600MW機組過熱器減溫水取水方式改造可行性分析

劉振杰

(國電元寶山發(fā)電有限責任公司，內(nèi)蒙古 赤峰 024070)

600MW機組過熱器減溫水取水方式改造可行性分析

劉振杰

(國電元寶山發(fā)電有限責任公司，內(nèi)蒙古 赤峰 024070)

分析了國產(chǎn)600 MW亞臨界機組鍋爐過熱器減溫水原設計取水點存在的問題，提出了減溫水取水管道移位的改造方案以及現(xiàn)場實際管路布置的施工方案，并對改造后的節(jié)能效果進行了跟蹤及效益評估。

過熱器；減溫水；取水方式;改造；熱經(jīng)濟性

0 概述

某發(fā)電公司3號600 MW機組于1997年末首次并網(wǎng)發(fā)電。汽輪機是哈爾濱汽輪機廠有限責任公司生產(chǎn)的亞臨界、單軸、四缸四排汽、一次中間再熱、凝汽式汽輪機。鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界、一次中間再熱、強制循環(huán)汽包爐（Π型）。發(fā)電機為哈爾濱電機廠生產(chǎn)的水-氫-氫冷發(fā)電機。

該機組設有8段抽汽，熱力系統(tǒng)主要由2臺汽動給水泵、1臺電動給水泵、3臺爐水循環(huán)泵、2臺循環(huán)水泵、2臺凝結水泵、3臺高加、1臺除氧器、4臺低加等設備組成。風煙系統(tǒng)主要由2臺送風機、2臺引風機、2臺一次風機、2臺預熱器、8臺磨煤機等設備組成。機組主要設計參數(shù)如下：額定功率600 MW；額定主蒸汽流量1 806 t/h；額定主蒸汽壓力16.67 MPa；額定主蒸汽溫度537 ℃；額定再熱蒸汽壓力3.425 MPa；額定再熱蒸汽溫度537 ℃；額定排汽壓力4.9 kPa；額定給水溫度275 ℃；額定過熱器減溫水量66 t/h；最大保證汽輪機熱耗率7 852.3 kJ/kWh。

1 鍋爐過熱器減溫水取水方式

鍋爐過熱器減溫水的主要作用是防止鍋爐過熱器超溫損壞，同時對進入汽輪機的過熱蒸汽溫度進行調(diào)節(jié)，維持主蒸汽溫度穩(wěn)定，以滿足熱力系統(tǒng)運行要求。

目前，600 MW亞臨界機組過熱器減溫水取水方式有以下2種。

(1) 取自給水泵出口。從此處取得的減溫水壓力高，溫度低，調(diào)溫效果明顯；但因沒有經(jīng)過給水回熱，噴水減溫，降低了機組的熱經(jīng)濟性。

(2) 取自高壓加熱器出口。從此處取得的減溫水經(jīng)過給水回熱，如果不考慮鍋爐內(nèi)部的微小變化，噴水量的多少對機組熱經(jīng)濟性沒有影響；同時因給水溫度高，噴水量相對較大，蒸汽參數(shù)變化平緩。缺點是因機組負荷較低時減溫水量相對較大，要求噴水管路設計相對較粗，造價高。

該公司3號600 MW機組鍋爐過熱器減溫水原設計取水方式為取自給水泵出口。此種取水方式的減溫水沒有經(jīng)過高壓加熱器加熱，減少了回熱抽汽量，增加了凝汽器凝結汽量，冷源損失增加，造成機組熱經(jīng)濟性下降。

為了掌握汽輪機影響發(fā)電煤耗升高的主要因素，并為其制定相應的技術措施以降低機組煤耗，該公司委托西安熱工研究院有限公司對3號機組熱力系統(tǒng)進行性能診斷試驗。診斷試驗報告顯示：過熱器減溫水量大，減溫水量平均值高達120 t/h，影響機組發(fā)電煤耗上升約1.2 g/kWh。

2 優(yōu)化的必要性及改造方案

該鍋爐過熱器減溫水原設計取自給水泵出口，減溫水水溫較取自高壓加熱器出口約低100 ℃，因此初始設計減溫水量相對較小，管路相對較細。如果只考慮經(jīng)濟性，將減溫水取點改至高壓加熱器出口，則在部分負荷時段有可能會因減溫水量不足，不能將過熱蒸汽溫度降下來，影響機組的安全穩(wěn)定運行。如果依據(jù)高壓加熱器出口溫度重新設計安裝一整套減溫水系統(tǒng)，將原有減溫水系統(tǒng)管路全部拆除，則整個改造投資較高；同時如果減溫水量計算不準確，還會發(fā)生因減溫水量不足而增加機組運行的安全風險。

因此，在盡量降低機組改造投資的情況下，綜合考慮機組的熱經(jīng)濟性及安全性，對鍋爐過熱器減溫水取水方式進行如下優(yōu)化改造。

在保留原過熱器減溫水系統(tǒng)的基礎上，在高壓加熱器后的給水母管上加裝異徑三通，并在異徑三通與原減溫水管間敷設新的減溫水管路，同時在新增的減溫水管路上設置1臺手動門，1臺電動門；在新增減溫水管與原減溫水管路接口前的原管路上加裝1臺電動門。機組正常運行時，原減溫水管路電動門關閉，新增的減溫水管路電動門開啟；過熱器減溫水取自高壓加熱器后，經(jīng)過了給水回熱，使機組在較經(jīng)濟的熱力循環(huán)下運行。在機組啟停機或機組負荷較低，取自高壓加熱器后的減溫水量滿足不了要求時，開啟原減溫水管路電動門，關閉高壓加熱器后的減溫水管路電動門，減溫水切至給水泵出口，維持蒸汽溫度在合格范圍內(nèi)，確保機組的運行安全。新增的減溫水管路手動門正常情況下保持全開狀態(tài)，只有在檢修或事故時做隔離用(改造前后的減溫水系統(tǒng)見圖1)。

3 改造實施方案

新增的鍋爐過熱器減溫水管路屬于高溫高壓給水管路，對金屬焊接工藝及管路熱膨脹補償要求較高。根據(jù)現(xiàn)場實際情況制定了系統(tǒng)改造實施方案，確保了改造后系統(tǒng)安全運行。

4 改造實施效果

2012年5月，在3號機組B修時對過熱器減溫水取水管路進行了改造。2012年10月，對汽輪機進行了性能診斷試驗。過熱器減溫水取水管路改造前后試驗噴水量及年度噴水量情況如表1和表2所示。

從試驗數(shù)據(jù)可以看出：減溫水系統(tǒng)改造后各試驗工況下的減溫水量較改造前有增有減，這可能與鍋爐整體燃燒狀況有一定的關系，但各負荷段減溫水量均能夠滿足系統(tǒng)要求。試驗結束后，經(jīng)過一段時間運行跟蹤觀察，機組負荷在300 MW及以上時減溫水量完全滿足噴水要求。從改造前、后過熱器年減溫水量情況看，改造后年減溫水量基本沒有增加，年平均值約為120 t/h。

圖1 改造前后減溫水系統(tǒng)示意

表1 不同工況下的過熱器減溫水噴水量試驗對比

表2 過熱器減溫水改造前后年噴水量情況對比

鍋爐過熱器減溫水系統(tǒng)優(yōu)化改造投資約120萬元，改造后發(fā)電煤耗降低約1.2 g/kWh。3號機組年發(fā)電量按30億kWh,標煤單價按450元/t計，年節(jié)約標煤3 600 t，年節(jié)約燃煤成本162萬元，1年即可收回改造所耗的投資成本。

5 結束語

該發(fā)電公司3號600 MW機組過熱器減溫水取水在保留原給水泵出口的基礎上，新增了1路高壓加熱器出口減溫水源，在機組運行中切換靈活，經(jīng)濟實用。該節(jié)能改造項目既保證了機組的運行安全，又提高了機組的熱經(jīng)濟性，對同類型機組過熱器減溫水取水方式優(yōu)化改造具有一定的參考意義。

1 蒲樹晨，牛東輝，張守和，等．600 MW機組過熱器減溫水系統(tǒng)分析與改進[J].電力安全技術，2014，16(4)：37-39.

2 魯忠科．鍋爐立式過熱器再熱器水塞的形成與消除[J].電力安全技術，2011，13(3)：59-61．

3 嚴林博，何佰述，孟建國，等．過熱器減溫水過量的冶理改進與實施效果[J].動力工程學報，2010，30(2)：83-90．

2016-07-15；返修日期：2016-09-11。

劉振杰(1972-)，男，工程師，主要從事火電廠汽輪機檢修及運行工作，email：819324164@qq.com。