低压加热器温升不足对机组经济性影响的分析

低压加热器凝结水温升不足带有普遍性。针对NC25型供热机组低加凝结水温升不足的问题，从作功不足、真空变化、排汽损失等方面对机组热经济性的影响进行定量分析，为给水回热系统节能改造提供依据。     

低压加热器运行缺陷对经济性影响的计算及其分析

针对某电厂引进型300MW机组的低压加热器凝结水温升不足的问题，用等效热降理论进行了计算，得出了其对电厂经济性的影响，并初步分析了其可能的原因。     

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。     

低压加热器疏水系统改进及经济性分析

某电厂150 MW汽轮机组低压加热器(低加)疏水系统由于设计缺陷,如2号低加低负荷满水、低加凝结水温升小、六段抽汽管道振动、低加疏水泵出力不足等,对机组运行的经济性和可靠性造成了较大影响.通过对存在问题的分析并采取有效的改进措施,使得低加疏水系统在较好的方式下运行,机组运行的经济性和安全性大为提高.     

邹县发电厂4号机1号、2号低加凝结水温升过低的原因及对策

针对邹县电厂 4号机组 1号、2号低压加热器凝结水温升过低的问题 ,详细分析了其温升过低的原因 ,并给出了具体改造方案 ,取得了明显的经济效益     

发电厂冷端优化的几个问题

发电厂冷端包括汽轮机的低压缸、凝汽器、凝结水泵、最初一级低压加热器和凝汽器的冷却水系统,它们都与汽轮机的设计水温和排汽压力有密切关系。过去,我们学习苏联模式,强调标准化,每种机组所配的低压缸、凝汽器、凝结水泵和低压加热器只有一种,在机械、水电两部组织审查汽轮机定型设计时确定。只有冷却水系统     

丰镇发电厂2号机抽空气系统改造

丰镇发电厂２号机为国产２００ＭＷ机组,投产以来大修关后进行的全面性热力试验数据表明,各机组你匣凝结水温升普遍低于设计值,造成了给水温度氏。在１９９８年２号机组大修中,采用各自独立的抽空气系统布置方式,保证各台加热器抽出的气汽混合行不互相排挤,直达凝汽器,提高了加热器换热效率。     

330MW机组高压加热器水室隔板的改造

华电国际公司山东十里泉发电厂6号机组高压加热器水室内部分隔板、导流板等冲刷损坏严重,平均每年泄漏2次左右,5号高压加热器堵管率已达到5.2%,致使高压加热器给水温升偏低,给水温度达不到额定值,机组热经济性能降低,严重影响了机组的安全经济运行.5号高压加热器经过隔板改造后,泄漏问题得到了彻底解决,给水温升提高了10℃,达到了预期效果,取得了良好的经济效益.     

1000MW机组低压加热器疏水系统的优化配置

4种方案的比较表明,1 000 MW超超临界汽轮机低压加热器疏水系统的优化配置方案是:6号低压加热器设疏水泵、7号和8号低压加热器设内置式疏水冷却段。在T-MCR工况下,这种设置的机组比低压加热器疏水逐级自流设置的机组可多发电约472 kW,加上优化方案使凝结水泵减少的电耗100 kW,机组可多发电约572kW。在年供电量相同的情况下,1台机组年节省标准煤约840。t     

菏泽电厂NLT350-400×6型凝结泵节能改造

国电菏泽发电厂二期工程安装2台300 MW凝汽式机组,每台机组的凝结水系统配有2台NLT350-400×6型凝结泵.该泵为筒袋型立式6级离心泵,首级叶轮为双吸结构,并带前置诱导轮,第2至第6级叶轮为标准级单吸叶轮.凝结水经凝结泵升压后首先至化学精处理装置,然后经轴封加热器、除氧器水位调节门、7,8号低压加热器、5,6号低压加热器进入除氧器.机组满负荷运行时,因凝结泵扬程有富裕,除氧器上水主调节门开度较小,存在较大的节流损失,因此进行节能改造是很有必要的.