降低锅炉吹管成本的补水方式

2014-10-20吴志伟

综合智慧能源 2014年6期

吴志伟

(中国华电集团贵港发电有限公司，广西贵港 537100)

0 引言

火力发电机组在锅炉吹管期间的耗汽是一个不可逆的过程，为了确保锅炉吹管的成功，锅炉给水补水的可靠性十分关键。目前，600MW超临界燃煤火电机组锅炉吹管时主要通过启动凝结水输送泵向汽轮机凝结器或排气装置热水井进行补水，确保除氧器水位正常运行(凝结器处于负压状态时补水较快)，而西北某电厂660 MW超临界燃煤直接空冷机组的补水方式设计为凝结水输送泵通过大管径管道向除氧器补水，通过小管径管道向排气装置热水井补水，此设计在不启动凝结水泵向除氧器补水的情况下完全能满足锅炉吹管期间的补水要求。

1 系统概况

汽轮机低压缸排汽在空冷岛中经过换热冷却形成凝结水后流回排汽装置，由凝结水泵增压后，依次经精处理装置，轴封加热器，#7A，#7B，#6，#5低压加热器至除氧器。另外，凝结水系统还向辅助蒸汽系统、低压旁路、疏水扩容器等提供减温水和杂用水。凝结水采用中压精处理装置，系统中设2台100%容量的立式凝结水泵、4台低压加热器(#5，#6，#7A，#7B)、1台轴封加热器、1台内置式除氧器、1台凝结水输送泵和2台凝结水补水泵。#5，#6低压加热器、凝结水精处理装置均设有各自的凝结水旁路，#7A，#7B低压加热器设有大旁路。轴封加热器出口凝结水管道上有一路最小流量再循环管至排汽装置，再循环流量取凝结水泵最小流量与轴封加热器最小流量的大者。#7A，#7B低压加热器凝结水入口管道上设有调节阀，用于调节除氧器水位。#5低压加热器出口凝结水管路上接一路至有压放水排水管道，用于机组启动清洗时排放水质不合格的凝结水。凝结水补水箱配备1台凝结水输送泵和2台凝结水补水泵。凝结水输送泵在机组启动时向凝结水系统充水;当机组正常运行时，通过凝结水补水泵向排汽装置补水。排汽装置补水管道上设有调节阀，用于调节排汽装置热井水位。

2 技术方案

本文采取的技术方案是不启动凝结水泵而只启动凝结水输送泵或凝结水补水泵，向凝结水杂用水用户供水并向除氧器补水，既可满足锅炉吹管工作需要又能节约厂用电，降低锅炉吹管成本。

3 具体实施方法

锅炉吹管期间，锅炉给水补水过程未能达到节能的目的，没有充分利用其补水系统的设计功能，致使凝结水泵经常处于凝结水循环空耗状态，浪费厂用电，增加了锅炉吹管成本。该厂凝结水系统示意图如图1所示。

凝结水泵、凝结水输送泵及凝结水补水泵额定参数如下。

(1)凝结水泵。额定流量，1830 m3/h;额定电流，142.6 A;额定电压，10 kV。

(2)凝结水输送泵。额定流量，650 m3/h;额定电流，35.3 A;额定电压，10 kV。

(3)凝结水补水泵。额定流量，65 m3/h;额定电流，56.3 A;额定电压，380 V。

锅炉吹管期间，使用#1凝结水泵(变频调节)向除氧器进水，同时也启动凝结水输送泵向除氧器补水。凝结水输送泵向排气装置热井补水的管道管径较小，只能满足机组正常运行状态下的补水，#1凝结水泵向除氧器的进水量非常有限，吹管过程中基本处于再循环运行状态，造成能量空耗。而凝结水输送泵至除氧器的补水管道管径较大，在不启动凝结水泵的情况下完全能满足除氧器补水需要。

图1 凝结水系统

锅炉吹管期间，主、再热蒸汽管道上的所有疏水均加装堵板，没有任何疏水进入扩容器，几乎用不到凝结水减温水，所以凝结水输送泵至凝结水母管的注水管可为其他减温水及杂用水用户提供足够的用水量。

由上述可见，在锅炉吹管期间可以停运凝结水泵，仅运行凝结水输送泵补充给水，降低吹管成本。

4 经济效益分析

锅炉吹管期间，凝结水泵变频最低转速为900 r/min，凝结水再循环门全开时，凝结水泵电机电压为10000V，电流为30A左右，凝结水流量为400t/h左右，整个吹管期间#1凝结水泵累计运行约72 h，消耗电能33.672 MW·h(不带变频的凝结水泵耗能更多)，以电价1.2元/(kW·h)计算，可节约外购电费(300 MW以上机组大多数是单元接线，机组停运后辅机用电都是从电网倒送)40406元。