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135MW 机组运行中影响凝汽器真空原因分析
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设备优化改造 - 403 - 135MW 机组运行中影响凝汽器真空原因分析 青海益和检修安装有限公司,王文强 一、前言 汽轮机排汽在凝汽器中的凝结放热损失是单元 制发电机组各项损失中比例最大的一项损失,对于 机方运行人员来讲,提高机组运行效率,应该将重 点放在如何减少凝汽设备内的冷源损失上来。提高 凝汽器真空可以增加汽轮机级内可用焓降,减少凝 汽损失,提高循环效率。本文针对某电厂两台机组 现设备系统运行状况,对影响机组凝汽器真空的原因 分析、探讨对提高机组运行的经济性有一定的促进作用。 二、设备概况 某电厂安装有两台 N135-13.2/535/535 型火力 发电汽轮机组,低压缸排汽采用凝汽器进行冷却, 两台机组配备凝汽器型号: N7500-5; 冷却面积 7500m 2; 冷却水流量 19000t/h。两台机组各配两台真空泵型 号:2BEI253-0MY4;每台真空泵运行抽吸干空气量 ≥37kg/h。同时两台机共配一座 4000 m 2的自然通风 冷却塔。 两台机共配 4 台循环泵; 型号: RD1800-740AI; 扬程 18mH2O;流量 11340 t/h;额定电流 92.9A。循 环水系统可实现单母管及并母管运行。 三、存在的问题 自机组运行以来一直存在真空度过低,排气温 度过高的问题,通过更换低压缸两端汽封机组真空 度、排气温度有一定的改善,但没有根本性解决存 在的问题,近几个月设备问题有显著恶化趋势,以 下列表中数据为机组在两机一塔两台循环泵运行方 式下的统计数据(数据来源为运行小指标报表) : 表一 2016 年 4 月份 平均负荷排汽温度凝结水温度真空度端差循环水进水温度 循环水出水温度循环水温升过冷度 #1 机105MW35.83℃35.35℃94.42%7.29℃17.04℃28.54℃11.5℃0.48℃ #2 机104MW35.79℃35.76℃94.21%4.63℃19.17℃31.16℃12℃0.03℃ 表二 2016 年 5 月份 平均负荷排汽温度凝结水温度真空度端差循环水进水温度循环水出水温度循环水温升过冷度 #1 机108MW37.25℃37.12℃93.86% 6.25℃18.96℃31℃12℃0.13℃ #2 机106MW38.44℃38.5℃93.15% 4.17℃21.37℃34.27℃12.9℃-0.06℃ 表三 2016 年 6 月份 平均负荷排汽温度凝结水温度真空度端差循环水进水温度循环水出水温度循环水温升过冷度 #1 机129.6MW41.65℃41.71℃92.05% 5.38℃21.63℃36.27℃14.64℃-0.06℃ #2 机127.9MW45.63℃46.03℃89.78% 5.76℃24.17℃39.87℃15.7℃-0.4℃ 表四 2016 年 7 月 12 日 平均负荷排汽温度凝结水温度真空度 端差循环水进水温度循环水出水温度循环水温升过冷度 #1 机105MW40℃40℃91%4℃24℃36℃12℃0℃ #2 机105MW47℃48℃88.8%5℃27℃42℃15℃-1℃

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