改进锅炉水压试验方法

2018-12-18曾勇生

科技与创新 2018年23期

关键词：除氧器凝结水给水泵

曾勇生

改进锅炉水压试验方法

曾勇生

（广东粤华发电有限责任公司，广东广州 510730）

从生产实际出发，阐明黄埔发电厂2台330 MW单元机组锅炉水压试验的操作方法，并对系统改造后的操作方法进行分析比较。改造后简便了操作步骤，节约了厂用电，提高了经济效益，另外，延长了汽轮机检修时间，保证了相关设备的检修质量。

锅炉；水压试验；操作方法；机组效率

黄埔发电厂1990-11投产2台30万千瓦亚临界一次中间再热单轴四缸四排汽冲动凝汽式燃煤汽轮发电机组。锅炉1 025 t/h亚临界压力中间再热露天布置燃煤UP型直流锅炉，之后改进为33万千瓦汽轮发电机组。

1 锅炉水压试验的必要性

锅炉水压试验是检查锅炉承压部件的严密性试验，是保证锅炉安全运行的重要措施之一，根据《电力工业部锅炉压力容器监察规程》规定，每次大小一修，局部受热面临修后，均应对锅炉承压元件进行工作压力的水压试验，因此，做好水压试验的每一项操作，对机组的安全运行非常重要。

2 锅炉水压试验的有关设备简介及运行方式

黄埔发电厂2台330 MW机组，2台机组之间都统一配置相同型号、性能相近的设备，每台机组的运行控制方式为一机一炉配置，机炉电整体监视和集中控制的单元制机组，配SG-1025/16.7-M313直流N330-165/535/535汽轮机，汽机主要辅助设备有2台并联凝结水泵，2台并联凝升泵，正常运行时单台凝结水泵和单台凝升泵串联运行，另1台备用，在给水系统中配置2台汽动给水泵，1台电动给水泵作备用。其运行流程为凝结水泵串凝升泵经低压加热器至除氧器，再由给水泵从除氧器经高压加热器到锅炉。其中高压加热器凝结疏水直接回收除氧器，低加疏水由低加疏水泵打至除氧器回收利用。

2.1 水压试验的有关设备的技术参数

水压试验水泵参数如表1所示。

G6-7（165）-3型小汽轮机参数：最大功率为6 MW；正常转速范围为4 000～5 750 r/min；油动机行程为低压0～122 mm，高压0～48.75 mm；电泵额定功率为5 500 kW；循泵额定功率为1 600 kW；凝泵额定功率为315 kW；凝升泵额定功率为630 kW。

回热抽汽工况与抽汽点如表2所示。

表1 水压试验水泵参数

水泵参数电压/V额定电流/A流量/（T/H）扬程/MPA 凝结水泵600036.48100.824 凝升泵6000727952 电动给水泵600059054524

表2 回热抽汽工况与抽汽点

加热器参数抽汽 1段2段3段4段5段6 段7段8段对应加热器#3高加#2高加#1高加除O2#4低加#3低加#2低加#1低加抽汽量49.686.838.221.53151.438.3 加热器出口温度263239.6194.816514712587 上级疏水量13549.22 3183.2 本级疏水量17213549.22 31.383.212220.3

2.2 水压试验的操作步骤

每次炉水压试验汽机必须按以下顺序进行：①必须具备循环水、工业冷却水。②建立凝汽器水位。③凝结水系统启动运行。④除氧器建立正常水位。⑤凝结水系统循环及除氧加热。⑥启动给水泵向锅炉送水。⑦锅炉的低流量进水查漏。⑧给水升压工作压力检查。

要完成锅炉的水压试验，不仅操作系统复杂繁多，而且操作过程时间长。特别是当任一环节、任一设备不能满足运行要求时，都会使整个过程中止而延误整个试水压过程。由实际操作过程可知，从建立凝汽器水位到启动给水泵阶段，由于系统检查操作步骤多，加上升温升压的限制，这个过程往往需要3～4 h完成。

从锅炉进水到最后进行工作检查，主要受升压速度的限制，根据《330 MW运行规程》规定，锅炉进水时控制给水流量60～150 t/h缓慢进水，放清炉本体空气，查漏，控制升压速度0.2～0.3 MPa/min，对工作压力进行检查。在此阶段又要消耗3～4 h。

整个水压试验过程，不但操作复杂、耗时过长，而且启动辅机设备多，从而造成厂用电损失巨大，这也是造成厂用电损失大的最主要原因。因此在锅炉水压试验过程中简化操作过程，节约厂用电，有着极其重要的意义。

3 解决方法及提出方案

要解决以上问题，只有通过系统改造来实现。从现实情况来看，在单元制机组中，几台机组同时检修的可能性不大，因此水压试验机组可充分利用运行机组的潜力。根据《锅炉监察规程》规定，锅炉进水温度控制在20～70 ℃。因此我们可在运行机组（邻机）中的#2低加进口处互相设置联通管，各机之间用联络门加以控制。然后在联通管又各接管至试水压炉（本炉）的给水母管给水调整门后，之间再用门控制。这样就可以从运行机组中引水至本炉，作为本炉冷态低流量进水。当低流量进水满水时，改用邻机给水升压门作为本炉给水升压。为方便区别和操作，我们把加装联络门编号为#5机试水压1门和2门，#6机编号为试水压3门和4门。在给水母管处联络门编号为#5炉升压1门和2门，#6炉升压3门和4门。水压试验相关系统如图1所示。

再热器的水压试验，可在邻机给水泵中间抽头中接联通管至本炉再热器。本炉再热器水压试验时用邻机给水泵中间抽头作为本炉试水压。

图1 水压试验相关系统

4 方案分析

理论上分析，黄埔发电厂2台330 MW机组，带额定负荷时，由表1可知，锅炉的给水流量为1 025 t/h，凝结水系统中凝升泵额定出力为800 t/h，电流为72 A，而#1～#3段抽汽所对应高加凝结疏水共135 t/h，直接排到除氧器，而#4～#7段抽汽所对应的除氧器及低加疏水通过疏水泵也打至除氧器，这8段的疏水总量在带额定负荷时足有350 t/h，扣除凝结水系统中冷却密封水。因而凝结水系统中凝结水流量只需700 t/h，就可满足带额定负荷，这也说明凝结水泵凝升泵有足够出力富余。在实际生产中也证明了，带额定负荷时凝结水泵电流在26～28 A之间，凝升泵电流为52～60 A，凝结水流量在650～700 t/h。理论和实践都证明了系统中有100多吨富余。按《规程》规定，锅炉进水时流量为60～150 t/h，升压速率0.2～0.3 MPa/min的要求，因此从运行的凝结水系统中取水可满足运行要求。

当锅炉满水后，压力升至2 MPa时，改用邻机给水母管对本炉进行升压。从我厂330 MW机组给水泵及小汽轮机技术参数可知，给泵的流量出力为580 t/h，小机最大功率为6 MW，连续运行转速范围4 000～5 750 r/min。出口压力24 MPa，而实际运行中，带额定负荷时，给泵流量为450 t/h左右，小机转速在5 200～5 400 r/min范围，出口压力21～22 MPa之间，因此运行给水泵也能满足锅炉水压试验升压的基本要求。

5 改进后的操作步骤

改进后的锅炉满足以下进水条件（以#6炉试水压为例）：①检查关闭本炉（#6炉）试水压3、4门，开启邻炉（#5炉）试水压1、2门。②检查邻炉本炉升压门关闭。③缓慢开启本炉（#6炉）升压3、4门，控制进水流量60～150 t/h，压力升速率0.2～0.3 MPa。④当锅炉水压升至1 MPa时，暂停升压，查漏人员对受压进行全面检查。⑤当锅炉水压升至2 Pa时，全面检查后邻炉（#5炉）给水升压门进行升压。⑥关闭邻机试水压1、2门。⑦缓慢开启邻（#5）升压1、2门，控制升压速率至工作压力。

再热器的水压试验：①汽机有关进汽管道加装堵板。②检查本机给泵中间抽头试水压门关闭。③开启邻机给泵中间抽头试水压门进行试水压。

6 改进后的操作注意事项及有关防范措施

系统改造后，进行水压试验的各项操作，一定要认真细致，必须检查清楚。当开启运行中（邻机）系统时，应注意运行机组的参数变化，操作要缓慢。在有影响运行机组安全行为时，应立即停止操作，同时迅速采取措施，以免影响运行机组安全运行。水压试验必须统一接受指挥，要有专人监视压力，严防超压。升压速率要控制平稳，不参与试验的部分要做好隔绝措施。

系统改造后可能容易出现的问题及针对性防范措施主要有以下几点：①由于利用运行机组的凝结水进行进水，当运行机组的凝结水泵凝升泵电流超限、流量不足时，可启动运行机组中的备用凝升泵来加大凝结水出力，以满足运行机组和试水压机组的要求。当关小试水压的进水仍无法消除时，应立即停止试水压的各项操作，确保运行机组的安全。②当运行机组出现凝汽器水位、除氧器水位下降较快时，应及时加大凝汽器补水，开启补水泵，同时减小试水压的进水流量，无法消除时停止试水压的操作。③在开启运行中的给水升压门时，应注意关注给水泵运行情况，检查泵的出力、转速、震动、压力等参数不超限。必要时可启动电动给水泵，当无法维持时停止试水压的操作。④当开启运行中给水升压门时，应检查运行中和水压试验机组的水压试验门是否关闭严密，以防高压给水进入凝结水系统中，使低压系统不能承受而损坏设备。