降低#患苞组凝结水溶氧.pptVIP

一、小组概况 * * 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 1、注册情况 99% 出席率 2次/月 活动频率 48小时/人.年 TQM学习时间 2009.1- 2009.12 活动时间 活动情况 现场型 小组类型 2009.01.15 注册日期 2009.01.08 成立日期 GTXD2009002 注册编号 降低#1机组凝结水溶氧 课题名称 国投宣城发电有限责任公司运行部二值QC小组 小组名称 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。 2008.08-2009.04#1机凝结水溶氧超标次数统计 五、现状调查 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 MW 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 50 10 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 50 35 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