330MW机组凝汽器改造及其经济性分析

对潍坊发电厂2号机组凝汽器运行现状进行了介绍,分析影响凝汽器性能的主要原因,提出了改造的目标和原则。通过采用新型排管方式、合理调整冷却管支撑间距,并同时更换冷却管材的方法在大修期内对凝汽器进行了改造。改造前后的热力试验结果表明,凝汽器的各项性能指标都有明显提高。     

新型凝背机配套热网凝汽器的分析和应用

依托某电厂供热改造项目,提出一种可以在线切换,同时具备凝汽器和加热器两种功能的热网凝汽器.介绍了热网凝汽器的结构,对其性能进行了简要的分析,为后续类似供热改造项目凝背式汽轮机组热网凝汽器的设计提供了一种思路.     

300MW机组凝汽器改造后的性能测试分析

介绍了凝汽器热力性能测试的原理和计算方法,并给出了凝汽器压力和端差的修正方法。同时针对某电厂300MW机组的凝汽器改造,列举了该计算方法在其改造后的性能测试实例。通过计算分析表明,改造后凝汽器的冷却性能达到了设计保证值。     

联合循环电厂凝汽器利用LNG冷能的设计与改造

首先对凝汽器利用LNG冷能的方案进行推导计算,表明了利用LNG冷却凝结水,再将冷却后的凝结水喷淋至凝汽器中的冷能利用方案效率最优。其次对喷水量进行计算,并提出了对电厂凝汽器的模型计算流程。以某电厂凝汽器为例提出具体的凝汽器改造方案。     

330MW机组凝汽器改造的数值模拟及性能分析

潍坊电厂330MW机组的凝汽器改造前存在着真空低和水质变差导致铜管泄漏趋势加重的现象,严重地影响了机组的经济性、安全性和带负荷能力。采用TEPEE两山峰形管束布置方式对凝汽器进行改造,利用数值模拟的方法计算了改造后凝汽器壳侧的汽相流动与传热特性,并用改造前后的性能试验结果进行了验证。模拟结果表明:改造后的TEPEE两山峰形管束布置方式有利于凝汽器壳侧蒸汽的流动与传热。性能试验结果表明:在设计冷却水进口温度、流量、凝汽器热负荷相同的条件下,改造后的凝汽器真空比改造前提高1.743kPa,端差下降4.63℃;凝汽器改造后,试验端差和修正后端差、修正后的凝汽器压力、循环水温升都达到设计指标。     

2×1000 MW机组循环水系统一机双塔改造热耗变化研究

针对某电厂2×1 000 MW机组单机运行工况较长,夏季机组背压高于设计值的现状,拟通过对原单元制供水系统进行一机双塔改造,降低单机运行时凝汽器循环水进水温度。提出了一种一机双塔改造热耗变化分析方法:在利用PIPENET软件对改造后一机双塔水力分析的基础上,分别对冷却塔、凝汽器进行热力分析,确定凝汽器背压变化情况;进而利用机组"背压—热耗曲线",得出改造后机组热耗降低值。     

双流程电站凝汽器水室的流动分析与改造

为能够准确预测凝汽器水侧流动特性,应用计算流体力学商用软件,管束区域采用多孔介质模型,对某电厂双流程凝汽器水室流场进行了数值分析。结果表明:该电站双流程凝汽器入口水室结构存在一定的缺陷,导致冷却水在局部产生了较大的阻力,形成了明显漩涡。针对凝汽器水室中漩涡产生的原因,对凝汽器水室结构进行了优化改造,并且在此基础上提出了更多合理的建议。     

循环水系统冷端改造及运行优化

针对新昌电厂循环水冷端存在的问题,进行分析,提出改造措施。并在改造后对循环水系统进行运行优化实验,根据实验数据,结合凝汽器变工况特性,计算出机组循环水泵最佳运行组合。实践证明,循环水冷端优化改造后,达到了较大的节能目的,使电厂获得最大经济效益。     

火力发电机组水环式真空泵深度冷却改造试验研究与分析

凝汽器抽真空系统的节能改造是近年来电厂技术改造的重要项目。通过加装深度冷却装置降低水环真空泵组工作液温度来提升真空泵组抽吸量为其改造方向之一。以某安装了真空泵工作液深度冷却装置的机组为例,通过现场试验的方法确定了凝汽器真空严密性和真空泵组抽吸量对凝汽器内凝结换热系数的影响。详细计算了水环式真空泵工作液深度冷却改造项目的节能量,为今后凝汽器抽真空系统节能改造提供了重要试验数据支持。     

真空严密性对凝汽器改造试验结果的影响

通过对真空系统中空气的存在对凝汽器性能影响的阐述,提出了凝汽器改造试验中,真空下降率对试验结果的修正方法,以期引起电厂重视真空系统对经济性的影响.     

改造前后凝汽器性能的数值模拟与分析

对某厂330 MW机组凝汽器改造前向心形管束布置和改造后TEPEE两山峰形管束布置的壳侧汽相流动与传热进行了数值模拟与比较.结果表明:改造前凝汽嚣结构设计不合理,上部管束得不到充分利用,导致凝汽器性能差;改造后TEPEE两山峰形管束布置使压降分布均匀,传热系数增大,更有利于凝汽器壳侧蒸汽的流动与传热.改造前后的性能试验结果表明:采用TEPEE两山峰形管束布置方式的凝汽器,其性能指标达到设计值,优于向心形管束布置方式;改造后凝汽器真空比改造前提高了1.743 kPa,端差下降4.63 K.     

125MW汽轮机凝汽器胶球系统改造

125MW汽轮机凝汽器胶球系统由于设计原因，造成系统投运后运行不正常，针对胶球系统存在的问题，找出原因并进行改造。对同类型机组的胶球清洗系统改造有一定的意义。     

60MW机组凝汽器余热利用技术改造

阐述了齐鲁石化公司热电厂1号汽轮机组凝汽器余热利用改造方案，实现冬季凝汽器半侧循环水切换为工业水，与乏汽换热后作为化学水制水原水。改造后节能效果明显，经济效益显著。     

凝汽器管束布置传热效果评价方法的探讨

通过对包头电厂实测数据的分析,对传统的评价凝汽器管束布置修正系数的方法进行了改进,根据试验结果分析并讨论了管束布置修正系数随负荷变化的规律,同时,通过对凝汽器总体传热系数的分析,提出了一种新的评价凝汽器管束布置传热效果的方法。     

SG-420/13.7-M415型锅炉的改造--闵行发电厂13号炉改造

SG-420/13.7-M415、M417型锅炉普遍存在二次汽温偏低,排烟温度偏高,结构不合理造成尾部受热面磨损和爆管等问题,针对上述情况有关各方共同探讨制订改造方案,并予以实施.改造后运行情况表明改造相当成功,可推广到同类型锅炉的改造中去.     

Local heat transfer measurements of steam/air mixtures in horizontal condenser tubes

Condensation of vapor/noncondensable gas mixtures in horizontal tubes is not well understood because condensate stratification and the multidimensional nature add to the complexity of the phenomena. The heat transfer and fluid flow phenomena in a horizontal condenser tube were experimentally studied, along with the heat transfer reduction effect of a noncondensable gas. The temperature gradient across the condenser tube wall was measured locally to investigate the asymmetrical heat transfer characteristics around the condenser tube periphery. The condensation heat transfer coefficients on the tube top were much greater than the values at the bottom and the noncondensable gas significantly reduced the heat transfer rate.     

TP316L不锈钢管在以中水作为循环水补水的凝汽器中的应用

中水对凝汽器铜管腐蚀性强,导致凝汽器频繁发生泄漏。通过采用TP316L不锈钢管替代铜管,并做好不锈钢管的安装及运行维护工作,解决了中水对凝汽器管的腐蚀问题,保证了凝汽器安全运行。     

Enhancing Turbine Output at Dry-Cooled Power Plants Using a Hybrid (Dry/Wet) Dephlegmator

ABSTRACT

This paper examines the benefits to steam turbine output of retrofitting an air-cooled steam condenser with a hybrid (dry/wet) dephlegmator (HDWD) in a coal-fired, reheat, regeneration cycle. A hybrid dephlegmator concept has been proposed and shown to provide enhanced air-cooled condenser cooling performance while consuming only a small amount of water. The hybrid dephlegmator retrofit is shown to be able to increase turbine power output by up to 10.8% in certain cases. A corresponding increase in annual energy output of 2.56% can be achieved for continuous wet operation of the hybrid dephlegmator. A likely operating scenario, where hybrid dephlegmator units are sequentially operated in wet mode in order to maintain rated turbine power output over a wide range of ambient temperatures, results in an annual energy output increase of 1.33%. Based on these results, the payback period for an HDWD retrofit is between 3 and 6 years. The hybrid dephlegmator concept offers a simple, cost-effective, and sustainable solution to the issue of reduced air-cooled condenser performance at high ambient temperatures and is capable of providing clean dispatchable power.