热网疏水梯级利用的实践

热网疏水梯级利用的实践

管洪军王斌张月雷

（山东省东营市胜利石油管理局胜利发电厂257087）

摘要：本文介绍了胜利发电厂以热能的梯级利用作为原则导向，针对该厂一、二期机组热网疏水系统运行方式存在的能级不匹配问题，在该原则指导下通过理论研究分析、系统改造进行了实践，达到降低机组发供电煤耗的预期效果，实现了节能降耗的改造目标。

关键词：火力发电厂；热网疏水；梯级利用；改造

热能与机械能的转换效率取决于工质热能温度的高低，高温热能高品位，低温热能低品位。热能的梯级利用可以提高系统用能的效率，是电厂节能研究的重要方向。胜利电厂一期为2220MW机组，二期为2300MW机组，四台机级均为一次调整抽汽凝汽式机组，冬季供暖，其余时间均为纯凝方式运行。经分析发现，热网疏水系统均存在能级匹配不合理的问题，节能降耗潜力较大，需通过系统优化和改造，降低能耗。

1、问题分析

目前国内大型供热机组热网疏水的回收方式主要有以下三种：

一是将热网疏水直接回收至机组除氧器；

二是将热网疏水回收至机组凝结水管路，一般为凝结水泵出口；

三是将热网疏水经二级换热后回收进入机组凝汽器。

该电厂220MW机组额定供热抽汽流量200t/h，抽汽口位于第22级（六段抽汽），热网疏水温度105℃，采用第1种方式回收；300MW机组额定供热抽汽流量350t/h，抽汽口位于第16级（五段抽汽），热网疏水温度120℃，采用第3种方式回收，经二级换热后回收进入机组凝汽器。经分析发现，该厂一期与二期机组的额定热网疏水回收方式均存在热能梯级利用的不合理。

1.1一期机组问题分析

一期热网疏水温度仅为105℃，远低于除氧器入口（#5低加出口）水温，因温度不匹配，导致热能品位较高的四段抽汽流量大幅增加。表1为#1机主汽流量646t/h下，纯凝工况与供热工况下#5低加与除氧器参数对比。

表1不同工况#5低加与除氧器参数对比表

1.2二期机组问题分析

（1）热网疏水经首站一级换热后温度由120℃降至80℃，再进入疏水冷却器（与#7、#8低加并列运行）进行二级换热，换热器出口的热网疏水温度约60℃，直接排入水温约20℃的凝汽器热井。疏水与热井内的凝结水存在较大温差，疏水进入凝汽器后闪蒸，部分热量被循环水带走，增加了机组的冷源损失。因此，热网疏水的热能并未完全利用，热能梯级利用不合理。

（2）供热时机组凝结水量与纯凝工况相同，但进入#5低加的凝结水温度低，五段抽汽量增大，这部分高品位蒸汽用来加热凝结水而非发电做功。同时，这部分蒸汽凝结的疏水量达到60t/h，超出了其疏水能力，不得不通过紧急疏水进入凝结器，机组冷源损失增加。

2、热网疏水梯级利用改造方案

经对该厂一、二期机组回热系统进行分析，以热能梯级利用为原则，将疏水回收至与其温度相近的加热器，避免机组回热系统蒸汽能级错配，确保高品位蒸汽多发电，即将一期热网疏水回收至#5低加入口，二期热网疏水回收至机组除氧器，原至凝汽器系统保留，热网疏水温度低于100℃时使用。

2.1一期220MW机组优化方案

一期机组热网疏水原回收方式为直接回收，热网疏水泵将热网疏水打至除氧器，只需考虑疏水泵是否可满足回收至#5低加入口凝结水管道的要求。

供暖期一期机组使用小凝结泵运行，供热工况下凝结水泵出口压力为1.2MPa，除氧器压力为0.55MPa。一期热网疏水泵扬程150m，计算热网疏水压力降可知，疏水压降最大为0.1248MPa，热网疏水至#5低加入口处压力大于1.50-0.1248=1.38﹥1.2MPa，符合疏水要求，现有热网疏水泵可不必更换，满足改造后工况需要。

2.2二期300MW机组优化方案

二期热网疏水原方式经二级换热后回收至凝结器，若将疏水回收至除氧器，除热网疏水泵需要校核外，还必须考虑对原二级换热系统造成的影响。

（1）热网疏水泵需要换型。

经过核算，在考虑10%的安全系数时要求泵的扬程达到141m，原疏水泵扬程124m，额定流量439t/h，不符合改造要求，泵必须换型，结果如表2所示。

表2二期热网疏水泵选型

（2）热网除氧器补水温度需要提升。

原第一级换热的软化水加热器停运后，热网除氧器的软化水补水将无法加热升温，接近环境温度的补水增加了热网除氧器对机组五段抽汽的消耗,且热网除氧器是混合式换热器。因五段抽汽为除盐水,成本远高于软化水，按除盐水成本25元/t,软化水成本7元/t，制水成本将增加100万元/年，因此必须新增一台软化水加热器，提高补进系统的软化水温度。

因简化系统考虑，软化水加热器采用表面式换热器，运行时软化水加热器和热网除氧器汽源一同由机组供热蒸汽（五段抽汽）供汽。软化水加热器产生的疏水经泵升压后回至本机疏水箱，避免高成本的除盐水混入软化水。

3、效果与效益

一、二期共四台机组的热网疏水经优化改造投入运行已超过一个供热季的时间，系统运行符合预期。通过改造，热网疏水实现了能量梯级利用，机组经济性提升明显。

3.1热能梯级利用更合理

热网疏水回收至温度相近的加热器后，因能级匹配，未增加更高一级的机组抽汽量，这部分减少的上一级抽汽高品位热能可以用来做功发电，而不再仅仅用于加热，热能的梯级利用显然更加合理。下面以二期300MW机组为例进行说明，如表3所示。表3二期300MW机组热网疏水优化改造前后对比

在机组电负荷、供热抽汽量、机组真空相差小的工况下，

（1）因凝结水量减少近一半，六、七、八段抽汽压力提升幅度大，说明五段抽汽量大幅减少，这部分五段抽汽继续在汽轮机内做功，体现了热能的梯级利用原则。同时，由于六、七、八段抽汽温度大幅升高，提高了末级叶片干度，末级及次末级叶片的冲刷减轻，提高了机组安全性。

（2）锅炉蒸发量降低17t/h，机组汽耗率减小，机组运行效率更高；

3.2经济效益

3.2.1一期220MW机组

2017年一期机组实际供热120天，供热期间平均主汽流量638t/h，供热抽汽量150t/h，机组电负荷189MW。经核算，改造后增加发电量162.3kWh，降低标煤耗0.75g/kWh，供热季一期两台220MW机组总计减少标煤消耗816t。

3.2.2二期机组

2017年期机组实际供热天数133天，机组平均热网疏水流量350t/h，经核算，改造后减少冷源损失45.29GJ/h，折合降低标煤耗1.713t/h。#5低加疏水逐级自流，水再进入凝汽器，减少冷源损失7.6GJ/h，折合降低标煤耗0.287t/h。改造后总计降低标煤耗2t/h，供热季二期两台300MW机组总计减少标煤消耗9600t。

3.3社会效益

因煤耗下降，燃烧所排放的NOx、硫化物等大气污染物减少，用于脱硫、脱硝的成本降低，此部分的经济及社会效益均非常可观，

4、总结

热能的梯级利用是电厂节能降耗的有效途径，本文所述供热系统正是通过改造实现了其疏水的梯级利用，也使得整个汽轮机组回热系统的热能梯级利用更加合理，取得了预期的目标，对该厂全年煤耗的下降起到重要的作用。

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