凝结水泵变速运行参数的定量计算

建立了热力机组的凝结水系统模型,结合凝结水泵变速运行平衡点计算式对其变速运行工况进行了分析;从除氧器水位调节阀特性出发,结合工频状态下的相关试验,对调节阀前后压力差进行了计算;推导了凝结水系统管路损失的计算方法,得到平衡点计算式的各项系数;在些基础上,结合水泵比例定律,实现了凝结水泵变速运行理论参数的定量计算,最终可据此对北凝结水泵变频改造效果进行预评估.通过某电厂600 MW机组凝结水系统的计算实例,验证了该方法的正确性与有效性.     

核电站凝泵再循环旁路阀阀杆断裂问题分析与改进

在某核电站1号机组调试期间,凝结水再循环调节阀手动旁路阀(以下简称凝泵再循环旁路阀)阀杆断裂,导致凝结水泵长时间憋泵运行。从阀门设计、阀门制造、调试方案以及调试执行等4个方面对阀杆断裂的原因进行分析,并提出了后续改进意见。对同类机组的阀门设计制造、调试运行有借鉴和参考意义。     

1000MW火电机组凝结水泵变频改造分析

玉环电厂4台1 000 MW机组投产后满负荷运行工况下除氧器水位调节阀开度在18%左右。通过对凝结水泵进行变频改造使凝结水母管压力由3.3 MPa降低至2.6MPa,调节阀开度上升到60%,削弱了节流效应,凝泵功耗下降了21%。同时,对节能原理进行了理论分析,并阐述了泵组变频改造在方案选择、调试过程、逻辑组态和运行控制等方面应该注意的一些问题,供存在类似问题的机组参考。     

连州电厂凝结水泵变频节能改造及经济分析

连州电厂的凝结水泵设计时采用工频运行,在机组调峰运行中,凝结水节流损失较大,严重影响了机组的经济性,浪费厂用电.连州电厂通过对凝结水泵进行了变频改造,有效地减少了凝结水节流损失,降低了凝结水泵的耗电量,提高机组的经济性.     

某1000 MW机组凝结水系统节能应用分析

早期投产的1000 MW机组凝结水系统均存在的电耗偏大的问题。探讨降低电耗的方法,从制约降低凝结水压力边界角度分析,逐步突破边界因素,通过对凝结水系统节能改造与运行优化,深度挖掘凝结水系统的节能潜力,使得凝结水泵电耗逐年降低至低值,增强机组核心竞争力,为同行业提供参考。     

1000 MW等级超超临界凝结水泵配置优化分析

凝结水泵的配置方式对火电机组运行经济性影响较大.在调研国内外1000MW等级机组凝结水泵的配置现状的基础上,分析凝结水泵两种典型配置方式的技术可行性、运行可靠性和经济性,计算对应的初始投资和年运行费用.得出凝结水泵的最佳配置方式为采用2×100％容量凝结水泵、两台水泵共用一套1×100％电机变频装置,该配置方式技术成熟...     

1 000 MW超超临界机组凝结水泵变频优化试验及应用

为了进一步降低凝结水泵运行的厂用电率占比,解决超超临界机组参与电网深度调峰工况下凝结水泵变频控制节能效果受限的问题,通过在1 000 MW超超临界机组上开展现场试验并获取特性数据,针对当前运行现状提出一种适合深度调峰且机组热力系统安全的凝结水泵变频控制策略,并加以实施和变工况验证。优化运行结果表明：该控制策略在保证机组安全稳定运行的前提下,能有效降低凝结水泵的功耗,凝结水泵耗电率由0.218%下降至0.152%;在低负荷阶段节能效果更为显著,在500 MW工况下,凝结水泵功耗由1 057 kW下降至633 kW,下降了40.1%;在400 MW工况下,凝结水泵功耗由1 035 kW下降至512 kW,下降了50.5%。     

机组停运后凝结水泵节能的技术探讨

机组停运后,凝结水泵运行时间较长,河津发电厂通过优化凝结水泵运行改进方案,有效降低了凝结水泵的运行时间,节省了可观的厂用电量,为其他相似机组提供了节电的参考。     

连续重整高温凝结水余热回收经济效益显著

长庆石化连续重整装置存在1.0MPa、1.7MPa、2.3MPa、3.5MPa四种不同压力的蒸汽产生的凝结水,导致出装置凝结水温度较高(达到180℃)、流量较大(为42.6t/h),该凝结水汇至公司凝结水管网。高温蒸汽凝结水在流动过程中,产生二次闪蒸,形成气液混相流,当流速增加或改变流向时引起水击,影响管网安全运行和下游除油、除铁装置的平稳运行。为了消除连续重整装置高温凝结水存在的隐患,2012年4月,决定对长庆石化凝结水余热回收系统实施改造。改造工程分两个阶段进行:2012年5月15第一阶段,凝结水罐V410吊装配管施工完成,投用后管网水击现象有所好转,但未能彻底解决;2013年10月第二阶段装,装置大检修中新增一台换热器、两台凝结水泵,同年11月12日施工完成。改造后,出装置凝结水温度由180℃降至128℃,除氧水温度提高12℃,每小时多产蒸汽5.4t,每年创效439万元,实现了高温凝结水的回收再利用,降低了装置运行风险。     

大容量机组低、中压凝结水系统运行特性对比分析

针对目前大容量高参数机组所具有的低压和中压凝结水系统在除氧器滑压运行的特点进行了管路特性的确定,并通过低压系统中工频凝结泵与变频凝升泵串联运行,以及中压系统中凝结泵变频运行的调节特性分析,给出了为保证系统设备所需最低压力和水泵最低转速的限制下两种系统更加合理的运行方式;以典型的300MW亚临界同容量机组为例进行能耗比较,为现行的低压凝结水系统是否有必要进行节能改造提供了可参考的理论依据.     

密闭式高温蒸气凝结水回收技术与装置系列化研究(四)

四、密闭式蒸气凝结水回收节能技术的发展和提高1．密闭式蒸气凝结水回收系统简介密闭式蒸气凝结水回收技术是国外80年代开始商业化的一项先进节能技术。密闭式回收比开放式回收具有突出的优越性。图19为一个典型的回收系统。从中可以看出，由锅炉产生的蒸气，在间接加热设备内释放出汽化潜熟并加热物料后，生成饱和状态的凝结水。该凝结水经过浮球双金属疏水器，依靠蒸气余压压差被提升到回收管网，最后汇总到集水罐。由压力调节网调整标定集水罐内压力。压力调节阀还起着安全阀和溢流网的作用。超出标定压力的乏汽可排到软化水箱。高温蒸…     

大型火电机组凝结水泵变频技术深度节能策略研究

大型火电机组凝结水泵变频技术成熟可靠、应用广泛。实际运行中凝结水泵变频节能效果差异较大,只增加变频装置并不能获得最佳的节能效果。提出实现凝结水泵变频技术深度节能,需要从设备选型、系统设计、关键参数设定、控制逻辑优化等多方面考虑。重点控制变频装置容量、频率变化速率、凝结水泵最小流量、最低出口压力、最低转速等参数,合理设置除氧器水位控制逻辑和凝结水泵跳闸联动逻辑,对挖掘凝结水泵变频技术节能潜力具有重要作用。     

热电厂凝结水精处理系统有关问题的分析

热电机组凝结水的精处理,是提高电厂经济效益的可利用资源之一。分析了建立凝结水精处理系统的设备设计、调试及运行过程中存在的问题,并对提高热电厂凝结水精处理的经济效益提出了建议。     

发电厂凝结水泵的性能试验分析与节能改造

1设备概况与节能潜力分析石横发电厂 3、4号机组各配置 2台沈阳水泵厂制造的凝结水泵 ,型号为 9LDTN - 7,为立式筒袋结构 ,级数 :7级。 1台运行 ,1台备用。 3号机组A凝结水泵经过长期运行发现 ,在满负荷运行时 ,除氧器水位调节站副调阀开度为 6 0 %左右 ,主调阀还未参加调节 ,在高压力下 ,通过做试验 ,在其水位调节站后加装一压力表 ,此处节流现象较为严重 ,这样导致电机耗功过大 ,厂用电上升 ,且在其水位调节站后 ,凝结水压力达到 1 4MPa就能满足运行 ,可以看出通过设备治理能较大幅度地节能降耗。2节能改造技术方案该凝结水泵首级叶轮…     

高压变频器在600MW发电机细凝结水泵上的应用

随着电力电子技术、自动控制技术、现代通信技术和高压电气技术的飞速发展,高压变频调速技术日趋成熟,在电力行业中的应用也得到很大的推广。从本公司600MW机组凝结水泵高压变频器使用的情况来看,变频装置工作稳定,凝结水系统的运行更加合理和稳定,同时其节能效果很明显,值得在各电厂和相关行业进一步推广应用。     

变频技术在凝结水泵上的运用

大部分火电厂通过调节阀门或出口挡板实现截流调节,其不足之处是电力资源损耗较高,有必要进行变频调节改造。为此,以A火电厂为例,首先基于其机组凝结水泵变频改造需求进行了高压变频器选型;其次设计了高压变频器控制方案,并且分析了高压变频器控制系统投运流程,以期为变频技术在凝结水泵上的运用提高参考,从而节约凝结水泵运行电力资源,实现节能减排的凝结水泵变频改造改造目标。     

某电厂凝结水泵两种动平衡方案实效比较

出于节能考虑,对某9F级燃气-蒸汽联合循环机组凝结水泵进行了变频改造,凝结水泵变频后,变频运行时部分转速下电动机上部振动达460μm。通过在电动机联轴器和电动机上部平衡盘进行动平衡,凝结水泵变频调节下各转速振动得到了明显改善。通过对比分析,发现在电动机顶部平衡盘上进行配重,效果和安全性会更好。研究成果可为其他机组凝结水泵变频振动治理提供参考。     

300MW机组凝结水泵变频改造方案及应用分析

通过比较四种变频改造的技术方案,分析某电厂4号机组凝结水泵变频改造后的节能效果与运行情况。采用高压变频技术对凝结水泵进行调速改造后,降低了母管压力,实现了"软启停",延长了系统寿命,经济分析表明凝结水泵采用变频控制具有较好的经济效益。     

高温凝结水余热利用技术分析及应用

正1蒸汽凝结水系统改造前的情况及存在问题某大型化工公司热电装置配置2台75t/h锅炉(1#、2#);1台130t/h锅炉(3#);1台240t/h循环流化床锅炉(4#);1台12MW汽轮发电机组,为8套化工生产装置供3种规格的蒸汽和部分电力。3种蒸汽规格分别为压力3.0MPa、温度300℃的高压蒸汽(SH);压力1.3MPa、温度200℃的中压蒸汽(SM)以及压力0.45MPa、温度155℃的低压蒸汽(SL)。各装置所用蒸汽经使用后大部分蒸汽凝结水回收到热电厂化学水装置常压凝结水罐,经过凝结水处理装置处理后送往除氧器作为锅炉补水使用。一期工程蒸汽凝结水系统经过改造后相对比较完善,但随着二期扩建工程的建成投用,公司蒸汽凝结水系统存在以下问题:因凝结水热量过剩,虽然热电厂已采用冬季用凝结水与采暖水换热,以及冷除盐水与凝结水混合等余热利用办法,现     

600 MW超临界机组精处理混床树脂捕捉器爆漏的原因分析及对策

在凝结水泵定期试运过程中,精处理混床树脂捕捉器突然暴漏,造成机组险些停运的严重后果。树脂捕捉器暴漏的原因主要是管道积气、超压运行、材料工艺缺陷,通过优化凝泵定期试运的操作、更换树脂捕捉器密封垫片、加装安全阀等措施,解决树脂捕捉器暴漏问题,为同类机组的凝结水泵试运提供可借鉴的办法。