660MW超超临界机组低压加热器疏水系统优化

介绍了660 MW超超临界机组低压加热器疏水系统的配置方案,分析了低压加热器疏水系统配置疏水泵和采用逐级自流方式疏水时对汽轮机热耗的影响,热耗验收工况下采用疏水泵方案时汽轮机热耗下降约3kJ/(kW·h),推荐采用配置2台100%容量疏水泵的低压加热器疏水系统的优化方案;同时,采用最小年费用法比较了疏水泵定速和变频调速方案,变频调速方案年费用最小,较定速低加疏水泵方案年费用减少1.63×104元,疏水泵推荐采用变频调速方案。     

某600MW机组低压加热器疏水系统优化

针对某台N600-16.7/537/537型机组低压加热器疏水系统冷源损失及疏水不畅等问题,提出在5号或6号低压加热器疏水出口加装疏水泵的2种优化方案,并应用等效焓降法分析不同工况下各优化方案的热经济性。结果表明,在考虑疏水泵耗电条件下,5号低压加热器疏水出口加装疏水泵的热经济性优于6号。     

某循环流化床锅炉增设低温省煤器降低排烟温度的节能分析

对某循环流化床(CFB)锅炉增设低温省煤器降低排烟温度的节能效果进行了分析。计算结果表明,抽水温度和回水温度越高,低温省煤器的节能效果越好。从6号低压加热器出口抽水,并回水至除氧器的方案1发电效率最高,与未采用低温省煤器相比,发电效率可提高0.34%;从6号低压加热器出口和7号低压加热器出口处抽水,混合后经低温省煤器回水至除氧器入口的方案2较方案1的换热器面积减少约1 000m2,发电煤耗降低约2.2g/(kW.h)。经综合比较,采用方案2改造后锅炉排烟温度降低近30℃,发电煤耗降低了1.6g/(kW.h),节能效果显著。     

600MW机组低压加热器疏水不畅的处理

神华河北国华定洲发电有限责任公司一期工程2台600Mw机组自投产以来,6号低压加热器在机组负荷为450Mw以下时正常疏水不能实现全部逐级自流,造成疏水不畅的主要原因是疏水管道较长且弯头较多,导致流动阻力较大。通过管道阻力计算,提出了低压加热器疏水管道的改造方案,即改变管路走向,并减少弯头数量和缩短管道长度。该方案实施后彻底解决了低压加热器疏水不畅的问题,机组煤耗降低0．27g／kWh,节能效果明显。     

低压加热器加装疏水冷却器的试验研究

一、概述邢台电厂5号机系国产20万 kW 机组,1986年10月投入运行。其系统兆有4组低压加热器串联运行,其中2、3、4号低压加热器的疏水由2台疏水泵送入冷凝水管路,1号低压加热器单独由1台疏水泵送入冷凝水管路。管路系统示于图1。     

解决7号低压加热器疏水不畅的技术方案

300Mw、600MW亚临界超临界机组凝汽器的喉部,配置有组合式低压加热器,其中组合了热力系统中7号、8号低压加热器。7号低压加热器经常出现疏水不畅的问题,主要原因是7、8号低压加热器的汽侧压力之差较小,疏水接口相对位差大,疏水管系转角多,也使疏水阻力增加。现采用降低8号低乒加热器疏水进口管位置的措施,可有效改善7号低压加热器疏水不畅的情况,同时,也提高了低压加热器系统的运行性能。     

350MW机组加热器正常疏水不畅分析和处理

300 MW引进型机组7号低压加热器正常疏水不畅是一个共性问题,主要原因是7、8号低压加热器汽侧压差较小,疏水水位差较大,疏水管系阻力大.根据东方发电有限公司2台350 MW机组7号加热器的实际运行参数,用等效焓降法分析7号加热器正常疏水不畅对机组经济性的影响,并根据7号加热器正常疏水管路的实际布置情况进行改造,改造后...     

300MW机组低压加热器疏水不畅原因分析及治理

针对吉林省运行的300 MW机组存在的低压加热器疏水不畅问题,通过分析指出疏水管道布置不合理是造成疏水不畅的主要原因,经过重新核算低压加热器疏水管线的动力压差和动静阻力特性,根据核算结果对疏水管道进行了改造。对中电投浑江发电有限公司2号机和大唐辽源发电厂3、4号机进行核算,按照核算结果对管路改造后,低压加热器均恢复正常运行。     

低加疏水系统改造安全经济分析

1 概述 渭河电厂5、6号机组为哈尔滨汽轮机厂制造的引进型N300—16.7537/537亚临界、中间再热,凝汽式汽轮发电机组。汽机低压加热器疏水系统设计为逐级自流式,4台低压加热器均设置疏水冷却段,并装有低加危急疏水系统,确保机组在事故状态下疏水直接导入凝汽器。 自从5、6号机组投产以来,始终存在着低加疏水不畅的问题,主要是7号低加疏水难以导入8号低加,而是通过危急疏水系统直接导入凝汽器,造成了凝汽器热损失增加,使回热循环效率降低。经认真分析,7号低加     

220 MW机组低压加热器疏水不畅分析及改造

针对越南某电厂220 MW机组在启动调试阶段3号低压加热器疏水不畅的问题进行分析。在所采集实时运行数据的基础上,结合原设计参数及现场情况,通过对2、3号低压加热器疏水系统进行改造及对冷渣器冷却水量进行调整,消除了3号低压加热器疏水不畅问题。就冷渣器冷却水回水温度对3号低压加热器疏水的影响提出了解决办法。     

1000MW汽轮机缸效率能耗敏度分析

以东汽1 000 MW汽轮机为研究对象,采用汽轮机组定功率变工况计算方法,对汽轮机各汽缸效率在THA、70%THA、50%THA、40%THA滑压工况进行敏度分析,得到相应工况下各汽缸效率变化对汽轮机热耗率和机组发、供电煤耗率的影响规律。分析表明,缸效率的能耗敏度随缸效率变化基本呈线性关系;低压缸效率的能耗敏度最大,高压缸效率次之,中压缸效率较小;随机组负荷降低,高压缸效率的能耗敏度增加,中、低压缸效率的能耗敏度变化较小。在THA工况下低压缸效率下降1%,供电煤耗敏度绝对值增加1.246g/(kW h),相对值升高0.433%;高压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.44g/(kW h),相对值升高0.154%;中压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.352g/(kW h),相对值升高0.122%。分析结果可对同类型机组进行节能诊断,进而指导机组的优化运行。     

1000MW超超临界机组回热焓升分配及回热级数的探讨

为了在超超临界蒸汽参数下最大限度地获得热耗率的改善,回热焓升分配和给水回热级数要进行优化。对某1000MW超超临界机组TMCR工况计算发现,最末级温升高达51.1℃,与除氧器和其他3级低加的温升差别在2倍左右,偏离等温升最佳分配的原则较大。针对末级温升最大的情况,将整个低压缸抽汽口均后移1级,机组TMCR工况的热耗率可降低6.22kJ/(kW·h)。在低压缸第5级后增加1级抽汽口,给水加热的级数增加到9级,机组TMCR工况的热耗率可降低23.05kJ/(kW·h)。     

燃煤发电机组锅炉余热利用系统探讨

中国火力发电企业对煤耗的要求已经到了毫克必争的阶段。为了深度回收锅炉尾部烟气余热进而提升机组效率,对4种典型的燃煤机组锅炉尾部余热利用系统进行介绍。以某660 MW超超临界机组工程为例,采用等效焓降法,对3种余热利用系统的节能效果进行分析,结果表明：冷风加热器+空气预热器烟气旁路系统的节能效果最佳,其节约煤耗约3.7 g/（kW·h）。     

发电厂冷渣器冷却水回水接入点改造及经济性分析

北方联合电力有限责任公司蒙西发电厂2号300 MW循环流化床机组存在低压加热器凝结水温升过高、冷渣器循环效率低及凝结水流量过大等问题,主要原因是冷渣器回水接入点不合理。通过方案论证,对冷渣器冷却水回水接入点进行改造。改造后,低压加热器凝结水温升趋于设计值;汽轮机回热得到合理利用,汽轮机热耗由8680.97 kJ/kWh降至8382.5 kJ/kWh;供电煤耗由363 g/kWh降至359.8 g/kWh,提高了机组运行的经济性。同时通过凝结水泵电机变频改造等措施,解决了凝结水流量过大的问题。     

7号低压加热器正常疏水不畅原因与对策

300MW引进型机组7号低压加热器正常疏水不畅是一个共性问题,主要原因是7、8号低压加热器的汽侧压力之差较小,疏水水位差较大,疏水管系阻力大.在彭城电厂300MW机组工程设计中,对一期工程调整了加热器疏水接口位置,减小了疏水水位差;二期工程用旋转式可调球阀代替阀芯升降式直通型疏水调节阀,并取消2侧的检修隔离阀,减少了疏水管道的阻力,机组在大负荷范围内运行时,7号低压加热器能正常疏水.     

某超超临界600MW机组增加低加疏水泵后等效热降计算

“等效热降法是基于热力学的热功转换原理,考虑到设备质量、热力系统结构和参数的特点,经过严密地理论推演,导出几个热力分析参量Hj和ηj等,用以研究热工转换及能量利用程度的一种方法。[1]”通过采用该方法,计算了某超超临界600MW汽轮机组新蒸汽的等效热降、各抽汽的抽汽等效热降和抽汽效率等参数,并在此基础上,分析了增加低加疏水泵后对机组能耗的影响。该计算结果对于机组是否增加低加疏水泵,建立了基础性的参考依据。     

汽轮机通流效率与机组热耗率关系的计算

建立汽轮机组变工况热力计算程序,并给出各缸效率与热耗率关系的数学模型,对上海汽轮机厂600 MW超临界汽轮机进行热力计算,分析通流性能变化与热耗率的关系。计算结果显示:级组效率变化与热耗率及本缸效率变化量成线性关系;级组承担功率越大、越靠近排汽端,则级组效率变化对热耗率与本缸效率的影响越大;低压缸效率改变对热耗率的影响最大,高压缸其次,中压缸最低;基于数学模型的计算结果与变工况热力计算基本一致,表明该数学模型计算精度很高。     

1036MW汽轮机高压调节阀配汽优化试验

针对超超临界1 036MW汽轮机高压主汽调节阀在启动和低负荷阶段采用单阀配汽模式,在高负荷下过渡到顺序阀配汽模式、部分负荷经济性较差的情况,对该类型机组的不同配汽方案在安全运行和经济性两方面进行了分析和试验验证。试验结果表明:优化后的配汽方案可使机组的供电煤耗降低0.3~3.9g/(kW·h),对节能降耗具有十分重要的意义。     

330 MW机组2号低加温升低原因分析及处理

针对蒙达发电公司2号低加温升低的情况,对低加系统进行分析,发现低加疏水泵出口再循环管弯头处有沙眼漏空气,致使2号低加汽侧积有大量不凝结气体。经处理,2号低加正常投入运行。