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针对越南某电厂220 MW机组在启动调试阶段3号低压加热器疏水不畅的问题进行分析。在所采集实时运行数据的基础上,结合原设计参数及现场情况,通过对2、3号低压加热器疏水系统进行改造及对冷渣器冷却水量进行调整,消除了3号低压加热器疏水不畅问题。就冷渣器冷却水回水温度对3号低压加热器疏水的影响提出了解决办法。 相似文献
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山西漳泽电力蒲洲发电分公司2×300MW空冷机组是山西省内通过采用就地PLC与DEH协同控制低压抽汽蝶阀,实现空冷机组增加抽汽供热功能的大型机组。300MW空冷机组改造为供热机组,其控制方式可能存在不合理及不完善的地方,会对主机造成安全隐患。通过修改低压抽汽蝶阀、快关阀等控制逻辑,增加防止抽汽调整蝶阀全关的各种限制保护,经多次静态和动态试验对空冷机组增加抽汽供热功能的投入进行论证考核,证明新的技术改造能够保证机组在增加抽汽供热功能后安全经济运行。 相似文献
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针对国产200 MW火力发电机组低压缸零功率改造后,因采暖抽汽流量增加26.8%,导致原有加热器换热面积不足,在原位置加热器增容改造后又无法满足切缸调节蒸汽匹配的问题,对"低压缸零功率"配套的热网加热器进行换型增容改造,保证了低压缸零功率改造后供热输出最大,确保了热网系统的安全稳定运行,提高了机组的运行经济性. 相似文献
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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)。 相似文献
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某330 MW机组的排烟温度较高,影响电除尘器的安全和效率,同时也影响机组的安全运行。为降低锅炉排烟温度,合理利用烟气余热,采用烟气余热回收系统,即在空预器和电除尘器之间加入热管换热器,利用烟气余热对热管循环水进行加热,在轴封加热器出口引出一路凝结水通过板式换热器与热管循环水进行换热,经过板式换热器加热的凝结水与经过7、8号低压加热器加热的凝结水共同汇入6号低压加热器。通过实时数据系统采集烟气余热回收系统运行数据,进行相关运行性能的计算,不仅有效降低了锅炉排烟温度,而且提高了锅炉的经济性,还提高了机组的稳定性和安全性。 相似文献
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通过对国内供热改造技术现状的对比分析,选出背压小汽轮机供热改造方案作为靖远第二发电有限公司7号、8号机组供热改造方案。从7号、8号机组中低压联通管抽汽,一部分进入背压小汽轮机带动发电机发电,排汽分别进入2台前置加热器,将热网循环水加热至95℃;另一部分进入尖峰加热器,进一步将热网循环水加热至130℃来对外供暖。在非采暖期可以将供热系统解列,停止从主汽轮机中低压连通管抽汽,主汽轮机恢复纯凝工况运行。结果表明,在近期采暖负荷为107.2MW,采暖期为150天的条件下,供热改造后,年总供热量为1 389 826 GJ,年总节约标准煤量为36 068.7 t,CO2、SO2、NOx、年烟尘减排量分别为144007.6、167.7、196.6、196.4t。实际投产后的运行情况证明:背压小汽轮机供热改造方案系统清晰且运行稳定,节能减排收益可观,同时可以有效降低厂用电率,提高电厂发电上网量,为电厂创造了可观的效益;背压小汽轮机供热改造方案技术已成熟,在北方存在稳定采暖热负荷的城市值得推广。 相似文献
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为深度挖掘火电机组参与深度调峰的能力,在确保机组参与深度调峰的同时,又能有效解决机组在低负荷运行时无法满足采暖供热抽汽的需要,对辽宁东方发电有限公司1号机组进行切缸改造,在校核低压缸长叶片达到运行安全性的前提下,将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀,新增加低压缸通流部分冷却蒸汽系统,对低压缸喷水减温系统进行改造,配套自动控制系统。经过切缸改造,机组参与深度调峰能力和在低负荷运行时的供热抽汽能力得到全面提升,投资小且改造工期短,节能效果明显,实用性较强且操作简单。 相似文献