熱網疏水回收改造

武虎

摘 要：目前我廠二期熱網疏水一直采用回收至凝結器的單一運行方式。因熱網疏水量較大，疏水溫度一般在105-120℃，直接排入凝汽器，大大增加了機組的冷源損失。為了將熱網疏水回收至機組除氧器需增加1臺表面式軟化水加熱器，以滿足熱網疏水回收至除氧器運行方式需要。同時通過經濟性及一個供暖期的計算，熱網疏水回收至除氧器可降低全年供電1.67g/kWh，兩臺機組一年降低成本767萬元，大大提高了系統運行經濟性。

關鍵詞 ：除氧器；加熱器；經濟性

1項目概述

在二期熱網首站系統設計中，加熱器疏水有兩路回收運行方式：一路回收至凝汽器，一路回收至機組除氧器。目前我廠主要運行方式為熱網疏水回收至凝結器，這種運行方式存在以下的問題：

1.1機組的冷源損失大。熱網疏水量較大，疏水溫度一般在105-120℃，經過軟化水冷卻器及疏水冷卻器冷卻至50-60℃后，直接排入凝汽器，大大增加了機組的冷源損失，此運行方式不經濟。

1.2 5號低加超負荷運行。供熱抽汽來自5段抽汽，在供熱期間，進入#8、#7、#6低加的抽汽量較純凝工況大幅減少而凝結水量不變，所以進入#5低加的凝結水溫較低，大大增加了#5低加抽汽量，減少了這部分高品質蒸汽的發電做功。同時， #5抽汽量增大后的凝結疏水量很大，通過正常疏水逐級自流方式無法及時排出，不得不將#5低加高溫疏水直接倒入凝結器，進一步增加機組冷源損失。

1.3直接進入熱網除氧器，補水溫度較低，增加了熱網除氧器蒸汽消耗，而熱網除氧器使用機組五段抽汽加熱，每小時進入軟化水系統的蒸汽量與原工況相比多出20t，而機組抽汽為除鹽水，其成本為25元/t，遠高于軟化水的7元/t，每年將增加制水成本100萬元，經濟性差。

為保證勝利發電廠熱經濟性持續提升和節能減排目標，采用熱網疏水倒入機組除氧器的運行方式是安全可靠，但因存在以上幾個問題，所以必須對系統進行相應的改造才能達到安全、經濟運行的目的。提出如下設計方案：增加1臺表面式軟化水加熱器，加熱器疏水通過兩臺疏水泵打至疏水箱；升級更換2臺疏水泵，以滿足熱網疏水回收至除氧器運行方式需要

2.理論計算：

軟化水加熱器選擇：按照軟化水進、出口溫度20℃、90℃，軟化水補水量340t/h，蒸汽壓力0.392MPa，蒸汽溫度257.6℃，疏水溫度120℃，進行核算加熱器蒸汽流量為40.2t/h 。

軟化水加熱器選型如下[2]：

型 號：GLQW-260-1.0-2B

水側流量：340t/h

汽側流量：40.2t/h

水側入口溫度：20℃

水側出口溫度：90℃

3系統改造及設計

在熱網首站11.97米兩臺除氧頭中間加裝一臺臥式表面式軟化水加熱器，并加裝相關管道及閥門。

3.1 軟化水加熱器汽側改造方案：

蒸汽取自#3、4機供熱抽汽至熱網首站2號除氧器供汽管道（Φ273×7mm），軟化水加熱器進汽管線為φ273×7mm，管道上分別安裝DN250 PN25 的逆止門一只、DN250 PN25電動門一只、DN250 PN25調整門一只。

3.2軟化水加熱器水側改造方案：

在5.97米層軟化水至除氧器補水母管φ273×7mm豎直管（距離地面約1600mm）處加裝DN250 PN25的電動閘閥一只，作為軟化水加熱器進水旁路門。在此電動門下側加裝φ273×7mm管路，并在11.97米加裝DN250 PN25手動閘閥一只，做為軟化水加熱器進水手動門；回水經過DN250 PN25的手動閘閥至軟化水至除氧器補水調整門前軟化水管道。通過原調整門調整熱網除氧器補水，保持除氧器水位。

3.3 軟化水加熱器疏水側改造方案：

軟化水加熱器疏水從加熱器底部引出通過φ133×5管線，在5.97米平臺加裝兩臺并聯變頻臥式離心泵（設計流量50t/h，揚程30m，介質溫度120℃），加熱器疏水通過兩臺疏水泵打至疏水箱。兩臺離心泵前各加裝DN125，PN25手動門一只，泵后各加裝DN80，PN25的出口逆止門、電動門一只。軟化水加熱器疏水泵出口至#3、4機疏水箱各設置一路支管線及一道手動閥門。加熱器設置一路緊急放水至回收水池管線φ60×3.5mm，設置電動門一只。

4經濟效益

按供熱天數100天、每臺機組熱網疏水流量350t/h計算，改造后的經濟效益：

4.1熱網疏水回收至機組除氧器可減少機組冷源損失45.3GJ/h，折合減少損失標準煤1.713t/h，降低成本1370元/小時。在考慮凝結水泵少耗電量與熱網疏水泵多耗電量之后，可降低成本1367元/小時，單臺機組年可降低成本328萬元。

4.2減少#5低加疏水直排凝汽器的冷源損失7.59GJ/h，折合減少損失標準煤0.287t/h，可降低成本229.9元/小時，單臺機組年可降低成本55.2萬元。

4.3在改造中設備施工一次投入費用209萬元，按設備預計凈殘值率3%、設備預計使用壽命12年計算，投入后兩臺機組設備每年折舊費用16.9萬元。

由以上三項計算可知，改造后單臺機組總計可減少標準煤消耗2t/h，年可降低煤耗4800t，兩臺機組可降低煤耗9600t。經過一個2013至2014供暖季的驗證，改造達到了預期目的。經計算，每年可為我廠降低供電煤耗1.67g/KWh，兩臺機組一年降低成本767萬元。

另外，由于能效梯級利用更加合理，減少了#5低加進汽量，減少的抽汽量約有20t/h，這部分蒸汽繼續向汽輪機末級做功，可減小供熱期間汽輪機汽耗率，體現了高品質能源高利用、低品質能源低利用的能效梯級利用原則，充分利用工質的火用做功，提高機組效率，進一步提高機組經濟性。同時由于煤耗的降低，燃燒所排放的氮氧化物、硫化物等大氣污染物減少，用于脫硫、膠硝的成本降低，經濟及社會效益非?？捎^。

參考文獻

1. 能源部電力規劃設管理局.火力發電廠汽水管道應力計算技術規定.1991.

2. 西北電力設計院.火力發電廠汽水管道支吊架設計手冊.1983.