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锅炉吹灰器疏水没有回收,在今年两台机组的检修中
发布时间:2020-02-04 02:59
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近日,张家口热电公司2号机组修后试验顺利完成,这不仅仅是检测机组额定负荷下的热耗、锅炉漏风量等重要能耗指标,对机组检修后的安全性、经济性的鉴定,也是对该公司全力打好节能减排攻坚战的检验。据测算,今年1至10月份,该公司累计供电煤耗同比降低9g/kWh,低于今年目标值0.86g/kWh。

摘 要:分析了三河发电厂350 MW机组补水率偏高 的原因,并采取了相应的措施,达到了预期效果,有效提高了机组运行的经济性。 关键词:补水率;疏水;吹灰;连续排污;节约用水 机组补水率是指补入锅炉、汽轮机设备及其热力系统并参与汽、水系统循环和其它生产用 除盐水的补充水总量占计算期内锅炉实际总蒸发量的比例。降低补水量或减少热力系统水、 汽消耗,可以降低补水率,节约水资源。下面以三河发电厂为例加以分析。 1 概述 三河发电厂一期工程安装2台350MW日本三菱机组。汽轮机型号为TC2F-40.5,系单轴、亚 临 界、双缸、双排汽、反动式、单背压凝汽式。配有40%两级串联旁路系统,给水系统设置为 正常运行2台50%容量的汽动给水泵和1台50%容量启动或备用的电动给水泵,汽轮机有8段 抽汽供给回热系统,分别供给3台高加、1台除氧器和4台低加。锅炉型号为MB-FRR,系亚 临界、强制循环、汽包燃煤炉,额定蒸发量1175t/h。该炉为单炉膛、Π型布置、一次中 间再热、平衡通风、钢架炉,半露天布置、固态排渣。锅炉配有3台炉水泵,2台运行和1台 备用。锅炉过热汽温采用两级喷水减温调节,再热汽温采用摆动燃烧器调节。#1、#2 机组分别于2000-03-01和2000-05-15投入商业运行。机炉厂 房采用汽暖,以保证冬季机组厂房内温度在规定范围内。锅炉设计为蒸汽吹灰,吹灰部位为 水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器,以防止“四管”结渣或积灰。由于煤种改变 、神华煤灰熔点低等问题,锅炉易积灰,因而增加吹灰次数。机组因设计问题补水率偏高 ,超过设计值(1.5%)。 2 补水率偏高的原因分析 经分析,确定机组补水率偏大的原因有:部分疏水没有回收或回收不及时,如锅炉暖风 器疏水和家属区热水加热器疏水;补水率流量计有时卡涩不准;锅炉和汽机厂房汽暖疏水没 有回收;非生产用汽没有计量;锅炉吹灰器疏水没有回收;外围输煤和除灰等边远部位疏水 没有回收;阀门和设备存在泄漏等。 根据上述分析,进行了以下试验,以进一步查找补水率偏高的原因。 a.机组不明泄漏流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、不带厂用蒸汽、停止锅炉吹 灰、停止锅炉排污时,#1、#2机组不明泄漏率分别为0.499%和0.288%,证明系统运 行状态良好。 b.#1锅炉连续排污流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、不带厂用蒸汽、停止锅 炉吹灰、投入锅炉排污时,机组的补水率因锅炉排污增 加0.274 7%。 c.#2炉厂用蒸汽流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、停止锅炉吹灰、投入锅炉污时,带全厂厂用蒸汽,机组的补水率因带全厂厂用汽增加1.753%。 d.#2吹灰器耗用汽流量试验单元制运行情况下,在系统隔离、投入锅炉 吹灰、投入锅炉排污、带全厂厂用蒸汽时,机组的补水率因锅炉 吹灰投入增加0.986%。 通过以上试验查清了机组各项汽水损失,确定补水率偏高的主要原因是锅炉吹灰器用汽 疏水没有回收,为机组改造提供了依据。 3 采取的对策 3.1 疏水及时回收 家属区热水加热器疏水回收,日平均回收0.5t/h;锅炉暖风器疏水,在机组启动过程中加 强运行分析和调节,水质化验合格后及时回收;对汽机和锅炉厂房汽暖疏水进行改造,将原 来疏水直接排到凝汽器和地沟,增加一路到低位水箱再排到凝汽器,防止对真空 造成影响。3.2 控制用汽流量 厂房汽暖根据温度及时调节,减少用汽量;非生产用汽安装计量装置,将原 来机械式流量计改为超声波流量计,精度0.5%,提高计算准确性。 3.3 锅炉吹灰器疏水回收 锅炉设计为蒸汽吹灰,汽源来自主蒸汽,压力为17.1MPa,温度为541 ℃。锅炉吹灰器设计 暖管时间20min,一般每班吹灰1次,每天吹灰3次,吹灰压力2.35~2.7MPa,温度330 ℃。锅炉吹灰器设计为程序吹灰,对“四管”从炉膛开始到尾部空预器,也 可以选择性吹灰。吹灰器疏水管道设计仅一路进入定期排污扩容器,疏水没有回收,造成工 质损失,补水率增加,经济性下降。为此进行技术改进,在保持原来排放到定期排污扩容 器的基础上再增加一路到锅炉连续排污扩容器,机组启动时排到定期排污扩容器,在机组正 常运行时排到连续排污扩容器,并要求连续排污扩容器保持水位。具体措施是:在原来至定 期排污扩容器疏水管道上加装截止阀,新增加 一路至锅炉连 续排污扩容器管道,并且加装截止阀和逆止阀。 4 改进后效果 4.1 降低供电煤耗率 #1、#2机组经过运行调整、技术改进后,机组补水率下降0.77%,补水率达 到了1.3% 左右,低于设计值(1.5%),节省了热量。按照补水率下降1%、煤耗率下降1.5g/kW·h、 标准 煤260元/t、全年2台机组发电量36亿kW·h计算,机组由于补水率下降而节省费用为:0.77×1.5×10-6×260×36×108=108.1(万元)。 4.2 增加机组功率 锅炉吹灰器回收疏水到连续排污扩容器,扩容产生的蒸汽到除氧器,排挤了部分除氧器从汽 轮机的抽汽量,排挤的蒸汽到汽轮机低压部分继续做功,增加了机组的功率。锅炉吹灰器疏 水到连续排污扩容产生蒸汽流量,按照扩容系数50%、锅炉平均负荷为70%计算,扩容产生的蒸汽流量为:1175×70%×0.968%×50%=3.98(t/h),排挤的除氧器蒸汽按照发电1/3、吹灰器 疏 水每天按照回收1h计算,增加发电量为:350000/1175×3.98×1/3=395(kW·h)。全年2 台 机组按照320d运行、利润0.12元/kW·h计算,增加发电量创造利润折合人民币为:2×320 ×395×0.12=3.03(万元)。 4.3 节约水资源 2台机组补水率下降0.77%,按照平均70%锅炉负荷和水价0.3 元/t计算,年节省水量折合人 民币为:2×320×24×1175×70%×0.77%×0.3=2.9(万元)。 4.4 投入产出比高 改造投资费用仅用了3万元,实际年效益为:108.1+3.03+2.9=114.03(万元),投入产出比为 :114.03/3=38.01。 5 结束语 经过运行调节和技术改进后,补水率明显下降,收到了很好的效果,尤其是锅炉吹灰器疏水 回收到连续排污扩容器,最终到除氧器,不仅回收了工质,而且回收了热量,减少了除氧器 用汽流量,提高了汽轮机经济性。但外围输煤和除灰系统汽暖疏水没有回收,这有待于进一 步研究。(end)

发布日期:2014-11-04 稿件来源:admin 浏览量:832 根据国家能源局和集团公司对超净排放及节能改造工作的要求,近日,皖能马鞍山公司结合两台机组的运行现状和2015年#2机组A级检修计划等实际情况,组织相关部门编制了《#2机组超净排放与节能技改工作计划书》,旨在推进超净排放和节能技改工作科学合理规划、进度可控、质量受控、规范有序进行。 该计划书确定了2015年#2机组超净排放与节能技改工作的总体目标及工作要求,成立了以公司副总经理夏力伟为组长的#2机组超净排放与节能技改领导小组,重点对相关工作进度进行布置,明确各工作组的工作计划和任务目标。其次,该公司结合#2机组典型工况下运行参数的综合分析,制定计划书,主要包括机组煤耗、锅炉效率、烟尘、脱硫、脱硝排放等重点节能参数与额定工况设计参数进行对比,对影响能耗的主要问题进行分析,制定可行性研究报告和实施方案。第三方面是参照西安电力热工院对该公司机组性能试验得出的结论,以及近两年机组技改项目对机组运行数据的影响,通过对上述数据的归类、统计、对比,围绕影响能耗的项目逐一排查,按照要求分别填写存在问题、原因分析以及可采取的措施。这些措施主要是针对偏差产生的具体原因,提出可操作的解决措施,围绕设备治理、节能新技术和优化运行等方面最终汇总编制的。 根据计划安排,该公司#2机组超净排放与节能技改方面的主要工作有:低氮燃烧改造、湿式电除尘改造、汽封改造等重大技改项目,同时还有机炉节能诊断及技改项目中的汽机抽真空系统优化、汽机冷端系统优化、热力系统疏水优化、锅炉吹灰器优化等工作。 随着新环保标准的实施及国家节能减排工作的深入开展,皖能马鞍山公司提前谋划明年的节能降耗工作,不仅是对机组性能数据的一次全面梳理,也因地制宜地提出了一系列好的节能减排方法,对优化运行方式、进一步提升运行效益起到较好的作用,为皖能马鞍山公司打造皖能集团第一家超净排放示范企业奠定基础。 相关附件:

在9月13日召开的华电集团200MW等级及以下燃煤发电标杆机组创建暨生产运营现场交流会上,华电山东百年电力发展股份有限公司作了典型发言,介绍了本单位在标杆机组创建和生产运营方面的先进经验。

  5月31日,在河北大唐国际张家口热电有限责任公司召开的2016年第一次创新项目推进会上获悉,该公司创新工作室项目进展顺利,并取得了阶段性成果。截至目前,该公司26个项目全部获得实施,3个项目首战告捷,并在实际工作中取得了良好的经济效益。

据介绍,今年以来,张家口热电公司认真贯彻集团公司提质增效工作要求,主动攻关,深挖优化运行渠道,充分利用检修改造,大力开展技术革新,从提高设备可靠性、优化能耗指标入手,节能降耗空间得到深度拓展,确保提质增效取得明显成效。在今年两台机组的检修中,该公司相继实施了引风机增容改造、低加疏水优化改造、给水泵前置泵泵体改造、低品质吹灰汽源改造、阀门内漏治理等项目,改造后安全性和经济性都有明显提升。其中,引风机增容改造一举解决了出力不足、空预器频堵的问题,对机组增容到315兆瓦时后设备可靠性起到了关键作用。低加疏水优化改造,通过旁路管道优化设计,减少了管道沿程阻力,彻底解决了减少由于疏水提前汽化造成管道发生水锤的缺陷,并实现了疏水热量回收。给水泵前置泵改造后,提高了泵体的耐冲刷性和密封性,提高了泵的运行效率,电机电流下降10A,达到设计值标准,两台机组每天共节约4240KWh 。吹灰系统改造后,大大减少了高品质蒸汽的浪费和吹灰系统磨损。阀门内漏是节能治理的重点,在今年检修中,该公司力度倍增,彻底治理阀门24台,消除安全隐患,提升经济性。

近年来,百年电力公司坚持以经济效益为中心,以同业对标、创建集团公司标杆机组为抓手,大力推进管理创新和科技进步,完成了一批科技含量高、节能效果好的技术改造项目,大幅度提升了机组的生产技术指标,4号机组供电煤耗连续两年成为华电集团同类机组标杆。

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