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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.
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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 …
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.
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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 …
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.
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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 …
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.
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Schmieröllackentfernungssystem | Stromerzeugung | Pall Corporation

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 …
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.
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Stromerzeugungsunternehmen verbessert Start- und Abschaltverfahren durch Eliminieren von „Lack“ aus dem Steuerungssystem

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.
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