降低机组凝结水溶氧

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1、国投宣城发电有限责任公司2009年QC成果发布会交流材料课题:降低#1机组凝结水溶氧编写：汪杰斌发布：段豪祥运行部二值QC小组2010年01月一、小组概况1、注册情况小组名称国投宣城发电有限责任公司运行部二值QC小组课题名称降低#1机组凝结水溶氧注册编号GTXD2009002成立日期2009.01.08注册日期2009.01.15小组类型现场型活动情况活动时间2009.1-2009.12TQM学习时间48小时/人.年活动频率2次/月出席率99%一、小组概况2、成员介绍二、概述在火力发电厂中，凝结水溶氧是凝结水质的重要指标之一，凝结水

2、溶氧超标将会造成凝结水腐蚀，由此产生的腐蚀产物在汽水系统中迁移，腐蚀热力设备，使热力设备结垢，积盐，严重影响机组安全经济运行……所以降低凝结水溶氧具有重要和深远的现实意义。三、选题理由运行部要求运行规程要求设备现状选定课题凝结水溶氧要达到期望值，确保机组安全经济运行#1机凝结水溶氧经常超标，甚至达50μg/l，频率多达6次/月小于或等于30μg/l为合格，小于或等于20μg/l为期望值降低#1机组凝结水溶氧四、活动计划步骤计划时间实际进度五、现状调查调查一：结论一:凝结水溶氧超标次数大大超过运行规程规定。2008.08-2009.0

3、4#1机凝结水溶氧超标次数统计五、现状调查60120180240300360420480540600MW调查二：#1机凝结水溶氧随机组负荷变化趋势图溶氧μg/l负荷结论二：凝结水溶氧随着机组负荷的上升而下降，与负荷成反比。低负荷处于负压状态的系统严密性出现问题，漏入凝汽器空气，而抽气系统能力不足，因此溶氧大幅度上升。五、现状调查调查三：进入冬季十二月，循泵单泵高速运行，凝汽器循环水进水温度降到10℃凝结水过冷度增加3℃，凝结水溶氧增加15μg/l；循泵切为低速后，凝结水过冷度降低2℃，凝结水溶氧降低15μg/l结论三：凝结水过冷度增

4、加，其凝结水溶氧增加。五、现状调查调查四：有时#1机凝结水溶氧不合格，通过切换凝泵或采取关闭备用凝泵进口门的办法，结果凝结水溶氧就合格了，并且下降的量很大。结论四：凝泵前负压系统有泄漏。六、设定目标经调查分析讨论后确定本次QC活动目标是：#1机凝结水溶氧降至10μg/l六、设定目标1.目标值：现状目标5010溶氧(μg/l)六、设定目标2、目标值可行性评价：组织上保证技术上可行人员上可行公司及运行部领导高度重视运行部组织了相关培训，小组成员到兄弟电厂取经小组成员文化素质高，多次解决生产实际问题完全可以实现目标！密封材料性能差材料凝泵

5、的密封不耐磨方法运行人员调整不及时凝结水溶氧大负压管道材质差巡检制度未执行化补水系统不合理真空除氧装置坏负压系统漏空气汽封工作异常凝结水过冷却抽空气系统工作异常运行人员技术水平低检修工艺差化学化验误差真空泵效率低凝泵负压系统漏热水井、凝汽器喉部漏设备人员培训力度不够循环水量过大因果图凝泵密封水误关七、原因分析八、要因论证八、要因论证八、要因论证经过上述论证，我们认定造成#1机组凝结水溶氧超标的主要原因如下：1、凝泵负压系统泄漏2、汽封工作异常3、凝结水过冷度大九、制订对策十、具体实施1、实施一：冬季循环水量过大冬季将循泵

6、由高速切换为低速运行，并根据循环水温度及凝结水过冷度变化及时调节冷却塔启闭机开度，这样既降低了凝结水过冷度又大大降低了凝结水溶氧：实施前实施后5035溶氧（μg/l）十、具体实施2、实施二：凝泵负压系统泄漏联合安徽电力科学研究院及热试组对#1机组负压系统全面检漏，发现凝泵负压系统小漏点较多,尤其是凝泵进口门法兰盘根处及凝泵进口压力表接头处泄漏明显.另外负压系统疏水阀门法兰泄漏明显.以上漏点我们QC小组联合生技部于2009年5月-8月予以封堵消除，结果：实施前实施后3515溶氧（μg/l）十、具体实施3、实施三：汽封工作异常联合生技部

7、，增设轴加新型U型管（主要增加U型管高度），优化轴加运行方式，及时调整轴加水位在运行规程规定范围内。认真监盘,低负荷时及时调整轴封汽，尤其是中压轴封。凝结水溶氧下降情况如下所示：实施前实施后1510溶氧（μg/l）十一、效果检查1、效果对比（一）实施前后，凝结水溶氧超标次数对比：实施前实施后5次/月次数1次//3月十一、效果检查2、效果对比（二）实施前后，凝结水溶氧下降情况，用下图表示：实施前实施后目标值5010溶氧（μg/l）10十一、效果检查3、经济效益：通过这次QC攻关，本小组彻底解决了#1机组凝结水溶氧长期超标的问题，同时消

8、除了过冷度，提高了机组真空，使机组经济性提高0.25﹪，年节约用煤约2400吨，折合人民币132万元。更重要的是确保机组的安全生产，有力的保证了凝结水、给水品质，大大减少了加热器及锅炉四管泄漏的次数，其潜在的经济价值是无法估量的！十二