热电厂冷渣机回水管道技术改造浅析

李俊梅+唐彦东+刘欢

摘要：文章阐述了热电厂提高除氧器入口给水温度的必要性，对热电厂冷渣机回水管道技术改造进行了分析论述，改造后的系统应用效果良好，各项指标均优于改造前指标，机组回热效率提高，缓解了给水管道振动，机组冷源损失降低，具有较好的应用价值，并且符合能源的高质高用的原则和理念。

关键词：回水管道；冷渣机；回热系统；含氧量；系统优化

中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）25-0026-02

1 概述

中盐吉兰泰热电厂为两台CKZ135-13.24/535/535-1.2型空冷机组配套两台UG-480/13.7-M型循环流化床锅炉单元机组。凝结水经过六级回热系统后送往锅炉。回热系统是利用汽轮机抽汽加热锅炉给水的装置系统，可以提高热电厂热力循环效率。锅炉除渣系统采用干式排渣，炉渣在滚筒冷渣机内，热量由凝结水交换吸收，从而达到冷却炉渣回收热量、提升凝结水温度的目的。

在机组设计初期，热电厂凝结水经过除氧器水位调节阀后分两路进入除氧器，一路由1#、2#、3#低压加热器加热升温后进入除氧器，另一路经锅炉4台冷渣机后接入3#低压加热器出口管道进入除氧器。回热系统分为六段抽汽，一段至六段抽汽依次进入2#、1#高压加热器，除氧器，3#、2#、1#低压加热器。空冷岛凝结水温度保持在65℃左右，致使冷渣机入口冷却水温度较高，影响了冷渣机的安全运行和机组负荷的稳定，在实际操作中，只能通过增加通往冷渣机的冷却水量的方法来保证冷渣机的安全运行。实际系统流程如下：

图1 改造前系统流程图

热电厂设计除氧器入口给水温度为135℃，经过两年的运行，实际入口温度为115℃，利用热除氧原理通入三段抽汽加热后，除氧器水温为177℃。除氧器入口给水温度的降低使机组经济性降低，煤耗增加。针对这一现状，为了提高除氧器入口给水温度，热电厂从生产实际出发，分析得出影响除氧器入口给水温度的原因，为通往锅炉侧冷渣机的凝结水量过大，致使1#、2#、3#低压加热器的过水量不足，低压加热器利用率降低，给水温升不足。为了解决这一难题，利用2013年2#机组大修时机，热电厂对冷渣机回水管道进行了技术改造。

2 冷渣机回水管道改造

在原有系统的基础上，热电厂将冷渣机回水管道改接至1#低压加热器出口，冷渣机回水与1#低压加热器出口的凝结水混合后，进入2#、3#低压加热器继续加热，3#低压加热器出口混合后给水温度提升至142℃，进入除氧器。实际系统流程如下：

图2 改造后系统流程图

3 系统改造分析

3.1 解决了锅炉冷渣机与汽轮机低压加热器水量矛盾

改造前，为了保证锅炉冷渣机的安全运行，流经冷渣机冷却水量占凝结水流量的一半，剩余水量经过1#、2#、3#低压加热器利用回热系统进行加热，涉及到回热系统的经济运行，二者在调节中存在平衡分配的矛盾，改造后凝结水量经过冷渣机后回到2#、3#低压加热器继续加热，二者的矛盾得以缓解。

3.2 优化系统工艺，缓解了管道振动，保证了系统安全运行

改造前，冷渣机冷却水量在220t/h左右，回水温度小于80℃，3#低压加热器出口流量在200t/h左右，水温为145℃，两路水量由于温差过大，在3#低压加热器出口混合后管道出现轻微振动。改造后，回水接至1#低压加热器出口，两路水温接近，缓解了管道振动，保证了系统的安全运行。

3.3 除氧器入口水温提高，给水温度提高，煤耗降低

改造前，除氧器入口水温只有115℃，改造后，锅炉冷渣机回水经过2#、3#低压加热器的继续加热水温提升至142℃，除氧器入口给水温度提高了27℃，在相同的三段抽汽供汽量的情况下，除氧器水温提高了10℃，给水温度提升10℃，发电煤耗降低1.13g/kWh，机组效率提升了0.344%。

3.4 机组冷源损失降低，机组背压降低，机组效益提高

系统改造后，在将除氧器给水加热到同等温度水平时，三段抽汽的使用量减少，四段、五段、六段抽汽的投用量增加，汽轮机低压缸排汽量减少，机组排汽压力降低，真空提升，经济性提高。根据真空度每提高1kPa时发电煤耗降低2.26g/kWh的数据计算，2013年机组真空较2012年同期提高2kPa，2013年热电厂全年节约煤量16170吨，节约283万元。

3.5 提高了除氧器的除氧效率，降低了除氧器的排空损失

改造前，除氧器入口给水温度为115℃，进入除氧器后致使除氧器水温较低，为饱和状态，给水含氧量高达15ug/L（要求≤7ug/L），除氧器排氧门开度较大，热量损失增加。改造后，除氧器入口水温提高，给水含氧量降低，在6ug/L左右，比较容易控制，提高了除氧器的除氧效率，降低了除氧器的排空损失，减少了对锅炉管束的腐蚀。

3.6 回热系统效率增加，机组经济性提高

改造后，流经1#、2#、3#低压加热器的凝结水量增加，四段、五段、六段低压抽汽量增加，在改造前后除氧器水温持平的情况下，三段抽汽的流量较改造前降低了10t/h，回热系统效率提高。从而实现了高热值蒸汽发电，低热值蒸汽回热利用的目的，符合热量的高质高用、低质低用的用能原则。

4 结论

通过热电厂冷渣机回水管道技术改造，机组回热效率提高，保证了冷渣机的安全运行，缓解了给水管道振动，机组冷源损失降低，给水含氧量降低，机组真空提高，降低了发电煤耗，机组经济性提高。此项技改的实施符合能量的高质高用低质低用的理念，在循环流化床锅炉配套直接空冷的机组中值得推广应用。

参考文献

[1] 肖琳，闻朝中.热电厂汽轮机给水回热系统分析[J].武汉工程职业技术学院学报，1999，（2）.

[2] 周征宇.热电厂高压给水加热器的节能降耗综合治理[J].电站辅机，2003，（4）.

[3] 沙建峰，刘继平，严俊杰.低压加热器运行缺陷对经济性影响的计算及其分析[J].河南电力，2000，（4）.

作者简介：李俊梅（1982-），女，甘肃人，中盐吉兰泰盐化集团有限公司工艺工程师，研究方向：热能动力及能源。

摘要：文章阐述了热电厂提高除氧器入口给水温度的必要性，对热电厂冷渣机回水管道技术改造进行了分析论述，改造后的系统应用效果良好，各项指标均优于改造前指标，机组回热效率提高，缓解了给水管道振动，机组冷源损失降低，具有较好的应用价值，并且符合能源的高质高用的原则和理念。

关键词：回水管道；冷渣机；回热系统；含氧量；系统优化

中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）25-0026-02

1 概述

中盐吉兰泰热电厂为两台CKZ135-13.24/535/535-1.2型空冷机组配套两台UG-480/13.7-M型循环流化床锅炉单元机组。凝结水经过六级回热系统后送往锅炉。回热系统是利用汽轮机抽汽加热锅炉给水的装置系统，可以提高热电厂热力循环效率。锅炉除渣系统采用干式排渣，炉渣在滚筒冷渣机内，热量由凝结水交换吸收，从而达到冷却炉渣回收热量、提升凝结水温度的目的。

在机组设计初期，热电厂凝结水经过除氧器水位调节阀后分两路进入除氧器，一路由1#、2#、3#低压加热器加热升温后进入除氧器，另一路经锅炉4台冷渣机后接入3#低压加热器出口管道进入除氧器。回热系统分为六段抽汽，一段至六段抽汽依次进入2#、1#高压加热器，除氧器，3#、2#、1#低压加热器。空冷岛凝结水温度保持在65℃左右，致使冷渣机入口冷却水温度较高，影响了冷渣机的安全运行和机组负荷的稳定，在实际操作中，只能通过增加通往冷渣机的冷却水量的方法来保证冷渣机的安全运行。实际系统流程如下：

图1 改造前系统流程图

热电厂设计除氧器入口给水温度为135℃，经过两年的运行，实际入口温度为115℃，利用热除氧原理通入三段抽汽加热后，除氧器水温为177℃。除氧器入口给水温度的降低使机组经济性降低，煤耗增加。针对这一现状，为了提高除氧器入口给水温度，热电厂从生产实际出发，分析得出影响除氧器入口给水温度的原因，为通往锅炉侧冷渣机的凝结水量过大，致使1#、2#、3#低压加热器的过水量不足，低压加热器利用率降低，给水温升不足。为了解决这一难题，利用2013年2#机组大修时机，热电厂对冷渣机回水管道进行了技术改造。

2 冷渣机回水管道改造

在原有系统的基础上，热电厂将冷渣机回水管道改接至1#低压加热器出口，冷渣机回水与1#低压加热器出口的凝结水混合后，进入2#、3#低压加热器继续加热，3#低压加热器出口混合后给水温度提升至142℃，进入除氧器。实际系统流程如下：

图2 改造后系统流程图

3 系统改造分析

3.1 解决了锅炉冷渣机与汽轮机低压加热器水量矛盾

改造前，为了保证锅炉冷渣机的安全运行，流经冷渣机冷却水量占凝结水流量的一半，剩余水量经过1#、2#、3#低压加热器利用回热系统进行加热，涉及到回热系统的经济运行，二者在调节中存在平衡分配的矛盾，改造后凝结水量经过冷渣机后回到2#、3#低压加热器继续加热，二者的矛盾得以缓解。

3.2 优化系统工艺，缓解了管道振动，保证了系统安全运行

改造前，冷渣机冷却水量在220t/h左右，回水温度小于80℃，3#低压加热器出口流量在200t/h左右，水温为145℃，两路水量由于温差过大，在3#低压加热器出口混合后管道出现轻微振动。改造后，回水接至1#低压加热器出口，两路水温接近，缓解了管道振动，保证了系统的安全运行。

3.3 除氧器入口水温提高，给水温度提高，煤耗降低

改造前，除氧器入口水温只有115℃，改造后，锅炉冷渣机回水经过2#、3#低压加热器的继续加热水温提升至142℃，除氧器入口给水温度提高了27℃，在相同的三段抽汽供汽量的情况下，除氧器水温提高了10℃，给水温度提升10℃，发电煤耗降低1.13g/kWh，机组效率提升了0.344%。

3.4 机组冷源损失降低，机组背压降低，机组效益提高

系统改造后，在将除氧器给水加热到同等温度水平时，三段抽汽的使用量减少，四段、五段、六段抽汽的投用量增加，汽轮机低压缸排汽量减少，机组排汽压力降低，真空提升，经济性提高。根据真空度每提高1kPa时发电煤耗降低2.26g/kWh的数据计算，2013年机组真空较2012年同期提高2kPa，2013年热电厂全年节约煤量16170吨，节约283万元。

3.5 提高了除氧器的除氧效率，降低了除氧器的排空损失

改造前，除氧器入口给水温度为115℃，进入除氧器后致使除氧器水温较低，为饱和状态，给水含氧量高达15ug/L（要求≤7ug/L），除氧器排氧门开度较大，热量损失增加。改造后，除氧器入口水温提高，给水含氧量降低，在6ug/L左右，比较容易控制，提高了除氧器的除氧效率，降低了除氧器的排空损失，减少了对锅炉管束的腐蚀。

3.6 回热系统效率增加，机组经济性提高

改造后，流经1#、2#、3#低压加热器的凝结水量增加，四段、五段、六段低压抽汽量增加，在改造前后除氧器水温持平的情况下，三段抽汽的流量较改造前降低了10t/h，回热系统效率提高。从而实现了高热值蒸汽发电，低热值蒸汽回热利用的目的，符合热量的高质高用、低质低用的用能原则。

4 结论

通过热电厂冷渣机回水管道技术改造，机组回热效率提高，保证了冷渣机的安全运行，缓解了给水管道振动，机组冷源损失降低，给水含氧量降低，机组真空提高，降低了发电煤耗，机组经济性提高。此项技改的实施符合能量的高质高用低质低用的理念，在循环流化床锅炉配套直接空冷的机组中值得推广应用。

参考文献

[1] 肖琳，闻朝中.热电厂汽轮机给水回热系统分析[J].武汉工程职业技术学院学报，1999，（2）.

[2] 周征宇.热电厂高压给水加热器的节能降耗综合治理[J].电站辅机，2003，（4）.

[3] 沙建峰，刘继平，严俊杰.低压加热器运行缺陷对经济性影响的计算及其分析[J].河南电力，2000，（4）.

作者简介：李俊梅（1982-），女，甘肃人，中盐吉兰泰盐化集团有限公司工艺工程师，研究方向：热能动力及能源。

摘要：文章阐述了热电厂提高除氧器入口给水温度的必要性，对热电厂冷渣机回水管道技术改造进行了分析论述，改造后的系统应用效果良好，各项指标均优于改造前指标，机组回热效率提高，缓解了给水管道振动，机组冷源损失降低，具有较好的应用价值，并且符合能源的高质高用的原则和理念。

关键词：回水管道；冷渣机；回热系统；含氧量；系统优化

中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）25-0026-02

1 概述

中盐吉兰泰热电厂为两台CKZ135-13.24/535/535-1.2型空冷机组配套两台UG-480/13.7-M型循环流化床锅炉单元机组。凝结水经过六级回热系统后送往锅炉。回热系统是利用汽轮机抽汽加热锅炉给水的装置系统，可以提高热电厂热力循环效率。锅炉除渣系统采用干式排渣，炉渣在滚筒冷渣机内，热量由凝结水交换吸收，从而达到冷却炉渣回收热量、提升凝结水温度的目的。

在机组设计初期，热电厂凝结水经过除氧器水位调节阀后分两路进入除氧器，一路由1#、2#、3#低压加热器加热升温后进入除氧器，另一路经锅炉4台冷渣机后接入3#低压加热器出口管道进入除氧器。回热系统分为六段抽汽，一段至六段抽汽依次进入2#、1#高压加热器，除氧器，3#、2#、1#低压加热器。空冷岛凝结水温度保持在65℃左右，致使冷渣机入口冷却水温度较高，影响了冷渣机的安全运行和机组负荷的稳定，在实际操作中，只能通过增加通往冷渣机的冷却水量的方法来保证冷渣机的安全运行。实际系统流程如下：

图1 改造前系统流程图

热电厂设计除氧器入口给水温度为135℃，经过两年的运行，实际入口温度为115℃，利用热除氧原理通入三段抽汽加热后，除氧器水温为177℃。除氧器入口给水温度的降低使机组经济性降低，煤耗增加。针对这一现状，为了提高除氧器入口给水温度，热电厂从生产实际出发，分析得出影响除氧器入口给水温度的原因，为通往锅炉侧冷渣机的凝结水量过大，致使1#、2#、3#低压加热器的过水量不足，低压加热器利用率降低，给水温升不足。为了解决这一难题，利用2013年2#机组大修时机，热电厂对冷渣机回水管道进行了技术改造。

2 冷渣机回水管道改造

在原有系统的基础上，热电厂将冷渣机回水管道改接至1#低压加热器出口，冷渣机回水与1#低压加热器出口的凝结水混合后，进入2#、3#低压加热器继续加热，3#低压加热器出口混合后给水温度提升至142℃，进入除氧器。实际系统流程如下：

图2 改造后系统流程图

3 系统改造分析

3.1 解决了锅炉冷渣机与汽轮机低压加热器水量矛盾

改造前，为了保证锅炉冷渣机的安全运行，流经冷渣机冷却水量占凝结水流量的一半，剩余水量经过1#、2#、3#低压加热器利用回热系统进行加热，涉及到回热系统的经济运行，二者在调节中存在平衡分配的矛盾，改造后凝结水量经过冷渣机后回到2#、3#低压加热器继续加热，二者的矛盾得以缓解。

3.2 优化系统工艺，缓解了管道振动，保证了系统安全运行

改造前，冷渣机冷却水量在220t/h左右，回水温度小于80℃，3#低压加热器出口流量在200t/h左右，水温为145℃，两路水量由于温差过大，在3#低压加热器出口混合后管道出现轻微振动。改造后，回水接至1#低压加热器出口，两路水温接近，缓解了管道振动，保证了系统的安全运行。

3.3 除氧器入口水温提高，给水温度提高，煤耗降低

改造前，除氧器入口水温只有115℃，改造后，锅炉冷渣机回水经过2#、3#低压加热器的继续加热水温提升至142℃，除氧器入口给水温度提高了27℃，在相同的三段抽汽供汽量的情况下，除氧器水温提高了10℃，给水温度提升10℃，发电煤耗降低1.13g/kWh，机组效率提升了0.344%。

3.4 机组冷源损失降低，机组背压降低，机组效益提高

系统改造后，在将除氧器给水加热到同等温度水平时，三段抽汽的使用量减少，四段、五段、六段抽汽的投用量增加，汽轮机低压缸排汽量减少，机组排汽压力降低，真空提升，经济性提高。根据真空度每提高1kPa时发电煤耗降低2.26g/kWh的数据计算，2013年机组真空较2012年同期提高2kPa，2013年热电厂全年节约煤量16170吨，节约283万元。

3.5 提高了除氧器的除氧效率，降低了除氧器的排空损失

改造前，除氧器入口给水温度为115℃，进入除氧器后致使除氧器水温较低，为饱和状态，给水含氧量高达15ug/L（要求≤7ug/L），除氧器排氧门开度较大，热量损失增加。改造后，除氧器入口水温提高，给水含氧量降低，在6ug/L左右，比较容易控制，提高了除氧器的除氧效率，降低了除氧器的排空损失，减少了对锅炉管束的腐蚀。

3.6 回热系统效率增加，机组经济性提高

改造后，流经1#、2#、3#低压加热器的凝结水量增加，四段、五段、六段低压抽汽量增加，在改造前后除氧器水温持平的情况下，三段抽汽的流量较改造前降低了10t/h，回热系统效率提高。从而实现了高热值蒸汽发电，低热值蒸汽回热利用的目的，符合热量的高质高用、低质低用的用能原则。

4 结论

通过热电厂冷渣机回水管道技术改造，机组回热效率提高，保证了冷渣机的安全运行，缓解了给水管道振动，机组冷源损失降低，给水含氧量降低，机组真空提高，降低了发电煤耗，机组经济性提高。此项技改的实施符合能量的高质高用低质低用的理念，在循环流化床锅炉配套直接空冷的机组中值得推广应用。

参考文献

[1] 肖琳，闻朝中.热电厂汽轮机给水回热系统分析[J].武汉工程职业技术学院学报，1999，（2）.

[2] 周征宇.热电厂高压给水加热器的节能降耗综合治理[J].电站辅机，2003，（4）.

[3] 沙建峰，刘继平，严俊杰.低压加热器运行缺陷对经济性影响的计算及其分析[J].河南电力，2000，（4）.

作者简介：李俊梅（1982-），女，甘肃人，中盐吉兰泰盐化集团有限公司工艺工程师，研究方向：热能动力及能源。