锅炉给水溶氧超标通常由除氧器运行异常、系统漏气、除氧剂投加不足、补给水含氧量过高以及给水系统二次吸氧引起，其中除氧器故障和漏气问题占多数案例，是锅炉腐蚀风险增加的主要诱因。

水中的氧气虽然含量不高，却是锅炉金属腐蚀的重要来源。根据《GB/T 12145-2016 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》要求，锅炉给水中的溶解氧应控制在规定范围内，超标后会加速氧腐蚀反应，导致设备寿命缩短。

常见危害包括：

省煤器管壁腐蚀减薄；

给水管道出现点蚀穿孔；

凝结水系统铁离子含量升高；

锅炉受热面形成腐蚀产物沉积；

汽轮机叶片受到腐蚀损伤。

研究数据显示，当溶解氧浓度由10μg/L上升至50μg/L时，碳钢腐蚀速率可提高数倍，腐蚀风险显著增加。

热力除氧器通过提高水温接近饱和状态，使氧气从水中析出。如果运行温度、压力或蒸汽量达不到设计要求，除氧效率会明显下降。重点检查项目如下：

除氧温度 接近饱和温度 氧气无法充分释放

除氧压力 设计压力范围内 除氧效率下降

蒸汽流量 稳定充足 脱氧能力减弱

喷雾装置 雾化均匀 气液接触不足

实际运行经验表明，超过80%的溶氧超标问题与除氧器运行参数异常有关。

锅炉给水系统部分区域长期处于负压状态，一旦密封不严，空气会被吸入系统。容易出现漏气的位置包括：

凝汽器接口；

真空系统法兰；

给水泵机械密封；

除氧器人孔门；

取样系统连接处；

阀门填料函。

空气中氧气含量约为21%，即使微小漏气，也会导致溶氧值快速上升。很多电厂发现，除氧器出口溶氧正常，而锅炉入口溶氧超标，往往就是输送过程中发生了二次吸氧。

部分锅炉采用热力除氧与化学除氧联合处理方式。常见除氧药剂包括：

联氨；

二乙基羟胺（DEHA）；

亚硫酸钠。

当出现以下情况时，残余氧无法被完全清除：

药剂储罐缺液；

加药泵故障；

投加量设定偏低；

药剂变质失效。

运行人员应定期核查加药系统状态，避免因药剂问题造成持续超标。

为了提高故障处理效率，建议按照以下顺序进行排查：

1、检查除氧器温度和压力；

2、核实除氧蒸汽供应是否充足；

3、排查系统漏气点；

4、检查除氧剂投加情况；

5、确认是否存在二次吸氧；

6、校验溶氧仪测量结果。

这种排查逻辑能够覆盖绝大多数溶氧异常问题。

锅炉水汽系统中的溶氧浓度通常处于μg/L级别，普通检测设备难以满足要求，因此需要采用高精度微量溶解氧分析仪。ERUN-SP3-A5便携式微量溶解氧（DO）分析仪和ERUN-SZ3-A5水质在线微量溶解氧分析仪均采用高性能ppb级溶解氧检测技术，测量范围覆盖0-100μg/L和0-20mg/L，分辨率高达0.01μg/L，测量误差仅为±1.5%F.S，能够满足电厂锅炉给水、凝结水及除盐水等微量溶解氧监测需求。

在锅炉给水系统中，两款仪器能够实时监测溶氧浓度变化，及时发现除氧器效率下降、系统漏气或二次吸氧等问题，有效预防氧腐蚀、点蚀和设备损坏，保障锅炉、水汽系统及汽轮机长期安全稳定运行，提高发电及生产系统的经济性和可靠性。

控制锅炉给水溶氧的关键在于建立“除氧设备+加药系统+在线监测”的综合管理体系。运行过程中应保持除氧器稳定运行，定期排查系统漏气，规范除氧剂投加，并利用高精度微量溶解氧分析仪持续监测关键节点水质变化。只有及时发现溶氧异常趋势，才能有效降低氧腐蚀风险，保障锅炉及蒸汽系统长期安全稳定运行。