減少5噸的排汽量計算，每年可節約除鹽水成本費用約28萬元（除鹽水6元/噸，不計熱量效益）。3.2.2聯胺停加，氨水量降低至原來的四分之一，每年可節約聯胺費用和氨水費用約10萬元；加聯氨設備停用，給水泵入口加氨設備停用，每年可節約設備維護費用約3萬元。3.2.3精處理高速混床由原來每周再生一次延長到一個月以上，每年可減少再生次數70余次，每次再生酸堿費用以3000元計，每年可節約20多萬元；每次自用水以200噸計算，每年可節約14000噸除鹽水，若每噸除鹽水成本以按6元計算，每年可節約制水費用8.4萬元，同時降低了運行人員的勞動強度。3.2.4加氧工況運行穩定，水質良好，有效抑制了鍋爐的結垢、腐蝕速率，提高了鍋爐的熱效率，可將酸洗年限延長到十年左右。與原來4年酸洗一次相比，每年節約5萬元酸洗費用（單臺爐酸洗費用按60萬元計）。綜合以上各項費用，單臺機組給水加氧運行的經濟效益為：74萬元/年，加氧投資為110萬元，一年半可以回收投資。（九）加氧運行方式的優化1.優化運行的背景#3、4機組分別于2009年4月、2010年7月改為給水加氧運行，凝結水溶解氧控制40-60μg/L,給水溶解氧控制60-80μg/L,凝結水和給水pH值控制8.5~9.0。2010年，#3、4機組再熱器、過熱器不同程度發生由于氧化皮堵塞而引起的爆管。為了降低氧化皮的生成和生長速率，通過目前科研領域對蒸汽中溶解氧對氧化皮生成的不同看法以及蒸汽中溶解氧的不同來源理論的分析，制定出優化加氧運行方式的優化方案并實施，減少了蒸汽中氧的含量，降低了給水流動加速腐蝕，兼顧了加氧處理的經濟性。2.可行性分析

目前關于加氧的兩種理論：

理論一：認為加氧處理所加氧量在蒸汽中的濃度只有幾十微克每千克，濃度很低不會造成大量生成氧化皮。氧化皮生成所需的氧是奪取蒸汽中水分子中的氧，與超溫關系密切。此種觀點認為應推行給水加氧處理，氧化皮問題應另行解決。

理論二：認為蒸汽中溶解氧是氧化皮生成的主要原因，應減少加氧濃度，盡量降低蒸汽中的氧濃度，以防止氧化皮的形成和生長。同時也認為超溫和氧化皮形成和生長關系密切。此種觀點認為應推行給水弱氧化處理，即給水及凝結水控制溶解氧20-30μg/L，給水pH值控制9.0~9.6，犧牲精處理混床周期制水量，實現蒸汽中含氧量在幾個微克每千克，從而降低氧化皮的形成和生長速率。

通過對以上理論的分析和對實際應用兄弟電廠的了解，在咨詢西安熱工研究院的基礎上，制定出了給水加氧處理主要控制指標的優化方案，其本質在于兼顧理論一和理論二的有益方面，規避其不利方面，在確保加氧處理經濟性的同時適當提高給水pH值，降低加氧量，以確保蒸汽中溶解氧降到幾個微克每千克以下，從而將加氧對氧化皮形成和生長的貢獻降到最低。

主要控制指標的優化情況見下表：項

目優化前優化后除氧器入口氧濃度（μg/L）40～6030～5