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

欢迎访问e展厅 展厅 1 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)

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