移动床生物膜反应器内典型水质因素对氧转移能力的影响

在污水处理节能降耗与“双碳”战略背景下,为进一步实现污水处理环节的提质增效与节能降碳,从提高氧转移能力的角度出发,在移动床生物膜反应器内,开展了水质因素对氧转移能力的影响研究,并从气泡Sauter平均直径、气泡平均上升速度和气含率等方面,定量分析了氧转移能力影响机制。结果表明:当十二烷基硫酸钠(SDS)浓度由0增大至10 mg/L时,不同载体填充率条件下的氧转移能力均降低;但当SDS浓度由12增大为20 mg/L时,氧转移能力逐渐提高;生物膜载体的存在削弱了SDS对氧转移能力的影响。当总溶解性固体(TDS)值由2000增大至12000 mg/L时,提高了氧转移能力;当TDS值大于12000 mg/L后,氧转移能力趋于不变。随着pH值增大,提高了氧转移能力。在实际污水处理过程中,根据不同水质条件下的氧转移能力变化,通过调节曝气强度等方式,可降低污水处理环节的能耗与成本。

660 MW火电机组凝结水溶氧超标的原因分析

针对某660 MW超临界火力发电机组凝结水溶氧超标的问题,结合现场实际运行参数的变化情况,对凝结水溶氧超标的现象进行分析判断,确定了溶氧超标的真正原因,并进行了处理,保证了机组的安全、稳定运行。

百万超超临界机组双背压凝汽器液位异常分析及处理

某百万超超临界机组在整套启动期间,双背压凝汽器两侧液位出现异常偏差,低背压侧凝汽器液位维持不变,而高背压侧凝汽器缓慢上涨直至与低背压侧凝汽器形成1 113 mm的液位偏差后保持相对稳定。过高的液位差会影响凝汽器的正常换热效果,降低机组运行效率及安全稳定性,液位异常期间通过溶氧量及真空度的变化,发现清理凝结水泵入口滤网时,操作不当使空气漏入了凝汽器,是导致凝汽器液位产生偏差的根本原因,及时进行故障消除处理后系统恢复了正常运行。

温度对鱼类生存的影响

鱼类进化发展至今,分布在全世界各个水域中的鱼类形成了能够在不同水温环境条件下生存的各种类型:如温水性鱼类、广温性鱼类、冷水性鱼类/耐低温鱼类和暖水性鱼类/耐高温鱼类。水温的变化不仅导致鱼类的夏眠和冬眠,而且还影响鱼类的繁殖和水体溶氧量,是与鱼类循环系统和呼吸系统关系最为密切、并进而影响鱼类生存的重要环境因子之一。

凝结水水质异常原因分析及预防措施

以某机组水汽系统凝结水水质为研究对象,从热力系统、空气漏入、凝汽器泄漏、补给水污染、生产返回水污染等全方面的探讨分析了凝结水水质异常原因,确认了凝结水水质污染源,提出了设置在线氢电导率仪表实时监测疏水的解决办法和预防措施,避免了热力系统设备因凝结水水质污染造成的腐蚀危害事故的发生,为以后电厂化学监督人员对凝结水水质异常的分析提供了方法和理论指导。

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。

火电厂直接空冷系统凝结水溶氧超标的治理

文章分析了火电厂直接空冷机组凝结水溶氧超标的原因及其对机组运行造成的危害,提出了治理空冷机组凝结水溶氧超标的方案,在几个电厂中应用的效果令人满意。

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。

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,该文对这些现象及原因进行了分析,并提出对策。

新型给水自动加氧设备性能分析及应用

以大唐某电厂百万兆瓦机组新型自动加氧设备为例,介绍了自动加氧技术的应用以及新型加氧设备改造的优势和必要性。通过MATLAB软件加氧仿真平台测试验证了新型加氧设备的可行性。新型加氧设备投运后,实现了给水和凝结水加氧的自动控制,将给水溶氧值控制在(20±3)?g/L,凝结水溶氧值控制在(50±5)?g/L范围内。新型加氧设备通过增加自主研发的流量控制器及使用串级PI-P+前馈的控制算法,提高了加氧设备运行的可靠性,也提升了汽水品质的稳定性。

海勒式空冷机组凝结水溶氧量偏高试验分析

某厂海勒式空冷机组,自投产以来一直存在凝结水系统溶氧量偏高的问题,为此通过试验分析了长期以来凝结水系统溶氧量偏高的原因,并提出了切实可行的解决方案。

俄供机组低温再热器腐蚀分析

针对国内俄供机组停备用期间各受热面均发生不同程度腐蚀,其中低温再热器入口段弯头部位腐蚀最为严重的问题,对某俄供机组低温再热器入口管的腐蚀情况进行了考察,并采用光学显微镜、扫描电镜、电子衍射能谱仪、X射线衍射分析仪等对腐蚀发生的位置、腐蚀产物的组成、形貌、成分进行了分析。结果表明,低温再热器入口管腐蚀的原因为机组停用过程中的溶解氧腐蚀。由于管段材质、位置结构、设计与实际安装使用存在差异,不当的停机过程中低温再热器入口管内会积存浓缩后的凝结水,其中腐蚀性阴离子Cl-、SO42-浓缩后会促进腐蚀的发展,空气中的氧促进了金属腐蚀的发生。因此,俄制机组在停机过程中,应避免低温再热器管路中凝结水的产生,考虑加入必要的停炉保护剂。

直接空冷机组凝结水溶解氧超标的分析及处理

乌拉山发电厂两台300 MW国产燃煤发电机组,采用的直接空冷设备,自从机组调试以来凝结水溶解氧一直超标。通过分析凝结水溶解氧含量偏大的原因,采取了多种处理措施,有效降低了空冷机组凝结水溶解氧含量,取得了良好效果。

空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及空冷除氧器改造

在直接空冷机组中,补水方式的不合理是凝结水含氧量超标的一个主要原因。本文针对蒙西发电厂300 MWe直接空冷机组中空冷除氧器除氧效果差的原因进行分析,提出了具体改造方案并予以实施,取得了良好效果,从根本上解决了空冷除氧器除氧效果差的问题。

凝结水溶解氧量超标的原因分析及处理措施

针对河北国华沧东发电有限公司1号、2号机组凝结水溶解氧量超标的问题进行了分析,提出了具体的解决方案并实施,改造后凝结水溶解氧均降到了合格范围内,为机组的安全经济运行提供了可靠保证。

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。

提高凝结水溶解氧合格率的改进措施

凝结水溶解氧合格率低会对汽水管道造成腐蚀,严重时会威胁到设备的安全运行。为提高大坝发电厂凝结水溶解氧合格率,采取在化学取样架冷却水回水至凝汽器之间的管道上加装旁路、将凝结水回水箱至凝汽器的管道抬高、凝结水回收箱人孔上加盖封堵、在水箱溢流管口下部装U型水封等技术改造措施,使汽水品质得到提高,凝结水溶解氧合格率达到指标要求,确保了设备的安全、经济、稳定运行。

汽轮机凝汽器水位高的处理(除氧器的改造)

针对机组水位高问题,进行一系列改造,取得了成效,保证机组正常运转。

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。

锦界电厂1号机组凝结水及补水除氧改造分析

锦界电厂凝结水泵出口溶氧量在冬季环境温度低时,常超过100μg/L,通过对1号机空冷凝结水以及凝补水进行除氧改造后,使凝结水泵出口溶氧达到20～60μg/L的标准范围内。特别是低环境温度时除氧效果比其它机组更为明显,彻底解决了凝结水泵出口溶氧量超标的问题。