调峰机组射汽抽气器用水方式的改造

调峰机组射汽抽气器用水方式的改造

肖洪成

关键词：汽轮机射汽抽气器化补水用水改造

1改造前存在问题及分析

近年来随着石河子电网机组单机容量的不断扩大，如何在完成调峰任务的前提下降低煤耗尽可能提高机组经济性、安全性，成为东热电厂完成节能任务的迫切要求。由于石河子垦区电网峰谷差较大，尤其是夏季农灌负荷，更加剧了电网的变化，使得机组投产后较长时间低负荷运行并频繁参与电网调峰。东热电作为中小型电厂，是石河子地区的主力调峰电厂。其中C12-4.9/0.98和C25-4.9/0.98两台抽凝机组就成为主要调峰机组，两台机组分别采用了射汽抽气器和射水抽气器抽真空的方式。其中C25-4.9/0.98采用射水抽气器形成真空稳定，射水泵水池的水来自生水补充，温度稳定，抽气器效率高。而作为12-4.9/0.98抽凝机组射汽抽气器是建立和维持汽轮机组高度真空状态的重要辅助设备，自机组承担调峰任务后出现了以下问题，给机组经济和安全运行带来不利影响。

1.1机组低负荷运行时使用凝结水再循环方式来保证两级抽汽器及各回热加热器有足够的冷却水量。使凝结泵的电量浪费效率较低，由于凝结水温度较高，循环加温也造成了抽汽器及轴封加热器工作效率降低，产生两个不利后果，一是由于抽气器工作效率低，真空下降，排汽温度高，照成机组效率低，发电煤耗增加。二是轴封加热器工作效率低，使机组前后轴封漏汽量增大，频繁发生油质含水量超标，虽经滤油处理但仍有恶化趋势。

1.2机组频繁启动依靠启动抽气器建立机组真空。由于启动抽气器采用直排大气方式运行，耗汽量达450kg/h，因蒸汽没有回收、频繁启动造成了较大排汽热损失和较大的排汽噪音。

2改造方案及实施

2.1经充分论证后进行了如下改造，如图所示，将化补水接至冷凝器，喷雾降温并供抽气器低负荷时用水，一般情况下不再使用再循环。

2.2启动时及时调节除氧器水位，将化补水补入凝汽器，启动时即可满足主抽气器冷却需要，避免使用启动抽气器。

这一方式的调整将450kg/h的抽气器耗汽回收至冷凝器，避免了启动抽真空的排汽热损失和较大的排汽噪音。

3改造后的效果

启动阶段辅抽用时（05.3.15~3.19共二次启动）

改前用时（分）辅抽用时（分）真空值(MPa)主抽用水方式

12015-0.065

12012-0.065

改造前后两种方式用水量对比

负荷kw进汽量T/H抽汽量T/H凝结水流量T/H补水量T/H

改前8500581927.80

改后8500581949.321.5

改前6000471718.70

改后6000471740.221.5

改前5500451717.40

改后550045174830.6

3.1汽轮机启动阶段：机组启动至接待负荷过程中全程使用主抽气器，直接使用了两级射汽抽器，其工作蒸汽全部凝结吸收，没有外排损失及噪音污染。由于启动阶段抽气器进汽采用新蒸汽，压力为1.0MPa，温度为435度，焓值为：h'=3338.30kJ/kg，耗汽量为450kg/h，正常开机时间2~3小时。经计算：一次开机即节省新蒸汽约450kg/h×2.5=1.1吨。

损失热耗值△Q=D×h'=450×3338.30×2.5=3.75×106kJ

折合损失标煤为3.0×106&pide;21215=177.4（kg）

每年按开机三次计算：损失标煤为177.4×3.0=532.2（kg）

3.2汽轮机低负荷运行阶段：使用化补水的运行方式替代了凝结水再循环方式。在机组低负荷运行阶段开启化补水，确保主抽及轴加等的冷却水量。改进后机组运行时针对凝汽器补入化补水和不补化补水时进行了数据采集如下表，由以往经验及上述数据选择日平均补入10吨化补水进行计算，15℃的软化水直接进入除氧器由较高的蒸汽加热到104℃，改为进入凝汽器由射汽抽汽器、轴加、低加加热到约70℃，再进入除氧器加热到104℃，减少外用气量来进行比较。15℃时水h1=63kJ/kg。70℃时水h2=293..35kJ/kg平均每小时补入10吨，减少热耗△Q=d*(h2-h1)=10t/h×103×（293.35-63）kJ/kg=2.3×106kJ机组全年运行按7000小时，标煤低位发热量为21215kJ/kg计算，可节约标煤耗为：2.3×106×7000&pide;21215×10-3=760（吨/年）另外，由于化补水代替了开凝结水再循环的方式，凝结泵电机耗电率明显下降。每小时可节电3-5度电。机组全年运行调峰按2000小时，少开启凝结水再循环的节电量为：2000×4=8000度电。

4需注意的问题

由于化补水喷雾进入冷凝器虽提高了其换热效率但水量过大易发生机组排气缸两侧偏冷现象，须注意根据经验控制适量，以免低压缸因膨胀不匀造成机组异常振动。