600 MW发电机组凝结水溶氧量超标的治理

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.     

600MW发电机组凝结水溶氧量超标的治理

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。     

蒙达公司凝结水溶氧超标原因分析及改造

分析了蒙达发电公司330MW汽轮机凝结水溶氧长期超标的原因,提出凝结水补水系统改造的方案。通过改造,解决了凝结水溶氧超标的问题。     

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。     

300 MW机组化学补水系统结构优化

火力发电厂汽水系统中,由于氧腐蚀问题影响系统设备和管路的安全可靠运行.化学补水装置的合理布置可以提高机组热效率,降低凝结水溶氧,减缓设备腐蚀,保证机组安全经济运行.文中针对300 MW直接空冷机给凝结水溶氧超标的问题,提出补水进入排气装置的具体技术改造方案并实施,计算了改造后的排气压力、含氧量,通过计算得出:改造后,既可降低空冷凝汽器热负荷,又可减小凝结水的溶氧量.     

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。     

直接空冷机组凝结水溶氧超标原因分析及处理

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。     

凝结水溶氧超标综合治理分析

介绍了托电#11机组凝结水溶氧情况,分析凝结水溶氧超标原因,提出凝结水溶氧超标解决方案,并对改造结果进行了分析对比。     

从云冈热电看减少直接空冷机组凝结水溶氧的办法

分析了山西大唐云冈热电直接空冷机组凝结水溶氧严重超标的原因,提出了改造凝结水系统设备等以解决空冷机组凝结水溶氧过高的方案,以供今后建该类机组借鉴。     

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。     

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。     

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.     

空冷机组的凝结水除氧探索

空冷机组的排汽被冷凝成凝结水后,将进入带有除氧器的凝结水箱。针对凝结水和补充水的含氧量及给水的除氧要求,分析了该真空除氧器的性能特点。根据凝结水除氧和补充水除氧区域内、外筒的结构特点,以及水雾化喷管和填料层的蒸汽阻力压损的要求,在结构设计上采取了措施,同时,也对除氧器和凝结水箱的气-汽混合物的排气量进行了计算。     

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。     

直接空冷机组运行特点分析及对策

直接空冷汽轮机组用水量少,在我国富煤缺水的三北地区得到了发展。文章分析研究了直接空冷机组凝结水溶氧量高、汽轮机的运行背压高且变幅大、热风再循环和凝汽器冬季运行容易发生冻结等问题,介绍了相应的预防措施。     

K200—130—3型汽轮机凝结水溶氧不合格的治理

分析了汽轮机凝结水系统溶氧超标产生的原因及对热力设备的危害,并提出了有效的解决办法。     

电、水、热三联产机组水处理系统优化

以电、水、热联产联供的600 MW某机组为例,介绍锅炉补给水、凝结水和锅炉给水等水处理系统的工艺特点。针对一级除盐再生周期过长、凝结水溶解氧含量高和水汽系统含有联胺等问题,进行了相关技术改造：水处理系统原水采用海水淡化系统所生成的冷凝水,其水质相当于一级除盐出水,实现旁路一级除盐;改变机组补水方式,将补水以及水泵密封水回水位置由原来的凝汽器热井改至凝汽器喉部,并在凝汽器喉部加装雾化喷嘴;转换给水处理工况,将亚临界锅炉给水处理方式由还原性全挥发处理转换为氧化性全挥发处理,将超临界机组锅炉给水处理方式由还原性全挥发处理转换为加氧处理,停止了联胺在电、水、热三联产机组中的应用。经过优化,原系统存在的问题得以解决。     

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。     

350 MW机组凝结水系统故障及运行方式分析

本文分析了凝结水系统出现的故障原因,并且对加药点位置、运行方式、补水喷雾化等进行分析和改进,根据季节温度的变化,采取不同的应对措施,以提高凝结水系统的可靠性和经济性.