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汽轮发电机组降低补水率措施(一)

供稿:工控网 2006/9/21 9:25:00

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  • 关键词: 汽轮发电机组 降低 补水率
  • 摘要:本文主要通过对河曲电厂2×600MW汽轮机组汽水损坏原因的分析,总结经验,采取措施,分析存在问题关键,经过对设备的治理和系统的优化达到降低机组补水率,提高机组运行经济性的目的。

1 引言
  山西鲁能河曲发电公司位于山西省西北部与陕西、内蒙三省交界处的河曲县境内,一期工程安装2×600MW二台机组,汽轮机为东方汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式,汽轮机型号为N600-16.7/538/538-1,设计额定功率为600MW,最大连续出力647.11MW。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界、中间一次再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤汽包炉。发电机为东方电机厂生产的全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子、同步交流发电机。定子绕组为直接水冷,定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却,发电机密封油系统采用单流环式密封瓦。#1机组于2004年10月26日投产;#2机组于2004年12月30日投产。2 机组设计除盐冷却水系统基本概况
2.1 汽轮发电机组设计能力(TRL)工况(铭牌出力工况)的条件2.1.1 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质。2.1.2 汽轮机背压为11.8kPa(绝对压力)。2.1.3 汽轮发电机组补给水率为3%。2.1.4 所规定的最终给水温度273℃。2.1.5 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽。2.1.6 采用二台汽动给水泵。2.1.7 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率,效率98.9%,冷却水温 33℃。2.2 每台机组设计除盐冷却水用户及设计用水量2.2.1 二台汽动给水泵轴承机械密封及冷却用水,设计每台汽泵为11.6 t/h,回水经冷却水回水母管排至机组凝汽器。2.2.2 二台汽动给水泵前置泵轴承机械密封及冷却用水,设计每台汽前泵为3.8 t/h,回水经冷却水回水母管排至机组凝汽器。2.2.3 电动给水泵组轴承机械密封及冷却用水,设计电泵11.6 t/h,电泵前置泵3.8 t/h,回水经冷却水回水母管排至机组凝汽器。2.2.4 二台凝结水泵轴承密封及冷却用水,设计每台3.6 t/h,回水经冷却水回水母管排至机组凝汽器。2.2.5 三台锅炉炉水循环泵低压冷却水,设计每台10.6 t/h, 回水直接到化学除盐水箱。2.2.6 三台水环真空泵工作液补充用水,这部分补水是经真空泵分离器液位电磁阀自动控制。2.2.7 发电机定子冷却水系统补充用水,由于发电机定子冷却水水质在线监测仪为连续性取样,造成发电机定子冷却水系统需定期进行补水,从取样口流量测量每天损失约1.5吨/天。2.2.8 机组正常运行凝汽器补充水,用来补充机组运行中因排污、吹灰、泄漏、对外供汽等造成的各种汽水损失。2.2.9 供全厂空调制冷系统循环冷却用水,用来补充由于制冷系统水泵、管道、阀门等设备的泄漏造成的损失。2.2.10 供全厂热网采暖系统补充用水,冬季热网系统投入后用来补充由于全厂热网系统水泵、管道、阀门、换热器等设备的泄漏造成的循环水量不足,热网系统安装有四台额定流量为10.5t/h变频补充水泵,二运二备,平均补水量大约为每台4t/h。2.3 除盐冷却水系统改造前后全厂机组补水量概况由于新机组在投产初期汽水系统管道及设备仍然残留有部分金属氧化物和焊渣等,为保证汽水品质在合格范围内,机组运行过程锅炉定期排污和连续排污量相对大些,补水率相对偏大。在机组投产以后运行中发现除盐冷却水系统设计存在严重问题,由于汽机侧汽泵组、电泵组、凝结水泵的轴承密封及冷却用水回至凝汽器,而这部分回水量远远大于机组实际需要的补充水量造成机组运行中凝汽器水位超过控制水位,为了保证机组的和安全必须将部分凝结水排放掉造成大量的除盐水损失。四月份、八月份利用机组小修机会将原来设计的开式冷却水系统改为闭式冷却水系统,彻底解决了除盐冷却水系统存在的问题。十月份由于投入了热网系统和对外供汽,补水量又有所增大,全年全厂除盐水消耗量如下表



3 原设计机组除盐冷却水系统存在的问题以及造成机组补水率偏大的原因分析
3.1 机组除盐冷却水系统设计不合理将汽机侧各汽泵组、电泵组、凝结水泵轴承机械密封冷却水回至凝汽器是造成补水率增大的主要原因。  机组设计将汽机侧二台汽动给水泵组机械密封冷却水(11.6+3.8)×2t/h、电动给水泵组机械密封冷却水(11.6+3.8)t/h、凝结水泵轴承密封冷却水(3.6 ×2)t/h,总计53.4t/h的冷却水直接回到凝汽器作为机组正常运行汽水系统补充水源,如果不足由凝汽器水位调整阀补充。然而在机组实际运行中发现机侧上述冷却水回水量远大于机组正常补充水量,造成凝汽器热水井水位超出控制的正常水位+800mm。由于机组运行时凝汽器水位超出正常水位可能淹没凝汽器部分冷却管或抽气口,造成机组真空下降或过冷度增大,对机组的安全稳定、经济运行带来很大的影响,因此必须通过增大锅炉排污量、增加锅炉吹灰次数、或对凝结水进行排放来维持汽水系统的平衡,这种矛盾的最终结果是造成机组经济性降低、补水率增大。3.2 除氧器运行中排气设计不合理造成汽水损失机组补水率增大。  河曲电厂一期二台600MW机组除氧器采用东方锅炉厂制造的无头式除氧器,除氧器设计有二根ND50的启动排汽管(接自两个端部)和四根ND50的运行中排汽管(接自凝结水喷嘴附近),通过这些排汽口将除氧后的不溶解气体排至大气。由于无头式除氧器上部汽侧空间很小,并且运行排气口距离凝结水出口喷嘴很近大约120mm,因此除氧器运行时经排汽口带出大量蒸汽和水,造成补水率增大。3.3 锅炉吹灰器用汽量大造成补水率增大。  每台锅设计有34个长杆吹灰器,程序设计每次每个运行20 分钟;100个短杆吹灰器,程序设计每个每次运行90秒;4个空气预热器吹灰器,程序设计每个每次运行20分钟,每个吹灰器设计用汽量为11.52 t/h,经过运行试验测量每台炉全部吹灰器投入一次大约需要蒸汽120吨左右。
信息来源于:电力世界网

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