凝结水溶氧超标的原因分析

在凝汽式火力发电厂中,凝结器是汽轮发电机组重要的附属设备之一.汽轮发电机组凝结水溶氧超标,将腐蚀机组凝结水系统,腐蚀产物在汽水系统中迁移,进一步腐蚀机组热力设备,结垢、积盐.分析了溶氧超标的原因,并给出了相应的解决措施.     

凝结水溶氧量超标分析处理

在凝汽式火力发电厂中,凝汽器是汽轮发电机组重要的附属设备之一。溶氧量是表征凝结水水质的重要指标。汽轮发电机组凝结水溶氧超标,将腐蚀机组凝结水系统,同时造成热力设备的结垢、积盐。分析了铜陵发电厂2号机组溶氧超标的原因,并提出了相应的解决措施。     

凝结水溶氧超标的原因及处理

阳光发电公司4台300MW汽轮发电机组为东方汽轮机厂生产的设备。自2004年以来,4台机组的凝结水溶氧时有超标,有时溶氧质量浓度高达90～110μg/L(标准≤30μg/L),严重威胁机组的安全经济运行。表1是2004年以来4台机组凝结水溶氧超标情况统计。1备用泵轴封失效引起凝结水溶氧超标1     

国产600MW抽汽凝汽式机组凝结水溶氧超标治理

介绍了神华河北国华沧东发电有限责任公司首台国产600 MW抽汽凝汽式汽轮发电机组凝结水溶氧超标问题的原因分析,全面系统地揭示了凝结水溶氧超标问题的产生机理,给出了科学的治理对策。通过治理前后的数据对比进一步验证了凝结水溶氧超标综合治理方法的有效性,对同类型机组具有较为普遍的借鉴指导意义。     

600MW发电机组凝结水溶氧量超标的治理

凝结水溶氧长期超标运行，对发电机组热力设备运行的安全性和经济性有较大影响，文章结合台山电厂2号机组凝结水系统的运行方式以及设备特点研究分析超标的原因，阐述了凝补水溶氧超标是凝结水溶氧超标的主要原因。通过对凝补水箱加浮顶、凝泵密封水改用凝结水以及凝汽器补水装置的雾化改造，凝结水溶氧水平明显降低，提高了热力系统的安全性。     

600 MW发电机组凝结水溶氧量超标的治理

凝结水溶氧长期超标运行,对发电机组热力设备运行的安全性和经济性有较大影响,文章结合台山电厂2号机组凝结水系统的运行方式以及设备特点研究分析超标的原因,阐述了凝补水溶氧超标是凝结水溶氧超标的主要原因.通过对凝补水箱加浮顶、凝泵密封水改用凝结水以及凝汽器补水装置的雾化改造,凝结水溶氧水平明显降低,提高了热力系统的安全性.     

直接空冷机组降低凝结水溶氧的方法

针对直冷机组凝结水溶氧在运行中存在的超标问题,分析了凝结水溶氧超标的几种原因,阐述了对某电厂8号机组进行实际溶氧情况试验来证明凝结水补水是凝结水溶氧超标的直接原因。文章还介绍了国内当前凝结水回水系统及其补水系统的配置,及其对这些系统的改造方案和改造后的效果。     

直接空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及处理

乌拉山发电厂2×300MW国产燃煤直接空冷发电机组是直接空冷技术国产化的第1台。通过机组调试,发现凝结水溶氧一直超标,超标的主要原因是辅助设备、凝结水真空负压系统、凝结水补水除氧凝结水箱补水等存在问题。针对这些问题,分别对辅助设备、凝结器真空负压系统、凝结水补水除氧、补水系统等采取了相应的措施,解决了上述问题,可为解决同类机组类似问题提供参考。     

300 MW机组化学补水系统结构优化

火力发电厂汽水系统中,由于氧腐蚀问题影响系统设备和管路的安全可靠运行.化学补水装置的合理布置可以提高机组热效率,降低凝结水溶氧,减缓设备腐蚀,保证机组安全经济运行.文中针对300 MW直接空冷机给凝结水溶氧超标的问题,提出补水进入排气装置的具体技术改造方案并实施,计算了改造后的排气压力、含氧量,通过计算得出:改造后,既可降低空冷凝汽器热负荷,又可减小凝结水的溶氧量.     

凝结水溶氧超标的原因及处理

凝结水溶氧是技术监督的一个重要指标,其对机组安全运行最直接的影响就是超标会导致设备腐蚀.凝结水系统负压部分发生泄漏是造成凝结水溶氧超标的原因,主要包括凝汽器热井及其关联设备、凝结水泵进口法兰和凝结水泵轴封等位置.当凝结水溶氧超标时,一般都会对上述设备和系统进行检查和调整,常用的有效检查方法有向凝汽器灌水、贴塑料薄膜等.随着检修水平的提高和对上述易泄漏部位的重视,这些部位发生泄漏的几率越来越低.但是,也有一些凝结水溶氧超标问题很难找到原因,下面就是徐州发电厂曾经发生的2起非常规原因引起的凝结水溶氧超标故障情况.……     

200 MW机组凝泵改变频调速后凝结水溶氧偏大的分析

介绍了200MW机组凝泵改变频后出现凝结水溶氧大的问题,对凝泵在变频和工频运行时凝结水溶氧大小不同进行了分析,并提出降低凝结水溶氧的方法,保证凝泵在变频工况凝结水溶氧合格。     

淮北发电厂汽轮机油中带水问题的分析及处理

针对淮北发电厂8号汽轮机透平油中带水的原因进行了分析,在实际工作中,提出降低除氧器压力、调整高加水位、加装轴封回汽调整门、使轴封回汽顺畅等措施,从运行方面采取了相应的具体措施,解决了机组透平油中带水及凝结水溶氧问题,收到了明显效果,保证了机组的安全经济运行。     

电、水、热三联产机组水处理系统优化

以电、水、热联产联供的600 MW某机组为例,介绍锅炉补给水、凝结水和锅炉给水等水处理系统的工艺特点。针对一级除盐再生周期过长、凝结水溶解氧含量高和水汽系统含有联胺等问题,进行了相关技术改造：水处理系统原水采用海水淡化系统所生成的冷凝水,其水质相当于一级除盐出水,实现旁路一级除盐;改变机组补水方式,将补水以及水泵密封水回水位置由原来的凝汽器热井改至凝汽器喉部,并在凝汽器喉部加装雾化喷嘴;转换给水处理工况,将亚临界锅炉给水处理方式由还原性全挥发处理转换为氧化性全挥发处理,将超临界机组锅炉给水处理方式由还原性全挥发处理转换为加氧处理,停止了联胺在电、水、热三联产机组中的应用。经过优化,原系统存在的问题得以解决。     

除氧器溶解氧超标问题试验研究

热网疏水溶解氧含量高、除氧器喷嘴故障影响除氧器除氧效果,是除后给水溶解氧超标的原因,采取"运行除氧器再循环泵、同时对除后给水进行联胺处理"的方法,解决了除后给水溶解氧含量高的问题,减轻了给水系统的氧腐蚀。机组停运检查时发现,喷嘴的喷水挡板已经脱落,验证了之前的判断。     

机组凝结水溶解氧超标原因探究

分析了火力发电厂凝结水溶解氧超标问题的现状。结合机组运行方式,通过排除法从凝结水泵水封水系统、凝汽器真空系统及相关系统、设备的试验分析造成机组凝结水溶解氧超标的原因。阐述了总结出的套解决问题的方式方法。     

冷光传感器监测电厂水汽系统溶解氧的研究

与电化学传感器相比,基于冷光技术的新型溶解氧传感器对水样的流动状态要求也不高,运行维护的工作量也大大降低。本研究采用新型溶解氧冷光传感器对ppb级的痕量溶解氧进行了精确测定,结果表明,采用冷光技术的新型溶解氧传感器对电厂锅炉给水全挥发处理和加氧处理系统中溶解氧的测定不仅快速、准确,而且维护费用较传统电化学传感器低。     

600 MW直接空冷机组补水方式探讨

凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一。它直接影响机组的经济性和安全性。国内目前还没有针对空冷机组的凝结水溶氧指标,暂时只能沿用湿冷机组的控制值。目前我国已投产的直接空冷机组,普遍存在凝结水溶氧量偏大的问题。文章分析了凝结水溶解氧量的存在机理和影响因素,介绍了3种补水方式,即凝结水补水到主凝结水箱、补水管路接至空冷凝汽器、直接空冷系统的补水到汽轮机的主排汽管道,并对此3种补水方式的优缺点进行了对比。提出了控制凝结水溶氧量偏大应采取的措施。     

新型自动加氧工艺的控制方法及应用

为保证机组负荷波动时给水溶解氧浓度的恒定,提出了新型自动加氧工艺,也称液态恒值自动加氧技术。该技术利用液体不可压缩的特性,将纯氧气与除盐水在加压后充分融合,通过加氧管线输入到给水系统,彻底避开了氧气本身具有的可压缩特性缺陷,因而可实现氧气以除盐水为载体的刚性投加。该技术已在若干采用加氧工艺的火电机组中实施,实践结果表明,采用液态恒值自动加氧技术后,在给水水量任意变化时,仍能保证省煤器入口溶解氧质量浓度波动范围控制在±3 μg/L以内,彻底解决了气态加氧时溶解氧浓度跟随机组负荷反复波动的固有难题,为机组安全连续运行、节能减排提供了有力的技术保证。     

一种改进型MABR系统的增氧性能评估

治理城市黑臭水体的关键之一在于提高水体含氧量。膜曝气生物膜反应器（MABR）低压无泡特点常导致受处理水体溶解氧（DO）分布不均，从而降低MABR系统整体增氧性能并影响黑臭水体处理效果。针对该问题，对MABR系统进行改进，在MABR系统的中空纤维膜组件中设置可制造气泡的特殊中空纤维膜丝，改进后的MABR系统可形成气泡羽流，气泡羽流的搅拌特性可使MABR系统在保持高氧转移效率的同时提高其增氧均匀性，提高黑臭水体处理效果。通过模拟试验分析了改进后的MABR系统在模拟黑臭水体中的增氧效果及均匀性。结果表明：改进型MABR系统增氧效果随曝气压力的增加而增加，与未曝气（0 kPa）试验24 h内DO饱和率均值相比，10、20和30 kPa下，河水DO饱和率均值在水平试验中的增幅为-2.8%、17.7%和29.4%，在水深试验中的增幅为13.6%、6.6%和32.1%。同时，水平与水深试验中河水DO饱和率的分布随曝气压力的增大而更均匀，与0 kPa试验相比（水平与水深试验中河水DO饱和率的方差均值分别为1.7和13.5），10、20和30 kPa下，河水DO饱和率的方差均值在水平试验中为0.3、3.9和0.4，在水深试验中为9.8、18.4和3.4。改进后的MABR系统可实现对水体良好的增氧效果与均匀性，为解决我国城市河道黑臭水体难题提供了技术支撑。