330MW机组低加疏水系统的改进

摘要:通过对华电中宁发电有限责任公司#1、2机#７低加正常疏水不畅的问题进行原因分析，确定调节阀通流面积过小和疏水管道沿程阻力过大是引起#7低加疏水不畅的主要原因,并以此对疏水系统进行优化改进，最终解决了低加疏水不畅的问题。

关键字:低加；疏水；改造；经济性

Abstract: Trough the Huadian Zhongning Power Generation Company Limited # 1, 2 machine # 7 low plus impeded normal drainage problem cause analysis, to determine the regulating valve flow area is too small and drains along the way too much resistance, it is caused by the #the seven main reason for low and hydrophobic poor, and to optimize the improvement of the drain system, the ultimate solution low hydrophobic poor.Key words: low; hydrophobic; transformation; economy

中图分类号：TB857+.3文献标识码： A 文章编号：2095-2104（2012）03-0020-02

1前言

华电中宁发电有限责任公司#1、2机是由上海汽轮机厂制造的N330―16.7／537／537型汽轮机组，分别于2004年12月和2005年11月投产发电。该机组回热加热系统由三高、四低一除氧组成，其中#5、6、7、8低加为表面式加热器，为哈尔滨汽轮机辅机厂生产制造，#7、8低加合为一体放置在凝汽器喉部。低加疏水采用逐级自流的方式，最终由#8低加排入凝汽器。为保证机组的安全运行，各加热器除设有正常疏水外，还设有一路紧急疏水，在事故或低加水位过高时将疏水直接排入到凝汽器。

2现状分析

华电中宁发电有限责任公司#1、2机组投产以来，一直存在#7低加疏水不畅的问题，即在#7低加正常疏水调阀全开的情况下，低加水位仍持续升高，导致#7低加紧急疏水调阀必须开启一定开度方能维持低加正常水位， 其中#1机组#7低加在正常运行中疏水紧急放水门开度在27％～53％之间，#2机组#7低加在正常运行中疏水紧急放水门开度在26％～50％之间。由于#7低加运行中紧急放水门不能完全关闭，致使＃7低加的部份疏水不能到＃8低加加热凝结水，而是流到凝汽器，使部份疏水中的热焓释放在凝汽器中（#7低加紧急放水温度在90℃左右），#1、#2机组#7低压加热器运行中的不正常疏水，导致了如下两个严重后果：

2.1安全问题

按设计要求，危急疏水仅是在加热器水位高时才动作，而平常是由正常疏水调节阀控制水位的，两者控制特性不同。现正常疏水工作不正常，若危急疏水阀

出现机械故障或控制部分发生故障，则会由于抽汽管道上无阀门而无法隔离汽侧造成停机甚至汽缸进水事故。

2.2经济性问题

加热器的疏水由于不从正常疏水口走而从危急疏水管道直接排走，一方面导致加热器无水而使加热器内传热恶化，传热效率降低；另一方面又造成疏水冷却段完全失效，使加热器的疏水端差增加。上述都会增加汽轮机的热耗率。

3 原因分析

我们通过对运行参数进行观察，以及查阅设计图纸等相关资料，并结合现场管路的布置，认真分析#7、8低加的运行状况，如表1及图1所示：

表1 # 7、8低加运行参数统计

从表1中可以看出，#1机组在各个负荷工况下，#7、8低加之间的压差均大于并接近设计值（53kpa），但各个工况下#7低加紧急疏水调门均有一定的开度，且负荷越高开度越大，说明疏水量越大疏水越不畅。根据对#2机组的观察，情况也相同。

图1为#7低加正常疏水系统竣工图，

此外从现场系统管路布置来看，我们分析认为造成#7低加疏水不畅的主要原因有以下几个方面：

1、#7低加至#8低加正常疏水管道较长（为39.8m）且弯头较多（11个），使得该疏水系统阻力较大，造成#7、8低加正常疏水不畅。

2、#7低加疏水管路为￠219，而所配费希尔调节阀为6"（150mm），通流面积明显不足。#7低加正常疏水调节阀门通径仅为150mm，在高负荷时疏水可以自流的情况下，不能达到疏水流量要求。

3、#7低加至#8低加压差不足，因#7低加进汽为低压缸5段抽汽，#8低加为低压缸6段抽汽，两段抽汽相邻，级压差设计为53kap，虽然在机组运行当中，#7、8低加疏水压差超过设计值，但仍不足以克服管路阻力将疏水全部输送至#8低加。

4 解决问题的方案和措施

4.1优化管路，减少弯头，缩短管程，降低沿程阻力。

2009年我公司先后对#1、2机组#7低加正常疏水管路进行了优化改造设计，减少弯头数量，缩短管道长度，以降低管道沿程阻力。具体措施如图2：将疏水管直接从#7、8低加下部穿过，在疏水调节阀后管道向上，最后水平接入#8低加管道，管道长度缩短至12.5m，弯头数量减少至4个，但改造后效果并不明显，#7低加紧急疏水调阀开度仍有17～38%的开度， #7低加的疏水仍不能全部通过正常疏水管道输至#8低加去加热凝结水。

4.2增大疏水通流面积。

2010年，利用机组小修，我公司又对#7低加疏水系统进行改进。考虑到#7低加正常疏水调节阀门通径仅为150mm，与前后管径有明显的区别。故在#7低加正常疏水旁路旁增加一路￠159的旁路，以解决调节阀通流面积不足的问题，增加疏水的通流面积（具体改造见图3虚线）。

4.3 降低#7低加至#8低加疏水入口水平管段的标高，以克服压差不足。

因机组负荷越低，#7、8低加级间压差越小，虽然疏水量下降，但由于压差减小，疏水仍不能全部输至#8低加，故根据现场管道布置情况， 2010年小修中，同时对#7低加至#8低加疏水入口水平管段在原来的基础上降低500mm，如图2、图3虚线所示，相对降低#7、8低加之间的压头阻力。

5 改进后效果

通过前后两次的改造，#1、2机组运行后#7低加紧急疏水门在各个工况下均可保持在关闭状态，#7低加的正常疏水调门可以正常实现对低加水位的控制。

改造完成后，低加的疏水完全按设计达到逐级自流，彻底解决了#7低加疏水不畅的问题，有效的提高了回热系统的循环热效率，同时降低了进入凝汽器的热负荷，改善了凝汽器的换热效果。通过改造前后的运行参数对比，改造后除氧器进水温度提高1.2℃，凝汽器真空提高约0.15kpa。按有关标准除氧器进水温度上升1℃，降低供电煤耗约0.09g/kw.h；真空提高0.1kpa，降低供电煤耗0.16 g/kw.h.两项合计按中宁公司#1、2机组年发电量40亿kw.h计，年节约标煤：40×108×0.25/106=1000t。每吨标煤按500元计算，两台机年节约资金约1000×500=50万元.

除此之外，原来未被利用而直接进入凝汽器的疏水，增加了凝汽器的热负荷，降低了凝汽器的真空；同时延长循环水泵双泵运行时间，增大厂用电量，改造后上述两方面问题都得到了解决。

结 论

中宁公司为解决#1、2机组#7低加疏水不畅问题，先后对#7低加疏水系统进行改进，共投入资金不到3万元，成功解决了正常疏水不畅的问题，并带来了每年节约标煤约合50万元的直接经济效益。同时有效改善了机组凝汽器工作环境，延长了循环水泵单泵运行时间，减少了厂用电消耗，给企业的节能降耗工作带来良好的经济效益和社会效益。

参考文献

[1] 李青 《火电厂节能技术及其应用》 中国电力出版社 2007年08月；

[2] 杨玉顺 《工程热力学》 机械工业出版社 2009-6-1；

[3] 叶涛 《热力发电厂》 中国电力出版社 2009-8-1

工作单位：华电宁夏中宁发电有限责任公司

作者：汪晓云，女，1972年3月出生，助理工程师，大学本科，主要从事火力发电厂汽轮机设备的检修与维护。

注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。