60.000 $ Einsparungen in nur acht Monaten
Ein 775 MW Kombikraftwerk im Nordosten der USA hatte mit vorzeitigem Verstopfen der mit Harz vorbeschichteten, rückspülbaren Kondensatfilterelemente mit feinem Harz und Verunreinigungen zu kämpfen. Im Kraftwerk war ein erfahrenes Team gefragt, das die Kontamination bei der Inbetriebnahme verhindern konnte. Nach sorgfältiger Überlegung wurde Pall für das Projekt ausgewählt. Pall verfügt über einen internationalen Kundenstamm und einen guten Ruf für innovative Lösungen in der Branche für Kraftwerke und Versorgungsunternehmen. Nach der aufmerksamen Untersuchung des Szenarios setzte Pall seinen Plan in die Tat um.
Filterelemente der Hydro-Guard® CoLD R-Serie
Hydro-Guard CoLD R-Filterelemente werden mit dem Faserherstellungsverfahren CoLD Melt™ gefertigt. Dieses Verfahren ermöglicht die Schaffung mehrerer Filtrationszonen innerhalb eines einzigen Filterelements. Das Mehrzonen-Design mit rückwärts abgestufter Porendichte bietet Kunden eine gleichmäßige Vorbeschichtung, effiziente Rückspülbarkeit und eine lange Filterlebensdauer. Viele Kraftwerke auf der ganzen Welt haben zugunsten einer verbesserten Polierfiltration des Kondensats von der Wickelfiltertechnologie auf Hydro-Guard CoLD R-Produkte umgestellt.
Kernkraftwerke
Erfüllen der heutigen strengen Vorschriften und Senken der Gesamtbetriebskosten
Finden wir gemeinsam die richtige Lösung.
Lassen Sie uns zusammenarbeiten. Wir möchten Sie mit unseren innovativen Filtrationslösungen unterstützen. Kontaktieren Sie unsere sachkundigen Experten und erfahren Sie, wie wir Ihnen behilflich sein können. Wir freuen uns darauf, Ihnen schon bald zu helfen.
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Kohlemühle
Untersuchungen in der Stromerzeugungsindustrie haben deutlichen Verbesserungsbedarf bei der Zuverlässigkeit von Kohlemühlen gezeigt. Das amerikanische Electric Power Research Institute (EPRI), das zur elektrischen Energieversorgung forscht, stellte fest, dass im Schnitt 1 % der Anlagenverfügbarkeit durch Probleme im Zusammenhang mit Kohlemühlen verloren geht.1 Außerdem konnten Ölverschmutzung und übermäßige Leckagen als zwei Bereiche ausgemacht werden, in denen Ausfälle des Antriebsstrangs von Kohlemühlen für 53 % der Probleme mit Kohlemühlen verantwortlich sind.
Untersuchungen in der Stromerzeugungsindustrie haben deutlichen Verbesserungsbedarf bei der Zuverlässigkeit von Kohlemühlen gezeigt. Das amerikanische Electric Power Research Institute (EPRI), das zur elektrischen Energieversorgung forscht, stellte fest, dass im Schnitt 1 % der Anlagenverfügbarkeit durch Probleme im Zusammenhang mit Kohlemühlen verloren geht.1 Außerdem konnten Ölverschmutzung und übermäßige Leckagen als zwei Bereiche ausgemacht werden, in denen Ausfälle des Antriebsstrangs von Kohlemühlen für 53 % der Probleme mit Kohlemühlen verantwortlich sind.
Hydroelektrische Turbinen
Hydroelektrische Turbinen machen ca. 17 % der gesamten Stromerzeugung in den USA und Kanada aus. Laut Bericht zu den verfügbaren Erzeugungskapazitäten des NERC (North American Electric Reliability Council) zählen Ausfälle der Stauklappenmechanik, des Turbinenreglers, der Generatorlager und des Schmierstoffsystems zu den 25 häufigsten Ursachen geplanter und ungeplanter Ausfälle und reduzierter Leistung von hydroelektrischen Turbinen. Das ist eine tolle Chance für die Anwendung hochmoderner Filtration, um die Zuverlässigkeit und die Verfügbarkeit der hydroelektrischen Turbinen zu verbessern.
Hydroelektrische Turbinen machen ca. 17 % der gesamten Stromerzeugung in den USA und Kanada aus. Laut Bericht zu den verfügbaren Erzeugungskapazitäten des NERC (North American Electric Reliability Council) zählen Ausfälle der Stauklappenmechanik, des Turbinenreglers, der Generatorlager und des Schmierstoffsystems zu den 25 häufigsten Ursachen geplanter und ungeplanter Ausfälle und reduzierter Leistung von hydroelektrischen Turbinen. Das ist eine tolle Chance für die Anwendung hochmoderner Filtration, um die Zuverlässigkeit und die Verfügbarkeit der hydroelektrischen Turbinen zu verbessern.
Pall Aria™ Mikrofiltrationssystem
Ein größeres nordamerikanisches Kraftwerk nutzt konventionelle Wasserenthärtung und Entmineralisierung zum Erreichen hoher Wasserqualität für den Kesselbetrieb. Dieses große Kohlekraftwerk besteht aus drei verschiedenen Kohlekraftwerkseinheiten. Die Einheiten haben jeweils ca. 600 MW Kapazität und wurden ursprünglich für den Betrieb mit bitumenhaltiger Kohle mit hohem Schwefelgehalt konzipiert. Das konventionelle System nutzt Koagulationsmittel, Kalkstein, Säuren und Basen in großen Mengen für die Produktion von entmineralisiertem Wasser. Die Pall Corporation und das Kraftwerkspersonal haben zusammen ein integriertes, membranbasiertes System entwickelt, um qualitativ hochwertiges Permeatwasser zu produzieren und die Betriebszeiten des Ionenaustauschers zu maximieren.
Ein größeres nordamerikanisches Kraftwerk nutzt konventionelle Wasserenthärtung und Entmineralisierung zum Erreichen hoher Wasserqualität für den Kesselbetrieb. Dieses große Kohlekraftwerk besteht aus drei verschiedenen Kohlekraftwerkseinheiten. Die Einheiten haben jeweils ca. 600 MW Kapazität und wurden ursprünglich für den Betrieb mit bitumenhaltiger Kohle mit hohem Schwefelgehalt konzipiert. Das konventionelle System nutzt Koagulationsmittel, Kalkstein, Säuren und Basen in großen Mengen für die Produktion von entmineralisiertem Wasser. Die Pall Corporation und das Kraftwerkspersonal haben zusammen ein integriertes, membranbasiertes System entwickelt, um qualitativ hochwertiges Permeatwasser zu produzieren und die Betriebszeiten des Ionenaustauschers zu maximieren.
Ultipleat mit hohem Durchfluss – Erfolgsgeschichte
Ein großes Kraftwerk im Mittleren Westen der USA hatte mit deutlichen Verlusten bei der Stromerzeugungskapazität zu kämpfen. Ablagerungen von Kupfer in den Turbinenschaufeln sorgten für einen durchschnittlichen Verlust von 27.000 MWh pro Jahr. Die Kupferablagerungen und die damit verbundene Unwucht der Turbinenschaufeln zwang das Kraftwerk zum Betrieb mit einer verringerten Turbinendrehzahl. Zum Ende des zwölfmonatigen Befeuerungszyklus nahm die Kapazität des Kraftwerks um 30 MW ab, was durchschnittlich zu 30.000 $ pro Tag an Umsatzeinbußen bei der Erzeugung führte.
Ein großes Kraftwerk im Mittleren Westen der USA hatte mit deutlichen Verlusten bei der Stromerzeugungskapazität zu kämpfen. Ablagerungen von Kupfer in den Turbinenschaufeln sorgten für einen durchschnittlichen Verlust von 27.000 MWh pro Jahr. Die Kupferablagerungen und die damit verbundene Unwucht der Turbinenschaufeln zwang das Kraftwerk zum Betrieb mit einer verringerten Turbinendrehzahl. Zum Ende des zwölfmonatigen Befeuerungszyklus nahm die Kapazität des Kraftwerks um 30 MW ab, was durchschnittlich zu 30.000 $ pro Tag an Umsatzeinbußen bei der Erzeugung führte.
System zur Entfernung von Schmierölverlackung
Das Stromerzeugungsunternehmen mit Sitz in Colorado, USA, das eine GE Frame 7A Gasturbine in einem einfachen Zyklus betrieb, erkannte während einer Routineüberwachung des Turbinenschmiersystems die stetige Zunahme von Verlackung kritischer Systemkomponenten im Schmieröl. Das Turbinenschmiersystem mit einer Kapazität von 6.200 Litern, in dem ExxonMobil TerresticTM ISO 32 Schmieröl zum Einsatz kam, war ungefähr 48.000 Stunden über einen Zeitraum von 7 Jahren in Betrieb und wurde von einer Filtration der Rücklaufleitung eines unbekannten Herstellers mit einer Nennfilterleistung von 5 µm geschützt.
Das Stromerzeugungsunternehmen mit Sitz in Colorado, USA, das eine GE Frame 7A Gasturbine in einem einfachen Zyklus betrieb, erkannte während einer Routineüberwachung des Turbinenschmiersystems die stetige Zunahme von Verlackung kritischer Systemkomponenten im Schmieröl. Das Turbinenschmiersystem mit einer Kapazität von 6.200 Litern, in dem ExxonMobil TerresticTM ISO 32 Schmieröl zum Einsatz kam, war ungefähr 48.000 Stunden über einen Zeitraum von 7 Jahren in Betrieb und wurde von einer Filtration der Rücklaufleitung eines unbekannten Herstellers mit einer Nennfilterleistung von 5 µm geschützt.
\VRF-System zur Varnish-Entfernung
Ein Stromerzeugungsunternehmen in British Columbia, Kanada, das eine GT24B 250MW Gasturbine von Alstom im GuD-Kombizyklus betrieb, hatte im Modulationsbetrieb für verschiedene Steuerfunktionen bei der Inbetriebnahme und Abschaltung der Turbine mit Haftreibung an den Servoventilen zu kämpfen.
Ein Stromerzeugungsunternehmen in British Columbia, Kanada, das eine GT24B 250MW Gasturbine von Alstom im GuD-Kombizyklus betrieb, hatte im Modulationsbetrieb für verschiedene Steuerfunktionen bei der Inbetriebnahme und Abschaltung der Turbine mit Haftreibung an den Servoventilen zu kämpfen.
