厂用采暖供汽系统气源的合理改造

一、原有厂用、采暧供汽系统及存在的问题: 浑江发电厂现装有四台机组:1号、2号机组为中压机组,汽轮机为北重产N25—35—1型,锅炉为哈锅产HG—130/39型;3号、4号机组为高压机组,汽轮机为哈汽产N100—90/535型,锅炉为哈锅产HG—400/100—9型。总装机容量为250MW。原有供汽系统为:用两台25MW机组的一段抽汽供油区用汽;二段抽汽供采暖加热器。     

N600—16．7／537／537型汽轮机组能耗诊断分析

通过元宝山发电有限责任公司4号600 MW汽轮机组投产后经济技术指标的能耗诊断试验,得出机组实际供电煤耗为335.6g/kW.h,比设计值高18.85g/kW·h.对主辅机进行能耗诊断分析,指出了造成能耗高的主要原因,提出了降低机组热耗率和供电煤耗的建议.     

两班制和单元母管停炉不停机调峰方式比较

一、设备系统简介及调峰方式的回顾高井电厂自1961年4月第1台机组投运,到1974年10月全部建成,共装有6台单机容量为100MW的高温高层燃煤发电机组。汽轮机额定进汽压力为8.83MPa(90ata),汽温为535℃。其中1、2、5号汽轮机为苏制BK-100-6型和K-100-90-7型;3、4、6号汽轮机为国产51-100-2型和N100-90/535型。1、2号机组各配有2台蒸发量为220t/h锅炉,3、5、6号机组配用410t/h炉,4号机组配用430t/h炉。每两台机组由一个单元控制室控制,因而全厂有3个单元控制室。     

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     

135MW汽轮机组能耗诊断分析

介绍了135MW汽轮机组概况,经对大连泰山热电有限公司1号汽轮机大修前、后实测经济技术指标的能耗诊断分析,机组通过大修供电煤耗降低了6.16g/kW.h,但仍与设计值有一定差距。指明了能耗高的主要原因,对降低机组热耗率和供电煤耗提出了建议。     

徐州电厂首台20万千瓦机组的改进

国家重点建设工程——徐州电厂5号机组(20万千瓦)已于1985年11月5日正式移交电厂。该台机组的主机系四川东方三大动力厂产品。锅炉为DG670/140—5型13K炉;汽轮机为N200—130—535/535型超高压中间再热冷凝式汽轮机(系东方汽轮机厂第13台产品);发电机为QFQS—200—2型(系东方电机厂第14台产品)。遵照机械、电力两部关于国产20万千瓦机组进行完善化的一系列指示,在东方三大动力厂的大力支持下,该台机     

ПТ—90/120—130/10—1型供热式汽轮机本体设计的几个特点

俄罗斯生产的HT—90/120—130/10—1型供热式汽轮机与国产双抽供热机组相比有很多独特之处。从汽轮机本体的技术参数特点、凝汽器内设有的内置管束结构、装设的热网加热器、汽轮机本体底层布置及旁路系统等方面论述了该型汽轮机在设计上适于供热的几个特点,供热电厂机组选型时参考。     

1 000 MW机组低压加热器疏水系统的优化配置

4种方案的比较表明,1 000 MW超超临界汽轮机低压加热器疏水系统的优化配置方案是:6号低压加热器设疏水泵、7号和8号低压加热器设内置式疏水冷却段。在T-MCR工况下,这种设置的机组比低压加热器疏水逐级自流设置的机组可多发电约472 kW,加上优化方案使凝结水泵减少的电耗100 kW,机组可多发电约572kW。在年供电量相同的情况下,1台机组年节省标准煤约840。t     

应用“叶片安全准则”分析叶片事故原因

“汽轮机叶片振动强度安全准则”是设计和校核叶片强度和振动的基本原则。现以上海汽轮机厂生产的5万 kW 单抽汽轮机叶片事故为例,介绍利用“准则”诊断事故原因的过程。C50-90/13型5万 kW 单抽机组,进汽压力为8.83MPa,进汽温度为535℃,抽汽压力为1.28MPa,额定功率为5万 kW,最大功率为6万 kW,共有17级叶片(包括调节级),高     

节能、高效射水抽气器TDZH在热电厂中的应用

1 以前存在问题 我公司3号及4号机组汽轮发电机分别为C12-49/0.49,C15-49/2.45型,这2台汽轮机配套的射水抽气器分别为C5-12-2和CS-25型,配套的射水泵电机功率分别为30 kW、37 kW,运行中存在着高消耗,抽汽能力不足,易出现故障,噪音大等缺点.现经过试验改进,生产出新型低耗、高效射水抽气器TDZH-12,在2台汽轮机组上试用.     

N100-90/535型汽轮机低压缸通流部分改造浅谈

园电滦河发电厂N100-90/535型汽轮机组存在热耗高、经济性差、安全稳定性低等问题.经过低压缸通流改造,能耗指标达到国内100MW机组先进水平,汽轮机效率有了显著的提高,发电煤耗降低18 g/kW·h,发电机额定出力由100MW增加到110MW,安全性能和热效率明显提高,延长了机组寿命,取得了良好的经济效益和社会效...     

循环水泵电机双速改造效能分析

大唐淮北发电厂8号机组投产于2005年8月,汽轮机为东方汽轮机厂生产,型号为N210-12．7／535／535—2型,属超高压中间再热三缸二排汽冷凝式机组。机组配备两台1400KLA-31型循环水泵,属立式斜流泵结构形式。与循环水泵配套电机为YLKS800—10型,额定功率1700kW,电压6kV,额定电流200A。     

东方汽轮机发电设备产量突破2亿kW

2010年4月29日，随着发往景德镇1号机的66万kW机组顺利盖缸，东方汽轮机发电设备产量累计超过2亿kW，为新中国成立以来全国发电设备生产总量的四分之一。     

望亭发电厂GT02型汽机调速系统改进

我厂14号机两台50％容量给泵水汽轮机为北京良乡电力修造厂产品,该机调速系统为仿制唐山陡河电厂20万机组所用给水泵拖动汽轮机,采用的美国伍德华特公司PG——PL型调节系统,由于仿制过程中,将     

汽轮机油挡气封装置改造

汽轮机润滑油中带水将导致润滑油油质乳化,直接影响轴承的使用寿命,并且使调节系统灵敏度下降,严重影响机组的正常运行。内江发电总厂21号机组为N200—130/535/535凝汽式汽轮机,由于设计落后,投运时间较长,高压缸前后轴封,中压     

国产300 MW汽轮机增容改造经济性评价

叙述了改造前国产N300-16.7/537/537型汽轮机和改造后N315-16.7/537/537型汽轮机主要设计技术指标、投入运行状况及实际运行经济性.详细介绍了该类型机组增容改造实施过程,通过改造前、后性能试验比较,铁岭发电有限责任公司3号汽轮机实际运行热耗率下降725.93 kJ/kW·h,供电煤耗下降25.39 g/kW·h,出力由300 MW提高到315 MW.经比较每年可减少向大气排放有害气体733.22 t,节省标准煤33 827.6 t.2 687万元改造费用只需15个月即可回收.     

300MW汽轮机轴瓦损坏及改进措施

邹县发电厂2号机组是上海汽轮机厂设计生产的N300—165/550/550型亚临界压力,四缸四排汽,中间再热冲动凝汽式汽轮机。 该机组自投产以来,多次发生3号轴承座内的4,5号瓦异常振动、脱胎、化瓦,造成事故停机,严重影响机组的安全经济运行。     

国产200 MW汽轮机组凝汽器改造经济性评价

阐述了国产200MW汽轮机组凝汽器改造前主要设计技术指标及实际运行状况,详细介绍了凝汽器改造实施过程。通过改造前、后性能试验比较,通辽发电总厂4号机凝汽器改造后凝汽器排汽压力下降1.88kPa,机组热耗率下降81.74kJ/kW.h,供电煤耗下降3.40g/kW.h,预计4.34年可收回所有改造费用。     

一起保护信号误发导致机组甩负荷的事故分析

某电厂2号机为N(c)100-90/535型热电联产机组,于1990年投产发电。2002年,在对2号机进行增容和提高供热抽汽能力的技术改造的同时,对2号机组进行数字电液控制系统(DEH)、汽轮机危急跳闸系统(ETS)和汽轮机监视仪表系统(TSI)改造。改造后于2002-10-18正式投运。     

锅炉减温水对汽轮机组热经济性的影响

基于汽轮机组热力系统矩阵分析法,对某台超超临界1 000 MW汽轮机组进行了热经济性分析,分别计算了锅炉过热器和再热器减温水对汽轮机组热经济性的影响。计算表明,喷水减温对机组热经济性影响较大,在THA工况下减温水流量为80 t/h时,再热器减温水取自给水泵中间抽头,发电煤耗量约上升1.6 g/(kW.h),取自1号高压加热器(高加)出口给水,其也将上升1.2 g/(kW.h)。因此,应尽量避免采用喷水减温。