600MW双背压汽轮机抽真空系统优化

针对目前600MW双背压汽轮机高低压凝汽器压力相近而无法形成双背压的问题,对凝汽器抽真空系统管路布置进行了优化,使得高低压凝汽器的双背压效果和机组真空度有了明显提高,极大地提高了机组运行的稳定性和经济性。     

三背压凝汽器抽真空系统的配置及优化

为使机组运行的热效率达到预期水平,对凝汽器抽真空系统的设备配置显得尤为重要。根据机组的运行参数,对三背压凝汽器抽真空系统的配置方案进行了分析和比较,并推荐了较为合理的配置方案,为多背压机组的凝汽器抽真空系统配置,提供参考。     

双背压机组真空泵的运行方式及经济性分析

许多大容量机组为了提高系统真空度,均配置了双背压凝汽器。系统中设备的不同配置和真空泵的运行方式,对机组的背压有着直接的影响。优化抽真空系统的运行及逻辑控制,有利于提高机组运行的经济性。     

岱海发电公司一期双背压机组真空优化运行

通过对岱海电厂一期2×600MW机组的真空分析,找出了影响双背压机组低压凝汽器真空低的主要原因为:抽真空系统设置不合理和运行方式不正常使不凝结气体大量聚集,导致其端差增大,机组经济性降低。通过调整优化试验证明了理论分析的正确性,进而提出了解决问题的方法和改进建议。     

双背压凝汽器变工况计算与能损分析

双背压凝汽器有2个独立的凝汽器,用单侧凝汽器的变工况计算和能损分析方法,不能准确地反映双背压凝汽器的变工况特性和耗差特性,针对此,改进了凝汽器变工况计算公式,提出了双背压凝汽器高压侧的变工况计算模型.根据双背压凝汽器高、低压侧真空不同的特点,分析了双背压凝汽器真空变化对机组热经济性的影响,并通过实例验证了该方法在凝汽器...     

岱海发电公司一期双背压机组真空优化运行

通过对岱海电厂一期2×600MW机组的真空分析,找出了影响双背压机组低压凝汽器真空低的主要原因为:抽真空系统设置不合理和运行方式不正常使不凝结气体大量聚集,导致其端差增大.机组经济性降低.通过调整优化试验证明了理论分析的正确性,进而提出了解决问题的方法和改进建议.     

600 MW双背压机组真空低原因分析及改进

通过对托电一、二期4×600 MW机组的真空分析,找出了影响双背压机组低压凝汽器真空的主要因素为,抽真空系统设置不合理使不凝结气体聚集,导致端差增大,并通过试验验证了理论分析的正确性,进而提出了解决方法。     

双背压凝汽器的水环真空泵汽蚀特性及防汽蚀措施研究

通过对双背压凝汽器配套水环真空泵汽蚀特性的分析,证明低压凝汽器对应水环真空泵易发生汽蚀、容量不足问题,使低压凝汽器压力升高。通过实例验证了双背压凝汽器真空泵易发生汽蚀且严重损害了机组的经济性。针对如何预防真空泵汽蚀问题,有效提高真空泵汽蚀余量,阐述了以降低真空泵工作液温度和提高真空泵入口压力为目标的多种优化措施,对双背压凝汽器的真空泵工作液冷却及抽气系统的设计及改造工作具有指导意义。     

超临界600MW机组双背压凝汽器抽空气管路的改进

某电厂超临界600MW机组基建投产以来,高、低压凝汽器压差一直较小,分析判断认为其根源是凝汽器抽空气管路设计配置不合理,导致低压凝汽器空气抽出受阻,从而出现传热恶化的现象。通过调整节流孔板孔径等措施,恢复了凝汽器的双背压设计功能,提高了机组运行效率。     

凝汽器抽真空系统存在问题的分析与解决

凝汽器抽真空系统包括真空泵组以及附属的连接管路,水环式真空泵固有的＂极限抽吸压力＂运行特性可能会对降负荷过程中的凝汽器压力改善幅度形成制约,不合理的管路连接方式可能会造成双背压凝汽器失去双背压设计功能。针对生产现场出现的一些抽真空系统问题案例进行技术分析,提出并实施了针对性的解决措施,最后还对改进效果进行了测试和评价。     

大容量汽轮机双压凝汽器抽空气系统连接方式分析

分析了汽轮机双压凝汽器抽空气系统连接方式,由于高压侧和低压侧存在压力差,高压侧和低压侧抽空气系统的连接方式需引起高度重视,以发挥双压凝汽器的技术优势.从设备投资、经济效益、运行调整等方面,分析了3种凝汽器抽空气系统连接方式的特点,并且提出了凝汽器抽空气系统连接最佳方式,为设备制造和设计部门及运行机组提供参考和借鉴.     

水环真空泵最大工作水温的确定方法

目前凝汽器水环式真空泵(水环泵)工作水进口温度(工作水温)往往高于设计值,而且工作水温没有统一的确定方法。在考虑凝汽器变工况、凝汽器汽阻、抽气管道阻力、水环泵工作水汽化的影响和满足凝汽器抽气流量要求的前提下,给出了保证水环泵抽气能力的最大工作水温的确定方法,为水环泵优化运行提供了依据。     

高背压供热机组凝汽器高低背压运行的经济指标分析

介绍150 MW高背压供热机组,凝汽器为满足高背压供热进行的配套改造内容。由机组高背压供热改造后,凝汽器高、低背压运行的试验数据,计算凝汽器在两种运行状态下的性能指标。凝汽器在高、低背压两种工况下运行,循环水流量与设计值比较吻合,凝汽器端差、过冷度基本都达到了设计值。高背压工况下,凝汽器端差较小,为2.264℃;正常背压工况下,凝汽器端差也小于通常设计端差4℃,修正后的总体传热系数和凝汽器端差与改造前相差不大;高背压工况下的凝结水过冷度为0.555℃,稍高于设计保证值。凝汽器进行高背压改造,达到常年安全运行和经济运行的要求。凝汽器在高、低背压下运行,可以进一步根据电、热负荷,调整循环水泵、热网水泵的水量和运行方式,提高机组供热期的发电量、降低非供热期的运行背压,以提高机组全年运行的经济性。     

600MW发电机组氢气控制系统管路连接方式改造

达拉特发电厂600 MW发电机组氢气控制系统在设计、安装时存在弊端,其充氢阀后管路与充压缩空气阀后管路采用不锈钢管焊接的并联方式,在发电机组停机后将氢气置换为空气过程中,由于氢气控制系统中的充氢阀不严密,使氢气进入发电机内部,造成氢气体积分数超标,存在爆炸危险。经过原因分析和设计方案比较,对氢气控制系统管路的连接方式重新设计安装,充氢阀后管路与充压缩空气阀后管路由不锈钢管焊接的并联方式改造为高压可移接管串联方式,解决了发电机原氢气控制系统存在的安全隐患,从而保证了机组的安全稳定运行。     

消除高压加热器正常疏水管道振动的改造技术

某大型火电机组的高压加热器（高加）正常疏水管路布置不合理,多次出现疏水管路振动,危及设备安全。根据高加正常疏水管路的实际布置位置进行了改造,机组启动初期利用静压差和凝汽器的真空排除正常疏水管路的积水,彻底消除了管道振动,杜绝因振动造成的设备损坏事故。新建机组可以按照无低点、无U型管的设计方案进行优化设计,可以从根本上消除因级间差压小造成的管道振动。     

130MW机组低加抽空气系统节能改造

萧山发电厂1和2号两台130 MW汽轮发电机组自投产以来,6和7号低加凝结水进出口温升率明显偏小,与额定工况设计温升相比,分别偏低约2.39/7.69℃和10.66/8.58℃。通过对低加运行方式、运行参数的研究分析,提出低加抽空气系统的不合理连接方式是低加系统温升明显不足的主要原因,对此进行了低加抽空气系统改造,6,7号低加的凝结水温升率已基本接近设计值,取得了良好的节能效果。     

600MW机组高低旁路系统温度调节性能研究

北仑发电厂3-5号机组自投产以来,由于高低旁温度调节系统故障导致高低旁路系统自动长期不能正常投入,既大大延长机组的启停时间,又降低了机组的经济性,并严重影响机组的安全运行.为此,通过对高低旁路喷水减温调节系统控制对象、控制特性的深入研究和分析,并结合相关试验最终解决了问题.     

旁路ATM冷凝装置研发探讨

独立旁路冷凝装置的设计与常规旁路凝汽器有所不同,最主要的区别在于旁路凝汽器内部压力的设定。通过对比某余热发电机组旁路冷凝装置与常规凝汽器在热冲击影响、内部压力设定、布置方式、结构设置、安全阀选型、热力计算方法等技术上的特点,研究表明独立旁路凝汽器采用大气式是比较合理的设计方案,也为进一步优化旁路冷凝装置设计提供参考。     

1 000 kV系统用电容器补偿装置的特点与参数选择

1000kV系统用电容器补偿装置的电压等级确定为110kV,容量为210Mvar。由于该电压等级的大容量电容器装置在国内属首次使用,在国际上亦无先例,因此其在参数选择、结构、配置、配套件选择上都将与我们习惯使用的补偿装置有着很大的不同,如串段数多,并联数大等,也具有许多不同的特点。文章介绍了1000kV系统用电容器补偿装置的特点;对其参数,如电容器装置串联数、装置额定运行电压、安装容量、单臂并联数、单台电容器容量、电容器装置桥差保护等的选择原则或整定原则进行了详细介绍,以供设计、制造和运行部门参考。     

300MW机组启停过程中全程使用汽动给水泵的设计与优化

为降低厂用用电率,四川广安电厂在机组启停过程中以汽动给水泵代替电动给水泵,但在实际运行中遇到了辅助蒸汽疏水不畅和压力不够大、给水泵汽轮机受到热冲击等问题。为此,从实际出发提出了一系列解决问题的措施：增加低压辅助蒸汽管道以加强疏水,通过提高邻机负荷或邻机高压辅助蒸汽带低压辅助蒸汽联箱来提高低压辅助蒸汽压力,切断高压进汽管道,直接由低压汽源供汽来减小给水泵汽轮机的热冲击。措施实施后,广安电厂4台300MW机组2008年启停28次,节约厂用电约60MWh。