汽轮发电机组降低补水率措施

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。 3.4 锅炉排污量大造成补水率大。 　　锅炉定期排污和连续排污量的目的是为了满足机组运行时汽水品质，防止锅炉受热面或汽轮机通流部分结垢，定期或连续排出锅炉下部的水渣、磷酸盐处理后所形成的软质沉淀物、降低锅炉水中的含盐量和碱度。不合理的增大排污量不仅造成补充水量增大也降低了机组运行的经济性，每增大1.5t/h的排污量，机组补水率就增加0.1%。 3.5 机组疏放水系统阀门选型不合理，或操作不当造成阀门损坏引起阀门内漏，造成补水率增大。 　　在机组投产初期或机组大小修后因为汽水系统设备管道不干净造成汽水品质差，在进行排污开启疏放水阀门时造成阀门密封面磨损，也可能因为操作不当造成阀门损坏；另外机组安装时由于阀门选型不合理，压力等级不合适造成阀门损坏，上述各种原因都可能引起机组运行阀门内漏或外漏，造成补水率增大。 3.6 其它汽水损失造成机组补充水率增大。 　　机组运行时化学汽水取样损失，对外供汽损失，设备故障运行中检修进行隔离消压放水造成的汽水损坏，设备质量差汽水系统管道、设备、阀门、水泵轴承等跑、冒、滴、漏等损失造成的机组补水率增大。 4 采取降低机组补水率的措施 4.1 将原设计开式除盐冷却水系统改为闭式冷却水系统。 　　针对机组设计及运行中除盐冷却水系统存在的突出矛盾----机组补充水率大但因为凝汽器水位高无法控制需要对处进行排污，经过了认真的分析和总结，原因是设计的回至凝汽器的冷却水量远远大于机组运行需要的正常补充水量，为解决这一矛盾将原来的开式冷却水系统改为闭式冷却水系统，汽泵组、电泵组、锅炉炉水循环泵轴承密封冷却水回至闭式冷却水系统进行闭式循环，机组运行中需要的正常补充水量由补充水系统提供，仅此一项可以降低机组补充水率2%左右。 4.2 除氧器运行排气回收至凝汽器减小汽水损失。 　　机组运行中为了保证给水溶解氧在合格的范围内，必须保证除氧器上部汽侧空间分离出来的不溶解气体能够及时排出，因为除氧器的排气不可避免的会带走一部分蒸汽，另外由于无头除氧器排汽口的设计问题造成除氧器运行时排气带水严重。经过分析、论证将除氧器运行中的排气回收至凝汽器，不溶解的气体经凝汽器抽真空口抽出，排汽中携带的蒸汽和水滴回收利用，这样可以完全利用除氧器排气带走的能量，大大的提高了机组的经济性，经过测试机组满负荷运行时在保证给水溶解氧条件下除氧器排汽携带的水分大约在10～15t/h，仅此一项可以降低机组补水率1%。只有在机组投入运行初期，才开启除氧器对空排气，一般除氧器出口给水含氧量少于7μｇ/Ｌ时就可以切换至凝汽器，尽可能减小对空排气时间。 4.3 合理调整锅炉排污量降低补水率 　　由于锅炉排污的目的是为了排出锅炉水中高浓度的盐份或锅炉水处理形成的水渣，达到汽水品质合格，因此机组运行时应该合理的调整锅炉排污量，排污量大造成机组补充水率增大，经济性下降；排污量太小汽水品质不合格，造成汽轮机通流部分结垢或锅炉受热面结垢降低机组的经济性又对机组的安全运行带来威胁。在机组投入运行后采用人工定期手动采样分析与化学在线监督仪表连续分析、锅炉给水加药、炉水加药等办法来合理控制汽水品质在合格值内。在保证汽水品质的前提条件下尽可能减小连续排污量，减小定期排污的次数，合理调控锅炉的排污率，达到降低补充水率的效果。 4.4 合理调整锅炉吹灰器运行方式。 　　机组运行中合理调整锅炉吹灰器的运行方式，不仅对机组的经济性有很大的意义，同时对保证锅炉受热面的安全具的很大意义。吹灰器投入时对锅炉受热面冲刷很严重，如果吹灰器长期多次投入运行虽然能够达到保证受热面干净，降低锅炉排烟温度的目的，但是也会造成锅炉受热面因冲刷管壁减薄最后破裂。因此根据运行经验和锅炉参数制定了合理的吹灰器运行方式，每周一、三、五投入一次长杆吹灰器运行，每周二、四、六投入一次短杆吹灰器运行，并且在燃用低灰粉、高熔