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。     

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.     

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。     

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。     

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.……     

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。