关于凝结水溶氧大原因分析及处理查找

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1、关于凝结水溶氧大原因分析及处理查找(FDqj-160301)我公司#1、2机组口投运后凝结水溶氧含量持续偏大，15年底至16年初冬季期间，溶氧含量超过70ppb,经过与电科院共同查找分析处理，当前两台机凝结水溶氧含量已降至20ppb左右，总结查找过程如下：一、凝结水溶氧含量大的原因分析1、机组负荷机组低负荷运行时，汽轮机负压区增加，凝汽器漏空气点增多，真空严密性变差，造成凝结水溶氧增加。低负荷吋汽轮机排汽量减少，这使得部分本应用于热井凹热的排汽在未到达回热区之前已经凝结，原设计的凝汽器回热功能减弱或消失，加剧了凝结水的过冷，从而造成凝结水溶氧增加。2、循环水温度在循

2、环水量不变的情况下，如果循环水温度过低，凝结水过冷度增加。3、关于凝结水过冷度凝结水存在过冷度是造成热井中凝结水溶氧存在或升高的必备条件，这是因为氧气不可能溶解到饱和或过热的水屮；在凝结水存在过冷度的前提下，凝汽器中存在空气，其中部分氧气就有可能溶解到凝结水中去，造成溶氧升高；4、除盐水溶氧含量大5、凝泵进口管道及泵体漏空气6、热井底部放水门不严漏气7、凝汽器漏空气8、总结原因：造成凝结水溶氧升高的两个基本条件是凝结水存在过冷度和凝汽器存在漏点。二、#2机组凝结水溶氧含量大具体原因分析1、凝汽器真空严密性差2、备用凝泵机械密封水量小3、循环水温度低导致凝结水存在过冷

3、度三、降低#2机组凝结水溶氧量过程简介1、第•阶段：调整备用凝泵密封水、切换凝泵、热井底部放水阀加堵板启动B凝泵后，在两台凝泵并列运行期间，凝结水溶氧量超过lOOppb,表明A凝泵进口管段存在泄漏点，需待机组停运后处理。调整B凝泵机械密封水压力，在供水门全开状态下，密封水压力由0.3MPa调整至0.45MPa,凝结水溶氧量由8Oppb降至55ppb。2、第二阶段：观察负荷及循环水温度对凝结水溶氧的影响负荷升至600mw后，观察循环水温度升至12°C,凝结水溶氧由55ppb降至40ppb,原因一方面负荷高负压区减少，另一方面，循环水温度升高后凝结水过冷度减小。提升循环

4、水温度对于机组目前现状有两条途径：1）关闭冷却塔配水槽闸板2）部分循环水回至塔池，回水量逐渐摸索。3、第三阶段：轴加疏水至电机侧凝汽器连接处用黄油密封，同吋增启一台真空泵增启一台真空泵后，真空上升lKPa,表明凝汽器泄漏点较大，尤其是电机侧凝汽器，待停机后查漏消除，增启真空泵后凝结水溶氧由40ppb降至25ppbo四、影响凝结水溶氧的其他因素目前#2机凝结水溶氧稳定在18〜25ppb之间，较凝结水溶氧合格标准小于20ppb仍大，查找方向如下：1、引风机小机凝结水溶氧含量大，影响主机。2、A凝泵进口滤网上盖及法兰不严密。3、轴加疏水汽液两相流。4、汽泵小机轴封及主机低

5、压轴封供汽量不够。5、汽机侧与电机侧凝汽器连通管道有漏点。五、总结类似于真空严密性差、凝结水溶氧大、优化机组启停及运行方式、振动等课题，原因分析非常重要，因此适当补充专业理论基础知识很必要，结合现场实践、不断摸索总结，方能解决现场存在的各类问题。发电部汽机专业16年3月3H