给水加氧技术课件

超临界直流炉给水加氧技术三门峡发电公司潘振波2014年09月洛阳内容一、加氧目的二、给水加氧处理的应用与原理三、给水加氧处理的条件四、给水加氧处理的优点五、给水加氧处理存在的问题六、三门峡电厂#3、4机组给水加氧情况介绍一、加氧目的1、AVT(R)受热面结垢AVT(R)处理普遍存在锅炉省煤器、水冷壁沉积速率高问题；许多机组在1～4年需要化学清洗；结垢造成部分机组锅炉压差上升快；部分机组由于结垢，造成过热器减温水调节阀和高加疏水调节阀堵塞，需要频繁清理，影响机组安全、经济运行；一些机组水冷壁节流圈结垢堵塞需要清洗或清理。

原因是AVT(R)处理本身不可避免的炉前给水和疏水系统的流动加速腐蚀以及AVT方式形成多孔、破浪保护膜摩擦系数大问题。受热面#1机组（06年4月）#2机组（06年8月）#3机组（07年1月）最大沉积速率或氧化皮增长速率（g/m2•a）08年11月最大垢量或氧化皮量(g/m2)最大沉积速率或氧化皮增长速率（g/m2•a）07年10月最大垢量或氧化皮量(g/m2)最大沉积速率或氧化皮增长速率（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水冷壁向火侧154.8230185.9206120.2165高温过热器367.7679432.049795.4123高温再热器285.1480176.8196381.1495表1、兰溪#1~#3锅炉受热面垢沉积、氧化皮生长情况表2、后石加氧前后锅炉清洗情况及结垢量机组锅炉厂家投运时间运行炉清洗时间加氧时间加氧至08年12月运行时间和水冷壁垢量第一次第二次第三次#1日本三菱株式会社神户造船所(MHI，KOBE)20002003-22004-72007-12007-4-261年7个月，～100g/m2#220002002-112004-122007-32007-5-101年7个月，～100g/m2#320022004-012005-22004-3-204年9个月，～100g/m2#420032005-42005-6-33年3个月，～100g/m2#5ALSTOM-CE设计，韩国釜山重工业株式会社制造20042006-10-82年2个月，～100g/m2#620042006-72006-9-282年2个月，～100g/m2三门峡＃3、4机组结垢速率#3机组于2006年8月通过168h试运，投入商业运行。机组设计给水处理方式为加氨、联氨全挥发处理【AVT（R）】，2008年3月#3机组检查性大修，割管测定水冷壁向火侧垢量达到190g/m2，沉积速率126g/(m2.a)。#4机组于2006年10月通过168h试运，投入商业运行。机组设计给水处理方式为加氨、联氨全挥发处理【AVT（R）】，2009年6月#4机组检查性大修，割管测定水冷壁向火侧垢量达到160g/m2，沉积速率70g/(m2.a)。照片1、华能某海滨电厂超临界机组低压缸运行一年多，凝汽器泄漏，精处理铵型运行照片2、江苏某华能超临界机组低压缸静叶（＃3机组，铵型运行）照片3、江苏某华能超临界机组低压缸静叶

（＃4机组，铵型运行）照片4、后石#4机低压缸静叶

（05年大修，AVT，氯化钠沉积引起腐蚀）1.国内外加氧处理应用国外几乎所有超（超）临界机组都采用给水加氧处理，在德国有应用超过40年的历史；国内80年代初期热工院开始在望亭电厂进行试验，95年在华能石洞口二厂开始加氧处理，目前国内超过50台机组采用加氧处理。国内制定DL/T-805.1-2002直流锅炉给水加氧处理导则,和DL/T912—2005超临界火力发电机组水汽质量标准。

二、给水加氧处理原理和应用2.加氧处理原理电化学原理（图2）氧化膜保护性传统的给水AVT(R)处理是尽量降低给水的含氧量并加入氨提高水汽系统的pH值，加入联氨除去给水剩余的氧并且使水汽系统处于还原性条件下。给水AVT(R)处理时，碳钢表面是磁性四氧化三铁保护膜。磁性四氧化三铁在高温纯水中有较高的溶解度，特别在高速流动的纯净给水中磁性四氧化三铁容易被溶解，从而使碳钢制高压加热器、给水管和省煤器发生流动加速腐蚀现象，给水的含铁量高。当水的纯度达到一定要求后（一般氢电导率小于0.2μS/cm），一定浓度的氧（20～300μg/L）不但不会造成碳钢的腐蚀，反而能使碳钢表面形成一层均匀致密的三氧化二铁+四氧化三铁双层保护膜，该保护膜在纯水中溶解度低。

三、加氧处理条件1.凝结水全部经过精处理，混床出口电导率小于0.2μS/cm，凝结水精处理出口氢电导率小于0.10μS/cm，省煤器入口给水氢电导率小于0.15μS/cm。2.在线化学仪表经过校验，准确性达到标准要求。3.加氧装置已安装并且完成调试。4.除凝汽器换热管外，其余汽水循环系统各设备一般应为钢制元件。对于轴加、低加换热管采用铜合金的机组，应通过专门的试验，确定加氧后不会造成轴加和低加管的腐蚀，促进水汽系统铜腐蚀产物的转移，才能采用给水加氧处理方式。锅炉水冷壁垢量达到200-300g/m2的机组，进行给水加氧处理前应进行化学清洗。

采用给水加氧的机组，任何时间都不应再加入联胺。四、加氧处理的优点给水及疏水系统流动加速腐蚀得到抑制，热力系统腐蚀及腐蚀产物转移速率明显降低。

锅炉受热面沉积速率明显降低，提高了锅炉运行的安全性与经济性。锅炉运行压差随运行时间的上升速率显著降低，给水泵的电耗降低。消除了减温水调节阀、高加疏水调节阀结垢堵塞现象。延长了锅炉清洗间隔时间。6.延长了凝结水精处理混床运行周期。7.改善了汽水品质，汽轮机通流部分积盐和腐蚀状况达到最佳。五、加氧处理目前仍存在的问题加氧转化期间的控制

转化期溶解氧浓度的控制；

转化期氢电导率升高的处理与控制

转化期铜浓度升高及控制

高加汽侧排气门的控制

除氧器排气门的控制加氧对铜合金的影响

铜合金在还原性介质中表面生成的是氧化亚铜（Cu2O）保护膜，此保护膜具有较低的溶解度。但在氧化性条件下，氧化亚铜转变为氧化铜（CuO），氧化铜的溶解性较高，会通过高压（≥16.5MPa）蒸汽的溶解性携带或机械性携带转移到汽轮机高压缸沉积，引起蒸汽通流面积减小，降低高压缸效率。但对于含铜量小于1%的铜合金没有影响。加氧对过热器、再热器氧化皮的影响

对T22、T91等合金钢未发现不良影响

对TP347不锈钢有影响，应采取以下措施消除：

（1）机组启动、停机控制气温、气压变化速率；

（2）运行期间严格控制过热器、再热器管超温；

（3）做到封停必检，采用磁通检测仪或者拍片的方式检查“U”形弯处堵塞氧化皮情况，清理堵塞超过1/3面积的“U”形弯。

（4）必要时在机组启动或停机时进行吹管。对细晶钢、喷丸钢等奥氏体不锈钢没有影响。六、三门峡电厂#3、4机组给水加氧情况

介绍（一）机组概况及加氧背景

大唐三门峡发电有限责任公司二期工程总装机容量为2×600MW，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG－1900/25.4－YM4型一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉。分别于2006年8月、10月投产，锅炉给水采用还原性全挥发处理方式。2008年3月#3机组检查性大修，割管测定水冷壁向火侧垢量达到190g/m2，沉积速率126g/(m2.a)。2009年6月#4机组检查性大修，割管测定水冷壁向火侧垢量达到160g/m2，沉积速率70g/(m2.a)。

运行2年多，垢量基本达到了DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的要求。为减少给水系统流动加速腐蚀，降低水冷壁结垢速率，决定进行给水加氧处理。在西安热工研究院的技术支持下，#3机组在2009年3月进行了酸洗，4月1日至23日进行了加氧转化试验；#4机组在2010年6月进行了酸洗，6月29日至7月21日进行了加氧转化试验。（二）加氧系统简介给水加氧系统包括：加氧汇流排、加氧控制柜、加氧管道和阀门组成，详见系统图。加氧汇流排作用为连接氧气瓶，并对高压氧气进行减压稳压。加氧控制柜是加氧设备的核心，其作用是根据在线氧表溶解氧和凝结水流量信号，对加氧流量进行调解，以满足加氧处理给水溶解氧含量要求，即30～150μg/L。给水系统加氧点为两处：其一在凝结水精处理出口母管，通过除氧器入口在线氧表溶解氧和凝结水流量信号进行加氧量调节，维持除氧器入口溶解氧含量达到期望值范围（30μg/L～150μg/L）。其二在除氧器出口下水管，共三点，即电动给水泵前置泵入口、汽动给水泵A、B前置泵入口各一点。通过省煤器入口在线氧表溶解氧和凝结水流量信号进行加氧量调节，维持省煤器入口溶解氧含量达到期望值范围（30μg/L～100μg/L）。加氧系统图（三）加氧方式转换条件1.机组负荷大于40%额定负荷并运行稳定；机组启动时，电动给水泵已经停运，汽动给水泵投入稳定运行。2.凝结水全部经过精处理，混床出口电导率小于0.2μS/cm，凝结水精处理出口氢电导率小于0.10μS/cm，省煤器入口给水氢电导率小于0.15μS/cm。3.给水加氧处理同时需要加氨处理，加氨点为精处理出口，控制除氧器入口的直接电导率为1.5μS/cm~2.7μS/cm（目标值2.0μS/cm），以维持省煤器入口给水pH值：8.50～9.00。

4.无论何时，都不得向凝结水和给水系统加联氨。

5.除氧器排氧门无故障，具备关至微开条件；高加汽侧排气门无故障，具备全关条件。（四）、加氧转换试验准备工作1.锅炉化学清洗2.改造加氧设备、加氧设备试压，严密性试验3.仪表校正4.实验室准备工作5.加装高加疏水氧表6.准备20瓶氧气。(五)试验步骤

给水AVT（R）处理系统水质查定和评价试验；给水AVT（O）处理系统水质查定试验；加氧转化试验；给水含氧量对热力系统中含铁量的影响试验；给水pH对热力系统中含铁量的影响试验；机组正常运行和起停机时有关控制参数的确定。1.给水AVT（R）处理系统水质查定和评价试验机组给水按原方式进行加氨和加联氨，采用AVT（R)处理,控制给水pH值为9.3～9.5。进行水汽品质全面查定试验，确定了机组的水汽品质及其变化规律。查定试验的重点项目是蒸汽、给水、凝结水和精处理出口水氢电导率、阴离子变化情况，以及水汽系统铁含量。2.给水AVT（O）处理系统水质查定试验4月3号10:00＃3机组给水停加联氨采用AVT（O)处理,控制给水pH值为9.3～9.5。4月4号10:00停止给水加氨，加大精处理出口加氨量使精处理出口凝结水、除氧器入口给水和省煤器入口给水的pH控制在9.3～9.5.在上述条件下进行水汽品质全面查定试验，确定了机组的水汽品质及其变化规律。查定试验的重点项目是蒸汽、给水、凝结水和精处理出口水氢电导率、阴离子变化情况，以及水汽系统铁含量。3.加氧转化试验4月5日9:00前，运行人员将10瓶氧气运至加氧现场。4月5日9:30～10:00联系机组运行人员打开机组精处理加氧就地一、二次阀门，打开除氧器下水管的加氧系统一、二次阀门（不运行的给水泵相应的加氧一、二次阀门关闭，以后加氧处理均应按此规定执行）。5日10:30开始向除氧器出口下水管加氧，手动加氧，控制加氧流量，维持初始加入氧量100μg/L～300μg/L。11：00开始精处理出口加氧，控制加氧流量，维持初始加入氧量30μg/L～150μg/L。开始机组开始加氧转化过程，应做好以下水质监测工作：监测水汽系统的氢电导率，阴离子变化情况。此阶段氢电导率的上升与氧化膜中的杂质释放有关，铁含量有升高的趋势，这是转换期间的正常情况。凝结水精处理混床总出口的氢电导率只要小于0.1μS/cm，可继续进行加氧处理。省煤器入口给水氧含量达到100μg/L时，密切监测给水的氢电导率，在氢电导率接近于0.5μS/cm以前，及时将给水的氧含量降低到100μg/L左右，并加强水汽品质的检测。过热蒸汽氧含量达到100μg/kg时，密切监测其氢电导率，在氢电导接近于0.5μS/cm以前，及时将给水的氧含量降低。省煤器入口给水或过热蒸汽氧含量开始升高时，热工院通知电厂运行人员关闭除氧器排大气门或除氧器向凝汽器排汽门。省煤器入口给水或过热蒸汽氧含量开始升高时，热工院通知电厂运行人员关闭高压加热器向除氧器的连续排汽门，使高压加热器疏水的氧含量明显上升即为系统氧转化结束、氧平衡。加氧期间热工院加强对蒸汽氢含量的监测和阴离子的检测。4、给水pH调整试验4.1给水pH值按9.3～9.5运行加氧转化至高加疏水有氧前，一直在精处理出口一点加氨，控制精处理出口凝结水、除氧器入口和省煤器入口给水的pH9.3～9.5。4.2给水值pH按8.7～9.0运行高加疏水检测到氧后，降低精处理出口加氨量使精处理出口凝结水、除氧器入口和省煤器入口给水的pH值降低至8.7～9.0。5、氧含量调整试验给水的pH:8.7~9.0，试验不同负荷下（最低负荷300MW，中间负荷400MW，满负荷600MW左右，每种工况至少连续维持3小时以上）保持给水含氧量30~150μg/L下相应加氧量(由除氧器入口氧含量控制精处理出口加氧量，由给水氧含量控制除氧器出口加氧量）。6.加氧试验期间水质恶化应急措施6.1当凝汽器发生泄漏时，凝结水的氢电导率大于0.3μS/cm，运行人员检查原因并确保凝结水全部经过精处理。若精处理出口的氢电导相继升高，大于0.3μS/cm时，停止加氧，运行人员提高加氨量，维持给水pH9.3~9.6。6.2在加氧转化期间，当省煤器入口/出口氢电导率大于0.5μS/cm化学运行人员通知热工研究院试验人员。6.3加氧转化结束，加氧正常运行时，如果给水的氢电导率大于0.15μS/cm，应该查明原因，降低给水加氧量,一般当给水加氧量降低时，其氢电导率相应降低。当停止加氧后，给水氢电导仍然大于0.15μS/cm，则停止加氧，同时提高加氨量，维持给水pH9.3~9.6。6.4机组进行加氧处理后,任何条件下机组给水和凝结水都不得加联氨。7.加氧前后的主要水质指标对比7.1

#3机组加氧过程省煤器给水含铁量变化趋势7.2

#3机组加氧过程凝结水含铁量变化趋势7.3

#3机组加氧过程中高加疏水含铁量变化趋势(六)加氧机组的汽水品质控制指标汽水控制指标应符合以下标准中期望值DL/T912—2005《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T805.1-2011《火电厂汽水化学导则第1部分：直流锅炉给水加氧处理导则》GB/T12145-2008《火力发电机组蒸汽动力设备水汽质量》(七)加氧机组的启停机措施及停炉保护1.机组启动措施1.1机组启动时，按规程分别进行冷态和热态清洗，并投运精处理设备。在机组启动冷态和热态清洗时，精处理出口只加氨，不加联氨，精处理出口氨的加入量按除氧器入口电导率5.5µS/cm～8.5µS/cm控制（目标值为7.0µS/cm），以维持给水pH值：9.3～9.6。原清洗水质指标中联氨和溶解氧不作控制指标，其它指标不变。1.2机组启动时，高压加热器向除氧器运行连续排气一、二次门打开；当开始加氧后，4h内将高压加热器向除氧器运行连续排气一、二次门关闭。1.3机组启动时，除氧器排气电动门打开；当开始加氧后，4h内关闭除氧器排气电动门，并使运行排气门处于微开状态。1.4机组带负荷超过200MW，汽动给水泵投入稳定运行后，并且精处理出口氢电导率小于0.12μS/cm，省煤器入口给水氢电导率小于0.15μS/cm时，方可进行加氧处理。加氧4h后，降低精处理出口加氨量，使除氧器入口电导率控制在1.5µS/cm～2.7µS/cm范围内（目标值为2.0μS/cm），将给水pH降低到8.5～9.0。2.1水质恶化凝结水氢电导率大于0.3µS/cm时（如：凝汽器发生漏泄、回收的疏水质量劣化时等），应查找原因并采取相应措施，并按三级处理原则处理。2.水质恶化和机组停运措施

如果凝结水精处理出口的氢电导率大于0.12µS/cm，并且省煤器入口给水的氢电导率大于0.15µS/cm时，应停止加氧，关闭加氧控制柜精处理和除氧器出口加氧进出口阀门。打开除氧器排气门和高压加热器向除氧器连续排气一、二次门；与此同时，提高精处理出口加氨量，控制除氧器入口电导率在5.5µS/cm~8.5µS/cm，提高给水的pH值至9.3～9.6；待省煤器入口给水的氢电导率合格后，再恢复加氧处理工况。2.2非计划停机非计划停机，应该立即关闭加氧控制柜精处理和除氧器出口加氧进、出口阀门，停止加氧，并打开除氧器排气门和高压加热器向除氧器连续排气一、二次门。同时加大精处理出口的加氨量使除氧器入口电导率在5.5µS/cm~8.5µS/cm范围（必要时启动给水加氨泵向除氧器出口加氨），尽快将给水pH提高到9.3～9.6。2.3正常停机正常停机，可提前4小时，关闭加氧控制柜精处理和除氧器出口加氧进、出口阀门，停止加氧，并打开除氧器排气门和高压加热器向除氧器连续排气一、二次门。同时加大精处理出口氨加入量使除氧器入口电导率在5.5µS/cm~8.5µS/cm范围，以尽快提高给水的pH值至9.3～9.6。2.4停机保养2.4.1中、短期(C/D检修)停机停机前按5.3要求调整给水pH：9.3~9.6，并停机。锅炉需要放水时，在锅炉压力为1.6MPa~2.4MPa，热炉放水，打开锅炉受热所有疏放水门和空气门。锅炉不需要放水时，锅炉充满pH值9.3～9.6除盐水。2.4.2大修（A/B检修）停机

提前4小时停止加氧。汽机跳闸后，建立分离器回凝汽器的循环回路，旁路精处理设备，提高精处理出口加氨量，调整给水pH值：9.60~10.0。

停炉冷却，在锅炉压力为1.6MPa~2.4MPa，热炉放水，打开锅炉受热所有疏放水门和空气门。2.4.3加氧处理机组不应采用成膜胺保养。2.4.4机组水压试验机组水压试验采用加氨调整pH：9.5～10.0的除盐水进行。(八)加氧运行的安全经济效益1.#3、4机组给水加氧的改造成本#3、4机组按照给水处理方式为加氨、联氨全挥发处理【AVT（R）】和加氧处理(OT)设计安装了加氨、加联胺、加氧设备，但是由于基建安装的加氧设备不能满足加氧需要，加氧改造前重新安装了两套加氧设备（#3、4机组各一套），费用40万元。#3、4机组锅炉加氧前进行酸洗，费用为120万元。#3、4机组给水加氧转换委托西安热工院进行，技术服务费60万元。

综上所述，#3、4机组给水加氧改造成本为220万元(两台机)。2.给水加氧的运行费用每台机组每月加氨水1.5吨，氨水单价3500元/吨，月费用0.53万元，年费用6.4万元；每台机组每月加工业氧20瓶，氧气单价22元/瓶，月费用0.045万元，年费用0.54万元；每台机组加氧运行年费用：7万元。3.运行效果及取得的效益3.1安全效益3.1.1#3机组从2009年4月实现加氧运行至今已有5年，2013年6月割管检测垢量结果如下：

省煤器管样垢量情况省煤器管样向烟侧背烟侧垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)低过侧南侧西数95根5513.85313.3低过侧北侧西数94根4912.34611.5机组2009年4月进行酸洗，省煤器4年平均结垢速率小于40g/m2.a，达到一类水平。水冷壁管样向火侧背火侧垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)后墙16240.514035E层前墙116298120.2水冷壁管样垢量情况

从上表中看出水冷壁后墙垢量大于前墙，向火侧垢量大于背火侧垢量，机组2009年4月进行酸洗，水冷壁4年平均结垢速率小于40g/m2.a，达到一类水平。给水及蒸汽铁含量情况：基本达到1.5-2.5μg/L,达到GB/T12145-2008的期望值标准。3.1.2#4机组从2010年7月实现加氧运行至今已有4年，2014年4月割管检测垢量结果如下：省煤器管样垢量情况省煤器管样向烟侧背烟侧垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)出口37.320.733.918.8

从上表中看出省煤器的向烟侧垢量大于背烟侧垢量，机组2010年6月进行酸洗，结垢速率小于40g/m2.a，结垢、积盐评价结果为一类。水冷壁管样向火侧背火侧垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)垢量(g/m2)结垢速率

(g/m2.a)右墙152a4011664.4a:2014年4月中修割管检查数据。水冷壁管样垢量情况从上表中看出水冷壁的向火侧垢量大于背火侧垢量，机组2010年6月进行酸洗，机组运行时间3.8年，结垢速率40g/m2.a，结垢、积盐评价结果为二类。由于酸洗后运行时间较短，结垢速率相对较高，需要继续观察。给水及蒸汽铁含量情况：基本达到1.5-2.5μg/L,达到GB/T12145-2008的期望值标准。从上表可以看出，给水加氧处理方式下，给水及蒸汽铁含量明显降低，流动加速腐蚀得到抑制，省煤器的垢量和结垢速率都较小，达到一类设备水平。水冷壁的垢量和结垢速率与加氧前的挥发处理方式相比有明显的降低，但是#3、4机组的情况并不完全相同，#3机组的情况优于#4机组。#4机组的结垢速率较高的原因除了酸洗后运行时间较短外，是否还有其它原因，其走势如何需要继续观察。3.2经济效益（以单台机组计）3.2.1除氧器排氧门基本全关，每小时按减少5吨的排汽量计算，每年可节约除盐水成本费用约28万元（除盐水6元/吨，不计热量效益）。3.2.2联胺停加，氨水量降低至原来的四分之一，每年可节约联胺费用和氨水费用约10万元；加联氨设备停用，给水泵入口加氨设备停用，每年可节约设备维护费用约3万元。3.2.3精处理高速混床由原来每周再生一次延长到一个月以上，每年可减少再生次数70余次，每次再生酸碱费用以3000元计，每年可节约20多万元；每次自用水以200吨计算，每年可节约14000吨除盐水，若每吨除盐水成本以按6元计算，每年可节约制水费用8.4万元，同时降低了运行人员的劳动强度。3.2.4加氧工况运行稳定，水质良好，有效抑制了锅炉的结垢、腐蚀速率，提高了锅炉的热效率，可将酸洗年限延长到十年左右。与原来4年酸洗一次相比，每年节约5万元酸洗费用（单台炉酸洗费用按60万元计）。综合以上各项费用，单台机组给水加氧运行的经济效益为：74万元/年，加氧投资为110万元，一年半可以回收投资。（九）加氧运行方式的优化1.优化运行的背景#3、4机组分别于2009年4月、2010年7月改为给水加氧运行，凝结水溶解氧控制40-60μg/L,给水溶解氧控制60-80μg/L,凝结水和给水pH值控制8.5~9.0。2010年，#3、4机组再热器、过热器不同程度发生由于氧化皮堵塞而引起的爆管。为了降低氧化皮的生成和生长速率，通过目前科研领域对蒸汽中溶解氧对氧化皮生成的不同看法以及蒸汽中溶解氧的不同来源理论的分析，制定出优化加氧运行方式的优化方案并实施，减少了蒸汽中氧的含量，降低了给水流动加速腐蚀，兼顾了加氧处理的经济性。2.可行性分析

目前关于加氧的两种理论：

理论一：认为加氧处理所加氧量在蒸汽中的浓度只有几十微克每千克，浓度很低不会造成大量生成氧化皮。氧化皮生成所需的氧是夺取蒸汽中水分子中的氧，与超温关系密切。此种观点认为应推行给水加氧处理，氧化皮问题应另行解决。

理论二：认为蒸汽中溶解氧是氧化皮生成的主要原因，应减少加氧浓度，尽量降低蒸汽中的氧浓度，以防止氧化皮的形成和生长。同时也认为超温和氧化皮形成和生长关系密切。此种观点认为应推行给水弱氧化处理，即给水及凝结水控制溶解氧20-30μg/L，给水pH值控制9.0~9.6，牺牲精处理混床周期制水量，实现蒸汽中含氧量在几个微克每千克，从而降低氧化皮的形成和生长速率。

通过对以上理论的分析和对实际应用兄弟电厂的了解，在咨询西安热工研究院的基础上，制定出了给水加氧处理主要控制指标的优化方案，其本质在于兼顾理论一和理论二的有益方面，规避其不利方面，在确保加氧处理经济性的同时适当提高给水pH值，降低加氧量，以确保蒸汽中溶解氧降到几个微克每千克以下，从而将加氧对氧化皮形成和生长的贡献降到最低。

主要控制指标的优化情况见下表：项

目优化前优化后除氧器入口氧浓度（μg/L）40～6030～5