分析补水率偏高的原因以及对其进行改造的技术 - 文章

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

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)

(投稿) (如果您是本文作者，请点击此处) (2008-2-13，阅读551次)

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