1036MW机组凝结水溶解氧超标的原因分析及对策

对某2号机组进行了A级检修后,重新启动机组运行,发现凝结水的溶解氧量一直处于超标状态,其数值在80～130μg/L之间。通过对现场情况的了解,并对凝结水溶解氧量的超标情况进行分析,发现系统内存在漏点,经采取措施后,凝结水溶解氧量超标情况得到了显著改善,其数值恢复到5～10μg/L之间,达到了机组运行的设计要求。     

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.     

600MW直接空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及治理

简述了凝结水溶解氧超标的危害.分析了大唐托克托发电有限责任公司(托电)600MW直接空冷机组凝结水溶解氧的超标情况,认为引起溶解氧超标的主要原因为:空气漏入真空系统、机组真空变化快、机组负荷高、凝结水过冷度大等.结合托电实际情况,对空冷凝结水回水除氧设备和系统进行了改造,解决了凝结水溶解氧超标的问题.     

凝结水溶解氧超标的原因分析及改进措施

针对菏泽发电厂2×300 MW机组实际运行中凝结水溶解氧超标问题,结合凝汽器补水、凝结水泵密封水和给水泵密封水回水运行方式进行分析,找出凝结水溶解氧超标原因。经改造,凝结水溶解氧浓度降至30μg/L以下,达到运行标准,同时机组真空严密性也得到改善。     

凝结水系统氧腐蚀特征及防护措施研究

分析了火电厂凝结水系统氧腐蚀的主要特征、原因及防护措施.当凝结水中溶解氧超标,且含有游离二氧化碳,导致水的pH值偏低时,将使凝结水系统金属表面保护膜难以形成,设备发生严重的氧腐蚀,通过对凝结水纯度及溶氧的控制来对氧腐蚀进行防护.     

135MW机组凝结水溶解氧超标问题的分析处理

新疆华电哈密发电公司6号机凝结水溶解氧自2006年7月份开始不合格。凝结水溶解氧不合格会造成机组设备凝培泵叶片、低压加热器等设备的低加铜管氧腐蚀泄漏,若发现处理不及时会造成水冲击的恶性事故。通过查找分析解决了6号机凝站水溶解氧不合格的问题,保证设备正常运行。     

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.     

330MW直接空冷机组凝结水溶解氧含量超标分析及处理

对内蒙古京科发电有限公司1号机组凝结水溶解氧超标情况进行分析,并针对查找到的具体原因提出治理措施,改造后取得了较好的效果,为其他同类型机组处理凝结水溶解氧超标治理工作提供参考.     

600MW超临界机组凝结水溶解氧超标处理

对600 MW超临界机组凝结水溶解氧超标问题进行综合分析和处理,解决凝结水溶解氧超标这一长时间困扰安全生产的难题,为处理凝结水溶解氧超标的问题提供新的思路。     

关于汽轮机凝结水溶解氧严重超标的解决方案

文中分析了沈阳热电厂2台31－25－1型机组凝结水溶解氧严重超标的原因,从改造设备结构入手,改变凝汽器热水井凝结水取向,增加水封装置,解决了凝结水溶解氧严重超标的问题。凝汽式机组可借鉴此项改造方案来解决同类性问题。     

600 MW直接空冷机组补水方式探讨

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。     

直接空冷机组凝结水溶解氧超标原因分析及处理

乌拉山发电厂2×300MW国产燃煤直接空冷发电机组是直接空冷技术国产化的第1台。通过机组调试,发现凝结水溶氧一直超标,超标的主要原因是辅助设备、凝结水真空负压系统、凝结水补水除氧凝结水箱补水等存在问题。针对这些问题,分别对辅助设备、凝结器真空负压系统、凝结水补水除氧、补水系统等采取了相应的措施,解决了上述问题,可为解决同类机组类似问题提供参考。     

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标原因分析与处理

内蒙古京泰发电有限责任公司1号机组自投运以来,凝结水溶氧量严重超标。从系统、设备结构方面对凝结水溶氧超标的原因进行了分析,并采取检查漏点、改造凝补水系统和凝结水回水系统、检查排汽装置管道接口等多项治理措施,使得凝结水溶氧量控制在60μg/L以下,达到了合格范围,对新投产电厂具有一定的参考作用。     

300 MW机组凝结水溶解氧增大的原因及处理

介绍了300 MW机组在冬季低负荷运行时凝结水溶解氧超标的问题.结合现场实际论述排查凝结水溶解氧超标的整个过程,同时对凝结水溶解氧的超标问题进行了分析,并制定了详细的排查措施,彻底解决了凝结水溶解氧的超标问题.     

国产600MW超临界直流锅炉给水凝结水自动加氧处理技术的应用

以某发电厂1号机组为例,介绍国产超临界机组给水凝结水自动加氧处理技术的应用,阐述加氧装置自动改造的原因和必要性,以及加氧装置改造的过程、相关试验和改造后的运行效果评价.给水加氧成功改造后实现了加氧流量的自动控制,使给水凝结水溶解氧的含量可以维持在40～100μg/L,氧气消耗量比手动加氧运行方式下降50.0％,同时使给水自动加氧运行方式下的汽水品质更为优良、稳定,提高了加氧运行控制水平和机组运行的可靠性.     

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。     

机组凝结水溶解氧超标原因探究

分析了火力发电厂凝结水溶解氧超标问题的现状。结合机组运行方式,通过排除法从凝结水泵水封水系统、凝汽器真空系统及相关系统、设备的试验分析造成机组凝结水溶解氧超标的原因。阐述了总结出的套解决问题的方式方法。     

凝结水溶解氧超标的原因分析及处理

进入冬季供热之后,华电新疆发电有限公司红雁池电厂2号机组的凝结水溶解氧一直不能达到合格范围,溶解氧合格率逐月下降,针对2号机凝结水溶解氧超标问题进行全面排查调整,查找出2号机组凝结水溶解氧超标的原因,对存在问题进行处理,并总结出凝结水溶解氧超标后的调整方法。     

测定凝结水痕量阴离子的色谱法

介绍了可用于测定水中痕量阴离子的色谱法,以自制新型分离柱,用5.3mmol/L的Na2CO3溶液为淋洗液,在1.5mL/min的流速下,成功地同时测定了火电厂凝结水中的痕量氯离子和硫酸根。氯离子的测定范围为1～20μg/L,回收率为98%～105%,相对标准偏差为0.77%,检出下限可达0.8μg/L;硫酸根的测定范围为15～50μg/L,回收率为97%～104%,相对标准偏差为0.91%,检测下限可达1.0μg/L。该离子色谱法已能满足测定火电厂凝结水中痕量氯离子和硫酸根离子的要求。     

凝结水溶解氧超标原因分析及调整

分析了大武口发电厂凝结水溶解氧超标的原因,提出消除、调整的具体措施,为汽轮机正常运行中保持凝结水溶解氧在控制范围内积累了一定的经验.