200MW供热机组热力系统优化设计

200MW 供热机组热力系统优化设计

O p ti m izati on on T herm odynam ic System L ayou t fo r 200MW H eating Pow er U n it

王　钟,黄　涛

(东北电力设计院,吉林　长春　130021)

摘　要:针对200MW 供热机组热力系统常规设计中存在的问题,结合长春第二热电有限责任公司二期工程的热力系统布置以及运行维护等实际情况,提出了采用高压旋膜除氧器、取消低压补水除氧器、增加凝结水补充水箱、取消低加疏水泵等项优化设计,为同类型供热机组的设计提供一定的参考。关键词:200MW 供热机组;热力系统;除氧器;疏水泵;热网

中图分类号:T K 28411 文献标识码:B 文章编号:100925306(2003)0420024203

收稿日期:2003203225

作者简介:王　钟(19672),男,高级工程师,现在东北电力设计院机务处工作。

随着科学技术的进步和市场条件的变化,按常规设计的200MW 供热机组热力系统已越来越不适应火电厂安全运行的要求,在设计时需对热力系统进行优化,使电厂运营效益最大化。下面以长春第二热电有限责任公司(以下简称长春热电二厂)二期工程(3×200MW )热力系统设计为例,提出200MW 供热机组热力系统优化设计的几点建议。

1　设备及热负荷参数

长春热电二厂二期工程(3×200MW 供热机组),锅炉选用国产超高压中间一次再热、汽包锅炉,采用单炉膛、全钢构架悬吊结构、紧身封闭布置。汽轮机选用国产超高压CC 140 N 200212175 535 535 1.1 0.42型汽轮机。平均生产蒸汽负荷70t h ,对于工业热负荷:冬季最大负荷100t h ,最小负荷80t h ;夏季最大负荷70t h ,最小负荷40t h 。供汽压力1.0～1.2M Pa ,供汽温度250℃,回水率为零。设计采暖热负荷:最大1318.5t h ,最小418t h 。

2　热力系统优化设计

2.1　采用高压旋膜除氧器,取消低压补水除氧器

200MW 供热机组热力系统常规设计中,一般

设置低压除氧器系统,对除盐水加热除氧。系统主要包括低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关

附属设备。从化学水处理车间来的除盐水补入低压

除氧器(大气式),加热除氧后,通过中继水泵升压进入高压除氧器。设置此套系统的原因是:供热机组的补水量大,普通高压除氧器允许的凝结水温升只有40℃,常温下的除盐水直接补入高压除氧器,由于温度偏低,达不到除氧要求。

如果采用高压旋膜除氧器,可取消低压除氧器、中继水泵及相关附属设备。取消低压除氧器后,补水有2种方式:一是补入高压除氧器;二是补入凝汽器。从运行经济性上分析,补入除氧器的热经济性要低于补入凝汽器,且补入除氧器要增加额外的运行费用(需提高补水泵压头),所以推荐采用补入凝汽器的方式。从化学水处理车间来的除盐水经凝结水补充水箱后补入凝汽器,这样设计的可行性、可靠性论证如下。

a .　正常运行时长春热电二厂二期工程工业抽汽量比较小,由其引起回热系统补水量较小,补水量最大约为100t h 。经哈尔滨汽轮机厂计算后认为,在补水量为70t h 时,凝汽器热井出水含氧量能满足运行要求,运行方式可行,且不需改变常规200MW 机组所配凝汽器本体的设计。

b .　由于二期工程扩建的机组为供热机组,在供热工况运行时凝结水量比纯凝工况运行时凝结水量要小很多,低压加热器的换热面积是按满足加热纯凝工况凝结水量设计的,因此将除盐水补入凝汽器不会改变低压加热器的设计、不会增加低压加热器的投资。

・

42・

c.　采用高压旋膜除氧器,淋水密度大,可达177m3 (m2・h),因此凝结水的提升温度高,可达97℃,因此即使在冬季最大供热工况下,低压加热器由于故障切除造成除氧器入口凝结水温度低,也不会影响机组的正常运行;允许除氧器入口凝结水含氧量大,最大溶解氧质量浓度为7.6m g L。

d.　太原第一热电厂300MW供热机组采用了高压旋膜除氧器,取消了低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备,运行良好。

通过以上分析,可看出取消低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备,将除盐水经凝结水补充水箱后补入凝汽器是可行的,运行是可靠的。

经改进后的热力系统具有如下优点。

a.　节省了初投资,取消低压除氧器及相关附属设备、中继水泵及相关附属设备,经计算每台机组可节省初投资80万元。

b.　运行时除盐水补水被逐级加热,提高了机组的经济性。

c.　简化了系统,降低了检修维护量,减少了厂用电量,节约了运行成本。以取消中继水泵为例进行估算,安装2台泵,1台运行,1台备用。泵出力187t h,扬程120m,电机功率75k W,年设备利用小时数5430h,电价按0.18元 (k W・h),年节约运行费用7.33万元。

2.2　增加凝结水补充水箱

200MW供热机组热力系统常规设计中,凝汽器热井水位通过凝结水管路调节阀调整,即在凝汽器热井水位高时,开大凝结水管路调节阀的开度;在凝汽器热井水位低时,关小凝结水管路调节阀的开度;在除氧器、凝汽器热井水位均高时,只能通过除氧器的高水位溢流,降低除氧器、凝汽器热井水位,降低了机组的热经济性。

为避免以上的弊病,根据《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000)中的10.5.5条明确规定:“中间再热机组的补给水在进入凝汽器前,宜按系统的需要装设补给水箱和补给水泵”,在长春热电二厂二期工程的凝结水补水系统中设置凝结水补充水箱,此时热井水位与除氧器热井水的调节各自独立,热井水位的调节通过轴封加热器后,至凝结水补充水箱的管道,将水送回凝结水补充水箱完成。凝结水管路的调节阀主要用于调节除氧器的水位。

2.3　采用水环式真空泵

200MW供热机组热力系统常规设计中,抽真空系统配备抽气式射水泵,每台机组的抽真空系统主要设备有1个射水池、2台射水泵、2台射水抽气器以及相关的附属设备、管道和阀门,每台射水泵电机功率为180k W。

在长春热电二厂二期工程设计中每台机组抽真空系统配有2台水环式真空泵,每台水环式真空泵电机功率约为60k W,年设备利用小时数5430h,电价按0.18元 (k W・h)计算,和射水泵相比,每年节约运行费用23.47万元,但其初投资每台机组增加31万元。采用水环式真空泵系统具有以下优点:

a.　运行可靠性高　山东石横发电厂的运行表明水环式真空泵连续运行时间可达70000h以上;

b1　抽真空性能稳定　机组在夏季运行时,循环水温度高,汽轮机背压也随之升高,此时射水抽气系统出力不够,不能保证机组稳定的真空,但水环式真空泵系统此时能自动跟踪背压变化情况,保证机组真空要求;

c.　自动化程度高　可在控制室内灵活控制。

水环式真空泵系统虽然比射水抽气器系统初投资高,但考虑运行电耗后,水环式真空泵系统比射水抽气器系统的年费用低。正是由于以上优点,目前在300、600MW机组上广泛使用水环式真空泵系统,在不少高压及超高压机组上也广泛使用水环式真空泵系统,替换原有的射水抽气系统。例如徐州发电厂200MW机组、山东卫桥电厂300MW机组、深圳南山电厂300MW机组和内蒙古丰泰电厂200MW 机组。

2.4　取消低压加热器疏水泵

200MW供热机组热力系统常规设计(以长春热电二厂一期工程为例),低压加热器疏水系统布置如下:3号、4号低压加热器疏水逐级流入2号低压加热器,然后用疏水泵(共2台,1台运行、1台备用)将2号、3号、4号低压加热器疏水送入2号低压加热器凝结水出口管道。1号低压加热器疏水通过另一台疏水泵(共1台)升压后进入1号低压加热器凝结水出口管道。

在二期工程设计中取消疏水泵,疏水逐级流回凝汽器,这样设计的理由如下。

a1　疏水泵疏水热经济性提高不明显。通过理论上的计算采用疏水泵疏水比逐级疏水热经济性只提高0.05%～0.15%。

b.　逐级疏水系统简单可靠、投资少,不需要附加运行费用,维护工作量小,简单增加疏水冷却器,可提高机组热经济性。

・

5

2

・