菏泽电厂NLT350-400×6型凝结泵节能改造

国电菏泽发电厂二期工程安装2台300MW凝汽式机组,每台机组的凝结水系统配有2台NLT350-400×6型凝结泵。该泵为筒袋型立式6级离心泵,首级叶轮为双吸结构,并带前置诱导轮,第2至第6级叶轮为标准级单吸叶轮。凝结水经凝结泵升压后首先至化学精处理装置,然后经轴封加     

660MW机组凝结水泵变频控制逻辑优化

通常将凝结水泵(凝泵)变频控制逻辑设计为除氧器水位调节阀控制除氧器水位及凝泵变频器控制凝结水压力和凝泵变频器控制除氧器水位及除氧器水位调节阀控制凝结水压力2种控制方式。为了使控制具有裕量,两者均无法使凝泵变频器在最节能方式下运行。对此,对除氧器水位调节阀控制除氧器水位,凝泵变频器控制压力的控制逻辑进行了优化,并应用于华能上海石洞口第二电厂4号机组。结果表明,4号机组负荷在480MW以上以除氧器水位调节阀全开及凝泵变频控制水位方式控制,可降低除氧器水位调节阀节流损失,节能效果更好。同时,避免了因低压加热器疏水泵跳闸、高压加热器切除、除氧器溢流调节阀误开启以及异常工况下除氧器水位低等,保证了机组的安全运行。     

350MW机组低压加热器铜管氨腐蚀减薄泄漏的原因及防止对策

宝钢自备电厂成套引进的两台日本三菱350MW机组,自82年4月及83年3月分别投运以来,相继于85年4月发生了2号机组~#3低压加热器有1根铜管泄漏,85年7月又发生1号机组~#1低压加热器有4根铜管泄漏,严重威胁着机组的安全经济运行。为了分析这些铜管泄漏的原因,在85年11月的2号机组和86年2月的1号机组小修期间,由中日双方共同对各低压加热器作了涡流探伤等检查,基本掌握了加热器铜管泄漏的原因,并采取了相应的措施。该机组具有八级回热抽汽,汽轮机低压缸有四级抽汽,第1～4级抽汽分别引至1～4号低压加热器,中压缸排汽接第5级抽汽引至除氧器,高中压缸中有三级抽汽,即第6～8级抽汽分别引至6～8号高压加热器(见图1)。     

海阳核电凝结水系统的调试经验及反馈

凝结水系统是连接蒸汽系统与给水系统的纽带,做完功的蒸汽被排至凝汽器中凝结。凝结水经过凝结水泵升压,由低压加热器加热后,再进入除氧器,为给水泵提供水源。以海阳核电机组的凝结水系统为例,对凝结水系统的调试要点进行了总结。在凝结水系统的调试过程,对曾出现的问题作了经验反馈,可为同类机组凝结水系统的冲洗和调试工作提供借鉴。     

凝结水系统容量不足原因分析及改进

江苏利港电力有限公司1号、2号机组凝结水泵是按照单台100%容量配置,但投产后当机组负荷升至330 MW后,单泵运行凝结水水流量无法保证除氧器水位,需增开一台凝结水泵。为了达到机组满负荷时凝结水泵单台运行的目的,通过试验和计算,找到降低除氧器水位调整门压力损失的解决方法,同时确保压力损失在合理的范围内。     

超超临界1 000 MW机组凝结水泵深度变频分析

为了降低厂用电、提高机组效率,华能玉环电厂对凝结水泵进行了变频改造。提出了制约凝结水泵深度变频的因素是汽动给水泵密封水压力低和汽轮机低压旁路减温水压力约束,并给出解决方案。进行了凝结水泵深度变频后凝结水系统运行方式试验,包括不同条件下的除氧器上水主阀开度试验、变频控制凝结水母管压力的调节器参数整定、凝结水泵变频泵与工频泵切换试验、凝结水系统故障时凝结水泵变频调节试验等。经济效益分析表明：凝结水泵采取深度变频方式后,除氧器主阀完全开启,节流损失降到最低,凝结水泵电流和转速得到进一步下降,节能效果显著。     

凝结水泵变频控制在除氧器水位调节上的应用

华能巢湖发电有限责任公司一期工程2×600MW超临界机组共配置4台凝结水泵（以下简称凝泵）,泵的扬程345m、流量1336．37t／h,型号10LDTNB-4PJX;电机采用6kV、1800kW,型号YKSL560-4的空-水冷方式电机。每台机组配置凝结水泵2台,其中1台运行,1台备用。4台凝结水泵将凝汽器内的凝结水送至除氧器,同时向汽轮机低压旁路及减温器提供减温水。凝结水泵能满足机组各种运行工况。当运行泵事故跳闸时,备用泵能自动投入运行;启动、停机以及试验条件下的特殊要求,能就地手动操作,并设有单元控制室控制接口。     

采用变频调节技术的全程除氧器水位三冲量控制逻辑设计及应用

金桥热电厂凝结水系统采用了3台50%容量凝结水泵的配置,由于凝结水泵电耗较大,同时凝结水系统因除氧器水位调节阀门截流造成的截流损失严重,经济性较差。设计采用了变频调节的除氧器水位导前微分三冲量控制逻辑进行改造后,单台凝结水泵可以满足的最大机组负荷从210MW提高到了230MW,凝结水泵单耗总体降低了40%以上,充分发挥了变频调节的节能优势。     

凝结泵变频改造后除氧器水位和凝结水压力的控制优化

北方联合电力有限公司达拉特发电厂2×330 MW机组凝结泵变频改造后采用1拖2变频控制方式,1台高压变频器分别带动2台凝结泵,为此,对凝结泵设计了变频、工频2种运行方式的自动切换和保护逻辑。通过对除氧器水位和凝结水压力的解耦优化控制,保证且提高了除氧器水位和凝结水压力的控制特性,负荷扰动试验结果显示各项控制指标均达到优良水平; 对改造后节能效果进行的定量分析显示节能效果显著。     

某凝结水泵出力不足原因分析及处理

对某NLO350-400型凝结水泵在试运过程中出力不足,单台泵无法满足机组额定负荷运行的问题进行分析,发现凝结水泵吸入部分诱导轮、首级叶轮不能满足凝结水泵的出力要求,凝结水流量大时凝结水泵叶轮吸入口处抗汽蚀能力不足.通过重新设计,加工该泵的首级叶轮、诱导轮、诱导轮室、泵入口喇叭口4个部位后,在机组满负荷情况下,单台凝结水泵在工频和变频状态下均运行稳定,出力达到了设计要求.     

定洲电厂2号机凝结水泵去除叶轮改造

河北国华定洲发电有限责任公司2号机组凝结水系统由于原设计问题,凝结水泵扬程具有较大的余量,导致再循环振动较大,管道、阀门冲刷严重.因此从机组安全与节能两方面考虑,对凝结水泵进行抽叶轮改造,降低凝结水泵出口扬程.     

1 000 MW机组低压加热器疏水系统的优化配置

4种方案的比较表明,1 000 MW超超临界汽轮机低压加热器疏水系统的优化配置方案是:6号低压加热器设疏水泵、7号和8号低压加热器设内置式疏水冷却段。在T-MCR工况下,这种设置的机组比低压加热器疏水逐级自流设置的机组可多发电约472 kW,加上优化方案使凝结水泵减少的电耗100 kW,机组可多发电约572kW。在年供电量相同的情况下,1台机组年节省标准煤约840。t     

5O MW汽轮发电机组的增容改造

梅山发电厂6号机组为N50-8.83-535Ⅱ型纯凝汽式汽轮机,单缸、冲动式,额定功率为50 MW,共有七段抽汽,2台高压加热器,4台低压加热器和1台除氧器.在2004年度大修期间,联合某电力检修公司与北京重型电机厂对汽轮机通流部分进行了改造,达到了增容、节能降耗、热电联产的预期目标.     

发电厂冷渣器冷却水回水接入点改造及经济性分析

北方联合电力有限责任公司蒙西发电厂2号300 MW循环流化床机组存在低压加热器凝结水温升过高、冷渣器循环效率低及凝结水流量过大等问题,主要原因是冷渣器回水接入点不合理。通过方案论证,对冷渣器冷却水回水接入点进行改造。改造后,低压加热器凝结水温升趋于设计值;汽轮机回热得到合理利用,汽轮机热耗由8680.97 kJ/kWh降至8382.5 kJ/kWh;供电煤耗由363 g/kWh降至359.8 g/kWh,提高了机组运行的经济性。同时通过凝结水泵电机变频改造等措施,解决了凝结水流量过大的问题。     

汽轮机组复合凝结水真空除氧热力系统的应用

大容量机组采用小汽轮机作动力拖动给水泵的机组,使用复合凝结水真空除氧热力系统可使小汽轮机乏汽加热除凝结水,小汽轮机效率可达100％,而且便于汇集疏水、降低疏水逐级自流至凝汽器的热损失。复合凝结水真空除氧器设置在凝结器内,除氧效果高于压力式除氧器,汽轮机变工况运行时,调整更方便。加热器集中在同一平台,降低了材料的消耗,减少了设备及基建的投资。将变频凝结泵与汽动给水泵联合使用,降低了厂用电,提高了机组效率。     

350 MW机组凝结水泵变频控制改造

讨论了凝结水系统的运行方式、除氧器水位热工控制逻辑、凝结水泵组启停逻辑及保护的配置,阐述了引进型350 MW机组除氧器水位由调节门控制改为凝结水泵变频调速控制的方法,解决了凝结水管系振动的问题,并对凝结水泵变频调速控制的经济性进行了分析,为火电厂进行除氧器水位控制的变频改造提供借鉴.     

用切削叶轮方法消除凝结水泵振动问题

一、概况我厂8~#机是哈尔滨汽轮机厂生产的31—50—2G型汽轮机,配用两台沈阳产8NL—12型立式凝结水泵。其参数:Q=160米~3/时,N 轴=83.3千瓦,H=122米水柱,n=2950转/分运行的主要热力系统为大气式除氧器和一台低压加热器,排汽凝结水量为173米~3/时。     

50MW汽轮发电机组的增容改造

梅山发电厂6号机组为N50—8．83—535Ⅱ型纯凝汽式汽轮机，单缸、冲动式，额定功率为50MW，共有七段抽汽，2台高压加热器，4台低压加热器和1台除氧器。在2004年度大修期间，联合某电力检修公司与北京重型电机厂对汽轮机通流部分进行了改造，达到了增容、节能降耗、热电联产的预期目标。     

超临界机组完全变压运行技术与节能分析

系统分析采用变凝结水流量快速调节机组负荷,实现超临界机组完全变压运行的技术特点和节能效果。根据实际运行试验数据,对变凝结水流量调节机组负荷的范围、响应速度、节能效果、除氧器和凝汽器及低压加热器的水位控制、变压运行对锅炉运行特性的影响等问题进行分析,认为变凝结水流量快速调节机组负荷法与传统技术相结合,可实现超临界机组完全变压运行,对大型燃煤机组节能减排意义重大。     

300MW汽轮发电机组凝结水泵节能改造

凝结水泵运行时,出口压力过高,使除氧器水位调节阀节流损失大,冲蚀严重,噪音大。对泵的流动阻力及设计富裕量进行计算,选择不同工况进行试验比对,找出原因是泵的实际使用扬程过高造成泵功耗增加。通过可行性分析,采取了取消凝结水泵末级叶轮改造方法,经实际运行证明,改造后在保证凝结水流量正常情况下,凝结水泵扬程、流量工作点更为合理,除氧器调节阀阀芯冲刷减缓,噪音降低,实现了节能降耗的目标。