旋膜式除氧器新建改造技术如何选择？

       旋膜式除氧器新建改造技术如何选择？除氧器处理方法很多，但企业选择旋膜式除氧器方法应综合考虑技术的优劣势、旋膜式除氧器运行成本、旋膜式除氧器性能技术等因素，并进行技术经济综合比选。今天我们来介绍新建改造旋膜式除氧器技术选择方法。通过举例分析说明一下：
       影响凝结水溶解氧的原因及分析华能上安电厂一期工程装机容量2×350MW投产。汽轮发电机组配套两台50%容量汽动给水泵和一台30%电动给水泵；给水泵为机械密封方式；低加疏水逐级自流至＃2低加后经低加疏水泵进入凝结水系统。二期工程装机容量2×300MW投产。汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产，配套两台50%容量汽动给水泵和一台50%电动给水泵；给水泵为机械密封水方式；低加疏水逐级自流至凝汽器。近几年来，我厂四台机组不同程度地存在凝结水溶解氧超标问题。对此，我们主要做了如下工作：
       a.补充化学水箱、凝结水储水箱浮球数量，完善水箱密封效果。
       b.调整凝汽器热水井水位；
       c.维护、调整凝结水泵盘根密封水及低加疏水泵盘根密封水；
       d.旋膜负压系统管道及法门查漏、堵漏，调整改造汽轮机及给水泵汽机汽封系统，降低机组旋膜泄漏率。然而，经过多方努力，凝结水溶解氧仍达不到长期稳定在合格范围。?
旋膜式除氧器改造方案及效果：
       机组补水系统改造?一般常规设计中，多选用高位（六米或十二米平台）凝结水储水箱布置，经过补水泵补水至凝汽器喉部，以利用凝汽器旋膜除氧作用，达到凝结水补水除氧效果。我厂机组由于凝结水储水箱布置在零米，每台机组仅有一台补水泵。我们综合考虑加高凝结水储水箱、增加一台备用补水泵等方案的工程造价和施工时间，本着低投入高产出的原则，经过实地考察计算，决定利用凝汽器旋膜自吸作用，将凝汽器补水由热水井直补改为凝汽器喉部补水，补水进入喉部后按照等分原则均匀布置补水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。一期机组利用机组检修时机进行机组补水系统改造后，经过一年多实际运行表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧一直小于10ug/l，好于国标要求（30ug/l）。
       给水泵密封水回水系统改造?针对二期机组给水泵密封水低压回水溶解氧超标问题，经过反复论证，为了彻底解决热力系统疏水及回水对凝结水溶氧和凝汽器旋膜的影响，决定增设低位水箱，统一回收热力系统中直接触过空气的疏水及回水，再经变频调速泵输送至凝汽器喉部，经过均匀雾化喷淋，加大疏水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。
       由于低位水箱布置在汽机房-8米凝结水泵管道走廊处，采用变频调速泵是为了配合低位水箱液位变送器，实现低位水箱定水位运行。考虑到低位水箱疏水系统异常影响机组旋膜的问题，在疏水泵出口管道增加了气动关断阀，当主机旋膜低报警或低位水箱低水位报警时，联锁关闭气动关断阀，保护主机旋膜稳定运行。
       二期机组利用机组检修时机，进行补水系统改造和给水泵密封水回水系统改造后，经过近一年的实际运行表明：不同运行负荷工况下，凝结水溶解氧始终一直保持小于15ug/l，好于国标要求（30ug/l）。同时机组旋膜严密性也得到很大改善。
       影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。凝汽器旋膜负压系统问题。机组旋膜泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响旋膜泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。?
       凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（旋膜除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器旋膜式除氧器能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标《SDGJ2-85火力发电厂化学水处理设计技术规定》及《DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。建议除盐系统采用旋膜脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。
       热力系统疏水、回水除氧问题。在《SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器旋膜除氧能力进行处理。