300MW机组凝结水精处理系统空气擦洗罗茨风机过载跳闸分析处理

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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。

300MW仿真机锅炉常见事故处理要点

A给煤机断煤故障现象总煤量先下降后上升，A磨煤机煤量下降，A磨出口温度上升，磨煤机进出口差压减小。

处理1分析运行参数,检查发现总煤量先下降后上升，进一步检查为A给煤机煤量下降2 判断为A给煤机断煤，立即汇报教练员。

3减小A给煤机煤量指令至15T/H以下，关小热风挡板，开大冷风挡板，控制A磨煤机出口温度。

4 检查其他运行磨煤机煤量自动增加，检查运行磨煤机工况。

5 机组控制方式切基础，稳定燃烧。

6检查A磨煤机快停是否触发，复归快停，注意防止低风量跳磨，复归快停后及时开启A磨煤机热风速断门。

7 就地空气炮连续振打，联系燃运A仓补煤。

8 风煤匹配好，维持好氧量。

8 调整好风量，维持炉膛负压风箱/炉膛差压。

9 维持过热汽温的正常,必要时手动调整减温水。

10 维持再热汽温的正常,必要时手动调整减温水。

11 检查参数稳定12 启动备用磨煤机，调整其他磨煤机的出力，恢复机组负荷。

13 备用磨煤机运行稳定后停止磨煤机A，通知燃运灰控。

14 检查汽机系统参数正常。

15 检查电气系统参数正常。

16 恢复机组负荷。

17 检查调整893各参数在正常范围内。

高温再热器A侧泄漏故障现象再热汽压力下降，空预器入口烟气温度两侧偏差大，负荷下降，煤量上升，引风机静叶调节挡板开大，给水流量上升，893高再A侧壁温下降处理1分析运行参数，检查发现再热汽压力下降，温度上升、负荷下降，煤量上升，给水流量上升，引风机开度增大。

2立即通知巡检就地检查再热器区域受热面是否有异声，裁判告再热器区域有异声。

3结合893壁温，综合判断为高温再热器A侧泄漏，4将控制方式切手动，将自动增加的燃料减回。

5降低机组负荷，降压运行，可根据情况投油助燃。

6请求停炉，注意泄漏情况的变化，7做好停炉事故预想。

8启动凝输泵，尽量维持汽包、除氧器、热井水位。

9风煤匹配好，维持好氧量，快减负荷。

10调整好风量，维持炉膛负压，及时调整风箱/炉膛差压。

11加大给水量，注意汽包水位的调整，必要时切手动调整。

300MW机组凝汽器水位高保护动作停机分析

300MW机组凝汽器水位高保护动作停机分析作者：揭其良郭轶娜纪斯宇姜鹏张嵩来源：《机电信息》2020年第20期摘要：某电厂300 MW机组1号循环水泵跳闸，出口液控门出现故障未关闭，导致凝汽器水位高保护动作，汽轮机跳闸。

究其原因是1号循环水泵启动后在出口液控门开启过程中，关定位滑块受异常外力作用发生偏转，未跟随开度电位器转动并偏离原位，此时关位置信号定位滑块一直与关位置信号反馈行程开关接触，关位置行程开关一直被触发，据此提出了解决方法及预防措施，为发电机组的非停调查提供了参考。

关键词：凝汽器水位;汽轮机;循环水泵;保护跳闸0 引言某电厂汽轮机两个低压缸的排汽分别进入两个喷射式凝汽器中，直接与空冷塔返回的低温冷却水接触，混合后的水一部分经凝结水泵送到汽轮机回热系统加热作为锅炉给水，其余的水由两台50%出力的循环水泵送至空冷塔下部进入三角形散热器，由空冷器进行自然冷却。

冷却柱外侧装有百叶窗，通过调节百叶窗开度大小可控制通风量，控制冷却柱性能，当环境温度较低时，关闭百叶窗，以防冷却柱冻坏。

凝汽器内的水通过两台循环泵送至空冷塔冷却后，经节流阀返回两个凝汽器，这样就形成了封闭的水路。

系统中设有两个储水箱，可容纳全部散热器的放水量。

储水箱中的水可通过两台输送泵向冷却水系统补水。

同时，当凝汽器水位过高时，输送泵也能向储水箱排水。

该电厂DCS采用国电南自的TCS3000控制系统，该系统由冗余的分散处理单元（DPU）、数据通信系统和人机接口等部分组成。

1 事件经过2020-06-05T02：00，机组负荷190 MW，真空度-66 kPa。

2号给水泵、2号凝结水泵、2号循环水泵运行，1号循环水泵备用，凝汽器水位1 770 mm。

02：06：18，机组升负荷，单台循环水泵运行，机组真空度偏低，满足1号循环水泵启动条件;启动1号循环水泵，出口液控门联开，检查电流，出口压力、流量正常，开启A7阀，出口液控门关位置信号未消失。

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标分析及处理

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标分析及处理摘要：通过研究分析大唐太原第二电厂300mw直接空冷机组凝结水溶氧超标问题，查找超标原因，制定整改措施。

实践证明，整改措施得当，效果较好。

但是整改措施中同样存在着一些需要完善的地方。

本文通过论述分析凝结水溶氧超标的问题，为直接空冷机组的安全运行提供了参考依据。

关键词：直接空冷凝结水溶氧超标处理1 概述大唐太原第二热电厂300mw直接空冷机组，自投入运行以来，系统的严密性受凝结水系统设计和空冷面积的影响，凝结水含氧量一直处于超标状态。

#10和#11机组分别运行在凝结水溶氧为80-820μg/l和80-800μg/l的环境中。

为了进一步解决机组凝结水溶氧超标问题，大唐太原第二热电厂改造#10和#11机组的凝结水以及补水系统，系统改造后凝结水溶氧大大降低，其范围在25-358μg/l 之间，根据2009年1月山西电科院：国标gb/t12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（在审批中）的相关要求，直接空冷机组凝结水溶氧控制指标为≤100μg/l，凝结水溶氧已在合格范围以内。

#11机组经过改造后，凝结水溶氧合格率达到96%以上，水汽监督指标单项合格率已经完全满足。

2 直接空冷机组凝结水溶氧超标的影响因素2.1 直接空冷凝结水过冷度从除氧角度来说，与热力除氧器相似，直接空冷凝汽器相当于混合加热式的真空除氧器，只是在除氧饱和压力方面存在差异而已。

由亨利定律得：气体在水中的溶解度与其在气水界面的分压成正比关系。

当凝结水自身的温度接近其对应的饱和温度时，或者在凝结水的过冷度比较小的情况下，在分压方面，氧气、二氧化碳等气体在气相中的分压就小，与其对应的溶解度也比较小。

理论研究证明：在过冷度越小的情况下，机组凝结水的含氧量也越小。

通常情况下，受干球温度控制的影响和制约，直接空冷机组过冷度难以控制。

在温度差的影响下，由于冬季一天中温度波动范围比较大，导致难以控制空冷机组凝结水的过冷度，通常情况下过冷度要保持在3℃以上，而我们大唐太原第二热电厂的过冷度在3-6℃。

300MW机组空冷凝汽器结垢分析及处理

５％～８０％之问，故整个空冷岛的有效散热面积为却管束表面清洁，优化空气侧的流场分布以改善７
翅化比约为５２．６（原为９６．１），空冷凝汽器散热受到
１一期空冷现状
山西漳山发电有限公司一期２×３００ＭＷ直接空冷发电机组１号、２号机自投产以来，未停机进行过
层，易化学腐蚀其表面，且其处于高空，实际表面
积达５４００ｍ，操作的难度较大，对环境污染影响也很大，即此方案可排除。
利水电大学热能动力专业，Ｔ程师，从事设备运行管理维护工作。
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２０１３年第２期
作用，导致表面结垢严重。空冷凝汽器是直接空冷
收稿日期：２０１２ — １２ — ２１，修回日期：２０１３ — ０２ — ２６
作者简介：邵罡北（１９７９一），男，江西都昌人，２００２年毕业武汉船舶学院机械设计专业，工程师，从事汽机设备运行管理维护Ｔ作；李东（１９７３一），男，山西朔州人，１９９６年毕业武汉水
影响，导致汽轮机排汽压力较高，所以对空冷岛进行有效而全面的除垢十分有必要。
２空冷岛翅片处理方案
在空冷散热器翅片上附着一层厚厚的灰垢，其外表跟 “ 水泥 “ 一样坚硬，附着在整个散热器迎风
彻底有效的内外侧高压水冲洗，加之设计经验不足，空冷冷却能力不够，加装空冷喷雾装置在高背压时能发挥一定作用，但由于长ｕｌ司投运加之北方ｆ，空气质量较差，空冷凝汽器管束上的翅片灰水冷热

凝结水精处理故障、汽轮机盘车掉闸与发电机氢气系统泄露处理预案

凝结水精处理故障、汽轮机盘车掉闸与发电机氢气系统泄露处理预案一、凝结水精处理故障处理预案：（一）、凝结水精处理故障一：1、现象：1、除氧器水位快速下降,除氧器上水流量急剧减小。

2、凝泵出口压力及精处理后压力降低,备用凝泵有可能联启。

3、排气装置水位快速下降,排汽装置水位低报警可能发出。

（2、原因：精处理排污门误开。

3、处理:3.1通知辅控立即将精处理解为旁路运行。

3.2机组快速降负荷,以减慢除氧器水位下降速度。

3.3通知化学启动除盐水备用泵,全开排气装置补水门加大排汽装置补水量。

3.4待除氧器上水正常后,上至除氧器正常水位,如备用凝泵联启,停止备用凝泵运行。

3.5精处理故障消除后,投运精处理。

（二）、凝结水精处理故障二：1、现象:1.1电泵前置泵滤网差压不正常增大；1.2超过电泵主泵滤网差压。

2、原因:精处理透析膜破裂,随凝水进入除氧器。

3、处理:3.1通知辅控立即将精处理解为旁路运行。

3.2视电泵前置泵滤网差压的大小及上升趋势,降低机组负荷。

3.3如电泵前置泵滤网差压迅速上升,启动备用电泵接带负荷。

3.4稍开电泵前置泵滤网放水门进行排污。

3.5通知机务清理滤网。

二、盘车掉闸处理预案：（一）、盘车掉闸现象:1、就地盘车电流到0。

2、大轴停止转动。

3、画面盘车运行信号消失。

4、画面大轴偏心无变化,且指示偏小。

（二）、盘车掉闸原因:1、顶轴油泵掉闸。

2、盘车电机故障。

3、盘车电机热偶动作,接触器跳。

（三）、盘车掉闸处理:1、顶轴油泵掉闸后,查明原因,迅速恢复顶轴油泵运行,重新挂上盘车,启动盘车。

2、测量盘车电机绝缘,如绝缘不合格,组织人员手动盘车。

3、盘车电机热偶动作,接触器跳,测量盘车电机绝缘合格后,重新挂上盘车,启动盘车,观察盘车电流有无大幅波动,如有大幅波动,查明原因,保持盘车运行。

4、当盘车故障时：⑴、当盘车停止后应做好转子位置的标志，记录停止时间，投入大轴晃度表，并调整该标记到“0”位。

⑵、在重新投入盘车时先翻转180度，当转子晃度回到“0”位时，恢复连续盘车。

引进型300MW机组凝结水系统存在的问题分析及改进

362005年第6期引进型300MW 机组凝结水系统存在的问题分析及改进胡守忠1,吴钢2,金利鹏1(1.温州发电有限责任公司,浙江温州325602; 2.浙江省电力试验研究所,浙江杭州310014)Im p rovement on Some Problems of CondensatePum p in Im p orted T yp e 300MW Unit摘要:以温州发电厂二期工程2 300MW 机组为例,对凝结水系统在调试期间发生的凝结水泵推力轴承损坏、出力不足以及凝结水溶氧偏高等一系列问题,进行了详细的原因分析,并提出了具体的改进措施,为机组的稳定运行提供了可靠的保障。

关键词:300MW 机组;凝结水泵;分析;改进中图分类号:TK264.1+2文献标识码:B文章编号:1007-1881(2005)06-0036-03温州发电厂二期工程2 300MW 机组各配2台由上海凯士比泵业有限公司生产的NLT350-400 6型凝结水泵,2台泵互为备用。

调试期间,发生了凝结水泵推力轴承损坏、出力不足及凝结水溶氧偏高等一系列问题,经调试人员共同努力,彻底解决了存在的问题,为机组顺利投产奠定了基础。

泵的具体参数见表1。

1凝结水泵推力轴承损坏的原因分析1.1凝结水泵推力轴承损坏现象(1)2000年10月15日首次启动凝泵B,12:30点动凝泵B,启动电流正常,泵转向正确,12:35启动凝泵B,约1min 后泵推力轴承温度逐渐上升至70 ,在70 附近短暂稳定后,随即飚升,引起轴承温度高保护跳泵,有油从油箱冒气孔处甩出。

对该轴承进行了解体检查,发现推力轴承块已损坏。

(2)2001年1月15日13:57,凝泵B 运行时出口母管压力低引起投入备用的凝泵A 自启动,14:03凝泵A 因轴承温度高而跳泵,对泵进行解体检查,发现推力轴承乌金已全部磨掉,颜色发黑,径向轴瓦也磨坏,且下侧(近推力轴承侧)磨损严重,推力头也磨出槽纹。

凝结水精处理再生系统问题分析及解决方案

凝结水精处理再生系统问题分析及解决方案摘要：针对某电厂凝结水精处理高速混床树脂体外再生系统中分离塔排气口污堵与罗茨风机空气擦洗效果不佳等问题进行了分析及改进，通过改进，排气口污堵得到彻底解决，空气擦洗效果得到有效改善，树脂再生取得了良好效果。

关键词：高速混床；体外再生；技术改进1、凝结水精处理系统概述某电厂现建成两台660MW超超临界机组，采用高塔分离技术进行高速混床树脂的体外再生，凝结水精处理整套系统的设备均由苏州东方水处理有限责任公司供货。

凝结水处理采用中压系统，每台机组设置有2×50％容量的前置过滤器和3×50％容量的高速混床，其中两台正常投运，一台备用。

单台混床最大出力为815m3/h，每台机组混床出口还设有树脂捕捉器和再循环装置，并设置100％凝结水通量的旁路系统，旁路系统可进行0-100％流量调节。

当混床运行温度、压差和树脂捕捉器压差超过设定值时，旁路阀自动开启以保护混床设备和树脂。

两台机组共用一套体外再生系统，配套的常压3塔体外再生系统由树脂分离塔（SPT）、阴树脂再生塔（ART）、阳树脂再生及混合塔（CRT）以及与之配套的酸碱系统、废水排放系统等组成。

2、存在的问题及原因分析根据设计及运行要求，为保证阴阳树脂更大程度的被分离以降低交叉污染，把树脂分离塔（SPT）设计为上部为椎体，下窄上宽的形状。

采用此设计的目的在于保证SPT底部有相对较大的水流速度，从而使树脂充分膨胀，而到达塔体顶部时，因为SPT横截面积的增大，在反洗水流量不变的情况下水流速度降低，以此避免密度较小的阴树脂和破碎的阳树脂堵塞反洗出口水帽和排气口滤网（防止树脂被冲出）。

同时，筒身设计为细长型，一是减小阴阳树脂交界面的面积，降低混脂层体积，并有效控制树脂交叉污染的机率；二是在保证树脂充分膨胀的基础上避免上层树脂被冲出，以此得到分离效果较好的阴阳树脂[1]。

然而在实际运行过程中，出现以下问题：（1）树脂分离塔（SPT）排气管堵塞因为反洗水出口与排气口垂直距离不大，反洗过程中树脂难免会粘在排气口滤网上，长此以往造成排气口滤网堵塞，分离塔内憋压，树脂分离不能完成，且空气擦洗效果变的很差，树脂难以松动，树脂间悬浮物杂质和腐蚀产物无法从树脂中脱离，导致原先设定的空气擦洗压力无法对现有树脂进行有效擦洗，树脂层难以翻动。

电厂凝结水精处理系统典型案例剖析及预防措施

图1凝结水精处理系统无阀旁路流程
2体外再生系统方法及组成
2.1高塔分离法
分离塔分离流程为：①从顶部进水，分离塔充水至液面到达树脂层上方200~300mm处。②利用罗茨风机对塔内混合离子交换树脂进行空气擦洗，以除去混合离子交换树脂表面截留的杂质和由于运行输送过程而产生的破碎树脂。③空气擦洗完成后对塔内树脂进行反洗，将杂质和碎树脂由顶部排水管路排除。④重复1~3步，完成对混合离子交换树脂的擦洗。⑤空气擦洗完成后对塔内混合离子交换树脂进行底部反洗，通过阴阳离子交换树脂的密度差实现分离，阳离子交换树脂由于密度较大，在高流速下反洗膨胀到顶部时流速下降并逐渐下沉，而阴离子交换树脂仍保持向上流动，阴阳离子交换树脂在此处得到初步分离，同时将上一步树脂层中未清除的杂质进一步分离出来。⑥阴阳离子交换树脂分离完成后，待树脂沉降静止后，阴树脂被水力输送至阴再生塔。⑦在阳离子交换树脂的输送过程中，需要重点关注控制好上部进水流量与底部托脂流量的比例大小关系，若比例关系过大，树脂层由于上部压力过高，会导致底部阳树脂出口处的树脂层脱稳，会致使混脂层在上部进水的压力下压入阳树脂层中。
3.3解决措施
(1)在对床体进行深入检查后，制造商发现注水装置完好无损，但用于出水的穿孔板完全下沉。修复焊接可用于解决问题，即床体内景观白缝处的衬里部分被拆下并重新焊接；打磨完塔壁后，再把橡胶重新打扮一下。(2)在设计大直径中压截止阀时(例如b .混合床进/出阀)需要考虑建立完善的热控链，如果水母入口管与高速混合床主体之间的压力小于0.10 MPa，则高速混合床/进气阀可以打开。现场电磁阀箱，挂锁是必需的；“重要阀门报警标志”应挂在阀门上局部，以免误操作。(பைடு நூலகம்)加强《两票三制》、《运营服务管理条例》和《岗位值班管理制度》等运营管理制度的培训。同样，找出生产管理系统的薄弱环节，制定相应的技术措施，有效提高值班人员的操作能力。

300MW机组运行中单台一次风机跳闸的处理措施

运行中单台一次风机跳闸的处理措施根据我厂一次风机系统、制粉系统的设计与现有热工保护逻辑，出现单台一次风机跳闸后，一次风压瞬时很难维持在4.5Kpa（磨煤机要求最低风压的保护定值）以上，因此特对一次风机RB逻辑进行修改，请各值班员牢记逻辑动作情况，并按以下方法进行处理。

一次风机RB逻辑修改后，联锁动作如下设备：1、在出现任意一次风机跳闸时，另外一台风机立即转为工频运行，入口导叶开度自动调整至70%；2、四台磨煤机运行时先跳A磨，延时20s后跳C磨；3、当三台磨煤机运行时，若未采集到A磨运行信号（A磨停运）则跳C磨，若未采集到B磨运行信号（B磨停运）则跳C磨，若未采集到C磨运行信号（C磨停运）则跳B磨，若未采集到D磨运行信号（D磨停运）则跳B磨;一次风机跳闸后的处理思路：值班员在值班期间应做好一次风机跳闸的事故预想，同时要分工明确。

专人检查联动设备及调整一次风压，专人负责投油枪、收减送风，专人负责减负荷及汽温及水位调整。

当出现一次风机跳闸事故时，应在第一时间进行以下操作：（1）检查联动设备是否正常及风压下降情况，确保风压不低；（2）快速投入油枪稳燃，收减送风量；（3）快速降低机组负荷保证主参数不发生大幅度下降；（4）待风压稳定后应立即启动第三台磨机。

以上操作必须快速准确才能保证事故不发生扩大，所以请各值班员务必做好分工，做好预想。

一次风机跳闸后处理步骤：1、一次风机跳闸后，立即确认对应磨机是否跳闸，否则按照逻辑动作要求手动干预；2、立即投入油枪稳燃，检查运行一次风机工况，根据一次风压下降情况立即进行调整，确保风压不低于4.5Kpa；3、解除送风自动，根据炉压变化情况，将送风量快速收减至400t/h；4、解除运行磨煤机负荷风自动手动进行调整，在确保一次风压不低于4.5Kpa前提下加大运行磨机出力；5、快速降低机组负荷，防止主参数大幅下降；6、在降负荷过程中如果水位自动跟不上，则解除汽包水位自动，手动调整汽包水位，过程中严防汽包水位高三值事故发生；7、在降负荷过程中及时减小过、再热器减温量，防止汽温出现大幅下降，在关闭减温水时应注意汽包水位的变化；8、一次风压稳定后，应将一次风压调整至7.5Kpa以上，然后启动第三台磨煤机运行；9、立即派人查明一次风机跳闸的原因，若能恢复，联系维护人员刹车，优先采用变频方式恢复运行，变频无法启动时，采用工频方式恢复；若变频、工频均不能启动，则应立即联系维护处理；10、在处理过程中，如锅炉熄火，则按熄火处理。

300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法

300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法摘要凝汽器较普遍存在着钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，而且随着凝汽器运行时间的增加，己经严重地影响了机组的安全经济运行。

本文就凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及二次滤网反冲洗等有关问题进行分析，仅供同行参考。

关键词凝汽器；运行；故障；查漏；反冲洗0前言凝汽器设备是火电厂汽轮机组的一个重要组成部分。

其作用是汽轮机的排汽排入凝汽器内受到骤然冷却比容急剧缩小，凝结成水形成高度真空，使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，提高汽轮机热效率。

某发电厂4号、5号机组分别投产于1993年7月和1993年12月，自2000年以来，4号、5号机组凝汽器多次发生泄漏。

本文就该机组凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及运行中二次滤网的反冲洗等有关问题进行分析，并提出有效的隔离查漏、清洗及反冲洗的方法。

1凝汽器循环水系统简介4号、5号机组为上海汽轮机厂生产的引进型300MW亚临界、中间再热、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机。

循环水系统采用开式循环水系统，冷却水使用海水为介质。

两台机共配备六台循环水泵，采用母管制并供运行，母管设有两个隔离碟阀能使两台机可独立运行，夏季运行方式为五台循环水泵运行一台循环水泵备用，冬季运行方式为四台循环水泵运行两台循环水泵备用。

每台机组均在每侧凝汽器进口门后设有二次滤网，并装设有30％流量的二次滤网反冲洗管道。

两台机组凝汽器均未设凝汽器胶球清洗装置。

2凝汽器的运行监督对凝汽器的运行监督主要有：1）真空接近最有利真空的程度。

2）凝结水过冷度数值。

3）凝结水质合格程度。

凝结水质主要是指其Na+、电导率、pH值、含氧量等指标。

如果由于凝汽器冷钛接口不严或钛管被腐蚀损坏等原因，循环水从凝汽器水侧泄漏到汽侧，使凝结水的水质恶化，将导致凝结水处理的运行费用增加，若泄漏比较严重，影响凝结水处理的质量，将会使锅炉的受热面甚至汽轮机通流部分产生结垢、腐蚀等，从而影响机炉设备的安全经济运行。

凝结水精处理系统及运行故障

凝结水精处理系统及运行故障发表时间：2017-12-06T08:55:18.190Z 来源：《电力设备》2017年第23期作者：张春琴[导读] 摘要：随着国内300MW以上超临界机组的不断投产，机组运行中凝结水或多或少有一定的污染，而对于超临界参数的机组而言，其本身对给水水质的要求很高，所以需要对凝结水进行更深程度的净化，即凝结水精处理，本文从我公司凝结水精处理系统流程、设备及运行再生过程发现问题，并结合工作经验进行分析处理。

（河北大唐国际丰润热电有限责任公司）摘要：随着国内300MW以上超临界机组的不断投产，机组运行中凝结水或多或少有一定的污染，而对于超临界参数的机组而言，其本身对给水水质的要求很高，所以需要对凝结水进行更深程度的净化，即凝结水精处理，本文从我公司凝结水精处理系统流程、设备及运行再生过程发现问题，并结合工作经验进行分析处理。

关键词：凝结水；精处理系统；运行分析1凝结水精处理1.1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。

1.2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。

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。

1.3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。

火电厂300MW机组精处理项目程序表

混床再循环门
10LDP00AA003
失效树脂顶部冲洗水门
20m3/hr
流量计
10LDP00AA003每5分钟开5秒
A0LDP40/50AP001
冲洗水泵A/B
5
CRT充水
20
液位开关
A0LDP30AA003
CRT上部进水门
20m3/hr
流量计
A0LDP30AA001
CRT排气门
A0LDP40/50AP001
冲洗水泵A/B
11
二次分离1步
10
A0LDP10AA101
SPT冲洗水调节阀
30-20m3/hr
流量计
A0LDP10AA007
SPT托指门
4.9m3/hr
流量计
A0LDP10AA004
SPT反洗出水门
A0LDP10AA001
SPT排气门
A0LDP00AA001
CRT水力输送树脂门
A0LDP10AA010
冲洗水泵A/B
14
二次分离4步
10
A0LDP10AA007
SPT托指门
4.9m3/hr
流量计
A0LDP10AA004
SPT反洗出水门
A0LDP10AA001
SPT排气门
A0LDP40/50AP001
冲洗水泵A/B
15
等待输送命令
按下“输送”按钮
A0LDP10AA007
SPT托指门
4.9m3/hr
流量计
4.9m3/hr
流量计
A0LDP10AA010
SPT阳树脂出口门
A0LDP30AA009
CRT树脂进口门
SPT阳树脂出口门
A0LDP10AA010每5分钟开5秒

300MW机组运行调整与典型事故处理

操作面板说明
1、设备状态说明、 2、手动/自动切换、手动自动切换 3、调节面板操作、 4、逻辑查看、 5、挂禁操牌、
画面介绍
一、锅炉系统 1、风烟系统、 2、制粉系统1、2、3 、制粉系统、、 3、燃油系统、 4、炉膛系统、 5、主、再蒸汽系统、 6、锅炉MFT 、锅炉
二、汽机系统 1、润滑油系统 2、密封油系统 3、高加系统 4、高低旁系统 5、真空系统1、2 6、辅汽系统 7、凝结水系统 8、给水系统 9、小机MEH系统
燃油系统投入
辅汽系统投入
冷态启动操作过程注意事项 1、凝汽器、除氧器水位关系。、凝汽器、除氧器水位关系。 2、空预器油站启动。、空预器油站启动。 3、风烟系统中，风道如何打通，送、引风机互跳联锁。引风机互跳联锁。、风烟系统中，风道如何打通， 4、火检风机启动。、火检风机启动。 5、密封油由润滑油提供。、密封油由润滑油提供。 5、并网前，高加汽侧禁止投运和磨煤机禁止启动。、并网前，高加汽侧禁止投运和磨煤机禁止启动。 6、一次风机台数与磨煤机台数关系。、一次风机台数与磨煤机台数关系。 7、磨煤机相邻层有火的含义，油枪启动和磨煤机启动方法。最低煤量、磨煤机相邻层有火的含义，油枪启动和磨煤机启动方法。要求。要求。 8、高低旁开启的方法。高旁汽跟水，低旁水跟汽。高旁后温度控制。、高低旁开启的方法。高旁汽跟水，低旁水跟汽。高旁后温度控制。事故停机时，高旁后温度和压力的控制问题。事故停机时，高旁后温度和压力的控制问题。 9、并网手动增磁。、并网手动增磁。 10、汽泵转速控制方式。、汽泵转速控制方式。 11、协调方式升负荷的方法。、协调方式升负荷的方法。 12、MFT动作条件（汽机跳闸、一次风机全停。动作条件（、动作条件汽机跳闸、一次风机全停)。 13、燃料主控的调整。、燃料主控的调整。

300MW机组凝结水精处理系统问题分析及安全经济运行

300MW机组凝结水精处理系统问题分析及安全经济运行摘要：本文阐述了凝结水精处理系统的重要性。

以大唐太原第二热电厂300mw机组凝结水精处理系统为例，针对其运行中的安全和经济问题进行了全面分析，并提出相应的措施，得到了显著地效果。

关键词：精处理安全问题运行经济问题0 引言随着大容量高参数机组的投运，对锅炉给水水质要求越来越严格，凝结水精处理系统的投运对于降低锅炉给水的含盐量和腐蚀产物、改变给水中盐类组成等具有重要意义。

然而凝结水精处理系统直接连接在凝结水泵的出口管路上，精处理系统的断水、跑水及其它事故的发生，都可能直接影响到整个机组的安全稳定运行。

因此凝结水精处理系统的安全运行尤为重要。

1 系统概述300mw机组精处理系统采用阳床阴床串联配置，每套阳、阴床系统按处理100%凝结水处理能力设计，系统内部分高速阳床和高速阴床两部分组成。

阳床部分由阳床旁路、两台具有50%处理能力的高速阳床和再循环管组成；阴床部分由阴床旁路、两台具有50%处理能力的高速阴床和再循环管组成；整个系统共用一个溢流管路。

正常情况下，精处理系统100%投运，旁路全关，凝结水量全部通过精处理高速阳床和高速阴床进入主系统。

（如图1）2 精处理系统应用中安全与经济性分析凝结水系统直接连接在凝结水泵的出口管路上，是凝结水的必经之路，所以精处理系统的断水、跑水以及其它事故，都可能影响到整个机组的安全稳定运行。

精处理系统可能出现的问题以及应该采取的措施做一简要介绍。

2.1 精处理系统对机组汽水指标的影响300mw亚临界直接空冷机组参数更高，对机组汽水指标的要求就更为严格，而直接空冷机组凝结水系统又普遍存在电导率超标和硅超标的问题，所以精处理系统对我厂两台300mw组来说，就显得更为重要。

分析发现，机组启动期间精处理系统的及时投运（凝结水含铁量小于1000ug/l可以投精处理阴阳床），可以大大缩短凝结水回收的时间，从而节省大量除盐水。

机组运行稳定后，如果凝结水精处理系统全部退出运行，机组的汽水指标在24小时之后就会出现超标，主要是给水硅和蒸汽的硅、电导率超标。

罗茨风机常见故障分析与技术改进

罗茨风机常见故障分析与技术改进罗茨风机为容积式风机，被普遍应用于石油化工、电力冶金、矿山建材、化肥造纸、污水处理以及轻纺加工等行业，罗茨风机以其精度高、使用安全、寿命长，结构合理紧凑，体积和重量适中等等自身的优点，大多将其用来输送空气或者一些气体。

标签：罗茨风机；石化；叶轮1 罗茨风机的原理及其特性罗茨风机输送的风量与转数成比例，气体脉动性小，振动也小，噪声低。

叶轮端面和风机前后端盖之间及风机叶轮之间始终保持微小的间隙，在同步齿轮的带动下风从风机进风口沿壳体内壁输送到排出的一侧。

风机内腔不需要润滑油，结构简单，运转平稳，性能稳定，适应多种用途，已运用于广泛的领域。

罗茨鼓风机是有色、黑色金属冶炼系统中的重要设备之一，广泛应用于各工艺流程。

钢铁行业淘汰落后产能，抑制和优化布局，将影响罗茨鼓风机的需求。

随着国家节能减排的要求越来越严格，大量涌现的新兴产业，随着空气分离等行业，而这些行业的罗茨鼓风机具有广泛的应用范围。

然后迅速的新兴市场，水处理，航空运输，和其他潜在的应用行业具有很大的潜力。

水处理行业是近年来快速发展的行业，在销售行业中罗茨鼓风机的快速增长。

此外，气力输送的快速增长，气体分离等新兴产业的发展也使罗茨风机行业发展前景好。

作为一种常见的源设备，罗茨鼓风机具有许多潜在的应用，一旦市场发展的前景，市场容量将快速增长。

罗茨鼓风机按照其工作方式的不同可以粗略分为单级与双级之分，其中只有一个压缩级的鼓风机，我们称之为单级鼓风机，而将两台单级鼓风机串联起来，对气体连续进行两次压缩的鼓风机我们称之为双级鼓风机。

如果罗茨风机在选矿工作中不能正常工作，那整条选矿生产线，就要停止工作。

在污水处理工程中罗茨风机是整个工程的心脏，细菌的存活与生长全依赖罗茨风机的作用，一旦罗茨风机发生故障且不及时排除，整个污水处理工艺就瘫痪了，细菌死了就要重新培养，需要花费1～3个月的时间。

在水泥烧制、物料输送中都是关鍵设备。

2 罗茨风机故障分析及解决方法3 罗茨风机技术改进泄漏及异常振动。

300MW 抽气凝汽式机组凝结水溶氧超标原因分析及治理

第17期2020年6月No.17June ，2020300MW 抽气凝汽式机组凝结水溶氧超标原因分析及治理徐新果，孙海龙（浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司，浙江绍兴312072）摘要：某热电厂2号汽轮机机组中修结束启动运行后，凝结水溶氧一直处于超标状态。

针对凝结水溶氧超标现象，文章结合2号汽轮机组凝结水泵大修实际情况，分析了导致2号机组凝结水溶氧超标的原因，并通过对凝结水泵轴端密封水管路的改造，使得凝结水泵密封水压力达到设计值，明显改善了凝结水溶氧水平，提高了2号机组热力系统的安全性。

关键词：凝结水；溶氧；机械密封；真空严密性中图分类号：TK284.9文献标志码：A江苏科技信息Jiangsu Science &Technology Information作者简介：徐新果（1975—），男，浙江永康人，工程师，硕士；研究方向：火力发电厂设备管理。

引言火电厂发电机组凝结水溶氧超标严重威胁机组运行的安全性与经济性，凝结水溶氧超标会引起凝结水系统管道和设备的腐蚀，严重时还会引起锅炉受热面的腐蚀，影响机组水质。

作为火力发电机组化学监督的重要指标，国标《火力发电厂水汽化学监督导则》对凝结水溶氧有明确的规定，亚临界（15.7~18.3MPa ）发电机组，凝结水溶氧量≤30μg/L 。

随着发电机组单机容量的不断增大，相应的系统也越来越复杂，真空系统的漏点也随之增多，凝结水溶氧超标的问题就成了多数发电厂难以短时间解决的难题之一［1］。

影响凝结水溶氧的因素有很多，如真空严密性、凝结水过冷度、凝汽器补水量、凝结水负压区漏空气等等。

针对凝汽器结构设计不合理、凝汽器补水溶氧高、轴加疏水多级水封泄漏等导致凝结水溶氧超标的问题，国内大唐鸡西、国华奥电台山、神华国际华电等发电厂已经做了细致的研究［2-4］。

但现有文献缺少凝结水泵密封水压力对凝结水溶氧的影响研究，本文主要研究凝结水泵密封水压力对凝结水溶氧的影响。

1凝结水溶氧异常现象及溶氧超标危害性1.1凝结水溶氧异常现象某热电厂2号机组于2011年投产，汽轮机型号为C280/N300-16.7/538/538，制造厂家为哈尔滨汽轮机厂。

300MW仿真机汽机常见事故处理解读

现象#2高加泄漏#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。

12345678910111213141516171819202122232425A 前置泵跳闸原汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵因。

通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。

7汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启, 88 汽泵A出口门关闭。

9 CCS切BASE减少总煤量，根据电泵油温带负荷2324 过负荷11 关闭#5低加进口手动门CS 29，关闭出口电动门CS 30。

#5低加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常；检查疏扩二温度及减温水已开启。

13 检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。

一检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电14（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15 关闭#5低加连续排汽手动门HV 52，关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关16 闭#3高加疏水至#5低加手动门HD 29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS_J9，关闭放水电动门CS.J0并切电17 检查#5低加汽侧压力为0,开启#5低加汽侧排气门18 开启#5低加汽侧、水侧放水门19 通知检修处理。

20 拆除安全措施21 关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上21口述）22 缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS 31开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503控制加热器出口水温，升温率v 2C /min。

25 开启#5低加连续排汽手动门,26 调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常电宝鸡（宝二）发电公司仿真培训中心#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标原因及处理

300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标原因及处理摘要：发电公司在实际运行的过程中，需要积极采用科学、先进的机组系统，300MW直接空冷机组就是这样一个系统，其能够为有效保证发电工作稳定开展提供良好前提条件。

本文主要是从300MW直接空冷机组基本情况入手，针对机组凝结水溶氧超标的原因进行全面细致的分析，并积极寻找相应的解决处理办法。

关键词：300MW 直接空冷机组凝结水溶氧超标处理策略中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2018）03-0-01内蒙古某发电公司的2、3号机组是直接空冷机组，采用的是NZK300-16.7/538/538型号，其中的空冷凝汽器为国内公司制造，整个机组的空冷岛布置在了主厂房的B列之外。

空冷凝汽器总体冷却面积达到了803966平方米，而其中需要顺流的冷却面积为676581平方米，逆流面积则为127385平方米。

针对空冷平台进行全面分析，能够发现其被划分为了6列5排，每列5台共30台能轴流变频风机，积极开展变风量冷却工作。

一、凝结水溶氧超标的原因针对300MW直接空冷机组凝结水溶氧超标的原因进行全面细致的分析，能够发现主要在于以下几个方面：1.补水系统方面存在着的问题300MW直接空冷机组在实际运行的过程中，热力系统本身具有较高的补水含量，其补水过程中的除氧效果情况，将会直接影响到后续的凝结水溶氧效果。

化学除盐水，是凝结水本身的补给水，其通常只经过相应的化学处理手段，并无法开展深度除氧工作。

除盐水本身的溶氧程度是普通合格凝结水溶氧的60～80倍，具体数值保持在6000～8000μg/L的范围内，其对溶氧结果具有重要影响。

一般情况下，当补水量逐渐增大的时候，喷头本身将会逐渐扩散，再加上雾化效果不够好，这样就容易促进凝结水溶氧量出现超标情况。

2.真空系统本身的空气漏入量较大300MW直接空冷机组中空冷凝汽器自身的管束结构十分复杂，并且对于加工工艺的要求较高，这样在实际运行的过程中容易出现一些缺口和漏点情况，而在具体的真空系统之中，其系统内部点多且面广，寻找漏点存在着较大的难度。