300MW热电厂QC：降低#2机组凝结水溶氧.pptVIP

Company LOGO Company LOGO 降低#2机凝结水溶氧 发电部运行二值 六盘山热电厂 姓名 学历 本岗工龄 班内职务 TQM教育 组内分工 孟亚伟 本科 六年 值长 否 组员 蒲宏 大专 三年 机长 否 技术员 吴少博 大专 一年 机长 否 技术员 李涛 本科 一年 主控 否 组长 刘鹏飞 本科 一年 主控 否 信息收集 张强 本科 一年 副控 否 协调分析 马龙 大专 一年 副控 否 记录 杨磊 本科 一年 巡检 否 记录 小组名称 运行二值卓越QC小组 课题名称 降低#2机凝结水溶氧 注册日期 2010-04-10 课题类型 现场型 小组人数 8 活动时间 2015.11-2016.08 活动次数 12 出勤率 100% 选 课 理 由 #2机组在投产后溶氧一直偏高，尤其在AGC投入后，机组负荷变化大的情况下，溶氧曾一度偏高甚至超量程。根据（电力技术监督)的要求：超高压汽轮空冷发电机组，凝结水溶氧含量小于100微克|L。凝结水溶氧超标，将对凝结水管道.轴封加热器.低压加热器管道产生氧腐蚀，同时使除氧器的工作负担加重，对安全生产不利;凝结水溶氧超标还可使换热热阻增大，降低循环的热效率，对电力生产的经济性不利。由此可见，降低凝结水溶氧对机组的经济性及安全性均具有重要意义。 凝结水溶氧超标对发电机组的危害 1 缩短设备的寿命： 加速凝结水管道设备的腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生，影响受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管事故，严重威胁机组的安全经济运行。 2 降低回热设备的换热效率 ：在汽轮机的回热系统中采用的是表面式换热器，设备的腐蚀产物附着在换热面上，形成疏松的附着层，同时凝结水含氧过多会使换热面形成一层薄膜，均使换热热阻增大，降低循环的热效率。 3 影响机组的真空：为了保证机组的稳定运行排汽装置必须处于高度的真空状态，过多的空气漏入排汽装置会造成真空降低，一方面会影响机组的经济性，即增大煤耗，严重时降低机组的出力，另一方面，也使得抽真空系统的抽气负荷增加，增加了厂用电量。 排汽装置水位高 凝结水溶氧高的原因 水位定位偏高 人为设定高水位 凝结水补水量大 机组负荷过低 真空严密性差 真空 凝泵机密漏气 机械真空泵效率低 机组外漏大 厂用辅汽量大 真空高 真空低 真空高 漏汽量大 漏空气量大 漏汽量大 真空严密性差，漏气量大 轴封压力低漏气 确认一 排汽装置水位高 正常情况下 排汽装置水位在1100mm—1300mm之间，水位达到1600mm水位高报警，水位高时会影响排汽装置的真空除氧效果，而水位是由值班员手动设定。 结论 非要因 确认二 凝结水补水量大 我厂凝结水补水是未经过除氧的除盐水，补水量越大带入排汽装置的氧量越多。由于除盐水箱，凝储水箱放置在室外，因此除盐水温度为环境温度，大量的除盐水在没有经过任何加热的情况下直接补入排汽装置，这种方式不能使补入的除盐水达到相应排汽压力下的饱和温度，其中溶解的大量空气不可能析出，从而造成凝结水溶氧超标，特别在冬季供暖期更要监视凝结水溶氧的变化。 结论 要因 确认三 机组负荷的变化 机组负荷越大，形同条件下排汽装置真空越低，凝结水过冷度越小，凝结水的溶氧也就越小。反之，机组负荷越低，凝结水过冷度增大，凝结水溶氧就相应过高，而且除氧器的除氧效果也差。但是负荷是调度根据电网用户电量下达的指令，随时都可能发生变化。 结论 非要因 确认四 真空泵效率低 我厂有三台机械真空泵，平时根据机组负荷，环境温度，背压，所决定启用的真空泵数量，根据参数的变化如确定真空泵效率降低应及时联系检修部门进行处理。 结论 非要因 确认五 真空严密性差 外界空气进入排汽装置，空冷系统有泄漏点，真空系统清漏部位在排汽装置下部，由于流动方向 不同汽阻增大，使空气不宜抽出而溶于凝结水中，从而使凝结水溶氧增大，因而我厂每月有真空严密性试验，并定期空冷系统查漏。 结论 要因 确认六 真空对凝结水溶氧的影响 排汽装置真空与许多参数变化有关，影响因素也相应增多，但就真空而言，真空越高，凝结水溶氧也相应越高，因为真空越高，相对来说凝结水系统漏入空气量越大，而且凝结水也容易产生较大的过冷度，所以就越容易引起凝结水溶氧增大。相反真空越低，凝结水溶氧也就越低，但真空也不能低于规定值，影响机组的安全运行。 结论 要因 确认七 凝结水泵机密漏气 凝泵浮动环密封有多级径向浮动环和支撑环组成，为提高密封效果在多级环的中间通有高压密封水，空气一般