小型热电机组化学补充水系统改造

阳煤集团第三热电厂 2台35MW汽轮发电机组配置 3台IH80 5 0 315型除盐水泵 (额定流量 5 0t/h ,扬程 12 5m ,配套Y2 2 5M 2型 4 5kW电机 )。除盐水升压后经调整门补至除氧器。补水系统如图 1所示 ,其中虚线框内的部分为改造所增加的系统。由于除盐泵为单级单吸悬臂式结构 ,转速高 (2 970r/min) ,启停频繁和负荷率低等原因 ,导致故障率高 ,检修维护工作量大。1998年 ,在化学补水系统增设了除盐泵旁路阀门 ,将除盐水管路引至凝汽器热井 ,采用静压补水至凝汽器热井的方案运行。改造基本上获得了成功 ,正常补水时不用启动除盐泵 ,原补水系统只…     

补水改由凝汽器进入系统对热电厂经济性的影响

在火电厂中,由于设备、管道的渗漏,汽封、射汽抽气器、除氧器的排汽,以及生产过程中锅炉排污、蒸汽吹灰、重油加热等技术性消耗,都将引起工质损失.为了维特机组连续运行,必须经常向热力系统补水;对热电厂,若供汽回水率低甚至无回水,则补水量更大.化学补水可从除氧器进入系统,也可从凝汽器进入系统.两种补水方式对热电厂经济性的影响是不同的.本文用等效热降原理对补水方式引起作功变化及经济效益进行定量分析.     

降低热网补水率的措施

热网补水率是热网的主要技术经济指标之一,它是供热企业的技术水平、运行水平和管理水平的综合反映.最大限度地降低热网补水率,是供热企业的一项重要任务.热网补水率是热网总失水量与总循环水量之比.总失水量包括处理管网故障的排水,管网排空的排水,管网系统不严密的漏水,用户开启空气门进行排水运行的排水,以及各种形式的用户私自用水.在多数情况下,用户私自用水占总失水量的比例最大.为了保证热网的正常运行,热网补水率通常控制在2%以下,如果管网失水量太大,补水率超过控制数值,不仅直接带来了热量和水量的损失,而且降低了供水温度,影响供暖效果,严重时还会波及回水压力,威胁安全供暖.降低热网补水率,就是减少管网失水量,主要是防止用户私自用水,一般说来,可采用以下几项措施:     

直接空冷机组乏汽供热技术改造

为增加供热面积和提高机组热效率,某化工生产企业自备电厂采用高背压真空加热器吸收机组乏汽余热,对热电联产直接空冷机组进行了供热技术改造。改造后,机组减少了冷源损失,提高了循环热效率,供暖循环水温度升高了15~20℃,厂用电率下降了1.5%~2%,经过整个供热周期的考验,机组及供热系统运行状况良好,达到了改造目的。并给出了机组继续进行热、电、冷三联产深度节能技术改造的建议。     

耦合热泵的热电联产机组机理模型研究

为了研究热电联产机组在耦合热泵后的特性,为其控制系统的设计提供依据,分析并建立了机组制粉系统、汽水系统、汽轮机系统及供热系统的机理模型。结合某2×350 MW热电厂多种工况的历史数据,辨识了该模型的静态参数、动态参数、待定函数,建立了以燃料量、给水流量、高压调节阀开度、低压蝶阀开度、热网加热器进汽调节阀开度、热泵蒸汽调节阀综合开度为输入,发电功率、主蒸汽压力、中间点温度、中压缸抽汽压力为输出的机组数学模型,并进行开环阶跃扰动试验和闭环运行数据验证。结果表明,在大范围变负荷的工况下,所建立的机组机理模型与实际机组输出的相对误差在0.37%~1.54%之间,说明该模型具有良好的精确性和复现性,可为后期控制系统设计提供理论依据。     

支柱瓷绝缘子污层泄漏电流及干带产生的边界条件研究

为了研究瓷支柱绝缘子污层干带产生的边界条件,建立了污层泄漏电流观测平台。通过对24~110 k V瓷支柱绝缘子污秽试验(固体层法)泄漏电流的频谱和雾室的温度、湿度参数测量和分析基础上,深入讨论了污秽试验中污层干带产生的边界条件。试验发现,通过4 000 Hz采样频率和频段的计算方法可减少频谱的偏频和泄漏问题;当初始湿度条件相近时(相对湿度55%~62%),干带产生前一刻的谐波畸变率在0.1733~0.3345,相同灰密下(1.0mg/cm~2),盐密同基波分量成正比;相同盐密下(0.1 mg/cm~2),灰密与雾室内绝对湿度(等同于污层水分交换速率)成正比,并给出了趋势曲线和拟合式。通过对污层频谱测量发现,污层中水分含量与泄漏电流相互制约,在干带产生边界前处于平衡中相互促进状态,谐波畸变率(THD)可灵敏地反映污层的水量。当干带产生和污层水量减少时,谐波畸变率(THD)迅速增高,泄漏电流频谱成波包形连续递减波形。