凝结水溶氧超标的原因分析及处理

凝结水溶氧超标的原因分析及处理

本文重点分析了火力发电厂机组常见的凝结水溶氧超标的原因，论述了凝结水溶氧超标的危害，并针对各种超标原因提出了处理办法，对各火力发电厂凝结水溶氧超标的问题提供了可行的方法，具有一定的借鉴作用。

标签：溶氧超标危害办法

Cause analysis and treatment for the dissolved oxygen in the feedwater deaerator exceed the standard

Shen Zhibin

（Inner Monglia Datang International Tuoketuo Power Generation Co.Ltd.，Tuoketuo 010206，China）

Abstract：This paper focuses on the analysis of the thermal power plant unit common condensation of excessive dissolved oxygen in water，discusses the setting and the harm of excessive dissolved oxygen in water，and for a variety of causes of excessive solutions are proposed，for the thermal power plant condensate water dissolved oxygen overproof problems provides a feasible method，which has a certain reference.

Key words：Dissolved oxygen Exceed the standard Harm method

引言

火电厂机组凝结水溶氧是电厂化学监督的的重要指标之一。凝结水溶氧大幅超标或长期不合格，会造成锅炉、管道、设备的高温腐蚀，降低回热设备的换热效率，缩短管道和设备的使用寿命，严重威胁机组安全经济运行，所以降低凝结水溶氧具有重要和深远的现实意义。火力发电厂水汽化学监督导则要求超高压发电机组在正常运行时，凝结水溶氧合格标准为小于30μg/l，小于20μg/l为期望值。机组正常运行时凝汽器处于真空状态，凝结水应该是合格的，但由于诸多原因导致国内许多供热机组普遍存在凝结水溶氧超标问题。

一、凝结水溶氧超标概况

某电厂2*300MW机组为湿冷纯凝汽轮发电机组，于2007年12月份投产，2012年01月开始转为自备电厂，开始对外供热，供热量200t/h。凝结水溶氧的控制方法主要采用凝汽器真空除氧及加联氨方式。2台300MW机组开始供热后，凝结水溶氧这个指标经常处于超标运行状态，超过50μg/l的次数达到15次/月。为了彻底消除溶氧超标，该厂从凝结水溶氧超标常见的原因进行分析，并针对各个原因进行查找并采取一定的措施，本文重点对该厂的查找过程及查找出溶氧超

精处理题库

1、精处理在凝结水系统中的主要作用是（处理水中的无机盐）、（有 机物）及（铁的氧化物）。 2、请说明#5机精处理温度测点的位置（前置过滤器入口处）、（高 速混床入口处）。 3、精处理系统主要检测哪些指标（钠）、（硅）、（电导）、（PH值）。 4、三期精处理前置过滤器额定处理流量为（1333T/H）。 5、三期精处理高速混床额定处理流量为（900T/H） 6、三期精处理阴树脂的型号为（001×7）。 7、三期精处理阳树脂的型号为（201×7）。 8、#5精处理再循环泵的动力电源在（0.4KV公用PC E段）。 9、#6精处理再循环泵的动力电源在（0.4KV公用PC F段）。 10、三期精处理冲洗水泵动力电源在（三期0.4KV凝结水精处理MCC 段）。 11、三期精处理反洗水泵动力电源在（三期0.4KV凝结水精处理MCC 段）。 12、#5机精处理电动门电源在（#5机8米层电动门配电箱）。 13、#6机精处理电动门电源在（#5机8米层电动门配电箱）。 14、#5机精处理气动门气源在（#5机仪用气母管取）。 15、三期精处理仪用气储气罐仪用气的用户有（#5、#6机高混树脂 输入、输出）；（三期精处理再生压力排水）。 1、三期精处理气动门气源为三期精处理仪用储气罐来气（错）。 2、三期精处理再生系统气源为三期精处理仪用储气罐来气（对）。

3、三期精处理再生系统气动门气源为三期精处理仪用储气罐来气（错）。 4、三期精处理再循环泵出口为电动门（错） 5、三期精处理高速混床进压缩空气气动门前有一手动门（错） 6、三期精处理树脂均为进口树脂（错） 7、三期精处理再生系统树脂捕捉器排水均排至精处理废水池（错） 8、三期机组排水槽有减温水（对） 9、三期精处理与一、二精处理一样都有大旁路（错） 10、#5、#6机精处理再循环泵电源均在三期0.4KV精处理MCC上带（错） 1、请简述三期精处理系统有哪些联锁保护？ 答：1、前置过滤器入口母管压力不大于4MPA 2、前置过滤器旁路压差不大于300KPA 3、前置过滤器入口压差不大于200KPA 4、前置过滤器入口温度不大于55℃ 5、混床入口混度不大于55℃ 6、混床入口压力不大于4MPA 7、混床旁路压差不大于500KPA 8、混床出口树脂捕捉器压差不大于70KPA 2、请简述三期精处理联锁保护动作后系统有哪些措施变化？ 答：1、前置过滤器入口母管压力大于4MPA；精处理旁路全开，系统解列。

凝结水溶氧超标的原因及处理

凝结水溶氧超标的原因 及处理 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-

凝结水溶氧超标的原因及处理1备用泵轴封失效引起凝结水溶氧超标 1.1取掉凝泵水封环埋下了隐患 2004-07-16，2号机凝结水溶氧达到40～60礸/L，现场多次查漏未果，最后查阅该泵检修记录时发现，盘根室内的水封环被取掉了(原因是当时凝泵盘根处甩水严重，试将水封环取掉换为盘根，以增强密封，减小盘根处漏量)。凝结水泵盘根密封水工作原理见图1。 从图1可以看出：在水封环换为盘根后，盘根密封水进水口就被盘根堵塞了，之所以一直未发生凝结水溶氧超标，是因为该处盘根与轴套紧密接触，隔绝了空气，而当轴套经长时间运行磨损后，盘根与轴套出现间隙，致使空气从压兰吸入泵体内，引起凝结水溶氧超标。

针对这一原因，分2步进行了处理。 第1步，为了满足机组稳定运行的要求，临时将B凝泵密封水回水门关小，以减少从凝泵压兰处漏入的空气。此方法取得了很好的效果，凝结水溶氧从50礸/L降至7礸/L。 第2步，利用机组小修机会，彻底更换盘根、轴套、水封环。此后，凝结水溶氧正常。 1.2备用泵盘根密封水压力不足

该公司凝结水系统正常运行时，备用凝泵盘根密封水取自外供除盐水，而其回水则回到凝泵入口，这样不断地给机组补水，超出机组需求的补水被排掉，造成浪费，不符合电厂节能降耗的要求，为此利用机组临停，对3号机凝结水管路进行了改造。改造前后凝泵盘根密封/冷却水系统见图2。 图2改造前、后凝泵盘根密封/冷却水系统 改造之后不再有浪费水的现象。2005年2月出现凝结水溶氧超标，达到80～90礸/L。对比凝泵密封水改造前后的系统布置，分析认为，由于改造后A凝泵(运行泵)自密封水同时供给2台泵的盘根密封/冷却用水，而导致供给B泵(备用泵)盘根密封水的压力下降，引起漏空溶氧。

(整理)凝结水精处理需要考虑的问题.

凝结水精处理需要考虑的问题 保持现代发电设备中锅炉给水有高纯度的重要意义己为中华人民共和国的同行在设计电站时所认识，因此在300MW及更大容量的汽轮发电机组中均考虑了此因素。 用凝结水过滤和凝结水精处理进行除杂质脱盐，己是高温高压汽轮发电机组运行时的常用的方法。 凝结水精处理除去微量溶解矿物质和悬浮物，这些物质可能在不同情况下与系统中金属起作用而引起过早地化学破坏，或沉积于系统中。结果造成效益降低，机械损坏。从理论上来讲，凝结水精处理装置能保证处理对象不超出指标、产生肯定的效益。 电力工业中常用的凝结水精处理类型有粒状树脂混合床精处理装置（深层混床精处理或深层混床装置）及复盖型过滤器/除盐精处理器（f/d精处理器、粉末树脂系统、过滤器/除盐器或f/d系统）在世界各地安装了各种类型的精处理器不下成千上百台。 深层混床装置使粒状阳离子交换树脂及阴离子交换树脂以混合的形式来达到除盐和过滤的双重作用，再生过的混合树脂被装到许多运行罐中，热力系统中的凝结水通过这些运行罐得到处理。 用以处理一台600MW火力发电机组100%的凝结水量，通常设计用3×50%（较好）或4×33%的运行罐以应付流量要求（约1700m3/时）。 如有一个100%全流量备用罐的精处理系统，即使在循环系统发生不利情况下仍能提供最好的保护，但不是必须遵循的。设计100%

全流量而无备用罐的精处理系统，必须在树脂失效后，树脂输送期间有旁路的设施。 通常运行罐的设计按通过915-1220mm/mm深度的树脂层、其流速按100-122米/时设计。凝结水精处理装置用于大型核电机组，其热井凝结水流量高达7500m3/时，需要8到10只运行罐并联运行处理，例如Permutit在美国Seabrook核电站的装置，其设计处理水量高达5455m3/时，与中国大亚湾核电站的凝结水流量相仿。 精处理系统现常用压力为3-4MPa（30.6-40.8公斤/公分2），系统设计压力高达5.5MPa（56公斤/公分2）。应用在中国的较好的中压系统，不需要在精处理装置后面（下游）安装凝结水升压泵、水箱等，从而简化了系统及操作，节约了占地面积。 深层混床系统中的混合树脂的再生是在体外装置中进行的，现行设计中通常有三个罐组成，例如：分离罐（SPT），阴再生罐（ART），以及阳再生、混合和贮存罐（CRST）。除三罐系统外，二罐、一罐的系统也在使用。 开始再生的第一步是将运行罐中装着的失效树脂输送出去，这种输送是用水将树脂冲到再生系统的接收罐中，一般的设计系统是用水和压缩空气作为动力，将树脂冲到分离罐（SPT）中。然后将CRT （阳树脂再生、混合、贮存罐）中己再生好作备用的树脂输回到运行罐中，从而使此罐随时可以回复到下列两种运行模式：如系统中无备用罐，就立即投入运行；如系统中有备用罐，待另一个运行罐在系统中运行到树脂失效时投入运行。

凝结水溶氧超标的原因分析及处理

凝结水溶氧超标的原因分析及处理 本文重点分析了火力发电厂机组常见的凝结水溶氧超标的原因，论述了凝结水溶氧超标的危害，并针对各种超标原因提出了处理办法，对各火力发电厂凝结水溶氧超标的问题提供了可行的方法，具有一定的借鉴作用。 标签：溶氧超标危害办法 Cause analysis and treatment for the dissolved oxygen in the feedwater deaerator exceed the standard Shen Zhibin （Inner Monglia Datang International Tuoketuo Power Generation Co.Ltd.，Tuoketuo 010206，China） Abstract：This paper focuses on the analysis of the thermal power plant unit common condensation of excessive dissolved oxygen in water，discusses the setting and the harm of excessive dissolved oxygen in water，and for a variety of causes of excessive solutions are proposed，for the thermal power plant condensate water dissolved oxygen overproof problems provides a feasible method，which has a certain reference. Key words：Dissolved oxygen Exceed the standard Harm method 引言 火电厂机组凝结水溶氧是电厂化学监督的的重要指标之一。凝结水溶氧大幅超标或长期不合格，会造成锅炉、管道、设备的高温腐蚀，降低回热设备的换热效率，缩短管道和设备的使用寿命，严重威胁机组安全经济运行，所以降低凝结水溶氧具有重要和深远的现实意义。火力发电厂水汽化学监督导则要求超高压发电机组在正常运行时，凝结水溶氧合格标准为小于30μg/l，小于20μg/l为期望值。机组正常运行时凝汽器处于真空状态，凝结水应该是合格的，但由于诸多原因导致国内许多供热机组普遍存在凝结水溶氧超标问题。 一、凝结水溶氧超标概况 某电厂2*300MW机组为湿冷纯凝汽轮发电机组，于2007年12月份投产，2012年01月开始转为自备电厂，开始对外供热，供热量200t/h。凝结水溶氧的控制方法主要采用凝汽器真空除氧及加联氨方式。2台300MW机组开始供热后，凝结水溶氧这个指标经常处于超标运行状态，超过50μg/l的次数达到15次/月。为了彻底消除溶氧超标，该厂从凝结水溶氧超标常见的原因进行分析，并针对各个原因进行查找并采取一定的措施，本文重点对该厂的查找过程及查找出溶氧超

某电厂凝结水精处理

试论某电厂2×300MW机组凝结水精处理系统若干问题 摘要：针对某电厂2×300MW机组凝结水精处理系统在设计、设备制造、调试及运行过程中存在的问题提出自己的见解，以对今后同类型系统的调试及运行有一定的参考意义。 关键词：电厂300MW机组精处理存在的问题 一、前言 凝结水作为锅炉给水主要组成部分，其水质将直接影响给水质量，尤其是随着机组参数的增大，为了机组的安全经济运行，对凝结水质量提出了更高的要求。机组在运输、保管、安装及启停过程中，不可避免地形成金属腐蚀产物，同时，尽管补给水带入热力的杂质一般较少，但凝汽器总是存在一定的泄漏，影响了给水质量，因此必须对凝结水进行精处理，除去金属腐蚀产物及泄漏所带入的杂质。 二、凝结水精处理系统工艺流程概述 1．某电厂一期工程2×300MW机组2台机组共设计凝结水精处理系统为六台高速混床，采用两台机组共用一套再生系统的运行方式。该系统采用单元制中压系统，混床采用H/OH运行。凝结水精处理系统出力按850吨/时设计，配置六台Φ2200空气擦洗体外再生高速混床。单台机组正常运行时，两台混床运行，一台作备用。并分别设有一台再循环泵，既保证投运时的水质，又节省了凝结水，缩短了混床出水合格时间。经该系统处理后的水质为： 电导率≤0.2μS/cm(25℃，加氨前) SiO2≤15μg/L 硬度～0μmol/L 凝结水精处理系统流程图为： 三、水质指标及实际测定指标 1．混床初次投运水质情况 凝结水精处理系统高速混床是在机组空负荷试运结束后，进入带负荷整套调试阶段时初次投运的，投入运行均采用点动控制。控制混床入口含铁量≤1000μg/L，结合机组负荷情况，为避免树脂污染严重，尽量等凝结水水质达到最佳而除盐设备补水已满足不了机组负荷要求时才投入精处理高速混床，对凝结水进行回收。 四、凝结水精处理系统在整套试运中所起的作用 高速混床的及时投运对启动过程中除铁、硅起了关键作用。机组在启动初的一段时间里，凝结水系统中的悬浮铁及二氧化硅含量较高，此时锅炉给水主要是由除盐水直接经除氧器补充，凝结水不能回收，大量的悬浮铁及粒装铁通过凝结水泵再循环不断排出系统外，凝结水不断净化，待机组负荷达10MW时，凝结水含Fe1000μg/L，SiO2100μg/L，此时投入高速混床，不但可有效保护树脂少受污染，同时起到了截流过滤悬浮铁及二氧化硅的作用，使凝结水含Fe量降至20μg/L左右，而且也使给水SiO2含量逐渐下降至合格，随之炉水及蒸汽的SiO2含量也随着锅炉的洗硅进程下降，促进了锅炉洗硅的顺利进行，同时蒸汽品质在较短时间内即达到合格指标。

凝结水精处理的目的与其工艺流程

解析凝结水精处理的目的与其工艺流程 凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器(正常疏水不到热井)、低压加热器等疏水(疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水)。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水(除盐水箱来水)。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 凝结水精处理 凝结水精处理的目的 凝结水由于某些原因会受到一定程度的污染，大概有以下几点： 1、凝汽器渗漏或泄漏 凝结水污染的主要原因是冷却水从凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密的部位通常是在凝汽器内部管束与管板连接处，由于机组工况的变动会使凝汽器内产生机械应力，即使凝汽器的制造和安装质量较好，在使用中仍然可能会发生循环冷却水渗漏或泄漏现象。而冷却水中含有较多悬浮物、胶体和盐类物质，必然影响凝结水水质。

凝结水精处理 2、金属腐蚀产物的污染 凝结水系统的管路和设备会由于某些原因而被腐蚀，因此凝结水中常常有金属腐蚀产物。其中主要是铁和铜的氧化物(我公司热力系统设备基本上没有铜质材料)。铁的形态主要是以Fe2O3、Fe3O4为主，它们呈悬浮态和胶态，此外也有铁的各种离子。凝结水中的腐蚀产物的含量与机组的运行状况有关，在机组启动初期凝结水中腐蚀产物较多，另外在机组负荷不稳定情况下杂质含量也可能增多。 3、锅炉补给水带入少量杂质 化学水处理混床出水即为锅炉补给水，一般从凝气器补入热力系统。由于混床出水在运行中的严格控制，补给水杂质含量很少，其水质要求：DD≤0.2μs/cm ，SiO2≤20μg/L。如果混床出水不合格，就可能对凝结水造成污染。

分析凝结水溶解氧偏高的原因

摘要 在火电厂机组运行正常情况下，凝结水溶解氧量是合格的，但是因为许多原因，导致凝结水溶解氧偏高，使机组不能安全稳定的运行，所以必须对凝结水溶解氧偏高的原因进行分析并且使其溶氧量达到标准值。 本文从凝结水系统入手，通过介绍该系统的组成，得出凝结水在整个系统中的流程。而凝结水在循环使用中，不可避免地含有腐蚀物和杂质，而随着电厂机组容量的增大，对水质要求提高，又必须对凝结水进行精处理。然后通过介绍凝结水精处理系统，分析凝结水受污染的原因以及精处理系统需经过过滤和除盐两部分，去除金属腐蚀产物和悬浮杂质以及溶解盐类,但是凝结水溶解氧量偏高所产生的危害却未能消除。接着介绍凝结水溶解氧量偏高所带来的危害，以及可能引起溶解氧量偏高的原因和解决措施，最后以蒙达发电公司和山西武乡和信发电公司为例，根据这两个电厂溶解氧偏高原因的分析以后，都采取相应的有效措施，来降低溶解氧以达到标准值，使机组可以正常运行，这样既提高了资源的利用率，也减少了生产运行成本。 关键词：凝结水；精处理；溶解氧；

Abstract Coal-fired power plants operation in normal circumstances，condensate dissolved oxygen is qualified, because of many reasons, resulting in condensate dissolved oxygen is high , so that units can not be a safe and stable operation, it must be reasons for the high condensate analysis of dissolved oxygen and let dissolved oxygen reach standard value. This paper introduces condensed water from the system ,according to introducing the composition of the system obtained in the condensate flow in the system.The condensation of water recycling, inevitably contain corrosive and impurities, and with the power unit capacity increases, improve water quality requirements, but also must be polishing condensate.Then by introducing the condensate polishing system, the analysis of the causes of contaminated condensate polishing system, and should be filtered and the desalination of two parts, the removal of metal corrosion products and suspended impurities and dissolved salts, but high levels of dissolved oxygen of the harm in the condensate is not removed.Then introduced the high levels of dissolved oxygen in the condensate harm, and may cause high levels of dissolved oxygen causes and solutions,. Finally,Mengda power generation companies and power companies and Xinhe of Shanxi Wuxiang example, according to these two causes of the high dissolved oxygen plant, after they take appropriate and effective measures to reduce the dissolved oxygen to meet the standard value, the unit can be Normal operation, this not only improves the resource utilization, but also reduce the operating costs of production. Keywords: Condensate; polishing; dissolved oxygen;

高压除氧器溶解氧问题及应采取措施

高压除氧器溶解氧问题及应采取措施 从今年一月份至现在的高压除氧器溶解氧跟踪情况来看，溶解氧的合格率很低。化验结果显示：一期5-9#除氧器溶解氧有时能达到7μg/l以下，合格率分别为33%、33%、62%、38%（以生产技术科统计和跟踪的记录计算）；二期10#除氧器没有合格记录；11#除氧器有时能够达到要求，合格率为19%。 从取样过程看，10#除氧器的被化验介质经常带有汽泡或温度过高，影响化验结果；11#除氧器在能够正常取样的情况下，溶解氧有合格的时候，合格率比5-9#除氧器差一些。通过与汽机装置联系得知，10、11#除氧器取样器更换已列入计划，且材料计划已报出；11#除氧器取样介质因一次门不严、怀疑是取样管堵塞，待停除氧器时检修；针对2、4#低压除氧器取样不好用问题，汽机已联系检修将4#除氧器取样处理好，2#只能待该除氧器停运时处理。 从化验过程看，溶解氧实验在瞬间用肉眼比色分辨出5-10μg/l有一定难度，不如15、20、35或更高的溶解氧显而易见。 从运行和调整方式看，高压除氧器在保持好抽汽母管压力的情况下，用分别调整各除氧器补水的方法来调整压力和温度，同时高压除氧器抽汽母管的蒸汽经减压后供低压除氧

器抽汽母管。现各除氧器的补水、进汽调整门均不好用，只能靠人工调整，且调整时只能视就地水位计、凭经验决定阀门开关的幅度，各除氧器的温度和压力表显示不很明显，有的表计可能已经坏了（例如10、11#各除氧器在23日锅炉爆管，各除氧器压力只能维持在0.3Mpa左右时，温度仍为160度，且数日来一直如此），因此想做到均衡各除氧器的负荷不很容易，尤其是在外界负荷变化较大时。例如2月13日7#除氧器停运投用后，8#除氧器溶解氧增高很多，18日联系装置调整重新分配负荷后有所改善。 另外据汽机装置人员反映，在去年二期大停检期间通过对除氧器水箱检测，发现内部有脱落的填料；在8、9#给水泵检修过程中也发现过入口门处有除氧器内部脱落的填料。 因此现为改善除氧效果需要做如下工作： 1、组织相关部门对除氧头进行检测，特别是10、11#除氧器，分析其机构是否合理，填料能否更换； 2、将各除氧器的进汽、补水调整门处理好用后投入，或改就地分别调整为远方集中操作，便于监视水位和均衡分配各除氧器负荷； 3、更换或改造取样装置，安装溶解氧表，为准确监测除氧器溶解氧提供保证； 4、检测各台除氧器表计，保证完好、准确。 溶解氧情况见附表：

凝结水精处理

凝结水精处理 一、凝结水精处理的必要性 凝结水的含义：凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 1、凝汽器泄漏： 凝汽器的泄漏可使冷却水中的悬浮物和盐类进入凝结水中。泄漏可分两种情况：严重泄漏和轻微泄漏。 前者多见于凝汽器中管子发生应力破裂、管子与管板连接处发生泄漏、腐蚀或大面积的腐蚀穿孔等。此时，大量冷却水进入凝结水中，凝结水水质严重恶化。后者多因凝汽器管子腐蚀穿孔或管子与管板连接处不严密，使冷却水渗入凝结水中。 即使凝汽器的制造和安装较好，在机组长期运行过程中，由于负荷和工况的变动，引起凝汽器的震动，也会使管子与管板连接处的严密性降低，造成轻微的泄漏。 当用淡水作冷却水时，凝汽器的允许泄漏率一般应小于0.02％。严密性较好的凝汽器，泄漏量小于此值，甚至可以达到0.005％。当用海水作为冷却水时，要求泄漏率小于0.0004％。 凝汽器泄漏往往是电厂热力设备结垢、腐蚀的重要原因。 2、金属腐蚀产物带入： 火电厂的汽水系统中的设备和管道，往往由于某些腐蚀性物质的作用而遭到腐蚀，致使凝结水中含有金属腐蚀产物，其中主要为铁和铜的氧化物。进入凝结水中金属腐蚀产物的量与很多因素有关，如机组的运行工况，设备停用时保护的好坏，凝结水的pH值，溶解气体(氧和二氧化碳)的含量等。 凝结水进入锅炉后，其所含的金属腐蚀产物将在水冷壁管中沉积，引起锅炉结垢和腐蚀。一般情况下，在机组启动和负荷波动时，凝结水中的铁、铜含量急剧上升。 3、补充水带入的悬浮物和盐分： 锅炉补充水虽经深度除盐处理，但由于种种原因(如原水中有机物含量高等)，除盐水在25℃的电导率不能低于0.2μS/cm，即使电导率小于0.1μS/cm，补充水中仍含有一定量的残留盐分。此外，除盐水流过除盐水箱、除盐水泵和管道，也会携带少量的悬浮物及溶解气体而进入给水。 4、热电厂返回水夹带的杂质污染 从热用户返回的凝结水中通常含有很多杂质。、生产用汽的凝结水一般含有较多的油类物质和铁的腐蚀产物，返回后需要进一步处理来满足机组对水质的要求。 二、凝结水精处理技术概况 凝结水处理设备与热力系统的连接方式 1、低压系统连接方式 水处理设备串联在凝结水泵和凝升泵之间，见图(a)。由于凝结水泵在

凝结水精处理运行规程

凝结水精处理运行规程 1．总则 1.1 凝结水精处理系统概述 1.1.1 概述 襄樊电厂#1～4机组采用美国Permutit过滤器公司生产的中压凝结水精处理系统。每台机组配置二台出力为380t/h的体外再生高速混床，每二台机组共用一套体外再生系统。凝结水精处理装置直接串联在凝结水泵与低压加热器之间，不设凝升泵。 中压凝结水精处理系统采用以微机处理器为基础的可编程序控制器（PLC）进行程序控制，控制系统对整个工艺进行集中监视和自动控制。控制方式分为全自动、半自动、CRT点操和就地手操四种。 每台机组的凝结水精处理系统配备一台独立的CRT站。正常运行时一台CRT站监控同一单元内两台机组的凝结水精处理系统和两台机组公用的再生系统。处在同一控制室的两台机组的CRT站可互为备用，即可在任一台CRT站上监视和操作两台机组公用的再生系统和每台机组的凝结水精处理系统。 1.1.2系统流程 NH3 凝结水泵中压凝结水处理系统低压加热器 旁路装置 1.1.3 中压凝结水精处理系统旁路装置 每台机组中压凝结水精处理系统设有一套旁路装置，即安装一个德国阿达

姆斯阀门公司生产的MAK气动蝶阀和相应的控制部分。旁路门有三种开启状态：0%，50%，100%；旁路门设有两种控制方式：自动和手动。自动情况下，一台混床运行，旁路门50%的开度；两台混床运行，旁路门0%的开度；没有混床运行时，旁路门100%全开。

当进出口母管压差ΔP﹥0.35MPa时,PLC发出信号至旁路阀,旁路阀自动打开,凝结水走旁路，同时发出报警信号,而混床在运行人员介入前保持运行状态。 当进口母管凝结水温度超过50℃，旁路门自动开到100%打开状态，混床由自动退出运行，同时发现报警信号。处理完高温异常后，再投入混床。 在失电或断线的情况下，旁路门会自动全开到100%的状态；当控制面板上紧急按钮被按下时，旁路门自动全开至100%的状态。 当混床出口导电度﹥0.20μ/cm或SiO2﹥15μg/l时,首先加以核实,无误后,退出失效混床，旁路门自动开至50%的状态。 1.2 水质控制指标

除灰、脱硫考试试题(试题)

考试时间：________________ 姓名: 总分：100分，考试时间120分钟 一、填空题（每空0.5分，共20分） 1. 过滤水箱中滤液一部分送到吸收塔，另一部分作为制浆的补充水送到石灰石浆液箱—再次使用。 2. 电除尘系统中_阴极系统_________ 是产生电晕，建立电场的最主要构件。 3. 各电场运行时，火花率最大的是第 _- ______ 电场。 4. 当系统中氧化风机出力不足时，会使石膏产品的品质下降，这是因为石膏产品中含有大量亚硫酸盐—。 5. 石灰石浆液泵启动前，应首先开启____ 轴封水门亠否则会烧损机械密封。 6. 除灰系统投运前，要求仪用气气源压力大于—0.50MPa _________ 。 7. Ca/S摩尔比越高，SO2排放量降低，Ca的利用率越大。 8. 电除尘器是在两个曲率半径相差较大的金属阳极和阴极上，通过高压直流电，维持一个足 以使气体电离的静电场。气体电离后所生成的—电子—、—阴离子 _________ 和_阳离子____ 吸附在通过电场的粉尘上，从而使粉尘获得电荷。 9. 阳床的出水呈—酸___性，阴床出水呈—碱_性。 10. 一级除盐加混床后出水电导率0.2us/cm ____ 。 11. 我厂凝结水精处理系统采用_中压高速―凝结水混床系统，具体为_前置过滤器与高速混床的—的串连。 12. 我厂凝结水精处理系统每台机组设置___2_台前置过滤器和__4—台高速混床。 13. 高速混床内部阴、阳树脂比例为—1 : 1 ______ 。 14. 机组启动初期，凝结水含铁量超过_1000ug/L ______ 时，直接排放，不进入凝结水精处 理装置。 15. 离子交换树脂的化学性能有_可逆性、酸碱性_、中和与水解、选择性、交换容量。 16. 给水系统中的氧腐蚀主要发生在—给水管道—和—省煤器_______ 部位。 17. 给水加氨的目的是中和水中的___CO ___ ，提高给水__P _____ 。 18直流锅炉的水汽系统可分为—省煤器—、_水冷壁__、_过热器____ 等几大部分。 19.给水加氨点设在_除氧器下水管上_，闭冷水加氨点设在_闭式循环水泵的入口处 _________ ，

汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策

汽轮机凝结水溶解氧量高的原因分析及对策 【关键词】凝结水,溶解氧,空气漏入,过冷度 【论文摘要】本文提出空气的漏入和凝结水过冷是凝结水溶解氧的原因，凝结水溶解氧影响机组经济性和安全性，并且是缓慢的过程，对此提出了对策，供运行和有关部门参考。 大机组随着参数、自动化程度的提高，对热力循环的工作介质的品质要求也越来越高，对汽轮机凝结水的水质要求的标准逐步提高，凝结水溶解氧量是表征凝结水水质的重要指标之一，下面对凝结水溶解氧量的机理、因素及技术发展进行分析，提出了采取的措施，供设计和运行维护参考。 凝汽器内除氧技术的发展：早先的中低压汽轮机的凝汽器热水井无除氧淋水装置和凝汽器冷却水管束布置不合理，蒸汽直接加热热水井凝结水效果不好等，随着对凝结水水质的要求越来越高，高压机组、超高压机组、亚临界机组凝汽器开始设置有淋水装置和汽轮机排汽直接加热凝结水的设计，来减少凝结水过冷，前苏联和美国电站广泛采用凝汽器鼓泡装置，并且近几十年来，研制了凝汽器加热凝结水的除氧装置和扫气式除氧装置。凝汽器内鼓泡装置，在热水井的凝结水被蒸汽鼓泡搅动而混合加热，凝结水被加热到饱和温度时，释放出非凝结气体，这种装置在低负荷启动和非正常工况下投运。加热凝结水的除氧装置是1984年2月Katsumoto ohtake等人提出快速去除凝汽器内凝结水中氧气的除氧装置，凝汽器内设有用隔板分割成明渠和暗渠，明渠中设有加热装置，凝结水先进入明渠被蒸汽加热，对凝结水除氧后流向暗渠，这种设施对全部凝结水加热，使除氧效果更好，除氧时间更短。扫气式除氧装置是日本Keizo ishida等人于1983年2月提出热水井除氧效果好和阻止氧气重新溶于凝结水的除氧装置，此结构是热水井和冷却水管之间安装两块倾斜上下错开的隔板，隔板固定凝汽器前后壁，凝结水沿此隔板曲折流动，热水井底部引入辅助蒸汽与凝结水流向相反，这样改善凝汽器除氧性能，并且除氧时间短。 1凝结水溶解氧原因分析 凝结水溶解氧的机理：由于凝汽器内空气进入和凝结水存在过冷，使凝结水中溶解氧，这就是凝结水溶解氧的机理。空气漏入量增加，凝结水溶解氧量增加，凝结水过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，如果空气不进入和过冷度为零，氧气在液体里的溶解度趋于零，因此凝汽器被设计成象除氧器那样，并且在满负荷时效果最佳，这是理想状态，影响凝结水溶解氧的两个因素是凝结水存在过冷度和空气的进入。 1．1 过冷的原因 凝结水过冷度表征凝汽器热水井中凝结水的过冷却程度，凝结水热水井出口凝结水温度与凝汽器在排汽压力下对应的饱和温度之差称为过冷度。现代装置对凝汽器要求其过冷度不超过0.5—1℃。过冷度增加，凝结水溶解氧量也随之增加，因此过冷度不仅影响低压给水系统的腐蚀，而且也影响凝汽器空气漏入量的估算，机组的经济性和安全性。 过冷的原因：由于蒸汽从排汽口向下部流动时产生阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷，此外蒸汽被冷却成液滴时，在凝汽器冷却水管间流动，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷，以及空气漏入，空气分压力增大，蒸汽的分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷，如果抽气器不能及时抽出，增大了传热阻力，

凝结水精处理设计导则(yx)

凝结水精处理系统设计导则 一首先要确定电厂的的发电系统，以确定是否要对凝结水进行处理以及采取什么处理系统。 1.直流锅炉汽轮机组全部凝结水均要求进行精处理（精处理除盐设施要设备 用），而且必须设置除铁设施（可不设备用）； 2.汽包锅炉汽轮机组： ●空冷机组：一般采用粉末树脂过滤器；超临界空冷机组除了选择单独的粉末 树脂过滤器系统外，还可以在其后增加三室床或混床； ●水冷机组：一般采用深层树脂混床或分床系统；超临界水冷机组采用“前置 过滤器 + 混床系统”前置过滤器选用10u或5u的折叠式滤元。建议前置过滤器设铺膜系统。 ●超高压汽包锅炉机组供汽的汽轮机组一包不设凝结水精处理系统。 ●精处理用树脂建议选用大孔均粒树脂。 二系统的分项叙述 （一）粉末树脂过滤器 粉末树脂过滤技术就是将粉末树脂作为覆盖介质预涂在精密过滤器滤芯上。用来置换溶解性的离子态物质、除去悬浮固体颗粒、有机物及胶体硅及其它胶体物质。 粉末树脂过滤其实质就是覆盖过滤器，覆盖过滤器是在滤元外表面铺覆不同材质的助滤剂，借助滤料架桥原理使之形成致密覆盖层，当过滤阻力达到一定值或水质变坏时，用水和空气进行爆破膜及冲洗，然后重新铺覆助滤剂，恢复其功能。助滤剂有粉末树脂、纤维粉、活性碳粉等。带有粉末树脂的覆盖过滤器是将过滤器和离子交换器结合在一起的精处理装置。覆盖过滤器在正常运行时，可不铺树脂粉，只铺纤维粉当除铁过滤器用，铺活性碳粉用于除油。在发生事故、启动期间或水质不好时，铺树脂粉或树脂粉与纤维粉的混合粉，以除掉水汽系统中的杂质、污染物、盐类。 1.粉末树脂过滤器技术（以西塞山发电有限公司的粉末树脂过滤器为例） 1.1顶管板系统

高压除氧器含氧量超标原因分析及调整措施总结

龙源期刊网 https://www.docsj.com/doc/0b15111500.html, 高压除氧器含氧量超标原因分析及调整措施总结 作者：程乐威刘志辉张斌 来源：《硅谷》2013年第18期 摘要通过叙述除氧器的工作原理，结合热电厂除氧器的工作环境，对含氧量超标原因进行探讨、分析及改进，使得除氧器的出力达到设计水平，以获得应有的经济效益。 关键词除氧器；含氧量；超标 中图分类号：TK2 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）18-0130-02 除氧器是现代火力发电厂中不可缺少的设备，在热力循环中起着不可替代的作用，除氧器给水中含氧量大小对锅炉，压力管道等高温设备的使用寿命有着重要的影响，为了避免锅炉等高温设备的腐蚀，除氧器含氧量必须严格控制在工艺指标范围内。 1 除氧器分类及其工作原理 根据其构造除氧器分为旋膜式除氧器、喷雾填料式除氧器，根据其外观分为有塔和无塔型除氧器，热电厂高压除氧器有三种类型，1#～4#除氧器为有塔型喷雾填料式除氧器，5#为有塔型旋膜式除氧器，6#为无塔型一体化除氧器。 根据亨利定律和道尔顿分压定律可知：高压除氧器内液体中氧气的含量与液面蒸汽中氧气的压力成正比，在除氧器液面上随着水蒸气的增多，水蒸汽压力越来越大，氧气压力越来越小，液体中的氧气也就逐步析出来，通过排汽口排入大气，达到除氧的效果，这就是除氧器的工作原理。 2 含氧量超标常见影响因素 含氧量也叫溶氧量，就是水中氧气的溶解量。在锅炉、压力管道等高温设备中，氧极易与之发生化学反应，将对锅炉、给水管道和其它附属设备腐蚀造成的严重损失，因此国家电力部对除氧器含氧量提出了部颁标准，即大气式除氧器给水含氧量应小于15ug/L，压力式除氧器给水含氧量应小于7ug/L。 影响含氧量因素很多，其主要原因有：1）蒸汽阀门开度不够，中继水温度过低且流量过大；2）凝结水水质运行中不合格。3）除氧器过负荷，水位不稳；4）排气阀门开度太小；5）氧含量取样传感器故障；6）除氧器设备本身故障。 3 含氧量超标的调整措施及案例分析

凝结水溶氧增大的原因分析

凝结水溶氧增大的原因分析 凝结水溶解氧是凝结水质的一个重要指标,我厂自投运以来凝结水溶解氧合格率偏低,本文分析了凝结水溶解氧不合格的原因,就如何调整凝结水溶解氧进行了探讨。 凝结水溶解氧不合格的原因是什么?如何处理，凝结水溶解氧不合格的原因及处理如下: 1)凝汽器真空部分漏气。应通知汽机人员进行查漏和堵漏。 2)凝结水泵运行中有空气漏入。可以倒换备用泵，盘根处加水封。 3)凝汽器的过冷度太大。可以调整凝汽器的过冷度。 4)凝汽器的铜管泄漏。应采取堵漏措施，严重时将凝结水放掉。 一、异常事件经过 05年12月23日发现#2机凝结水溶解氧由原因的15μｇ/Ｌ上升至30μｇ/Ｌ，对#2机凝结水在线记录仪与手动采样分析确认凝结水溶解氧确实增大，经过观察发现当机组负荷升高至550MW以上时凝结水溶解氧会下降至30μｇ/Ｌ以下，负荷低时溶解氧增大。组织人员对#2机凝结水系统及真空系统进行全面检查，要求维护人员对#2机真空系统所有阀门：真空泵入口门、凝汽器抽真空门、凝汽器热水井放水门、凝结水泵抽空气门、凝结水泵入口门、高低压加热器危急疏水门、低加排气门、低加水位计门、低压缸汽侧人孔门、低压缸水侧人孔门、凝结水泵入口滤网入口法兰、凝汽器水位计、三级减温器等法兰及焊接焊口共计280多个部位进行摸黄油处理没有效果；要求热控人员对#2机真空系统有关压力测点的连接销母进行紧固没有效果；

调整二台凝结水泵轴承密封冷却水，通过采用双泵运行、切换运行对凝结水泵的运行方式进行调整没有效果；调整轴封加热器运行方式、对轴加水封进行注水、凝结水泵轴承冷却水回水水封注水、调整轴封母管压力、调整除氧器排汽运行方式(倒至排大气)仍然没有效果；12月26日和1月3日对#2机进行了真空严密性试验结果分别为0.21KPa/min和0.20KPa/min与前几个月的试验结果相同达到良好状态。 二、异常原因分析 原因：①凝结水泵水封不严，备用出口盘根不严；②抽气器故障；③汽机真空部分不严密；④过冷却度大。 引起凝结水溶解氧增大的原因有下列四个方面，一是凝汽器真空严密性差真空系统阀门、法兰、焊口等漏真空大量漏入凝汽器内的空气不能即时排出溶解于凝结水中造成溶解氧增大，二是凝汽器热水井内水面以下部分阀门或法兰如热水井放水、水位计及测点、水侧人孔门、凝结水泵入口等有漏空部位，漏入的空气先经过凝结水空气中的氧溶解于水中。三是凝结水泵轴承密封效果不好、凝结水泵泵体排空门关闭，漏入的空气随凝结水带出造成凝结水溶解氧增大。四是凝汽器运行方式不合理，如补水量大、补入的除盐水溶解氧大、除氧器排汽大量进入凝汽器等造成凝结水溶解氧大。 三、防范措施 处理：①通知汽机值班人员联系检修消除缺陷；②通知汽机值班人员联系检修消除缺陷；③通知汽机员保持真空；④通知汽机员及时调整

机组启动过程中除氧器给水溶解氧不合格处理措施

机组启动过程中除氧器给水溶解氧不合格处理措施给水除氧的效果直接影响整个热力系统的安全运行，由于启炉过程中进入除氧器的水无预热系统进行加热，且水量较大，导致除氧器给水溶解氧在启炉过程中长时间不合格，锅炉给水除氧先后经过凝汽器真空除氧、除氧器热力除氧、加联氨化学除氧，为尽量减少给水溶解氧不合格时间，在启炉过程中需注意以下几点： 1、给水泵启动后，化学投联氨加药系统进行化学除氧；同时对仪器进行校准，确保仪器测量准确。 2、利用邻机蒸汽或本机锅炉起压后主蒸汽提前投入除氧器加热。除氧器投运操作： a）除氧器上水时应适当开启除氧器启动排气门，除氧器水位不得低于最低水位300mm。 b）缓慢开启除氧器加热进汽电动门，控制除氧器升温率不大于1.5℃/min，除氧器内压力0.3Mpa，根据除氧器压力和溶解氧大小调整排气门开度； c）当除氧器水温达到100℃以后，开启连续排气门，关闭启动排气门。 d）慢慢开启除氧器进水阀将除氧器水位补至正常水位，根据需要向锅炉上水。保持除氧器温度、压力和水位正常。检查除氧器振动、声音正常。根据化学要求适当调整排氧门，保证除氧器给水溶解氧合格。 e）当三抽压力达0.3MPa时，开启三抽至除氧器管道疏水门，逐步开启三抽供除氧器电动门直至全开，然后缓慢关闭除氧器加热电动门直至全关，关闭三抽至除氧器管道疏水门。汽源切换时，操作应缓慢进行，注意除氧器压力稳定、水位正常，蒸汽管道无振动。

3、凝汽器开始抽真空后，必须从凝汽器上除盐水。如果发现凝汽器溶解氧增大，应对真空系统进行查漏；重点检查的部位有：凝汽器喉部；低压抽汽管道及阀门；低压疏水管道及阀门；低压缸法兰结合面；凝泵入口管道、阀门、滤网结合面、排空气门；凝泵密封水流量及压力；分析机组负荷变化时，凝结水溶解氧量变化的规律，如果负荷下降溶解氧量增加说明微正压系统漏泄。如低压抽汽管路、轴封等；同时应对取样管路进行检查，确保取样过程中没有任何气体泄漏； 4、控制凝汽器端差及凝结水过冷度正常，保持合适的循环倍率，冬季循环水温度低时，可以停止一台循环水泵运行，减少循环水量，减小凝结水过冷度。 5、保持凝汽器运行水位在正常范围内，防止水位过高淹没不锈钢管；消除系统汽、水的漏泄，以减少凝汽器的补充水量； 2012-11-15

凝结水溶氧超标的原因及处理

凝结水溶氧超标的原因及处理 2004-07-16，2号机凝结水溶氧达到40～60礸/L，现场多次查漏未果，最后查阅该泵检修记录时发现，盘根室内的水封环被取掉了(原因是当时凝泵盘根处甩水严重，试将水封环取掉换为盘根，以增强密封，减小盘根处漏量)。凝结水泵盘根密封水工作原理见图1。 从图1可以看出：在水封环换为盘根后，盘根密封水进水口就被盘根堵塞了，之所以一直未发生凝结水溶氧超标，是因为该处盘根与轴套紧密接触，隔绝了空气，而当轴套经长时间运行磨损后，盘根与轴套出现间隙，致使空气从压兰吸入泵体内，引起凝结水溶氧超标。 针对这一原因，分2步进行了处理。 第1步，为了满足机组稳定运行的要求，临时将B凝泵密封水回水门关小，以减少从凝泵压兰处漏入的空气。此方法取得了很好的效果，凝结水溶氧从50礸/L降至7礸/L。 第2步，利用机组小修机会，彻底更换盘根、轴套、水封环。此后，凝结水溶氧正常。 1.2备用泵盘根密封水压力不足 1.2.1凝泵自密封水管路改造引起密封水压力不足 该公司凝结水系统正常运行时，备用凝泵盘根密封水取自外供除盐水，而其回水则回到凝泵入口，这样不断地给机组补水，超出机组需求的补水被排掉，造成浪费，不符合电厂节能降耗的要求，为此利用机组临停，对3号机凝结水管路进行了改造。改造前后凝泵盘根密封/冷却水系统见图2。 图2改造前、后凝泵盘根密封/冷却水系统

改造之后不再有浪费水的现象。2005年2月出现凝结水溶氧超标，达到80～90礸/L。对比凝泵密封水改造前后的系统布置，分析认为，由于改造后A凝泵(运行泵)自密封水同时供给2台泵的盘根密封/冷却用水，而导致供给B泵(备用泵)盘根密封水的压力下降，引起漏空溶氧。 针对这一情况，为了增大盘根密封水压力，将A，B凝泵盘根冷却室入口阀A3,B3由原来的针形阀改为闸阀，同时将开度关至一半，凝结水溶氧很快从86礸/L降至7礸/L。 1.2.2凝泵自密封水逆止门卡涩引起的密封水压不足 2004-10-15，1号机凝结水溶氧超标。当时B泵刚刚进行了每月1次的联锁切换试验，倒成A泵运行，不久凝结水溶氧超标。在仔细分析凝泵切换运行情况后，怀疑可能是在倒泵时A/B凝泵自密封水管路逆止门阀芯卡涩，造成自密封水在此分流降压，继而导致备用凝泵密封水压力不足，而使空气从盘根处漏入，导致凝结水溶氧超标。在对逆止门管路敲震处理后，凝结水溶氧由55礸/L降至6礸/L。 2凝结水负压区存在漏点，引起凝结水溶氧超标 凝结水负压区是指在凝汽器热井水面以下至凝泵入口管道这一区域(包括备用泵出口逆止门前)。漏点可能存在于该区域所有法兰、焊口以及与凝汽器热井相连的各疏放水管阀。 由于漏点处于负压区，因此不易察觉，同时即使是毛细裂纹样的渗漏点，也会使溶氧升高以致超标。2004-10-29，2号机凝结水溶氧达到60～70礸/L,借助超声检漏仪，发现A凝泵(运行泵)入口滤网差压计表管焊口有细小裂纹，用AB胶封堵后，凝结水溶氧恢复至5礸/L，溶氧正常。