600 MW机组汽泵密封水回水系统的改造

嘉兴发电厂二期工程5、6号机组汽动给水泵密封水回水系统经改造后，能减少机组真空系统泄漏点，确保给水泵密封水回水畅通，避免给水泵润滑油系统进水问题，解决了原设计系统难以维持稳定运行的问题。     

FK4E39型汽动给水泵密封水系统改造

国电山东中华聊城发电厂一期2×600 MW机组汽动给水泵密封水系统设计存在问题,在机组停运尤其是机组紧急停机或汽泵停运过程中,由于密封水回水不畅,导致回水进入小机油系统,不但造成凝结水的大量损失,而且影响机组的安全稳定运行。分析了问题存在的原因,并给出了设备改造的具体方案。改造后运行效果良好。     

600MW机组凝汽器真空差的原因分析及处理

华能汕头电厂600MW机组低背压凝汽器真空一直很差,通过现场试验和分析,确定影响凝汽器真空的原因是汽动给水泵密封水系统漏入了空气。为此,采取了两项技术改造措施：一是汽泵密封水回水系统加装一路排地沟;二是汽泵密封水回水系统加装密封扩容水箱。这两项措施有效地解决了凝汽器真空差的问题,提高了机组的经济性和安全性。     

电动给水泵密封水系统改造

襄樊电厂电动给水泵密封水系统因回水不畅,导致润滑油油质恶化、水分严重超标,回收水系统不得不长期退出运行状态.通过在凝汽器底部设置回收水箱的方式对电泵密封水回水系统进行了改造,改造后的电泵密封水回水系统运行正常,降低了机组补水率,有效提高了机组运行的安全性和经济性.     

200MW机组给水泵回水不畅原因分析及处理

200MW机组给水泵通过简易改造密封水回水系统,密封水回水完全回收,避免了工质的浪费和给泵润滑油系统进水引起油质恶化的问题,取得了一定的经济效益和安全效益。     

深圳西部电厂给水泵密封水回水水封的改造

分析深圳西部电厂2号机组给水泵密封水回水水封(以下简称“水封”)在实际运行中存在的问题,通过计算,对给水泵密封水回水水封进行优化改造,提高了设备和机组的安全可靠性,同时也简化了水封投、停的操作。     

惠州蓄能水电厂机组压水回水系统缺陷分析及改进

惠州蓄能发电厂发电机组压水回水系统在运行中出现压水过量、回水慢、回水时机组振动噪声加剧、压水容量受限等现象,通过对比分析和试验等方法,确认该系统存在压水进气阀节流片孔径过大、压水时间短、排气管直径小、阀门密封不严且不牢固等缺陷,采取了缩小节流片孔径、加固阀盖、调整阀门密封间隙等措施,并优化控制程序使压水进气时间和排气时间延长。改造后机组运行平稳,工况转换迅速,满足电网调度的要求。     

给水泵密封水系统优化设计

针对给水泵密封水系统回水不畅等问题,对给水泵密封水系统的水封装置进行优化设计,并在长沙电厂和金竹山电厂二期得以应用,目前运行情况良好.     

汽轮机组汽动给水泵密封水回水系统改造

某些300、600 MW汽轮机组的汽动给水泵轴封大多采用凝结水泵出口的凝结水进行水封环密封(图1),密封水回水经过水封进入凝汽器(图2),通过调节密封水回水管上的手动阀控制密封水回水流量。但是,密封水回水流量会随着机组负荷的变化而改变,在手动阀开度一定时,机组负荷增大密封水回水流量增     

电动给水泵密封水回水装置改造

分析了电动给水泵密封水回水不畅对凝汽器真空的影响，提出了改造的措施。     

发电机组前置泵轴封改造分析

由于公司3号、4号机组前置泵机械密封冷却水质差,经常造成设备紧急停运。为了解决这个问题,把前置泵机械密封改为填料式密封,把冷却水由工业水改为凝结水和除盐水,通过改造使主设备处于良好的运行或备用状态,确保了主机安全稳定运行。     

采暖加热系统影响凝汽器真空原因分析及解决方案

针对采暖加热系统存在影响凝汽器真空的问题,介绍了凝结水回收装置系统,分析了其原因,利用静态计算法确认采暖加热系统与凝汽器连接管道的布置存在设计缺陷,并提出增加单级水封、增加多级水封、增加电动隔离阀三种解决方案。分析了三种方案的优缺点后,选择增加单级水封为最终方案。     

1036MW机组炉底渣水系统节能改造

华能海门电厂4×1 036 MW机组炉底渣水系统原为溢流运行方式,存在运行设备较多的问题,为减少能耗和运行维护费用,将其改造为自密封运行方式.在运行和维护方面对改造前后炉底水封系统作比较,分析设备改造的内容和合理性,改造后系统简单可靠,每台机组1年可节约厂用电量6.335 GWh,节约运行和维护费用382.728万元.     

1 000 MW二次再热汽轮机轴封系统问题分析及对策

国电泰州3号机组的顺利投产标志着百万千瓦等级二次再热燃煤发电机组正式进入商业运行。机组运行参数优良,但在调试的过程中出现了轴封温度低、机组跳闸后轴封压力低、轴封温度波动大、轴封压力波动大和因轴封蒸汽倒流导致超高压缸排汽温度高等问题。针对这些问题进行了详细分析,认为是由于二次再热排汽温度高、轴封漏气量大、轴封减温水雾化效果差、轴封温度控制逻辑不符合二次再热特点、超高压缸第一级轴封引出管未设计安装逆止门等原因造成,并提出采用轴封电加热器、改善轴封减温水喷嘴、修改轴封温度控制逻辑、增加引出管逆止门等方法加以解决,为今后相同和相似机组的调试运行提供了参考。     

抽水蓄能电站水泵水轮机主轴密封水控制系统

介绍了水泵水轮机主轴密封水的控制要求和特点,详细论述了其系统配置和控制要求。     

一台300MW汽轮发电机组汽封改造后振动故障诊断及处理

介绍了一台300MW机组经过汽封改造后,启动过程中产生异常振动的情况。通过对机组开机全过程的振动监测,对振动数据分析研究,确诊了振动故障的原因,经过对高中压转子返厂精确动平衡及汽封间隙调整处理,使机组顺利投运。     

1 000 MW机组汽泵密封水多级水封问题分析及治理

为减少1 000 MW超超临界机组汽泵多级水封发生的问题,诸如水中进油、油中进水、真空泄漏、频繁溢流等,在对汽泵及密封水和多级水封深入研究的基础上,提出了针对以上问题的控制措施,并通过系统和运行优化,使问题得到了解决,保证了机组长期安全、稳定和经济运行,其治理措施可为同类型机组提供借鉴。     

超临界锅炉炉水泵出口调节阀泄漏分析及处理

哈尔滨锅炉厂有限责任公司600 MW超临界锅炉炉水循环泵出口调节阀采用了大口径的控制气蚀式进口调节阀。介绍了该阀门的结构及密封特点。并根据其在运行期间曾发生的泄漏,结合检修处理过程进行原因分析,提出了在检修该阀门过程中防止泄漏的处理经验和改进措施,为同类型阀门检修提供参考。     

±500 kV换流站阀水冷系统隐患分析治理

以±500 kV德阳换流站为例,介绍了主泵轴封渗水及均压电极腐蚀结垢两项可能导致直流设备停运的典型阀水冷系统隐患。通过多次处理轴封缺陷,并在设备运行过程中连续跟踪分析,基本确定气蚀振动是引发轴封渗水的原因。因此提出从电机选型、电机控制及主泵进出水管路改造三方面防控此类隐患的意见,并确定最经济稳定的改造方案为主泵进出水管路增加旁路的方式。利用停极机会检查电极结垢、腐蚀情况,判断电极结垢可能对直流输电系统造成的影响。通过结垢成分分析确定引发电极结垢的设备原因,采用冷却水介质换型解决了因水质原因而造成散热器腐蚀隐患。根据内水冷密闭结构提出了增加气囊的改造方案,在含氧量方面进行电极结垢控制。两项隐患的分析治理过程对新投换流站相关设备的选型及设计都有一定的指导意义,为已投换流站类似隐患分析提供了参考依据。     

抽水蓄能机组主轴密封供水系统管路振动原因分析及处理措施

针对抽水蓄能机组主轴密封供水系统出现的管路剧烈振动、压力波动的现象,检查分析机组主轴密封冷却供水系统,认为该供水系统的部件安装及减压方式不合格是导致供水管路运行不稳定的原因,提出改变系统减压方式、调整管路布置等措施.