提高除盐水品质的措施

在除盐水箱内安装浮顶,消除CO2对除盐水的影响,除盐水补水电导率从原来的0.30μs/cm降低到0.07~0.20μs/cm范围内,提高除盐水水质。     

化学除盐水电导率超标原因分析及处理

某电厂一期6×350MW、二期2×600MW,共8台机组。机组锅炉补给水全部为100%的除盐水。电厂化学水处理设备系统为一级除盐(阳双室浮床+阴双室浮床)+混床形式。1异常情况在电厂机组某次运行中,化学运行值班员发现:机组锅炉除盐水电导率出现无规律上涨,正常时为0.065μs/cm,上涨最大值为0.250μs/cm(标准值≤0.2μs/cm)。8台机组补给水电导率也先后出现不同程度无规律上涨,电导率由0.1μs/cm最大上涨到1.202μs/cm。除电导率外,其他各项指标(钠、二氧化硅、氧、pH值等)均合格,未出     

除盐水箱水质下降原因分析及解决措施

1 除盐水水质污染 某电厂1号机组第1阶段吹管期间,除盐水箱水质突然恶化,除盐水箱进水电导率不大于0.1μs/cm(25℃),出水电导率约为36.2μs/cm(25℃),pH值为4.5-4.67,除盐水水质污染直接影响吹管工作的进展.     

火电厂节水减排设计优化探讨

600 MW火电机组锅炉连排水、汽水化验站人工取样和在线化学仪表排水、投运除盐设备时的冲洗排水的电导率只有10μS/cm左右,相当于一级除盐水,如果当作一级除盐水回收比当作工业水回收,产生的效益高10倍;辅机冷却器的材质差于凝汽器的材质,将制约循环水浓缩倍率控制上限的提高,影响节水减排。清污分流、梯级利用、化害为利、消除瓶颈才能实现效益更大化。     

微碱处理在发电机定子冷却水系统改造中的应用与管理

发电机定子冷却水长期采用除盐水和凝结水做为补充水,小混床＋间断换水处理的运行方式时,pH值经常小于7.0,铜离子含量大多数时间大于40μg/L,不能满足DL/T801-2002要求。采用定子冷却水微碱处理系统后,定子冷却水水质明显改善：电导率0.1μS/cm～0.8μS/cm,pH值7.2～7.8,铜离子小于40μg/L。     

纯水pH初探

应用电化学理论对纯水pH与电导率的关系及其影响因素进行了研究。对于电导率小于0．2μS/cm的除盐水,其pH必然在6．3－7．9的范围内。对纯水级除盐水而言,pH由7每降低1,则电导率就增大到原来的10倍。手动取样分析除盐水的pH,其误差主要来自空气中CO2的影响,其次与树脂混合不均匀程度等因素有关。     

空冷机组凝结水溶解氧量超标原因及判定

某电厂1号超临界600 MW空冷机组自投运以来,凝结水溶解氧量一直较高,约为600～800 μg/L(控制标准为＜100μg/L),严重影响汽水品质. 经测定1号除盐水箱水的溶解氧量为7 900μg/L,2号除盐水混床出口水的溶解氧量为8 380 μg/L.若未经除氧装置充分除氧而直接补入排汽装置水侧,则会有大量的氧被直接带入凝结水系统,造成凝结水溶解氧量大幅增加.补水前后凝结水溶解氧量变化测定结果见表1.     

电感耦合等离子体发射光谱法检测除盐水系统痕量阳离子

提出了采用电感耦合等离子体发射光谱仪(测量除盐水中Ca、Mg、Al 的方法,对分析条件进行优ICP-AES)化,并对上述离子的方法检出限、准确度、回收率进行测定与评估。结果表明:ICP-AES 法可快速、准确、稳定地测量除盐水中Ca、Mg、Al,其中各离子的方法检出限为Ca0.5μg/L、Mg0.5μg/L、Al2μg/L,各离子的加标回收率在98%~102%,相对标准偏差均小于1.5% 。所提方法弥补了3~6号机组除盐水制水系统新增Ca、Mg、Al 等阳离子没有专门分析方法的不足,实现了一次进样同时检测多种离子,提高了对田湾核电站二期除盐水系统水质的检测能力,对后续除盐水系统调试、运行期间水质的分析具有重要意义。     

小型热电机组化学补充水系统改造

阳煤集团第三热电厂 2台35MW汽轮发电机组配置 3台IH80 5 0 315型除盐水泵 (额定流量 5 0t/h ,扬程 12 5m ,配套Y2 2 5M 2型 4 5kW电机 )。除盐水升压后经调整门补至除氧器。补水系统如图 1所示 ,其中虚线框内的部分为改造所增加的系统。由于除盐泵为单级单吸悬臂式结构 ,转速高 (2 970r/min) ,启停频繁和负荷率低等原因 ,导致故障率高 ,检修维护工作量大。1998年 ,在化学补水系统增设了除盐泵旁路阀门 ,将除盐水管路引至凝汽器热井 ,采用静压补水至凝汽器热井的方案运行。改造基本上获得了成功 ,正常补水时不用启动除盐泵 ,原补水系统只…     

除盐水箱出口水质劣化的原因分析及处理

分析了造成除盐水箱出口水pH值低、电导率高的原因，通过对除盐水箱的内部进、出水管的改造和对水箱上部加装气、液隔离浮球，使得除盐水的pH值和电导率与混床出水的pH值、电导率相近，有效改善了除盐水的水质。     

污秽绝缘子在不同脉冲电压条件下的闪络特性研究

输电线路在污秽条件下的闪络(污闪)是威胁电力系统安全运行的主要事故。笔者以两片串的绝缘子短串为研究对象,通过对绝缘子两端施加0.5/5μs和2.6/50μs的冲击电压波形,研究了盐密、灰密污秽度对绝缘子闪络特性的影响,同时对波头时间不变,波尾时间对绝缘子闪络特性的影响进行了研究。结果表明,盐密对绝缘子闪络电压的影响大于灰密;当盐密、灰密值较低时,冲击电压波形对绝缘子串闪络电压影响不大;灰密值固定时,绝缘子闪络电压随着盐密值的增加而减小;而当盐密值固定时,绝缘子闪络电压随着灰密值的增加呈现先减小后增加的趋势;固定灰盐比为5:1时,在2.6/50μs波形条件下,绝缘子闪络电压随着盐密值增加而增加,而对于0.5/5μs波形时,随着盐密值增加,绝缘子闪络电压呈现先减小后增加的趋势;随着波尾时间增加,绝缘子闪络电压下降明显,在盐密值较大时更加显著。     

提高除盐水质量的几点途径

近代热力发电设备已向大容量高参数发展,因此要求锅炉补给水的除盐水具有更高的质量。富拉尔基发电总厂化学除盐设备第一期工程为三台670t/h 超高压锅炉制备补给水,其系统如图1。     

生水预处理效果对除盐工艺的影响

对于离子交换除盐工艺的运行工况而言,清水水质的变化将直接导致离子交换除盐设备的经济运行,甚至还可能影响整个除盐水的水质．本文以八0三发电厂预处理药剂种类的改变后对不同离子交换除盐工艺的影响为例,详细论述清水水质的变化对离子交换除盐设备带来的影响。     

户县热电厂降低补给水导电度措施

0引言 户县热电厂为供热式电厂,现有6台高温高压锅炉、5台发电机组,锅炉补给水采用阳双室床-除碳器-中间水箱-阴双室床-混合床除盐系统,水质符合部颁标准(导电度DD≤0.2μS/cm,SiO2≤20 μg/L).夏季供热量小时,补水量平均为55 t/h,冬季供热量大时,补水量平均为140 t/h.     

大流量全膜法水处理技术在电厂中的应用

通过大流量全膜法水处理技术在某燃机电厂的成功运行实践,介绍了全膜法水处理系统的控制特点及调试经验并针对存在的问题提出了改进措施.实践表明,全膜法水处理工艺的最大优点是环境友好、系统简单、连续制水、占地面积少且产水水质好,除盐水电导率仅为0.062 5μS/cm,硅酸根为2μg/L.     

300MW机组凝汽器管板泄漏原因及处理

凝汽器是汽轮机辅助设备中最主要的一个部件,它的主要作用是利用循环冷却水使汽轮机排出的蒸汽凝结,从而在汽轮机排汽口建立并维持所需的真空,获得纯净的凝结水以供锅炉给水。随着火电厂高参数、大容量发电机组的投产运行,其对水、汽质量的要求也越来越高。目前,几乎所有高压机组均采用二级除盐水(电导率在0.3μS/cm以下)作为补给水,机组的化学腐蚀、结垢、积盐速度主要取决于水循环过程中的二次污染程度。其中,由凝汽器泄漏对补给水造成的危害最大且最具普遍性,因此防止凝汽器泄漏对于保证锅炉给水品质来说尤为重要。     

提高污凝水系统除铁率试验研究

污凝水系统除铁率一直不能达到回收除盐水箱标准，机组排水只能排放循环水，造成除盐水的浪费。为节约用水保证机组启动阶段除盐水用量，开展了试验研究，根据动态模拟试验结果调整再生工艺，提高了污凝水处理装置除铁率，达到了污凝水处理装置出水回收除盐水箱的指标，并取得了显著的节水经济效益。     

给水TOC对蒸汽氢电导率的影响

对于采用传统的离子交换除盐系统和全膜处理技术系统生产锅炉补给水的供热机组而言,其影响蒸汽氢电导率的主要因素分别是原水中有机物的残留物和还原性环境中细菌的大量繁殖。将凝胶型阴树脂换成去除有机物效果较好的D213大孔型阴树脂可显著降低传统的离子交换除盐系统出水总有机碳(total organic carbon,TOC);在超滤前后投加非氧化性杀菌剂,均可有效杀灭穿透超滤的细菌。过热蒸汽压力为12.7~18.3MPa和18.3MPa的锅炉补给水TOC的标准值应分别控制为≤400/Nμg/L和≤200/Nμg/L(N%为供热机组的补水率,N1)。保证过热蒸汽压力18.3MPa的汽包炉和直流炉蒸汽质量氢电导率(25℃)标准值合格(氢电导率≤0.10μS/cm)的给水TOC标准值应为≤50μg/L。     

用自动加药装置提高发电机内冷水合格率

遵义发电有限公司125MW机组发电机的冷却方式采用的是双水内冷式，发电机组转子、定子线圈空心铜导线均采用除盐水做为冷却介质。由于除盐水水箱未采取密封措施，二氧化碳和氧气溶入其中，使其pH值约为5．8～6．8。这样发电机铜导线长期氧腐蚀和酸性腐蚀。腐蚀产物在空芯铜导线内表面上沉积后会使局部流通面积减小，热传导受阻。在1990年机组投产后，我们一直沿用人工加入KOH和BTA的方法（每天加药一次）提高内冷水pH值减缓腐蚀速率，1999年以前125MW机组内冷水的水质标准是pH〉6．8，电导率〈10μs／cm，合格率均为100％。     

凝结水高速混床出水氯离子含量的控制

凝结水混床的出水水质如控制不严，就会在水冷壁内表面结垢，在汽轮机叶片上积盐，对热力系统安全运行影响很大。青岛发电厂300MW机组，原凝结水混床出水水质指标中，没有规定氯离子含量，因此没有监测氯离子引起水、汽系统的酸性腐蚀情况。利用离子色谱仪对该厂1号机3台凝结水高速混床出水水质的连续监测，找出出水氯离子的含量与电导率的关系。正常运行时，凝结水高速混床出水氯离子含量较少；电导率大于0．1μs/cm后，氯离子释放较明显。建议凝结水高速混床出水，应控制其电导率小于等于0．1μs/cm。