青岛发电厂DG 150—59型给水泵改进

一、概况青岛发电厂装有四台GD 150—59型给水泵,该型泵自主机提高出力以来,因给水压力上升到60公斤/公分~2以上,出力多限制在130—140顿/时,驱动水泵的电机有了较大的余量。实测表明,该型泵的运行效率在59%—68%的范围内,较类似参数高效泵的效率低10%—     

下花园发电厂消除~#1汽轮机转子轴向负推力缺陷

下花园发电厂~#1汽轮机是北京重型电机厂试制的N100—90—1型单缸、冲动、凝汽式汽轮机,额定出力10万千瓦于1982年11月24日正式投产。本机自投入运行以来,正常运行中带10万千瓦负荷,轴向位移指示值为-0.01～-0.03毫米之间。(以转子推力盘靠紧推力轴     

ZGM型中速磨煤机提升出力改造与效果评估

为提高磨煤机出力,某发电公司对1台ZGM95N型中速磨煤机的主要碾磨部件如磨盘、磨辊等进行了改造,磨煤机由ZGM95N型改为ZGM95G型。对磨煤机改造后的运行特性进行了试验研究,并对改造效果进行评估。基于磨煤单耗受多种因素影响,为客观评估磨煤机的改造效果,研究了磨煤机改造前后磨煤单耗的修正计算。结果表明：改造后磨煤机出力提高10.7%以上,经对磨煤机改造前后最大出力试验工况下磨煤单耗的修正,相同基准条件下改造后的磨煤单耗比改造前下降1.71 k Wh/t。     

锅炉和汽轮机的挖潜改造

一、设备概况 SG230/46～480型次高压锅炉是上海锅炉厂产品,是在130吨/时中压锅炉的基础上进行了适当的改造,提高铭牌出力至230吨/时;N50～42型汽轮机是31-25-7型基础上改进出厂。该机组于1973年12月投产。锅炉投入运行以后,由于水汽品质不合格以及一级过热器管壁超温,负荷只能带140吨/时(3万千瓦)运行。1974年4月对过热器作了改进并改造     

喷射式卸灰器

近年来,随着电气除尘器在电厂的广泛使用及机组容量不断增大,排送灰量也越来越多,现有排灰设备受到一定的限制。目前在国内电厂设计中,常用的排灰设备有箱式冲灰器、水封冲灰器、N型冲灰器、水力喷射器和搅拌桶等。箱式及水封式冲灰器耗水量均按灰水比1∶4配制,出力为10t/h,耗水量大。N型冲灰器灰水比为1∶1.5,出力为10t/h,耗水量较小。但N型冲灰器喉管及弯头磨损严重,容易堵塞。搅拌桶近年来在电厂逐步采用,但结垢、磨损及使用寿命等问题还有待进一步解决,而且它体积大,布置困难,功率消耗也大。我院齐鲁乙烯自备热电厂工程设计中,在电气除尘器下,采用刮板集中后,下设N型冲灰器的卸尘方式。电气除尘器及刮板输送机均由日本引进。日方所配电动锁气器出力为25m~3/h,运行出力约18t/h。N型冲灰器与电动锁气器两者出力不匹配,为解决这一     

叶轮给粉机出力的改进方法

前言哈依煤气热电站新建3台无锡锅炉厂生产的UG—130/3.82—M_4型煤粉炉,每台炉配8台GF—9型、出力3～9t/h的叶轮给粉机。由于叶轮给粉机出力偏大.锅炉在满负荷运行时不稳定,需投油稳燃,影响了机组运行的经济性。为此,我们对叶轮给粉机进行改进,改后转速为改前转速的1.5倍。从改后几个月的运行情况看,给粉均匀,锅炉低负荷达     

DX-2型叶轮给粉机的增容改进

我厂SGS-230—46/480型锅炉装有8台DX—2型叶轮给粉机,主要技术数据如下: 出力 2～6吨/时; 叶轮型式齿槽全开; 叶轮直径 265毫米; 齿槽容积 152毫米~3; 主轴转速 31～39转/分; 传动比 14.5 配用电磁式异步调速电动机,型号为了JZT—2M—31—4型,转速为115～1150转/分。实际运行表明,DX—2型叶轮给粉机出力不足。经核算,该给粉机实际最大出力为4.5吨/时。当燃用发热量较低的煤种时(如Q_H~P=3500～3700大卡/公斤),230吨/时锅炉只能维持在200吨/时以下运行。因此,我厂于1977年对DX-2型叶轮给粉机进行了改进。现将改进情况简述如下。     

2×300MW机组接入系统安全自动装置的设计研究

某220 kV变电站在发生＂N—1＂及＂N—2＂故障情况下,故障切除后系统电压均能恢复到较高水平,机组摆角不大,稳定裕度较高,机组不存在暂态稳定问题,但存在刘村—古城线路输送功率超限问题。为避免刘村—古城线路发生过载,采取相应措施,限制临汾河西热电厂的出力或采取切机措施,以确保线路不过限运行,达到确保系统安全稳定运行的目的。     

OP—380型锅炉制粉系统的改造

本文介绍OP—380型超高压煤粉炉运行20年后,为适应当前煤种变化,恢复其出力,采用320/580型低速球磨机、中间储仓、乏气输粉,代替原EM—70型中速磨、正压直吹系统的改造及改造后的运行效果。     

汽轮机通流部分技术改造

我厂3号机系北京重型电机厂生产的N75-90型汽轮机,铭牌出力为75MW,由于锅炉和汽机的辅机均按50MW 配套,因此长期处于45—50MW 低负荷运行,致使机组内效率低、热耗大、经济效益较差。对该机组曾作过热力试验,热力试验后的计算结果表明,在额定参数下的热耗率比制造厂保证值高5.6%,相应的单机煤耗率增高20～22g/kW.h。为此,在1983年大修中对该机作     

HG—220／9．8—MQ13型锅炉运行情况

本文介绍酒钢热电厂第一台ＨＧ—２２０／９．８—ＭＱ１３型锅炉运行情况。运行结果表明，锅炉能适应低灰熔点、易结渣的哈密烟煤，其额定出力可达２２０ｔ／ｈ。在设计蒸汽参数下运行调节灵活，安全可靠，性能可达到设计要求。     

DG500-180型给水泵的改进

DG500-180型给水泵是 N125机组的配套设备,该泵早期产品(目前约有60台在运行)存在出力过大、效率较低、轴封漏水和寿命短等问题。为了改善这种状况,更换了新设计的导叶并车小了叶轮,改变了密封形式,更换了部分材料,加强了运行管理。经7000多小时的运行考验,上述问题已圆满解决:泵的效率由67%提高到79.6%,单耗由8.1度/吨水下降到6.7度/吨,每年节电约350万度,同时消除了轴封漏水问题。     

ЦНИИ—1型澄清器改造小结

我厂ЦНИИ—1型澄清器按原设计为石灰、钙化、镁剂除硅、铁盐凝聚处理方式,原设计出力100吨/时。于69年将水处理设备改造为二级除盐系统,该设备用作生水予处理——铝盐凝聚。由于该设备内部水处理工艺过程改变,致使该设备长期达不到出力,长期以来运行情况证明仅达铭牌出力的50—60％,即便是最佳工状情况下,也只能达到铭牌的70％出力,因各     

关于京西电厂HG670/140-Ⅱ型锅炉水位异常欠带20MW负荷的综合治理技术

石景山发电总厂京西电厂一号炉为哈尔滨锅炉厂制造的HG070/140-Ⅱ型锅炉,配哈尔滨汽轮机厂制造的N200-130-535/535型汽轮机、QFSS-200-2型发电机。原设计烧无烟煤,投产时改成烧油。自1975年投入运行后,锅炉出力585t/h带180MW负荷时,汽包水位计指     

用湿蒸汽带负荷冲洗 K—200—130型汽轮机通流部分

К—200—130型汽轮机运行可靠,并且可能适当提高出力。其高压缸调节级很少因压力增高而限制功率,尤其是跟ТП—100汽包炉单元运行时,更不容易发生类似情况。所以,尽管汽轮机通流部分结盐可能是降低机组经济性的主要原因之一,但对动静叶片表面状态无需进行检测。     

N-135机组12NL-125型凝结水泵的改造

国产N125机组增容后(容量135-145MW)凝结水泵出力不足是改造后机组存在的普遍问题。黄岛电厂#1机组在增容改造的同时对原机组配备的12NL-125型凝结水泵进行了改造,从改造后的运行及试验情况来看,达到了预期的目标,本文就原12NL-125型凝结水泵所做的改造方案及改造后的运行情况进行介绍。     

KZL型四吨快装锅炉炉膛改造

KZL型锅炉在全国中小型企业应用较为广泛。这种锅炉出厂前已将本体及炉墙砌筑好,由于具有运输方便,现场施工安装迅速、简捷等优点,故有快装之称。锅炉设计燃用烟煤,设计效率也较高。但是,锅炉实际运行时由于种种原因,用户普通反映出力难以达到设计值。我厂一台KZL_4—13—A(Ⅱ)型锅炉系八六年四月投入运行的。锅炉正常运行二个月后,     

加装蒸喷制冷提高发电机出力

我厂四号汽轮发电机组为苏制TBφ—100—2型发电机,由于受进风温度及系统低电压的限制,在夏季发电机冷却水温度较高时,机组最大出力只能打9万瓩左右,为了使该机在夏季亦能打到额定出力,决定为该发电机配装200万大卡/时之蒸喷制冷。配装后投入运行结果,发电机冷却水温度由31℃下降至13℃,发电机出力由89000瓩提高到103000瓩,每天多发电30万度,有力地支援了工农业生产。一、喷蒸制冷的设计     

钢球磨煤机磨煤出力的统一计算方法

利用钢球磨煤机单位筒体容积磨煤出力的概念,将单进单出钢球磨煤机出力的简化计算方法用于双进双出钢球磨煤机的出力计算,给出了磨制标准煤的单位筒体容积磨煤出力以及磨制其它煤种时的磨煤出力计算公式,包括BBD型、D型及SVEDALA型双进双出钢球磨煤机。按此公式对实际运行的上安电厂3号锅炉SVEDALA型磨煤机和鄂州电厂1号锅炉D-10D磨煤机进行出力计算,并与实测出力进行比较表明,结果十分吻合。     

基于碳交易的含大规模光伏发电系统复合储能优化调度

为提高电力系统对光伏发电的接纳能力,提出一种基于碳交易的含大规模光伏发电的电池储能—抽水蓄能电力系统复合储能优化调度模型。基于低碳经济理念,将阶梯型碳交易机制引入电力系统经济调度中。采用基于最大最小距离准则的改进K均值聚类算法对光伏发电的出力场景进行有效聚类,在保证光伏发电出力分布特征的前提下削减场景数量;以系统综合运行成本最低为目标,兼顾系统的运行经济性和低碳性,利用电池储能作为功率型储能以平滑光伏电站出力波动,抽水蓄能作为能量型储能参与接入光伏发电后系统的调峰平衡。以改进的IEEE-RTS96系统对所提模型进行仿真分析,算例结果验证了模型的合理性和有效性。