200MW机组给水泵汽化原因分析

1.概况长山热电厂200MW机组(厂内编号为8号)采用两台全容量电动调速给水泵,配置沈阳水泵厂制造的50CHTA/5型给水泵和德国制造的R16K550型液力偶合器。给水系统采用单元制,给水泵的再循环系统采用并联连接方式。由于给水泵再循环系统连接方式不尽合理,在低负荷切换给水泵时,由于其     

DG500-180型给水泵组改造

1 原给水泵组的运行状况 我厂N125MW机组配备的给水泵组投产于1975年，最初的运行方式采用电机直接驱动给水泵（定速运行）方式。为适应机组的调峰运行，在1989年、1990年的两次机组大修中，我厂分别对给水泵组加装了大连液力偶合器厂生产的GWT-58型液力偶合器，但经过几年的运行，发现DGS00—180型给水泵加装GWT-58型液力偶合器方式的泵组仍存在许多不完善的地方。其一：GWT-58型液力偶合器为同轴，     

机组电动锅炉给水泵安全经济问题分析

至1986年,我国已投产的200MW机组,已在47台左右(包括苏捷21万KW机组1986年6月前)。配套用的给水泵品种繁多,问题也多,尤其国产给水泵,存在问题更多,影响主机安全发供电。以大同二电厂为例,三台200MW机组,配用的DG400—180型给水泵,自1984年6月、1984年12月、1985年10月     

国产200MW机组安装调试经验交流会在河南省焦作市召开

为了总结国产200MW机组的安装调试工作经验,电力部电力建设总局于1980年5月5日～5月10日在河南省焦作市召开了“国产200MW机组安装调试经验交流会”。来自全国各地的安装、调试、设计、科研和部队等38个单位的160多名代表,在一起互相交流了安装调试国产200MW机组的经验和心得体会。自1972年年底首台国产200MW机组在朝阳电厂投产起至1979年底止,全国已先后有9台国产200MW机组分别在朝阳电厂(2台)、新华电厂(1台)、京西电厂(1台)、辛店电厂(2台)、青山电厂(1台)、焦作电厂(2台)相继建成投产。这些机组投产后运行基本稳定,在不投高加时,一般可带负荷160MW～180MW,瞬时负荷曾达190MW～200     

300MW机组给水泵最小流量再循环系统设计优化

对300MW机组常见的给水泵最小流量再循环系统进行了技术经济比较，并分析最小流量测量喷嘴布置的位置，推荐优化的给水泵最小流量再循环系统。     

300 MW机组给水泵最小流量再循环系统设计优化

对300MW机组常见的给水泵最小流量再循环系统进行了技术经济比较,并分析最小流量测量喷嘴布置的位置,推荐优化的给水泵最小流量再循环系统.     

1 000 MW超超临界机组给水泵型式及容量的选择

针对国外已运行和国内在建的1 000 MW超超临界机组给水泵选型情况,考虑到1 000 MW高效率的超超临界参数机组电厂将来在电力系统中主要承担基本负荷,在保证机组运行安全、可靠的前提下,通过对主给水泵的型式、容量及启动/备用给水泵的配置进行技术经济比较后,建议采用2×50%BMCR容量汽动给水泵和25%~30%的定速启动泵,提高运行的热经济性和运行的可靠性,并降低工程投资。     

国产超超临界600MW机组无电泵启动及给水泵配置分析

介绍国产600 MW超超临界机组调试阶段采用无电泵方式进行机组启动的实践,总结600 MW超超临界机组无电泵启动的步骤和关键点,对无电泵启动方式进行安全性和经济性分析。通过分析,给出国产超超临界机组给水泵配置方式的建议。     

300 MW汽轮发电机组启动上水方式优化方案及分析

十里泉发电厂300MW机组的传统上水方式采用电动给水泵作启动工作泵,机组负荷大于90MW时投入汽动给水泵,当负荷大于150MW时电动泵退出运行作备用泵。通过运行实践表明,这种启动方式存在可靠性低、厂用电率高等问题。文章旨在探讨一种安全、经济、合理的给水泵运行方式,提出了一种机组冷态启动无需凝结水泵、电泵启动,热态启动无电泵上水优化方案,及具体实施情况。分析表明:采用此种工作方案提高了机组启动过程中的安全性和经济性。     

给水泵再循环阀异常处理

曲靖电厂2号机组是上汽引进型300MW汽轮发电机组,配备2台汽动给水泵。正常运行时为防止汽蚀、过热,给水泵流量不允许低于140t／h。机组设置了一套再循环系统,由最小流量阀控制。最小流量阀采用CCI公司DRAG锅炉给水泵再循环阀,阀门定位系统采用西门子SP2智能型定位器。     

通过国外再热机组旁路系统分析谈发展我国再热机组旁路系统的几点看法

<正> 旁路系统是随着火电机组单元化及采用中间再热循环而产生、发展的。它和机组的结构及运行方式有关。它能使机组正常安全启动;处理各种工况下锅炉和汽机匹配的运行。未来几年内,200MW 机组参与调峰已是势在必行。鉴于目前国产200MW 机组一般是按带基本负荷设计的,不适宜频繁的启停,难于满足调峰的要求,设置一定容量的旁     

国产200MW机组数字协调控制系统在大同第二发电厂通过鉴定

<正>山西大同二电厂＃3机国产200MW机组协调控制系统是1987年由山西省下达的科研攻关项目,目的是在已投产的国产200MW燃煤单元机组上探索切实可行的协调控制方案,为老机组的技术改造积累经验.该项目由山西大同第二发电厂和华北电力学院共同承担,在大同第二发电厂已投产运行几年的国产200MW燃煤机组的原锅炉热控     

变速电动给水泵汽化原因分析及预防措施

本文提出按照给水泵转速与除氧器凝结水进水量、除氧器压力下降速率相匹配的原则,控制给水泵允许最低转速,可以防止机组快速减负荷停机时,给水泵汽化。对于国产300 MW 配 KSB 给水泵的机组,通过理论计算和试验确定允许的最低转速为2000r/min。此方法适用于所有配变速电动给水泵的火电机组。     

利用DDZ-Ⅱ型仪表设计200MW单元机组协调控制的实时仿真和分析

十多年前,国产第一台200MW锅炉—汽轮发电机单元机组投入运行。至今,已有几十台相继发电。“七五”期间将继续生产制造200MW机组。因此,该机组具有较大的生命力。为了提高该单元机组的自动化水平,采用机组协调控制系统是单元机组负荷调节系统的设计方向。因为在机组负荷变化时,它能使锅炉汽机互相配合,这样不但提高了中间再热机组的负荷适应能力,而且保证了机组参数的稳定。据有关资料表明,单元机组协调控制系统的投运,可使整个机组的效率提高0.5%左右。     

锡林浩特二电厂调速给水泵的选择

针对锡林浩特二电厂2×25MW高压供热机组给水系统中给水泵的选择,为提高给水泵的经济性、节约厂用电,将给水泵在锅炉母管制给水系统中的三种并联运行方式和调节方法进行了分析,得出在母管制给水系统中装1台调速泵,使之和定速泵并联运行调节整个给水系统负荷,消除给水泵流量供需不匹配而造成母管压力过高的耗电损失,是一个投资少收效大的节能措施。是内蒙古电力系统母管制给水系统设计的首例。     

吉林热电厂技术改进连解三项难题 实现二十万千瓦机给水泵安全稳定运行

近年来,吉林热电厂紧紧依靠广大技术人员、工人大力改进影响其200MW机组给水泵安全稳定运行的三项难题收到可喜成效。该厂200MW火电机组投运以来,由于给水泵系统流量阀漏泄、偶合器对轮罩渗油和易熔塞频繁熔化等三个缺陷导致机组运行不稳。他们首先组织广大技术人员和工人仔细研究,精心改进变速给水泵的流量阀,更换了三个阀芯。接着又对油系统进行技术改进,调整给水泵的润滑油路,并在偶合器与主泵连接的     

300MW机组变压运行方式的研究

针对300 MW机组运行经济性问题,通过试验测定了不同负荷下定压运行或变压运行时的供电煤耗、热耗、汽耗、汽动给水泵单耗、再热汽温等指标,并进行了对比和分析。结果显示,机组负荷在240 MW以下时采用四阀全开变压运行比较经济。     

300MW机组变压运行方式的研究

针对300 MW机组运行经济性问题,通过试验测定了不同负荷下定压运行或变压运行时的供电煤耗、热耗、汽耗、汽动给水泵单耗、再热汽温等指标,并进行了对比和分析。结果显示,机组负荷在240 MW以下时采用四阀全开变压运行比较经济。     

国产600MW超临界机组给水泵故障减负荷试验

介绍了国产600 MW超临界机组给水泵故障减负荷(RUNBACK)的种类、主要动作,详细描述了3次给水泵RUNBACK试验过程及发生的异常情况,分析了引发RUNBACK的原因,并提出了控制系统在逻辑上的完善化措施。     

荆门热电厂4号机给水系统的改进

荆门热电厂4号机为国产20万千瓦机组,1980年9月按 DG400-180型电动定速给水泵(以下简称定速泵)设计,其系统如图1所示。