在火力发电厂中,凝结水溶氧是凝结水质的重要指标之一,严重影响机组的安全经济运行.本文作者对某发电公司630MW超临界机组小修后凝结水溶氧超标原因进行了分析和探究,并对现场影响凝结水溶氧的因素逐一排查并找出最主要的影响因素,彻底解决了该机组凝结水溶氧超标的问题.结果表明,凝结水溶氧由102μg/l降至12μg/l,恢复正常运行水平. 从凝结水溶氧形成的原因来考虑，重点查找区域为凝汽器热井至凝结水泵进口(含凝结水泵机械密封)及疏扩负压系统。常用查找方法包括: 备用凝结水泵机械密封涂黄油、关备用凝结水泵进口门和抽空气门、提高运行凝结水泵密封水压力、检查两台凝结水泵入口安全门、检查凝汽器热井放水门、凝结水泵入口安全门、凝结水泵入口滤网排污门、凝结水泵入口滤网放气门。 基于季节的特点，尤其冬季寒潮来临时，循环水温度特别低，此时易造成凝结水过冷，达不到饱和温度，凝汽器真空除氧装置除氧效果下降，极有可能使凝结水溶氧增大。 也可以考虑增设屋顶除盐水箱或保持现有除盐水箱水位标高始终高于凝汽器水位，这样可以防止因凝汽器补水造成凝结水溶氧超标。 很显然除了上述检查区域，还有比如各个低压加热器负压系统、轴封系统、大小机排汽缸大气薄膜及中低缸连通管也是重点排查区域。 认为在运行实践过程中应根据现场实际情况，区分机组真空系统严密性与凝结水溶氧的关系。适时借助现代科技手段如氦质谱真空检漏仪全面检查运行机组负压系统是否有泄漏，对提高机组的经济性和安全性大有裨益。