300MW机组凝结水溶氧超标的试验研究

针对某电厂300MW机组凝结水溶氧超标的问题,进行了大量的试验研究,提出了给水泵密封水、轴加疏水、凝结水过冷度以及凝汽器补水等对凝结水溶氧量的影响,并对此提出了一些行之有效的改进措施。

某发电有限公司1号机凝结水溶氧不合格问题的看法及建议

某发电有限公司1、2号机系哈尔滨汽轮机公司制造的N300-16．67／537／537型亚临界、中间再热、两缸两排汽、单轴、冷凝式汽轮机。1号机组调试期间凝结水溶氧不合格，达800-1000μg／L，2009年3月投产后，仍是如此，电厂做了不少工作，7月成立了攻关小组。

330MW凝汽式汽轮机凝结水溶氧超标原因分析及处理

在火力发电厂中,凝结水溶氧是凝结水质的重要指标之一。华能宁夏大坝发电有限责任公司300MW凝汽式机组凝结水溶氧超标,该文就负压部分不严密漏入空气、进入凝汽器的补水中含有大量氧气、凝结水过冷却、进入凝汽器的其它疏水含氧量高、凝结水溶氧超标等多种可能性进行分析,找出原因之后,采取在疏水箱上部加装喷淋降温装置等方法,将凝结水溶氧控制在正常范围,保证了机组的安全稳定运行。

火电厂凝结水溶氧增大原因分析及处理对策

在火力发电厂中,凝结水溶氧是凝结水质的重要指标之一。就某发电厂N125 MW汽轮机机组(12号机组)凝结水溶氧超标原因进行了简要分析,并对彻底解决12号机组凝结水溶氧长期超标的问题作了陈述,结果表明,凝结水溶氧由100μg/l降至10μg/l,同时消除了过冷度,提高了机组真空。

135MW机组凝结水溶氧偏高原因分析及治理

对江苏射阳港发电有限公司汽轮机凝结水溶氧偏高的原因进行了认真细致的分析与总结,并分析了它的危害性,提出了治理溶氧升高的措施。

1000MW机组低负荷凝结水溶氧超标的治理

介绍了1 000MW机组在低负荷状态下存在着凝结水溶解氧的超标问题,结合机组实际,详细论述了排查凝结水溶解氧超标的整个过程,对超标原因进行了分析,制订了相应的措施,彻底解决了凝结水溶解氧的超标问题,为同类型机组解决同类问题提供了借鉴方法。

空冷机组凝结水溶氧超标的原因分析及控制措施

宁东电厂#2机组自投产以来,凝结水溶氧经常性的超标,尤其是在负荷工况大幅度的波动及冬季工况下时,会发生凝结水溶氧超标,而凝结水溶氧长期超标运行既不经济也不安全,降低了回热设备的换热效率,缩短了设备的寿命降低了机组运行的可靠性,影响机组的真空,一方面会影响机组的经济性,严重时将降低机组的出力,另一方面,也使得抽汽系统的负荷增加,增加了厂用电量或厂用汽量。

超超临界机组凝结水溶氧不合格的原因分析及对策

1概述 芜湖发电公司1号、2号机组自调试以来，就出现凝结水溶氧超标（应〈30μg／L）现象，一般在70μg／L～150μg／L间波动，对系统造成氧腐蚀。从系统设计布置、凝结水泵轴封装置结构、热水井下部管道分析，汽机专业认为存在设计等问题，具体情况及治理方案做如下分析。

关于300MW汽轮机凝结水溶氧问题的探讨

300MW汽轮机凝结水溶氧偏大,长期下去低压给水管道及设备容易氧化腐蚀,严重影响机组的安全运行,为此本文对溶氧问题进行了探讨并加以改进。

梅县发电厂#3号机凝结水溶氧量超标分析及处理

针对梅县发电厂#3机组凝结水溶氧量超标问题,分析凝结水溶氧量超标的危害性;结合该电厂现场系统设备情况,提出影响凝结水溶氧量的主要原因,并有针对性的进行处理。

ACC凝结水溶氧不合格的治理

以云冈热电厂为例，叙述了ACC凝结水溶氧不合格的原因，提出了治理方案。

直接空冷机组凝结水溶氧高解决方案探讨

分析了直接空冷机组凝结水溶氧超标的原因，提出了解决空冷机组凝结水溶氧过高的方案。对设计和新电厂投运具有一定的参考作用。

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.……

凝泵变频运行凝结水溶氧超标原因分析

火力发电厂汽水系统中,凝结水溶氧超标严重影响设备、管道可靠运行,通过对系统、设备结构的分析,找出凝结水溶氧超标的原因,提高汽水品质合格率。

火电厂汽轮机机组凝结水溶氧超标原因探究

在火力发电厂中,凝结水溶氧是衡量凝结水质的重要指标之一,若超标,将严重影响机组的安全经济运行。对某发电公司630MW超临界机组小修后凝结水溶氧超标的原因进行了分析和探究,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。

660MW机组凝结水溶氧高的原因分析

现阶段,随着社会的发展,我国的科学技术的发展也有了很大的进步。凝结水溶氧是设备健康的重要化学指标。在凝汽式机组的日常运行中,凝汽器均保持在真空状态。在与其连接的凝结水系统出现漏点或密封不严时,压力会导致空气的进入,造成凝结水中溶氧量增加。停/备用凝结水泵、阀门等密封处都是比较常见的漏点。凝结水溶氧量超标,会对凝结水管道、低压加热器铜管造成腐蚀,减少设备寿命,降低低压加热器的投入率,影响机组经济性。严重时,给水即使经过除氧器的热力除氧,溶氧仍会超标,给水系统、锅炉汽水系统乃至汽机本体造成腐蚀,直接危及机组运行稳定。因此,凝结水的溶解氧指标必须得到重视。某电厂2×660MW机组凝汽器型号为N-40000-1,凝汽器为双背压、双壳体、单流程、表面式、横向布置,由低压侧的凝汽器A与高压侧凝汽器B组成,主要结构由接颈、壳体、水室、排汽接管以及汽轮机旁路的第三级减温减压装置等组成,每个凝汽器壳体底部有5个大支墩。汽轮机及给水泵汽轮机排汽进入凝汽器,循环水冷却水分两路由低压侧进出口水室进入凝汽器,再由返回水室至高压侧壳体内,在两个壳体内和蒸汽进行热交换后,从高压侧进出口水室流出。

供热机组凝结水溶氧超标的诊断与治理

针对国内供热机组改造项目增加的趋势,对冬季供热机组常出现的凝结水溶氧超标问题进行了原因分析。结合供热机组特点,从确保机组长期安全稳定运行角度出发,重点对给水泵密封水多级水封失效导致凝结水溶氧超标问题进行分析并提出相应的治理措施,为同类型机组的类似问题提供了分析思路和参考价值。

大容量直接空冷机组凝结水除氧方法的研究

对目前大容量直接空冷机组凝结水溶氧量高的危害及其原因进行分析,提出了解决措施。详细阐述了带有内置除氧装置的排汽装置的结构及其进行真空除氧的过程,并就优化排汽装置内部除氧设计方案进行了讨论,有效地解决了凝结水溶氧超标的问题。

直接空冷机组存在的问题及其对策初探

直接空冷机组具有明显的节水效果,但也存在诸如汽轮机的运行背压高且变幅大、凝汽器的冷却性能受环境的影响大、凝汽器冬季运行时容易发生冻结、凝结水溶氧超标以及热污染等运行方面的问题。对这些现象及原因进行了分析,并提出对策。