国产200MW机组给水温度低的原因分析及处理.pdf

第3 3卷 第4期 2 0 1 1 年 4月 华 电技 术 Hu a di a n Te c hn o l o g y Vo l _ 3 3 No 4 Ap r 2 01 1 国产 2 0 0 MW 机组给水温度低 的原 因 分 析及 处 理 中中勇， 贾公礼， 臧骁 ( 黑龙江华 电富拉尔 基发 电有 限公 司， 黑龙 江 齐齐哈尔1 6 1 0 4 1 ) 摘要： 给水温度是火力发电厂中一项重要的经济指标， 它的高低直接影响煤耗率， 并最终表现在火电厂的供电成本上。 通过对高压加热器 、 低压加热器及管道、 阀门结构、 运行特性和保温情况的分析 ， 找出了影响给水温度的因素， 确定了提 高给水温度的措施， 通过不断完善相关措施可进一步提高机组运行的经济效益。 关键词： 给水温度； 负荷； 煤耗率 ； 措施 中图分类号 ： T K 2 2 3 5 文献标 志码 ： B 文章编号 ： 1 6 7 41 9 5 1 ( 2 0 1 1 ) 0 4 0 0 5 2 0 3 1 现状分析 目前， 黑龙江华电 富拉尔基发 电有 限公 司( 以 下简称富电公司) 装有 6台 2 0 0MW 汽轮机组 ，I 期 3台机组型号为 N 2 0 01 2 7 5 5 3 5 5 3 53 4 ， I I 期 3 台机组型号为 5 2 0 01 2 7 5 5 3 5 5 3 55 5 。I 期机 组 的设计 给水温度是 2 4 0 ， I I 期是 2 4 6 。从投产 至今 ， 6台机组的给水温度都达不到厂家设计值 ， 但 I 期机组普遍好 于 I I 期。 为了提高机组经济性 ， 改善机组运行状况 ， 富电 公司于 1 9 9 1 年 8月 、 1 9 9 2年 9月 和 1 9 9 3年 7月先 后完成了 2 ， 3 ， 1 机组 的低压通流改造 ； 于 1 9 9 6 年 9月、 1 9 9 7年 9月 和 1 9 9 8年 1 0月先后 完成 了 4 ， 5 ， 6机组 的现代 化增 容改造 ( 三缸 通 流改 造) 。改造后机组经济性有所提高 ， I I 期机组铭牌出 力达到 2 2 0 MW， 但给水温度偏低的问题仍未得到有 效解决。尤其是 I I 期 的 3台机组 ， 在通流改造后各 抽汽点的温度和压力均 比改造前要高 ， 但并未使给 水温度得到提高。2 0 0 9年 1 1 0月 1 6机组给 水温度统计数据见表 1 。 2 原 因分 析 从汽轮机乏汽进入凝汽器 ， 至给水由高压加热 器出口送入锅炉 ， 要经历以下流程 ： 凝汽器一凝结水 泵一低压加热器一除氧器一给水泵一高压加热器一 锅炉 ， 其 中的每个环节都会对给水温度产生影响。 2 1 机组负荷的影响 由于受电网负荷影响 ， 富电公 司机组长期处于 低负荷运行状态 ， 主蒸汽、 再热蒸汽压力 、 温度均低 于额定值 。 特别是 I I 期 3台机组 ， 改造后额定 出力 收稿 日期 ： 2 0 1 0 0 91 9 表 1 2 0 0 9年 1 1 O月 1一 6机组给水 温度统计o C 注 ： 数据取 自富电公 司计划部统计报表。 为 2 2 0 MW， 而各机组 的年平均 负荷 只有 1 5 01 6 0 MW。整个 回热循 环系统的热效 率降低 ， 使给水温 度偏离设计 值。2 0 0 9年 1 1 0月 1 6机组负荷 统计见表 2 。 表 2 2 0 0 9年 1 一l 0月 1 6机 组负荷统计M W 注 ： 数据取 自富电公 司计划部统计报表。 2 2凝结水 过冷 度的影 响 凝结水 出现过冷却使凝结水本身 的热量额外 地 被循环冷却水带走 ， 降低 了送入除氧器 的凝结水 第4期 申中勇， 等： 国产 2 0 0 MW 机组给水温度低的原 因分析及处理 5 3 注 ： 数据取 自富电公 司运行部月统计报表。 2 3 低压 加热 器的 影响 ( 1 ) 由于机组负荷低 ， 各抽汽点的抽汽压力 、 温 度均低于设计值 ， 低压加热器不能达到其额定出力 ， 造成低压加热器 出口的凝结水温度偏低。 ( 2 ) 低压加热器 自投产以来一直未做过更换或 改造 ， 换热管表面结垢严重且堵管数量多。对于换 热管水侧 ， 可做化学清洗 除垢 ， 但 因汽侧不具备条 件 ， 从未进行过清洗 ， 导致整个低压加热器 的换热效 率降低 ， 影响换热效果 。 ( 3 ) I I 期机组在进行通流改造时没有设计 与机 组容量相配套 的低压加热器 ， 使低压加热器不 能满 足机组额定负荷下 的出力要求。 ( 4 ) 2 0 0 MW 机组原设计 1低压加热器的疏水 导至凝汽器 ， I I 期 N 2 0 01 2 7 5 5 3 5 5 3 55 5型机 组为提高热经济性 ， 设计 1台疏水泵将疏水打至 1 低压加热器出口凝结水管路 ， 回收这部分疏水热量。 但因种种原因， 该疏水泵长期 以来一直未投入运行 ， 1低压加热器 的疏水 直接排 至凝 汽器 ， 致使热 量 损失 。 2 4高压加热器的影响 在对给水温度产生影 响的因素中， 高压加热器 的影响最为显著 ， 下面对高压加热器 的现状和影 响 进行分析。 ( 1 ) 受机组低 负荷影 响 ， 一级抽汽 、 二级抽汽 、 三级抽汽( 仅 I期) 的抽 汽温度和压力均低于额定 值 ， 使高压加热器在非额定工况下运行 ， 影响低压加 热器的效率及 出力 。即使在机组满负荷运行 的情况 下， 由于 I I 期机组原抽汽 口是 以 2 0 0 Mw 额定 出力 设计的， 抽汽量在给水流量增加的情况下不能满足 充分加热给水的要求 ， 使高压加热器温升不足 ， 导致 高压加热器出口给水温度低于设计值。 ( 2 ) I I 期机组通流改造后并未重新核算和设计 与机组改造后容量相配套的高压加热器 ， 原高压加 热器的结构和换热管的换热面积不能满足机组扩容 后对给水加热的要求 ， 使给水在高压加热器 内无法 加热到设计温度 。 ( 3 ) 长期 的连续运行使高压加热器的换热管表 面结垢严重， 增大了端差 ， 降低 了换热系数 ， 恶化了 传热效果。 5机组高压加热器换热管水侧 曾经做过 酸洗 ， 但效果并不理想 ， 并且 酸洗 对管壁产生 了腐 蚀 ， 使换热管产生泄漏的频率和次数增加。而汽侧 结垢因不具备条件而从未做过清洗。高压加热器内 堵管数增多， 不但减少了换热面积 ， 而且使管内给水 流速加快 ， 恶化了传热效果 ， 当堵管数超过整个管数 的 1 0 时 ， 应考虑重新更换管系。 ( 4 ) 高压加热器给水入 口联成 阀漏流大。 由于 高压加热器人 口联 成阀密封砣采用填料密封 ， 经长 期运行 ， 填料受冲刷损坏造成密封不严 ， 使部分给水 未流经高压加热器而走旁路直接进入锅炉 。 ( 5 ) 高压加热器系统中的给水大旁路 电动门是 在高压加热器水侧未投运前 ， 为保证 向锅炉供水 的 需要 ， 让给水流经大旁路 电动 门而不通过高压加热 器水侧。如果高压加热器大旁路电动门下限行程未 调试好或阀门严密性差 ， 会导致部分给水短走大旁 路 ， 从而影响给水温度。 ( 6 ) 抽气阀门未开足产生节流 ， 使进 入高压加 热器的抽汽量减少。部分机组高压加热器系统疏水 冷却器未投入运行。高压加热器水室挡板不严有漏 流， 给水短路未得到加热。高压加热器危急放水门、 安全门漏流 ， 产生热量损失 。高压加热器疏水调节 阀失灵 ， 使高压加 热器疏水水位过高， 浸没换热管 ， 影响传热。汽侧空气管设计不合理或流程 阻力大 ， 使汽侧壳内空气不能及时排出， 影响换热效果 ， 这些 因素都会降低给水温度 。 2 5 其他因素的影响 管道 、 阀门 、 容 器保温不完 善 ， 存 在散热损 失。 检修质量不高 ， 回热系统出现 内漏或外漏， 影响高、 低压加热器的正常投入。 3 改善措施 3 1 目前已经实施的改善措施 ( 1 ) 针对凝结水过 冷度大的问题 ， 主要采取 以 下措施 ： 定期或利用停机机会进行真空系统严 密性 试验 ， 及时消除泄漏 ； 对真空系统可能漏人空气的部 位加强监视与调整 ， 保持较高的真空度； 消除影响端 差的因素 ， 维持端差在正常范围内； 保证凝汽器水位 计灵活可靠 ， 避免出现凝结水淹没铜管的现象。 磬 5 4 华 电技 术 第3 3卷 ( 2 ) 定期 检查高压 加热器入 口联成 阀密封填 料 ， 有计划地更换高压加热器入 口联成阀密封填料 ， 减少给水漏流。 ( 3 ) 利用检修机会检查抽汽系统 阀门， 保证 阀 门开启到位 ， 避免阀门节流减少加热器进汽量； 检查 高、 低压加热器系统各阀门， 特别是高压加热器给水 大旁路电动门应保证关闭严密无漏流； 检查高、 低压 加热器疏水调节阀灵活好用 ， 避免高 、 低压加热器疏 水出现无水运行状态 ； 控制好高、 低压加热器空气门 开度 ， 避免加热器 内积聚的空气影响传热效果； 检查 高压加热器水室挡板 ， 应保证其紧固严密无漏流。 ( 4 ) 完善管道 、 阀门、 加热器 的保温 ， 有残缺 的 及时补齐。 ( 5 ) 保证设备检修质量 ， 做好备品备件管理 ， 及 时消除缺陷 ， 提高高压加热器投入率。 这些措施的不 断完善 ， 大大改善 了机组 的运行 状态 ， 不但提高 了给水温度 ， 还降低 了施工现场的环 境温度。 3 2 需要今后逐步完善的措施 ( 1 ) 在具备条件的情况下 ， 对结垢严 重的加热 器进行酸洗 ， 提高传热系数 ， 增强换热效果 。 ( 2 ) 富电公司机组处于调峰地位， 经常低负荷运 行 ， 这是 由电网大环境和 当地经济状况决定 的。所 以， 应充分考虑 I I 期机组通流改造后容量增加以及机 组负荷普遍较低的问题， 重新计算回热系统的热力平 衡 ， 设计并更换新型的高、 低压加热器， 尤其是对给水 温度影响最大的高压加热器。新型加热器必须增大 换热面积， 使给水在加热器内流速降低 、 流程增加， 能 够保证加热器的出力并满足机组低负荷的要求。 ( 3 ) 恢复 高压加热器 系统疏 水冷却 器投入运 行 ， 恢复 I I 期 1低压加热器疏水泵运行。 ( 4 ) 严格控制加热器启 停过程 中温升率 、 温降 率不能超过规定。加热器温降率的允许值 为 1 7 2 0 o C mi n ， 而温升率的允许值为 2 0 5 0 mi n ， 如果超过规定会使高压加热器的管子和管板受到较 大的热应力 ， 使管子和管板在胀接处发生损坏 。温 度变化率的增大 ， 使加热器 的故障率增加、 可靠性下 降 、 寿命缩短。当高压加热器 钢管漏泄堵漏后会减 少加热器的换热面积 ， 降低给水温度 ， 因此 ， 要提高 高压加热器的运行质量。 4 经济性分析 以上改善措施的实施 ， 可产生很大的经济效益 。 降低凝 结水 的过冷 度 ， 可使 给水温 度提 高 1 0 2 0 ； 对高 、 低压加热器汽侧 、 水侧进行酸洗 ， 改善 换热条件 ， 可使给水温度提高 3 0 4 0 o C； 减少 回 热系统的非正常节流、 漏 流， 消除设备缺陷， 可提高 给水温度 0 5 ； 恢 复 I I 期 高压加热器 系统疏水冷 却器运行 ， 可提高给水 温度 1 0； I I 期更换 新型 高 、 低压加热器 预计可提高给水温度 6 0 8 0。 给水温度每提 高 1 0 o C， 煤 耗约 降低 0 0 5 。以 2 0 0 9年 的数 据 为 例 进 行 分 析 ： 标 准 煤 耗 率 约 为 3 6 9 3 4g ( k W h ) ， 标 准煤单价为 3 8 6 8 9 t ， 单 机发电量平均为 8 9亿 k W h 。以上温度降低指 标按最低值估算 ， 下 面对单台机组每年产生的经济 效益进行计算。 I 期 ： 提 高 给水 温 度 ， 1 0+3 0+0 5=4 5 ( ) ； 节省 标 准煤 ， 7 3 9 6 t ； 节 约 成本 ， 3 8 6 8 9 7 3 9 6= 2 8 6 1 4 4( 元 ) ； 酸洗投入资金 ， 6 0万元 ； 其他 项 目 投 入 资 金 ， 5万元；投 入 资 金 回 收 年 限， ( 6 0 0 0 0 0+ 5 0 0 0 0 ) 2 8 6 1 4 4= 2 2 7 ( 年) 。 I I 期 ： 提高给水温度 ， 1 0+1 0+6 0+ 0 5= 8 5( c C) ； 节省标准煤 ， 1 3 9 7 t ； 节省成本 ， 3 8 6 8 9 1 3 9 7： 5 4 0 4 8 5( 元) ； 更换新型高 、 低压加热器投入 资金 ， 1 8 0+ 2 8 0=4 6 0( 万元 ) ； 其他 项 目投入资金 ， 1 0万元 ； 投入资金回收年限， ( 46 0 0 0 0 0+1 0 00 0 0 ) 5 4 0 4 8 5= 8 7( 年) 。 上述措施 的实施 ， 除了能带来上述直接经济效 益外 ， 还可带来诸如减少维护量 、 降低 劳动强度 、 减 少备品备件消耗等问接效益 。 给水温度设计值 ： I 期 ， 2 4 0 o C； I I 期 ， 2 4 6 o C。中 国华电集团平均水平 ， 2 3 0 c I = ； 中国华电集团优秀水 平 ， 2 4 6。富电公司 2 0 0 9年 1 1 0月给水温度累 计平均值见表 4 。 表 4 2 0 0 9年 1 一l 0月给水温度累计平均值 机组 1 2 3 4 5 6 给水温度 2 1 5 6 5 2 2 1 4 0 2 1 6 8 8 2 2 5 9 0 2 1 7 1 8 2 2 0 3 8 5 结束语 富电公司机组的给水温度大大低于设计值 ， 也 低于中国华 电集团同类型机组的平均水平 ， 应该大 有潜力可挖 。提高给水温度 ， 将使煤耗率下降， 从而 大大提高机组的经济性。 ( 编辑 ： 白银 雷 ) 作者简介 ： 申中勇( 1 9 7 0 一 ) ， 男， 黑 龙江龙 江人 ， 工程师 ， 从事 电厂 汽轮机设备检修方面的工作( E ma i l ： s h e n z g y g 1 6 3 o o m) 。 贾公礼( 1 9 7 5 一) ， 男， 山东临清人 ， 工程师， 从事电厂汽 轮机设 备检修方面的工作 。 臧骁( 1 9 7 8 一) ， 男， 黑龙江齐齐哈尔人， 工程师， 从事电 厂汽轮机设备检修方面的工作。