一种设计新颖的分级节流防空化高压调节阀

阀门是发电设备的重要配套部件。一台300MW火电机组，仅其厂房内的各系统中，即需各类阀门约2100只（不包括各种档板门和仪表阀门）。从目前各火电厂的运行情况来看，由于阀门的质量不良，出现内漏或外漏等问题很多。根据对一台300MW机组的试验统计，在正常运行情况下，因阀门泄漏（内漏与外漏）可导致机组热耗率增加2％～3％或以上（即热耗会增加200kJ／（kW·h）～250kJ/（kW·h》，相当于供电煤耗升高8g／（kW·h）～10g／（kW·h）或以上。按热平衡计算，300MW汽轮机热力系统中的主要阀门，如其内漏量达10t／h（汽或水）而引起机组…     

125 MW机组的增容节能改造

介绍徐州发电厂4号125 MW机组的增容节能改 造情况。通过改造，机组的发电出力增加了10%，标准煤耗下降至330 g/(kW·h)，热耗8 17 5.1 kJ/(kW·h)，经济指标达到国内先进水平。     

莱城发电厂1号机组低真空原因分析及处理

2006年11月,莱城发电厂4×300MW机组循环水泵自高速切换低速运行后,经对比发现1号机组凝汽器真空偏低约1.5 kPa,凝汽器循环水进水温度高4℃～5℃,导致机组煤耗率增加约3.1 g/(kW·h),经济性显著降低.经过原因分析及处理,消除了真空下降后,提高了1号机组运行的经济性.     

300 MW火电机组循环水系统最优运行方式的研究

由凝汽器最佳真空原理入手,探讨了火电厂循环水系统的运行优化问题,对水量不可连续变化的单元制循环水系统提出了一种离散优化模型.以山东枣庄十里泉电厂300MW机组为例,利用本模型对循环水系统进行了运行方式的优化研究,确定了机组在不同循环水温度、不同负荷下最经济的循环水泵运行组合方式,编制了循环水系统最优化运行工况图,为运行中实现指导循环水泵的科学经济调度提供了量的依据.效益分析表明,对于300 MW机组,循环水系统离散优化可使电厂标准煤耗降低0.5～0.7g/(kW·h).     

淮北发电厂220MW汽轮机揭缸提效治理

淮北电厂5号机为东方汽轮机厂1981年建成投产的N200型机组,1998年进行了通流部分改造,改造后容量增至220MW。此次改造前机组轴封漏汽严重导致轴承箱润滑油进水乳化,高压缸上下缸温差大,真空低,影响机组效率,所以提效工作任务艰巨。为促使其煤耗、热耗有效降低,我们总结和借鉴了我厂以往改造治理经验,重点放在通流部分汽封换型和间隙调整上,完成分公司要求的煤耗达到348g／kW．h,热耗达到8240kJ／kW．h。     

300MW机组高负荷时真空低分析与对策

通过现场数据采集,从真空系统的严密性、真空泵的工作效率、循环冷却水的流量、凝汽器端差等因素,分析了各因素导致凝汽器真空降低的可能性,并采用排除法判断该机组凝汽器真空降低的主要原因,提出了提高机组真空的建议与措施.     

凝汽器运行参数对其性能的影响分析

本文以试验数据为基础 ,对影响凝汽器性能的诸多因素 ,如真空严密性、附加热负荷、冷却水流量、冷却水温升、传热端差、凝汽器清洁度等进行了定性、定量分析 ,提出了改善凝汽器性能、降低机组热耗的途径     

300 MW机组给水泵小汽轮机轴封疏水系统的改造与分析

针对珠江电厂#4机组给水泵小汽轮机轴封疏水系统设计不合理的情况,分析了具体原因,并在此基础上提出了优化建议和改进措施。后经运行证明,明显缩短了给水泵小汽轮机的启动时间,有效地提高了主机的真空度。同时,对相同条件下整个机组进行的经济性对比分析也显示,机组的热效率、热耗率和发电标准煤耗率分别由原来的39.04%、9222.47kJ/kW·和315.1kg/kW·h提高到优化h后39.25%、9172.70kJ/kW·h和313.4kg/kW·h。     

乌沙山发电厂影响凝汽器传热端差的浅析

凝汽器真空是表征凝汽器工作特性的主要指标,真空降低影响经济性.还会使排气缸温度升高,引起机组轴系中心偏移,严重时振动增大,凝汽器端差增大.而传热端差每升高1℃,供电煤耗约增加1.5%～2.5%.以乌沙山发电厂为例,在指出影响凝汽器传热端差因素的同时,也给出了应对策略.     

锅炉加装低温省煤器热经济性分析

在锅炉尾部烟道加装低温省煤器利用烟气余热加热机组凝结水,对降低锅炉排烟温度具有重要意义。加装低温省煤器后,烟气余热排挤汽轮机抽汽返回汽轮机继续膨胀做功,增加发电功率,降低汽轮机热耗率和机组发电煤耗率;同时导致汽轮机排汽量增大,凝汽器真空下降,凝结水量与烟气流动阻力增加,辅机功耗增加,机组热经济性变差。对此,本文以某超临界600MW直接空冷机组TRL工况为例,考虑余热利用导致汽轮机相关级组的变工况运行特性,采用热平衡法对加装低温省煤器前、后机组热经济性进行计算分析。结果表明:虽然,加装低温省煤器后,汽轮机排汽压力升高1.62kPa,辅机功耗增加293.854kW;但综合各因素,加装低温省煤器后汽轮机热耗率降低25.711kJ/(kW·h),机组发电煤耗率降低0.960g/(kW·h),机组节能效果显著。     

胶球清洗装置收球率低的原因分析

随着科学技术的发展,新型智能化胶球清洗装置诞生了,下花园发电厂对3台机组的胶球清洗装置进行了更换。这对改善该厂的真空起到了良好作用,但是还存在着收球率低的问题,需要从设备、管理方面加以改进。     

胶球系统收球率低的分析及其对策

针对汽轮机凝汽器胶球清洗系统在运行过程中出现收球率较低的运行现状 ,对设备系统存在的问题进行原因分析 ,并提出有效的改进措施 ,确保凝汽器安全经济运行。     

提高凝汽器胶球清洗收球率的措施

凝汽器胶球清洗是提高汽轮机效率的有效方法。介绍了胶球清洗装置的工作过程、结构及各部件的作用;分析了电厂凝汽器胶球收球率低的原因,从改善系统密封性及改进操作等方面提高收球率,提高了凝汽器的清洁度和效率。     

胶球清洗系统收球率低的解决办法

凝汽器胶球清洗系统收球率低是汽轮机组经常遇到的一个问题。收球率低说明胶球滞留在系统中某些死角部位 ,致使清洗效果降低影响机组经济运行。彭城电厂 2× 30 0 MW机组投产以来 ,一直存在收球率低的问题。图 1为凝汽器胶球清洗系统流程图。胶球系统技术参数 :胶球泵设计扬程为 1 1 8k Pa,出力为 60 t/h;管道为 1 0 8mm钢管 ,总长 1 0 m;电动阀 2只 ,90°弯头 4个 ,1 35°弯头 1只 ,等径三通 1只 ,大小头 2只及装球室 (内含过滤网 ) ;循环水入口压力为 1 62 k Pa,出口压力为 1 1 8k Pa。图 1　胶球清洗系统因循环水质差 ,4台胶球泵叶片…     

220MW汽轮机组胶球系统收球率低的分析及处理

对于汽轮发电机组,采用胶球清洗系统不仅使凝结器内部管束表面度清洁,减少凝结器的端差,还提高了凝结器的真空和汽轮机热效率,降低了发电煤耗。通过对本厂胶球清洗装置收球率低事件的原因分析及处理,找出影响收球率的主要因素,并针对影响因素提出如何提高收球率的措施。     

钢球配比对制粉系统球磨机运行优化的实验研究

在实验室的条件下,通过调整钢球配比及煤样的磨制时间,得出不同的磨煤指标数据;从分析磨煤机理,得出最佳钢球配比。结果表明,最佳钢球组合应为30 mm、40 mm、60 mm,其最佳钢球配比为1∶3∶1～3∶4∶3;最小制粉单耗与最大磨煤机出力所对应的钢球配比相同;随磨制时间的延长,磨煤噪声增大,磨煤机输出功率逐渐减小,制粉单耗呈增大趋势。     

双进双出钢球磨最佳装球量探讨

结合电厂自身实际情况,重点分析了如何在煤质参数稳定的前提下,通过寻找磨煤机最佳加球量,进而降低磨煤机功率的峰值,从而达到降低制粉电耗、提高机组经济效益的目的.     

新材料钢球及钢球级配技术在电站锅炉上的应用

对低速筒式磨煤机中钢球比例进行合理搭配,使钢球在磨煤机中能发挥最大作用,同时采用新型铬锰钨抗磨铸铁钢球,该材质钢球具有球耗低、失圆率低、硬度高、不易破碎等特点,在保证磨煤机出力和煤粉细度的情况下,达到最小的装球量,降低了钢球磨煤机的钢耗和电耗。     

岱海电厂胶球清洗系统收球率低的原因分析及改造

岱海发电有限责任公司(以下简称岱海电厂)2台600 MW机组凝汽器胶球清洗系统在调试过程中出现了收球率低的问题,对此该厂对其进行了多次试验,得出了收球网结构、回球管线阻力和循环水回水压力均对胶球回收率有影响的结论,其中胶球回收网结构是主要问题.通过对该网的结构改造,使收球率达到90%以上.