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分析补水率偏高的原因以及对其进行改造的技术
作者:中电国华电力有限公司 靖长财
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发电站设备展厅
电力锅炉, 汽轮机, 水轮机, 燃气轮机, 核电设备...
摘 要:分析了三河发电厂350 MW机组补水率偏高 的原因,并采取了相应的措施,达到了预期效果,有效提高了机组运行的经济性。
关键词:补水率;疏水;吹灰;连续排污;节约用水


机组补水率是指补入锅炉汽轮机设备及其热力系统并参与汽、水系统循环和其它生产用 除盐水的补充水总量占计算期内锅炉实际总蒸发量的比例。降低补水量或减少热力系统水、 汽消耗,可以降低补水率,节约水资源。下面以三河发电厂为例加以分析。

1 概述

三河发电厂一期工程安装2台350MW日本三菱机组。汽轮机型号为TC2F-40.5,系单轴、亚 临 界、双缸、双排汽、反动式、单背压凝汽式。配有40%两级串联旁路系统,给水系统设置为 正常运行2台50%容量的汽动给水泵和1台50%容量启动或备用的电动给水泵,汽轮机有8段 抽汽供给回热系统,分别供给3台高加、1台除氧器和4台低加。锅炉型号为MB-FRR,系亚 临界、强制循环、汽包燃煤炉,额定蒸发量1175t/h。该炉为单炉膛、Π型布置、一次中 间再热、平衡通风、钢架炉,半露天布置、固态排渣。锅炉配有3台炉水泵,2台运行和1台 备用。锅炉过热汽温采用两级喷水减温调节,再热汽温采用摆动燃烧器调节。#1、#2 机组分别于2000-03-01和2000-05-15投入商业运行。机炉厂 房采用汽暖,以保证冬季机组厂房内温度在规定范围内。锅炉设计为蒸汽吹灰,吹灰部位为 水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器,以防止“四管”结渣或积灰。由于煤种改变 、神华煤灰熔点低等问题,锅炉易积灰,因而增加吹灰次数。机组因设计问题补水率偏高 ,超过设计值(1.5%)。

2 补水率偏高的原因分析

经分析,确定机组补水率偏大的原因有:部分疏水没有回收或回收不及时,如锅炉暖风 器疏水和家属区热水加热器疏水;补水率流量计有时卡涩不准;锅炉和汽机厂房汽暖疏水没 有回收;非生产用汽没有计量;锅炉吹灰器疏水没有回收;外围输煤和除灰等边远部位疏水 没有回收;阀门和设备存在泄漏等。

根据上述分析,进行了以下试验,以进一步查找补水率偏高的原因。

a.机组不明泄漏流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、不带厂用蒸汽、停止锅炉吹 灰、停止锅炉排污时,#1、#2机组不明泄漏率分别为0.499%和0.288%,证明系统运 行状态良好。

b.#1锅炉连续排污流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、不带厂用蒸汽、停止锅 炉吹灰、投入锅炉排污(开度5%,接近机组运行时的开度)时,机组的补水率因锅炉排污增 加0.274 7%。
c.#2炉厂用蒸汽流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、停止锅炉吹灰、投入锅炉污时,带全厂厂用蒸汽,机组的补水率因带全厂厂用汽增加1.753%。

d.#2吹灰器耗用汽流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、投入锅炉 吹灰、投入锅炉排污(开度5%)、带全厂厂用蒸汽时,机组的补水率因锅炉 吹灰投入增加0.986%。

通过以上试验查清了机组各项汽水损失,确定补水率偏高的主要原因是锅炉吹灰器用汽 疏水没有回收,为机组改造提供了依据。

3 采取的对策

3.1 疏水及时回收

家属区热水加热器疏水回收,日平均回收0.5t/h;锅炉暖风器疏水,在机组启动过程中加 强运行分析和调节,水质化验合格后及时回收;对汽机和锅炉厂房汽暖疏水进行改造,将原 来疏水直接排到凝汽器和地沟,增加一路到低位水箱(有水封)再排到凝汽器,防止对真空 造成影响。

3.2 控制用汽流量

厂房汽暖根据温度及时调节,减少用汽量;非生产用汽安装计量装置,将原 来机械式流量计改为超声波流量计,精度0.5%,提高计算准确性。

3.3 锅炉吹灰器疏水回收

锅炉设计为蒸汽吹灰,汽源来自主蒸汽,压力为17.1MPa,温度为541 ℃。锅炉吹灰器设计 暖管时间20min,一般每班吹灰1次,每天吹灰3次,吹灰压力2.35~2.7MPa,温度330 ℃。锅炉吹灰器设计为程序吹灰,对“四管”从炉膛开始到尾部空预器,也 可以选择性吹灰。吹灰器疏水管道设计仅一路进入定期排污扩容器,疏水没有回收,造成工 质损失,补水率增加,经济性下降。为此进行技术改进,在保持原来排放到定期排污扩容 器的基础上再增加一路到锅炉连续排污扩容器,机组启动时排到定期排污扩容器,在机组正 常运行时排到连续排污扩容器,并要求连续排污扩容器保持水位。具体措施是:在原来至定 期排污扩容器疏水管道(φ65mm)上加装截止阀(Dg80、Pg64),新增加 一路至锅炉连 续排污扩容器管道(直径89mm,壁厚4mm),并且加装截止阀(Dg80、Pg64)和逆止阀(D g80、Pg64)。

4 改进后效果

4.1 降低供电煤耗率

#1、#2机组经过运行调整、技术改进后,机组补水率下降0.77%,补水率达 到了1.3% 左右,低于设计值(1.5%),节省了热量。按照补水率下降1%、煤耗率下降1.5g/kW·h、 标准 煤260元/t、全年2台机组发电量36亿kW·h计算,机组由于补水率下降而节省费用为:0.77×1.5×10-6×260×36×108=108.1(万元)。

4.2 增加机组功率

锅炉吹灰器回收疏水到连续排污扩容器,扩容产生的蒸汽到除氧器,排挤了部分除氧器从汽 轮机的抽汽量,排挤的蒸汽到汽轮机低压部分继续做功,增加了机组的功率。锅炉吹灰器疏 水到连续排污扩容产生蒸汽流量,按照扩容系数50%、锅炉平均负荷为70%计算,扩容产生的蒸汽流量为:1175×70%×0.968%×50%=3.98(t/h),排挤的除氧器蒸汽按照发电1/3、吹灰器 疏 水每天按照回收1h计算,增加发电量为:350000/1175×3.98×1/3=395(kW·h)。全年2 台 机组按照320d运行、利润0.12元/kW·h计算,增加发电量创造利润折合人民币为:2×320 ×395×0.12=3.03(万元)。

4.3 节约水资源

2台机组补水率下降0.77%,按照平均70%锅炉负荷和水价0.3 元/t计算,年节省水量折合人 民币为:2×320×24×1175×70%×0.77%×0.3=2.9(万元)。

4.4 投入产出比高

改造投资费用仅用了3万元,实际年效益为:108.1+3.03+2.9=114.03(万元),投入产出比为 :114.03/3=38.01。

5 结束语

经过运行调节和技术改进后,补水率明显下降,收到了很好的效果,尤其是锅炉吹灰器疏水 回收到连续排污扩容器,最终到除氧器,不仅回收了工质,而且回收了热量,减少了除氧器 用汽流量,提高了汽轮机经济性。但外围输煤和除灰系统汽暖疏水没有回收,这有待于进一 步研究。(end)
文章内容仅供参考 (投稿) (如果您是本文作者,请点击此处) (2/13/2008)
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