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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 相似文献
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分析了呼和浩特发电厂5号、6号机组凝结水溶氧不合格的原因,提出了解决的措施。 相似文献
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神华河北国华沧东发电有限责任公司(沧东电厂)3、4号锅炉给水手动加氧过程中,当机组负荷变化时,给水氧量大幅波动,加氧量的调整滞后于机组负荷变化.为此,进行了引入给水流量信号作为前馈的自动控制加氧技术改造.同时,在机组凝结水精处理系统出口母管加氧点增加一套稳压装置,稳压阀出口压力为凝结水加氧点实际压力,进一步提高了给水加氧控制的品质.机组运行表明,实现加氧自动控制后,给水溶解氧量能够及时跟踪机组负荷变化,消除了加氧调节滞后的现象. 相似文献
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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。 相似文献
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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. 相似文献
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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。 相似文献
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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100 μg/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. 相似文献
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介绍了一种弱氧化性处理技术及其在630 MW超临界直流炉上的应用,应用结果表明,采用向凝结水精处理出口加氧,通过调节除氧器排气门的开度,可以精确控制省煤器入口给水溶解氧含量在5~10μg/L,成功解决了一般AVT(O)处理时,给水溶解氧过低的问题,提高了AVT(O)处理的防腐效果,而且可以有效降低给水的加氨量,延长精处理的运行周期。 相似文献
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分析了云冈热电直接空冷供热机组凝结水溶氧超标的原因,提出了凝结水补水系统存在的问题及解决方案。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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空冷发电机组的特点是真空系统庞大,当蒸汽凝结时,散热引起压降损失会产生过冷,通过分析空冷机组汽轮机凝结水含氧量超过规定值的现状,因热力系统内存在漏点,所以,外界空气的漏入和凝结水过冷是凝结水溶解氧超标的主要原因,凝结水溶解氧超标,影响了机组运行的经济性和安全性,针对这种机组普遍存在的溶解氧超标现象,提出了具体对策,供运行和有关技术人员参考。 相似文献
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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。 相似文献