| 标题 | 热网疏水回收改造 |
| 范文 | 武虎 摘 要：目前我厂二期热网疏水一直采用回收至凝结器的单一运行方式。因热网疏水量较大，疏水温度一般在105-120℃，直接排入凝汽器，大大增加了机组的冷源损失。为了将热网疏水回收至机组除氧器需增加1台表面式软化水加热器，以满足热网疏水回收至除氧器运行方式需要。同时通过经济性及一个供暖期的计算，热网疏水回收至除氧器可降低全年供电1.67g/kWh，两台机组一年降低成本767万元，大大提高了系统运行经济性。 关键词 ：除氧器；加热器；经济性 1项目概述 在二期热网首站系统设计中，加热器疏水有两路回收运行方式：一路回收至凝汽器，一路回收至机组除氧器。目前我厂主要运行方式为热网疏水回收至凝结器，这种运行方式存在以下的问题： 1.1机组的冷源损失大。热网疏水量较大，疏水温度一般在105-120℃，经过软化水冷却器及疏水冷却器冷却至50-60℃后，直接排入凝汽器，大大增加了机组的冷源损失，此运行方式不经济。 1.2 5号低加超负荷运行。供热抽汽来自5段抽汽，在供热期间，进入#8、#7、#6低加的抽汽量较纯凝工况大幅减少而凝结水量不变，所以进入#5低加的凝结水温较低，大大增加了#5低加抽汽量，减少了这部分高品质蒸汽的发电做功。同时， #5抽汽量增大后的凝结疏水量很大，通过正常疏水逐级自流方式无法及时排出，不得不将#5低加高温疏水直接倒入凝结器，进一步增加机组冷源损失。 1.3直接进入热网除氧器，补水温度较低，增加了热网除氧器蒸汽消耗，而热网除氧器使用机组五段抽汽加热，每小时进入软化水系统的蒸汽量与原工况相比多出20t，而机组抽汽为除盐水，其成本为25元/t，远高于软化水的7元/t，每年将增加制水成本100万元，经济性差。 为保证胜利发电厂热经济性持续提升和节能减排目标，采用热网疏水倒入机组除氧器的运行方式是安全可靠，但因存在以上几个问题，所以必须对系统进行相应的改造才能达到安全、经济运行的目的。提出如下设计方案：增加1台表面式软化水加热器，加热器疏水通过两台疏水泵打至疏水箱；升级更换2台疏水泵，以满足热网疏水回收至除氧器运行方式需要 2.理论计算： 软化水加热器选择：按照软化水进、出口温度20℃、90℃，软化水补水量340t/h，蒸汽压力0.392MPa，蒸汽温度257.6℃，疏水温度120℃，进行核算加热器蒸汽流量为40.2t/h 。 软化水加热器选型如下[2]： 型 号：GLQW-260-1.0-2B 水侧流量：340t/h 汽侧流量：40.2t/h 水侧入口温度：20℃ 水侧出口温度：90℃ 3系统改造及设计 在热网首站11.97米两台除氧头中间加装一台卧式表面式软化水加热器，并加装相关管道及阀门。 3.1 软化水加热器汽侧改造方案： 蒸汽取自#3、4机供热抽汽至热网首站2号除氧器供汽管道（Φ273×7mm），软化水加热器进汽管线为φ273×7mm，管道上分别安装DN250 PN25 的逆止门一只、DN250 PN25电动门一只、DN250 PN25调整门一只。 3.2软化水加热器水侧改造方案： 在5.97米层软化水至除氧器补水母管φ273×7mm竖直管（距离地面约1600mm）处加装DN250 PN25的电动闸阀一只，作为软化水加热器进水旁路门。在此电动门下侧加装φ273×7mm管路，并在11.97米加装DN250 PN25手动闸阀一只，做为软化水加热器进水手动门；回水经过DN250 PN25的手动闸阀至软化水至除氧器补水调整门前软化水管道。通过原调整门调整热网除氧器补水，保持除氧器水位。 3.3 软化水加热器疏水侧改造方案： 软化水加热器疏水从加热器底部引出通过φ133×5管线，在5.97米平台加装两台并联变频卧式离心泵（设计流量50t/h，扬程30m，介质温度120℃），加热器疏水通过两台疏水泵打至疏水箱。两台离心泵前各加装DN125，PN25手动门一只，泵后各加装DN80，PN25的出口逆止门、电动门一只。软化水加热器疏水泵出口至#3、4机疏水箱各設置一路支管线及一道手动阀门。加热器设置一路紧急放水至回收水池管线φ60×3.5mm，设置电动门一只。 4经济效益 按供热天数100天、每台机组热网疏水流量350t/h计算，改造后的经济效益： 4.1热网疏水回收至机组除氧器可减少机组冷源损失45.3GJ/h，折合减少损失标准煤1.713t/h，降低成本1370元/小时。在考虑凝结水泵少耗电量与热网疏水泵多耗电量之后，可降低成本1367元/小时，单台机组年可降低成本328万元。 4.2减少#5低加疏水直排凝汽器的冷源损失7.59GJ/h，折合减少损失标准煤0.287t/h，可降低成本229.9元/小时，单台机组年可降低成本55.2万元。 4.3在改造中设备施工一次投入费用209万元，按设备预计净残值率3%、设备预计使用寿命12年计算，投入后两台机组设备每年折旧费用16.9万元。 由以上三项计算可知，改造后单台机组总计可减少标准煤消耗2t/h，年可降低煤耗4800t，两台机组可降低煤耗9600t。经过一个2013至2014供暖季的验证，改造达到了预期目的。经计算，每年可为我厂降低供电煤耗1.67g/KWh，两台机组一年降低成本767万元。 另外，由于能效梯级利用更加合理，减少了#5低加进汽量，减少的抽汽量约有20t/h，这部分蒸汽继续向汽轮机末级做功，可减小供热期间汽轮机汽耗率，体现了高品质能源高利用、低品质能源低利用的能效梯级利用原则，充分利用工质的火用做功，提高机组效率，进一步提高机组经济性。同时由于煤耗的降低，燃烧所排放的氮氧化物、硫化物等大气污染物减少，用于脱硫、胶硝的成本降低，经济及社会效益非常可观。 参考文献 1. 能源部电力规划设管理局.火力发电厂汽水管道应力计算技术规定.1991. 2. 西北电力设计院.火力发电厂汽水管道支吊架设计手册.1983. |
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