凝汽器海水泄漏的影响研究及案例分析

针对沿海电厂凝汽器泄漏这一重大安全隐患,总结了不同情况海水泄漏对水汽品质造成的影响,分析了海水污染水汽品质对热力系统造成的危害,同时对国内多起火力发电机组凝汽器海水泄漏典型案例进行了分析和研究。结果表明：如果发生凝汽器海水泄漏时处理措施不当,易导致锅炉水冷壁发生大面积酸性腐蚀、垢下腐蚀、过热器及再热器积盐、汽轮机通流部件氯化钠沉积、低压缸相变区严重溃疡腐蚀等危害。     

提高锅炉自动加氧控制装置的精度研究

针对锅炉自动加氧控制装置在应用过程中出现溶解氧含量随机组负荷变化而大幅度波动的问题,分析自动加氧控制技术的关键点,研发出1套新型自动加氧装置.该装置的高压气体微量流量计实现了加氧流量的可视量化,电磁调节阀调节微量加氧量,稳压器稳定电磁调节阀出口压力,复合式PI调节模式克服了热力系统大滞后,有效地提高了加氧控制精度,实现了锅炉加氧的自动化控制.     

采用乙醇胺抑制核电站二回路系统的流动加速腐蚀

分析目前国内压水堆核电站二回路流动加速腐蚀的原因。通过试验室试验和实际应用试验,证明乙醇胺能够明显提高汽水两相流中水相的pH值,可有效抑制二回路的流动加速腐蚀,并能够延长凝结水精处理混床的运行周期。试验没有发现乙醇胺对系统的不良影响。     

离子色谱测试技术在电厂凝结水精处理系统中的应用

凝结水精处理系统混床运行的终点通常只靠氢电导率指标予以控制,其缺点是终点判断不够准确。离子色谱仪可快速、准确地检测出高纯水中痕量杂质离子含量,因而可辅助混床运行终点的判断。此外,当凝结水精处理系统混床运行和再生出现问题时还可利用离子色谱测试技术分析问题所在。结合电厂实际,详细介绍离子色谱测试技术在凝结水精处理系统中运用的情况。     

凝结水精处理阳床与阴床串联系统存在问题分析及其改进

某电厂2×300 MW直接空冷机组凝结水精处理系统采用阳床+阴床串联方式,运行中存在阳床、阴床投运初期出水杂质离子泄漏,以及阳床铵型运行时阴床出水氯离子泄漏等问题。对此,经讨论与分析后提出了以下改进方案:(1)提高树脂再生水平;(2)充分正洗,树脂在储存罐中冲洗结束时的出水电导率应小于1μS/cm;(3)设计合理的阳床、阴床投运初期再循环冲洗系统,并合理安排阳床和阴床的投运操作。改进方案实施后,原有系统存在的离子泄漏问题基本得到解决。     

离子色谱法测定电厂锅炉水汽中痕量阳离子

研究了利用直接电导检测-离子色谱法分离测定电厂水汽中Na+、NH4+、K+、Ca2+、Mg2++5种阳离子的方法.选择色谱条件为Ion Pac CS12A阳离子交换柱,20 mmol/L甲基磺酸淋洗液,抑制性电导检测.该方法采用500 μL进样,5种阳离子的检出限为0.03～0.13 μg/L,相对标准偏差(RSD,n=5)在0.24％～2.5％之间,加标回收率为96％～110％,该方法具有选择性好、检出限低、灵敏度高、操作简便等特点,可用于电厂给水、凝结水、蒸汽等水样中阳离子的测定.     

1000MW超超临界机组长周期给水加氧实践效果分析与评价

对华能海门电厂2号机组（1000MW超超临界机组）给水加氧处理效果进行总结和分析。结果表明：给水采用加氧处理后,省煤器入口给水、高压加热器（高加）疏水的铁质量浓度平均值降至1μg／L以下,较之前的弱氧化性全挥发处理降低了80％以上．有效抑制了炉前给水和高加疏水系统的流动加速腐蚀,减少了腐蚀产物向锅炉水冷壁、省煤器的转移量,进而降低了锅炉水冷壁和省煤器结垢速率,减缓了锅炉压差上升速率．避免了高加疏水调节阀堵塞．凝结水精处理系统混床周期制水量也由之前的8万t提高至40万t,节能降耗效益非常可观。由此证明给水加氧处理对提高机组运行的安全性、可靠性、经济性具有重要意义。     

1 000 MW超超临界机组长周期给水加氧实践效果分析与评价

对华能海门电厂2号机组（1 000 MW超超临界机组）给水加氧处理效果进行总结和分析。结果表明：给水采用加氧处理后,省煤器入口给水、高压加热器（高加）疏水的铁质量浓度平均值降至1 μg/L以下,较之前的弱氧化性全挥发处理降低了80%以上,有效抑制了炉前给水和高加疏水系统的流动加速腐蚀,减少了腐蚀产物向锅炉水冷壁、省煤器的转移量,进而降低了锅炉水冷壁和省煤器结垢速率,减缓了锅炉压差上升速率,避免了高加疏水调节阀堵塞,凝结水精处理系统混床周期制水量也由之前的8万t提高至40万t,节能降耗效益非常可观。由此证明给水加氧处理对提高机组运行的安全性、可靠性、经济性具有重要意义。     

循环水系统溶解性有机物迁移转化规律研究

用凝胶色谱和三维荧光等图谱手段对某电厂循环水系统溶解性有机物(DOM)迁移转化规律进行分析研究。结果表明,循环水补充水为地表水时,加酸将循环水补充水碱度由1.53 mmol/L降低至0.83 mmol/L,化学耗氧量(COD)和总有机碳(TOC)去除率分别为30.40%和23.29%;循环水浓缩倍率5.97,混凝澄清对循环水排污水溶解性COD和TOC去除率分别为30.83%和49.58%,混凝澄清出水有机物可以满足后续膜处理对进水有机物的要求。循环水补充水和循环水排污水重均分子量(Mw)分别为288×10~6和189×10~6g/mol,循环水排污水中有机物分子量小于循环水补充水;加酸降低pH和混凝去除的主要是大分子有机物,但混凝去除有机物的分子量范围更广。循环水系统DOM主要的荧光物质为类腐殖和类色氨酸,相对于类色氨酸,降低pH和混凝过程对类腐殖质这类有机物的去除率更高。     

变压器油中含气量超标原因分析及对策

变压器油中含气量是保证变送电装备安全运行的重要指标,超高压大容量变压器油中含气量超标时,会加速油品和绝缘材料的老化,严重时导致击穿,影响设备安全运行。本文在研究油中溶解气体组分和特性的基础上,参照国内外相关标准和厂家规定,对某集团发电企业330 kV及以上等级的336台变压器运行油中含气量进行调研,分析含气量超标原因,提出对应措施,并指出油中含气量指标对保证变压器绝缘性能和设备密封及防止油品老化的重要性。