疏水系统

疏水系统（精选10篇）

疏水系统 篇1

1 锅炉暖风器作用

暖风器设计是以蒸汽的凝结放热为基础, 设计思想就是使加热蒸汽冷凝放热变成饱和水后不断地排放出去。采用暖风器后, 可以避免在空气预热器金属表面造成的氧腐蚀和三氧化硫造成的硫酸腐蚀, 使金属壁的积灰大为减轻, 不致因堵灰造成引风阻力的增加, 从而大大延长空气预热器的使用寿命, 确保机组的安全运行。

2 锅炉暖风器疏水泵存在问题分析

我公司锅炉配备2台SD-NFT-I型二次风暖风器, 2台由江苏双轮泵业有限公司生产的D12-25×6型卧式暖风器疏水泵, 具体性能参数如表1所示。

我公司暖风器疏水系统采用“暖风器→疏水箱→疏水泵→除氧器” (即“去除氧器”) 布置方式 (图1) 。由于疏水泵运行启停频繁、疏水系统运行环境差等原因, 疏水泵自运行以来一直不稳定, 泵体振动大、轴封频繁漏水等现象频繁发生, 不仅使大量高品质疏水不能回收, 而且还影响现场的安全文明生产水平。因此, 有必要对暖风器疏水泵运行状态进行分析, 进行必要的系统改造, 以提高疏水的回收率, 减少能量的损耗, 同时降低设备维护的费用及工作量, 改善暖风器疏水系统的运行状态及管理水平。

3 锅炉暖风器不同疏水方式的运行分析

目前火电厂常用的暖风器疏水方式有2种, 一种是传统的“去除氧器”布置方式;另一种是近几年来国外普遍采用的“暖风器→疏水器→排汽装置 (凝汽器) ”。

3.1“去除氧器”疏水方式的缺点

(1) 系统复杂。疏水箱和疏水泵占据较大面积。疏水箱需要高位布置以避免疏水泵入口汽蚀, 且要有足够的空间进行汽水分离, 根据水位高低联锁疏水泵。运行中疏水泵的频繁启停和入口处易发生汽蚀都可能造成疏水泵非正常工作, 因此必须设置备用泵。同时疏水泵和除氧器的标高相差较大, 泵必须要有足够的扬程。

(2) 设备存在的问题较多。最常见的问题是疏水箱液位计故障及疏水泵发生汽蚀。液位计故障一方面可能会造成疏水箱满水甚至向暖风器倒灌, 使暖风器发生水击和振动;另一方面可能会造成疏水箱缺水, 导致疏水泵空转, 损坏泵体部件。同时由于泵的启停频繁, 对泵体部件的使用寿命带来很大的影响。

(3) 设备运行经济性分析。从2011年12月份机组运行后投入暖风器疏水泵以来, 暖风器运行参数较稳定, 各参数趋势基本一致, 以16日为例:在环境温度-7~-15℃, 暖风器出口温度控制在16~25℃之间, 暖风器疏水泵约55 min启动一次, 运行15 min停运, 1天暖风器疏水泵运行19次。疏水量计算:

每月 (30天) 疏水量为:Q=11 m3/h×15×19×30/60=1 567.5 m3。

疏水泵耗电量 (按疏水泵实际运行电流计算) :P泵=1.732×U×I×cosφ/1 000=1.732×380×23×0.85/1 000=12.867 kW。

则疏水泵每月 (30天) 耗电量为:W泵=P泵×t=12.867×15×19×30/60=1 833.55 kW·h。

3.2“去排汽装置”疏水方式的特点

“去排汽装置”疏水方式与“去除氧器”疏水方式相比, 系统大大的简化, 但对疏水调整门调节品质的要求提高。其工作原理:将疏水箱的排水管道接引至排汽装置, 在管道上安装调整门, 用控制疏水箱的液位来保证疏水箱的水封作用, 万一调整门故障, 可以用疏水旁路电动门进行调整, 以控制好暖风器疏水箱的液位, 即可保证暖风器系统正常运行, 如图2所示。

4 采取不同冷凝水回收方式经济性对比

(1) 暖风器疏水的回收问题主要是回收到高压场合 (除氧器) , 还是低压场合 (排汽装置) 的问题。有人认为低压疏水会损失热量, 因而不经济。其实这是一种误解。从理论上讲没有冷源就不会有热量损失, 空冷机组与湿冷机组不同, 低压疏水系统将暖风器冷凝水直接导入排汽装置, 正是避开冷源, 所以疏水导入凝汽器并没有热量损失的问题, 低压疏水损失了一些功, 但其疏水量非常小, 可以忽略不计。所以, 采取低压疏水至排汽装置后, 1个月可以节省电能1 833.55 kW·h。 (2) 由于我公司已经安装高压疏水系统, 对于改造成为低压疏水系统, 其部分管道、上水手动门、调整门还可以重新利用, 只是增加部分管道、人工的成本, 实际改造费用6 500元 (包括人工成本) 。 (3) 根据多家电厂的运行经验, 长期以来疏水箱水位检测故障和疏水泵严重汽蚀、轴封漏泄等问题相当普遍, 据有关资料披露, 该系统投入率仅为50%。我公司机组投运以来, 暖风器疏水泵也频繁出现故障, 以2011年12月为例:机组共运行22天, 2台疏水泵轴封均出现漏泄现象, 经向检修人员了解, 每套轴封约900元, 如果取消疏水泵, 可以大大地减轻维修费用和维护工作量。 (4) 很多电厂冬季投入暖风器时由于疏水泵故障, 正常疏水很难回收, 因此现在不只是计算维护成本的问题, 节能减排的形势要求我们必须杜绝直排现象。

5 结语

2012年9月我公司对锅炉二次风暖风器进行系统改造, 进入冬季投运后将暖风器疏水回收至排汽装置, 从实际运行状态来看, 不论从安全、经济哪个方面都是可行的, 具备推广的实际意义。

参考文献

[1]张晓梅.燃煤锅炉机组.北京:中国电力出版社, 2009

[2]内蒙古京科发电有限公司.集控辅机运行规程, 2011

疏水系统 篇2

疏水增透SiO2膜的制备及其性能研究

以正硅酸乙酯(TEOS)和二甲基二乙氧基硅烷(DDS)为前驱体,在碱催化体系中通过选择合适的原料配比以及对体系溶胶-凝胶过程的控制使DDS和TEOS的水解产物发生共缩聚反应,进而制备出改性的SiO2溶胶,并采用旋转镀膜法(spin-coating)直接获得了同时具有良好疏水和增透性能的.SiO2光学膜,克服了增透膜防潮性能差的缺点.同时采用透射电子显微镜(TEM)、粒度分布(SDP)等手段研究了不同条件下溶胶的性质及其对膜层性能的影响,并与未经改性的SiO2增透膜进行了比较,结果表明改性后的膜层不仅疏水性大大增加,且在相同镀膜条件下,膜层的厚度随着老化时间的延长增加较小,故其透过率曲线在300～800nm范围内不易出现多个增透峰.

作 者：张晔 吴东 孙予罕 彭少逸 作者单位：中国科学院山西煤炭化学研究所煤转化国家重点实验室,太原,030001刊 名：物理化学学报 ISTIC SCI PKU英文刊名：ACTA PHYSICO-CHIMICA SINICA年，卷(期)：18(4)分类号：O643 O647关键词：疏水增透 SiO2膜 溶胶-凝胶 正硅酸乙酯-二甲基二乙氧基硅烷 旋转镀膜

热电站换热器疏水改造 篇3

【摘 要】原采暖凝结水采用2套疏水管直接排入疏水箱，再经疏水箱溢流后进入工业水汇水池。由于采暖排水量过大，疏水箱受压变形，有损坏的可能；因换热器在最冷时要求供水温度高，所以疏水为汽水混合物，疏水箱排汽管、工业汇水池排汽管冬季冒汽量大、带水，在2011年冬季因冒汽量大、带水等原因，导致8米检修彩板房被蒸汽凝结的冰压塌，道路结冰等，严重影响正常生产。

【关键词】换热器、疏水、设计改造

【中图分类号】TM621【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0135-01

一、系统概况及存在问题

原采暖冷凝水采用3套疏水管直接排入疏水箱，再经疏水箱溢流后进入工业水汇水池。由于采暖排水量过大，疏水箱受压变形，有损坏的可能；因换热器在最冷时要求供水温度高，所以疏水为汽水混合物，疏水箱排汽管、工业汇水池排汽管冬季冒汽量大、带水，在2011年冬季因冒汽量大、带水等原因，导致8米检修彩板房被蒸汽凝结的冰压塌，道路结冰。如不采取改造措施，每到冬季都将会出现此情况。将换热器疏水改造，既可以提高锅炉厂房、化工泵房采暖温度，又可以保持厂房路面卫生及设备安全。

二、改造方案：

为了降低汽水热量损失，提高冬季厂房采暖温度，解决疏水箱冒汽、冒水、超压问题，在确保不影响采暖换热系统等正常运行的前提下特制定以下采暖凝结水回收利用改造方案：

1.在化工泵房增加换热器7组，换热器长1500mm、换热器宽为1500mm。换热器进水母管采用Φ108×4无缝碳钢管，与换热站DN100的疏水管相连接，换热器进水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，换热器出水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，回水母管采用Φ108×4无缝碳钢管，与化工泵房密封水回水管一起布置引入工业水汇水池。保留原换热器输水管进入疏水箱的管道并在交叉点后加阀门以隔离。换热器进水母管加DN100阀门用以检修隔离使用，该阀应布置在进汽母管进入化工泵房前。禁止把进汽母管布置在室外。

2.在#1稀油站西侧靠墙处增加2组管式换热器，换热器长3100mm、换热器宽为1350mm。换热器进水母管采用Φ108×4无缝碳钢管，与换热站DN80的疏水管相连接，换热器进水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，换热器出水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，回水母管采用Φ108×4无缝碳钢管，回水母管布置于工业水沟内进入工业水汇水池。保留原换热器输水管进入疏水箱的管道并在交叉点后加阀门以隔离。换热器进水母管加DN100阀门用以检修隔离使用。回水母管与无压回水母管一起布置进入工业水池，水泥隔离部分需要重新处理。

3 .在工业水汇水池北侧靠墙处增加4组管式换热器，换热器长2750mm、换热器宽为1250mm换热器进水母管采用Φ108×4无缝碳钢管，布置于疏水箱后，与换热站DN80的疏水管相连接，换热器进水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，换热器出水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，回水母管采用Φ108×4无缝碳钢管，回水母管布置于工业水沟内进入工业水汇水池。保留原换热器输水管进入疏水箱的管道并在交叉点后加阀门以隔离。换热器进水母管加DN100阀门用以检修隔离使用。回水母管与无压回水母管一起布置进入工业水池，水泥隔离部分需要重新处理。

4. 在三台锅炉尾部烟道下靠墙布置两组换热器（共六组），首先将原烟道下7组暖气片可靠地布置到锅炉零米其他地方，换热器长3100mm、换热器宽为1250mm。每两台换热器采用同一进水母管，进水母管采用Φ57×3无缝碳钢管，与原八米采暖DN100的疏水管相连接，换热器进水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，换热器出水支管采用Φ57×3.5的无缝碳钢管，每两台换热器回水母管采用Φ57×3.5无缝碳钢管，回水母管布置于工业水沟内进入工业水汇水池。换热器进水母管加在便于操作的位置。回水母管与无压回水母管一起布置进入工业水池，水泥隔离部分需要重新处理。

三、具体要求：

（1）所有水平布置的管道沿介质流动方向保持1℅的坡度

（2）全系统沿介质流动方向不得有向上布置的管段。

（3）系统母管及各支管加阀门以便于隔离。

（4）蒸汽母管每10m设置一20cm大膨胀节

（5）管道支架制作为滑动支架，不得与固定装置焊死。

（6）暖气片总长、总宽必须按图纸要求尺寸加工。

（7）换热管上、下表面间距离要求为40mm，如图所示。

（8）进、回水集箱端面与就近换热管间距离应小于15mm，

（9）换热管道数量在保证以上条件下调整。

（10）换热器管道布置均匀，焊接要满足有关要求。

（11）工业水管沟内布置管道时要求与原管道保持适当的距离。

四、改造成果：

在冬季最冷的时候因需要将采暖水温度进一步提高，采暖凝结水实际温度超过95℃甚至更高，此时凝结水流量达到二十多吨/小时，如果通过回收利用把排水温度降至35℃，每小时可以回收利用热量约十六万千卡，相当于23千克标准煤煤的热量，每天节煤553千克。

参考文献

[1] 《传热学》第三版，杨世铭、陶文铨主编，高等教育出版社

[2] 《工程热力学》第三版，沈文道、蒋智敏、童钧耕主编，高等教育出版社

[3] 《流体力学》，景思睿、张鸣远主编，西安交通大学出版社

轴封加热器疏水系统优化改造探讨 篇4

U型水封管通常应用在电厂轴封加热器疏水至凝汽器的管路上, 它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水, 分为单级和多级, 在电厂实际应用中以多级水封管居多。湛江生物质发电厂#1、2汽轮机为东方汽轮机厂生产的N50-8.83-5型高温、高压、凝汽式汽轮机, 配套轴封加热器型号为JQ-50-1, 换热面积50m2, 汽侧工作压力为0.0951MPa (a) , 轴加疏水初步设计方案为疏水经U型三级水封管直接疏至凝汽器。汽轮机布置在运转层 (8m) , 轴封加热器布置在4.3m层, U型三级水封管布置在0m层。

1 轴加运行存在的问题及原因分析

1.1 轴加无水位运行

轴封加热器投运前, 对U型三级水封管注水赶尽空气、继续注水至轴加正常水位 (240mm) 后, 停止注水, 投入轴加U型水封管疏水系统运行。机组启动过程中, 随着凝汽器真空提高, 轴加U型水封管进、出口压差逐渐增大, 发生水封破坏现象, 轴加水位迅速降至130mm (就地水位计) , 轴加为无水位运行状态。

1.2 故障原因分析

根据厂家资料, 轴加水位低Ⅰ值为180mm, 正常水位为240mm, 水位高Ⅰ值为300mm, 水位高报警值为340mm。如图2所示, 就地水位计满刻度560mm, 水位计上接管中心线与轴加筒体中心线一致, 轴加筒体内半径为400mm, 即就地水位计显示值为160mm时轴加无水位运行。

通常, U型多级水封管每级水封管的高度可以用下列公式计算:

式中:H-多级水封中每级水封管的高度, m;Pin、Pout-多级水封进口、出口的压力, Mpa;n-多级水封中的水封级数;γ-水的重度, N/m3;系数 (0.5~1) -富裕度 (可忽略) 。

轴加汽侧工作压力为0.0951MPa (a) , 凝汽器设计背压为7.2KPa (a) , U型水封按三级设计, 将相应数据代入公式 (1) , 计算出H=2.93m, 而原来设计U型多级水封每级水封管的高度为2.69m (如图1所示) , 明显偏小, 是造成水封破坏的主要原因。另外, 造成U型水封破坏的原因还有:负压侧沿程阻力和局部阻力较小, 难以抵消真空的影响, 在U型套桶管里未能建立起水封;疏水在U型管负压侧上升过程中, 压力下降而汽化, 平均密度下降, 平衡U型管两侧压差所需有效水封高度比计算值大;生物质发电机组由于燃料特性的原因负荷变化较频繁, 轴封加热器进汽量及内部压力经常变化, 使轴加的水位无法维持在一定范围内, 而导致其U型水封管内的疏水量经常变化。

1.3 轴加无水位运行对机组的影响

轴加无水位运行, U型水封破坏, 轴封加热器中不凝结的汽-气混合物直接排入凝汽器中。一方面, 蒸汽进入凝汽器中使凝汽器的热负荷增大, 在循环水量不增加的情况下, 凝汽器的真空必然会下降;另一方面, 漏入凝汽器空气量增大, 使气体分压力升高, 也会阻碍蒸汽凝结, 从而使凝汽器真空降低。

为定量分析轴加无水位运行对机组真空的影响, 于2011年12月份, 在机组负荷50MW、轴封供汽压力、温度及循环水温、循环水量等参数稳定的条件下, 通过以下试验来获取相关数据。

1.3.1 关闭U型水封出口疏水手动门

缓慢关闭水封出口疏水手动门, 轴加水位升至正常水位 (240mm) 时迅速打开此门, 在此门关闭的这段短时间内, 机组真空由原来的-92.88KPa升至-94.28KPa, 真空提高1.4KPa。

1.3.2 单台、两台真空泵运行的真空值比较

两台真空泵同时运行, 机组真空-92.94KPa, 停运A真空泵, B泵单独运行时机组真空掉至-90.25KPa;停运B真空泵, A泵单独运行时机组真空掉至-90.37KPa;真空泵单台运行相比双台运行时真空下降较多, 说明机组真空严密性差, 有较多空气漏入凝汽器中。

1.3.3 真空严密性试验

按照真空严密性试验步骤做完试验, 测得数据并计算出真空下降值为1.35k Pa/min左右, 而真空严密性试验合格值为0.67k Pa/min, 再次验证了机组真空严密性差。

2 轴加疏水系统优化改造

2.1 初步改造为四级水封

轴封加热器运行中其汽侧实际工作压力为-1~-0.5KPa (表压) , 导致U型水封进、出口压差大于原来的设计值, 且考虑到疏水汽化、负荷波动等影响因素, 初步决定提高轴加水封有效高度, 将三级水封改造为四级水封, 观察应用效果。改造完成后 (如图1所示) , 在机组启动过程中, 轴加注水至正常水位后投入运行, 轴加水位短暂稳定后迅速降至140mm, 仍为无水位运行, 当机组各项参数与轴加水封改造前基本一致时, 机组真空值为-93.37KPa, 相比改造前同样工况下真空提高约0.5KPa。U型水封改造为四级后的有效总水封高度为10.76m, 原则上已满足设计工况的水封高度要求, 机组真空也有所改善, 但由于受疏水汽化率等因素的影响, 轴加仍未能维持正常水位运行。停运一台真空泵, 机组真空掉至-91.17KPa, 相比两台真空泵运行时真空下降2.2KPa, 水封改造效果不显著。

2.2 采用汽液两相流水位调节装置控制轴加水位

2.2.1 改造依据及方案

多级水封器的设计是一个复杂的计算过程, 通常用静态计算方法来确定每级水封的高度。在机组实际运行中, 受各种动态因素的影响, 轴加多级水封器进出口参数与现场参数不相符。如机组冬、夏季真空不同, 汽封间隙增大导致轴封汽量变大, 轴加冷却水 (凝结水) 流量变化引起轴加汽测压力变化, 轴加疏水汽化率变化等等, 这些都是影响水封稳定运行的不确定因素。所以, 要通过准确定量分析各种动态因素对水封的影响来精确计算每级水封高度是比较困难的。

借鉴本机组高、低压加热器疏水系统汽液两相流水位调节装置成功稳定控制水位的经验, 特别是#5低压加热器, 其运行工况与轴加相似, 75%额定负荷以下其汽测为微负压状态, 疏水接入的#6低压加热器任何负荷下均为负压状态 (满负荷时汽侧压力-67KPa, 与凝汽器相似) , #5低加疏水系统汽液两相流水位调节装置控制水位非常稳定, 在正常水位范围内的水位变化值为±20mm之内。汽液两相流水位调节器原来是西安交通大学的技术专利, 由调节器和相变管自动调节水位, 调节器信号口通过相变管直接与被控制容器相连通。经生产厂家根据现场应用经验, 不断进行技术创新, 其最新一代产品性能更稳定、控制水位更精确, 且整套装置无电气、热工控制设备, 维护简单。故决定对轴加疏水系统做进一步改造, 在轴加多级水封器进口门前的管路上加装一套汽液两相流水位调节装置, 与原来的多级水封并列, 运行中互为备用, 如图2所示。简要设计、安装方案如下: (1) 入口阀 (DN32) 与调节器可以直接连接, 也可以有≤250mm的短管连接, 但入口阀前、调节器后应有≥200mm的直管段。 (2) 相变管 (DN20) 与轴加壳体接口的开孔中心高度在正常工作水位点 (就地水位计中间位置, 对应水位计刻度280mm处) , 与疏水管安装走向同一侧。

2.2.2 改造效果

轴加疏水系统于2012年2月初改造完成, 通过机组运行中的试验来检验改造效果。机组启动过程中, 轴加疏水先投入U型四级水封运行, 机组负荷升至额定负荷50MW稳定运行时, 轴封供汽温度、压力等参数正常, 将轴加疏水切至汽液两相流水位调节装置控制, 退出轴加多级水封运行, 两种不同疏水方式下相关运行参数如表1所示。

从表1可看出, 汽液两相流水位调节装置控制方式下轴加疏水端差 (疏水出口温度与凝结水进口温度之差) 为9.7℃, 在正常值5.6℃~11.1℃范围内, 说明没有蒸汽漏入疏水中。在机组负荷大幅度波动过程中, 轴加水位均能维持在240~250mm之间运行, 水位非常稳定, 机组真空只受到负荷因素的轻微影响。

2012年4月底, 在做机组真空严密性试验之前, 为初步验证机组真空系统是否严密, 通过单台、双台真空泵运行方式下比较机组真空值来判断。真空严密性试验要求机组负荷80%以上, 即维持机组负荷45MW稳定运行, 真空系统相关运行参数基本保持不变。两台真空泵同时运行时, 由于天气较炎热, 凝汽器真空只能达到-92.94KPa;A、B真空单独运行时, 凝汽器真空分别掉至-92.45KPa、-92.27KPa。由此可见, 在其他影响因素没有改变的情况下, 轴加水位正常促使机组真空严密性得到明显好转。继续做真空严密性试验验证, 测得数据并计算出真空下降值为0.63k Pa/min, 虽未达到良好值 (0.40k Pa/min) , 但试验已合格。

3 经济性定量分析

有关文献资料表明, 一般情况下, 真空度每变化1%, 可使热耗率变化0.7~1%, 标准煤耗变化约1g/k W.h。轴加疏水系统改造为汽液两相流水位自动调节系统后, 机组真空提高1.22k Pa, 真空度变化1.2%, 发电标准煤耗降低约1.2g/k W.h;作为质检标准的生物质燃料低位热值2350kcal/kg、水分35%, 则折合为生物质燃料时, 机组发电消耗燃料降低3.57g/k W.h。按每台机组年利用小时6000计算, 两台机组年发电量6亿度, 每年可节省生物质燃料约2142吨, 每吨标准生物质燃料成本350元, 则每年节约燃料成本75万元。

总结

轴封加热器由于其特殊的使用环境 (负压系统) , 疏水系统通常设计采用U型多级水封, 但在机组运行中, 实际运行参数与设计参数不相符, 还受到机组负荷、不同季节机组真空差别较大、疏水汽化等动态因素的影响, 轴加水封容易破坏, 导致轴加经常无水位运行, 机组经济性下降。新一代汽液两相流水位自动调节器技术成熟, 从在轴加疏水系统的应用效果来看, 其控制水位精确, 且投运稳定后不用再人为调整, 维护简单, 值得推广应用

摘要：介绍国产50MW汽轮机轴封加热器疏水系统的工作原理, 通过分析湛江生物质发电厂两台机组轴封加热器疏水系统无水位运行的原因, 阐明由此导致汽轮机真空下降的危害, 提出轴封加热器疏水系统改造的尝试、思路。疏水系统成功改造后, 轴加实现正常水位运行, 有效提高了机组运行的安全性和经济性。

关键词：轴封加热器,疏水系统,无水位,真空

参考文献

[1]谭灿, 吴阿峰.多级水封器计算高度的探讨[J].节能, 2009 (1) :23-24.

疏水系统 篇5

关键词：坚硬火成岩顶板工作面  疏水降压

1 定题依据

康城煤矿为充分回收煤炭资源，延长矿井寿命，2011年开始对下组煤地区9#煤层进行开采，此区域煤层赋存条件复杂，受火成岩侵入影响，煤层顶板为坚硬火成岩，另外，下组煤地区1906面生产受底板H1火成岩含水层突水威胁，存在安全隐患。针对1906面特殊的地质条件，为保证1906面安全生产，开展了坚硬火成岩顶板工作面疏水降压开采技术研究，该面于2013年8月份投产，11月份结束，课题获得圆满成功，并取得了比较明显的经济效益和社会效益。

2 研究方法及内容

坚硬火成岩顶板工作面疏水降压开采技术研究是针对下组煤1906面开采提出的，该面可采储量为11万吨。此工作面特点是煤层顶板为火成岩，倾角大、受底板涌水影响。为了满足工作面安全生产需求，根据此工作面特点决定采用综采工艺。此工作面选用的综采设备为：支架为ZY6000/14/26，ZF2400/16/24BG型，采煤机为MG160/

375-W型，输送机为SGB630/220型。研究的主要内容有：①强制放顶技术应用;②沿空留巷疏水降压技术应用;③ZY6000/14/26型与ZF2400/16/24BG型液压支架配套应用技术;④综采工作面连续减架技术应用。通过以上主要技术的实施，保证了1906工作面的安全开采。

2.1 沿空留巷疏水降压技术应用 1906面开采煤层为9#煤，直接顶板为火成岩，付巷标高低于-79m，受底板H1火成岩突水影响，为保证工作面安全开采，回采前在付巷施工有疏放水钻孔3组，并对排水系统进行了设计。由于水仓位于付巷以下位置，工作面回采过水仓位置时需沿空留巷对排水系统采取保护措施。

2.1.1 底板H1火成岩疏放水设计。付巷共设计疏放水钻孔3组，1组距切眼80m，布置2个钻孔，2组位于水仓进水口，与1组钻孔相距60m，布置3个钻孔，3组位于水仓外60m处，布置4个钻孔，共布置三组9个钻孔对底板H1火成岩水进行可控疏放。初期疏放水量共计260m3/h，压力0.13MPa，后期稳定在200m3/h，压力0.08MPa。通过疏放水将该区水位降至付巷标高附近，满足了工作面安全回采要求。

2.1.2 排水系统设计。①涌水量。预计回采时工作面底板H1火成岩含水层正常涌水量30m3/h，最大涌水量为50m3/h;工作面顶板主要是大青灰岩及中青灰岩含水层涌水，正常涌水量5m3/h，最大10m3/h。另外在1906面付巷施工9个疏放底板H1火成岩水钻孔，放水量200m3/h。工作面回采综合涌水量235m3/h-260m3/h。②水仓设计。1906回采工作面煤层底板标高最低为-100m。因此将1906水仓布置在工作面付巷煤层底板-100m标高附近，水仓位于1906付巷西侧，水仓设有入水通道及泵房，分别于1906付巷相连通，入水通道位于泵房北侧。巷道开口于1906付巷，先沿煤层顶板掘进，巷道施工完成后再进行卧底1.3m，巷道施工采用锚网支护，水仓容量120m3。③排水能力设计。1906工作面最大涌水量预计260m3/h，排水高度20m，排水管路长度420m。通过设计选型，选取BQS110-50-45/N型排沙泵4台，2台工作，2台备用，敷设3趟6寸排水管路。④疏放水孔管路保护技术。工作面回采过程中，疏放水工作持续进行，当工作面推采超过疏放水钻孔位置时，顶板跨落会对疏放水钻孔造成破坏，管路一旦破坏，涌水将沿巷道底板涌入水仓，涌水将煤直接冲入水仓，水仓短时间被於满，直接影响排水系统正常运行，甚至造成工作面停产，为消除安全隐患，采取了以下保护措施：随着工作面回采，沿付巷切顶线逐步在每组疏放水钻孔上侧补打齐3个木架，并专门制作有一定抗压强度的金属支架安放在疏放水钻孔上，对之后排水管路进行挖沟掩埋，这样降低了冒落矸石直接对管路的冲击破坏，起到保护管理作用。⑤安全技术措施。a 1906排水系统供电必须采用两路专用线路，正常使用水泵与备用水泵分接不同电源，当一路供电发生故障时必须保证另一路供电能正常供电排水。b工作面正常涌水须通过水沟导入1906水仓入水通道沉淀池，经沉淀后流入水仓;疏放水钻孔放水必须通过管道（管道有截止阀）引入水仓。c综采区每班必须设专人负责开泵排水，现场交接班，并及时对沉淀池淤泥进行清理，防止淤泥进入水仓。在排水期间发现问题及时通知跟班区长安排处理。同时，综采区要加强对排水系统进行维护，确保正常运行，并制定具体的管理制度及应急措施。

2.1.3 沿空留巷技术应用。工作面切眼距离水仓140m，当工作面回采至135m时需采用沿空留巷方式对排水系统进行保护，这样才能保证排水、生产互不影响。①工作面煤层顶板为火成岩，完整性较好，原巷道采用锚网支护，因此，留巷方式为：巷道上帮（煤壁侧）下设1排密集木点柱，靠近木点柱再补打2排顺峒梁（单体液压支柱配1m铰接梁，一梁一柱），下帮补打1排顺峒梁。②随着工作面推进，留巷段须采取通风措施，加强瓦斯检查及后路巷道维修，确保安全生产。③留巷长度60m后，工作面为上山推进，不再进行沿空留巷，将水仓排水设备一次性外移至工作面付巷口，以后随着工作面回采逐步外移。外移排水设备前，付巷口须先安设有足够排水能力的设备控制水位。

2.2 ZY6000/14/26型与ZF2400/16/24BG型液压支架配套应用技术 ①工作面运巷以下1～4号安装4架ZF2400-16/24BG型液压支架，5～72号支架为ZY6000/

14/26型液压支架。靠近工作面机头处2架ZF2400-

16/24BG型液压支架通过输送机底抬梁正常连接输送机，下侧2架ZF2400-16/24BG型支架推移杆通过安装0.5m0.5m长的加长杆连接输送机。②66～68号使用排头支架，其顶梁小于其余ZY6000/14/26型液压支架0.5m，生产时其滞后下部液压支架0.5m，上部4架ZF2400-16/24

BG型液压支架后立柱将与排头架立柱对齐，这两种支架人行道成直线，行人畅通。③工作面生产时ZY6000/14/26型支架保持小板距，ZF2400-16/24BG型支架保持大板距，前伸缩梁伸出0.5m，使前梁顶端与下部支架前梁顶端成直线，可以有效支护顶板。④工作面在上端头割煤后，ZF2400-16/24BG型支架及时伸出剩余伸缩梁支护顶板，并及时推移输送机及移架。⑤上部ZF2400-16/24BG型支架移架时，降架不超过下部ZY6000/14/26型液压支架侧护板的2/3。⑥工作面采高不超过2.4m，确保支架支护接顶严密，严禁超高。

2.3 综采工作面连续减架技术应用 ①制定减架安全技术措施，加强对付巷口顶板支护，创造有利于减架的安全空间。减架安排在检修班进行，保证了生产的正常进行。②ZY6000/14/26型液压支架重19.886吨，运输路线巷道最大坡度为+20度，制定专项安全技术措施，强化安全设施应用，确保了安全运输。③安排管理人员现场跟班，解决回收支架期间出现的问题，保证了回采工作面连续生产。

3 主要技术关键及创新点

①采用强制技术破坏坚硬火成岩顶板的完整性，减少了钻孔施工工作量，缩短了顶板跨落步距，实现了安全生产。②利用付巷兼做疏水巷对底板H1火成岩水疏放技术应用，节省了专用疏水巷施工工程量，做到了疏放水与回采同步进行，消除了水害威胁。③工作面连续减架技术实现了工作面生产与减架互不影响，保证了工作面连续生产，充分回收了煤炭资源。

4 实践应用情况

坚硬火成岩顶板工作面疏水降压开采技术在下组煤1906面应用后效果非常明显，解决了影响1906工作面开采的诸多技术难题，保证了工作面开采的连续性，对完成矿井产量起到了积极推动作用。1906面8月份安装，11月份结束，在开采过程中，通过加强管理、采用先进的技术手段，满足了工作面开采需求，实现了安全生产，创造了可观的社会效益和经济效益，在条件类似的矿井具有广泛的推广应用前景。

参考文献：

[1]崔亚利，王道坤，赵瑞明.浅谈井下高承压含水层断裂钻孔突水治理技术[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2012（09）.

[2]葛家德，王经明.疏水降压法在工作面防治水中的应用[J].煤炭工程，2007（08）.

疏水系统 篇6

凡是有风机、水泵、压缩机的地方都要使用电动机,凡是使用电动机的地方,都可以使用变频器。安全、节能、环保是变频器的3大法宝。目前,我国的风机、水泵、压缩机拥有量超过4000万台,用电量约占全国发电总量的4 0%。如此大的耗电量使如何实现节能成为一个突出的问题。2 0年前,西方发达国家全面实施变频改造,到目前为止已基本改造完成,节能效果非常明显。

研究和改善水泵与风机的优化运行方式是降低厂用电、提高电厂经济性的主要措施之一。

对变频调速工作原理与特点作了简单介绍,提出了利用变频器对湛江电厂#2机组低加疏水系统进行改造的具体方案。此外,对改造效益和投资回收期也进行了分析。

1 变频调速节能原理

水泵运行工况由水泵基本特性曲线Q-H和管路系统特性曲线Q-H x共同决定,图1为水泵变频调速的节能原理。n1和n2分别代表转速不同时水泵的工作特性曲线,而R1和R2则分别代表管路阻力不同时的管路特性曲线。

由图1可见,随着转速下降,扬程-流量特性变为图中的曲线R1,系统工况点也由A点移到C点,压力由H1降到H3,代表轴功率的面积(H3与Q2的乘积)比采用档板调节时显著减少,两者之差即是节省的轴功率,即图中矩形H2BCH3的面积。

2 加疏水系统变频改造方案

#2机组低加疏水系统变频调速控制原理:由低加疏水箱水位差压变送器传输水位信号至变频器,由变频器按照控制信号大小与设定水位控制值特性,输出可调频率的三相交流电源来改变电机的转速,从而改变泵的出力,达到控制低加水位的目的。疏水系统变频控制水位系统的控制流程图见图2。

变频器采用罗克韦尔Power Flex400高效率低成本变频设备。就地设水位传感器,随疏水箱水位的变化输出4~20mA标准信号送给低加疏水泵变频器,控制疏水泵的转速,从而控制低加疏水箱水位。

由原水位信号或压力信号送入D C S;D C S发出指令信号给变频器;变频器启动疏水泵电动机;疏水泵电动机的转速信号通过变频器反馈回DCS系统,DCS系统通过调节变频器使疏水泵工作在理想的工作区域内。

变频系统还配备工频全压电路,当变频器故障,泵电机正常时,能够及时恢复泵系统工频运行方式,由控制阀实现水位调节。

运行及联锁方式:正常情况下一台泵变频运行,另一台泵变频备用;当变频运行泵满负荷运行7 0 s,还不能保持液位稳定,另一台泵能自动投入变频运行;当变频运行泵轻载运行一定时间(10s),另一台变频运行泵能自动退出变频运行(此时退出备用泵变频运行)。

变频备用泵自动启动条件:运行泵电源开关跳闸;运行泵变频器故障自动退出运行;变频运行泵满载运行7 0 s。满足以上任一条件,备用泵均自动启动。

3 运行效果与经济性分析

采用变频控制方式后,自动控制性能良好,疏水箱水位基本恒定,疏水泵运行稳定,噪音小、电流小、电流波动值低。

机组的额定容量为3 0 0 M W,通常机组的输出负荷在200~300MW之间,下面以输出负荷为200MW、241MW为选取样点进行节能分析。

各负荷点低加疏水泵工/变频运行数据如表1所示。

母线线电压U为0.38k V,功率因数cosθ1=cosθ2=0.93。

当负荷为2 0 0 M W时,低加疏水泵电机在工频、变频方式下的功耗为:

(1)工频方式:P11=×U×I1×cosθ1=×0.38×130×0.93=79.57kW

变频方式:P12=×U×I2×cosθ2=×0.38×58×0.93=35.50kW

每小时节约功率:P1=P11-P12=44.07kW

同理,当负荷为2 4 1 M W时,每小时节约功率为45.91kW。

如果按每小时节约功率取以上2点的平均值(44.07+45.91)/2=44.99 kW,则低加疏水泵变频器系统一天可以节能:

再考虑到空调(按分摊2P计,即每天耗电:2×735×24=35.28kWh),照明及控制电源用电按2kW计算,则每天耗电:

综合考虑,#2机组低加疏水泵变频改造后每天节能:

按每度电0.4436元计算,则一天节约电费996.76×0.4436=442.16元。

4 结语

变频调速技术的应用是集节能、调节、电机、变频器为一体的综合实际课题。变频技术使用得当,可以取得优秀的节能效果和调节品质。按照上面提出的思路和方案,可以对电厂循环水、凝结水、供水系统的变频改造进行设计和节能分析。

摘要：以湛江电厂低加疏水系统变频改造为例,介绍电机变频改造的具体控制方案,并分析运行效果和经济效益。

关键词：变频器,低加疏水系统,节能

参考文献

[1]王占奎.交流变频调速装置的应用及显著的经济效益[M].北京:科学出版社,1999

[2]田丰.大型机组汽轮机疏水系统若干问题探讨[J].热力透平,2004,33

疏水系统 篇7

中国富煤地区(如晋北、内蒙地区)由于水资源相当匮乏严重影响了当地电力工业的发展。随着发电厂空冷技术的提高和成熟,在富煤缺水地区建设大型火电厂成为可能。近年来,中国通过吸收引进国外先进的空冷技术,已具备独立设计、生产大型空冷系统的能力并已有成功的应用业绩。电厂主机空冷系统基本上可分为直接空冷和间接空冷2种,主机采用直接空冷后,由于给水泵特殊的运行方式和直接空冷系统背压的不稳定,给水泵基本采用电动给水泵或采用独立冷却方式的汽动给水泵。目前中国在直接空冷机组采用汽动给水泵后,汽动给水泵汽轮机(以下简称小汽轮机)凝汽器疏水传统上采用电动疏水泵疏水至主机排汽装置热井内。针对小汽轮机凝汽器疏水传统设计中存在的不足,山西右玉发电厂新建2×330 MW直接空冷煤矸石电厂采用了U水封自流式疏水,该系统操作维护简单、节约投资、节约厂用电。

1 传统直接空冷机组小汽轮机凝汽器疏水系统介绍

300 MW及以上直接空冷机组主机、小汽轮机通常布置在汽机运转层,主机排汽装置热井通常在0 m以下,小汽轮机凝汽器布置在汽机房中间层。小汽轮机凝汽器凝结水通过电动疏水泵疏水至主机排汽装置热井内进行回收(见图1),电动疏水泵通常布置在汽机房0 m平台,该系统在运行中存在以下几点不足之处:a)系统复杂,运行操作量大;b)由于小汽轮机疏水温度较高,疏水泵易汽化,影响系统稳定运行;c)汽机房零米层设备数量增加,布置较为拥挤。

1.主机空冷凝汽器;2.给水泵汽轮机凝汽器;3.A疏水泵;4.疏水泵

2 优化后的系统设计及水封高度级数计算

山西右玉发电厂2×330 MW煤矸石电厂项目所在地地处晋北地区,干旱少雨,水资源极度缺乏。项目设计阶段充分考虑本地区自然环境特点,综合考虑厂用电率和水耗等因素后,汽机主机采用直接空冷技术,单台机组给水泵采用2×50%汽动给水泵+1×30%电动给水泵方案,给水泵汽轮机排汽采用表面式机械通风间接空冷系统,循环水系统采用单元制。

工程汽机房分为0 m层、中间层、运转层三层,其中中间层相对标高为6.3 m,运转层相对标高为12.6 m,。主机排汽装置布置在汽机房0 m层底标高为-4.5 m的混凝土基坑内,排汽装置底标高为-3.05 m,小汽轮机凝汽器布置在中间层,凝汽器热井凝结水出口标高为5.88 m。主机排汽装置与小汽轮机凝汽器相对空间位置如图2所示。

1.主机排汽装置;2.主机排汽装置至直接空冷器排汽接口;3.排汽装置导汽板;4.小汽轮机凝汽器;5.小汽轮机凝汽器热井;6.小汽轮机凝汽器凝结水出水口;7.主机排汽装置热井;8.直接空冷器回水至排汽装置水侧接口

工程主机主要工况背压:THA工况背压为12.5kPa(绝对压力,下同),TRL工况背压为30 kPa,VWO工况背压为14 k Pa,TMCR工况背压为12.5kPa,最高允许运行背压为43 kPa。小汽轮机THA工况背压为11 k Pa,TRL工况背压为27 kPa,VWO工况背压为11 k Pa,TMCR工况背压为11 kPa。

直接空冷机组运行背压P2随机组负荷、气温、风况等因素综合影响,运行背压处于不稳定状态,小汽轮机由于采用哈蒙式间冷系统,运行背压较为稳定。小汽轮机凝汽器疏水由疏水泵疏水改为U水封疏水需要解决两个问题:a)在主机、小机所有工况点,小机凝结水排至主机排汽装置是否有足够的动力,会不会造成返水;b)多级水封怎么设计。为了便于分析计算,在此先建立多级水封疏水系统,其疏水系统示意图如图3所示。

分析主机、小汽轮机各运行工况背压可发现,小汽轮机凝汽器采用多级水封直接疏水至主机排汽装置,最主要的关键点在于主机与小汽轮机运行背压的不稳定,特别是主机运行背压变动范围大(12.5 kPa~43 kPa),增加了多级水封运行风险,如设计不合理会造成小汽轮机凝汽器满水或水封击穿。

首先分析各工况下,小汽轮机凝汽器疏水将传统凝疏泵疏水改为多级水封自流式疏水是否有足够的动力。分析主机、小汽轮机各运行工况背压可发现,最不利于多级水封自流式疏水的工况应该是小汽轮机排汽背压最低、主机排汽背压最高工况。

1.主机排汽装置;2.小汽轮机凝汽器;3.多级水封

由于主机排汽装置导汽板有开孔,排汽装置汽侧与水侧相通,可认为汽侧与水侧压力相等;由于排汽装置内部空间大且距离短,可忽略主机低压缸排汽在排汽装置内流动沿程压损;由于排汽装置水侧在机组运行当中水位很低,多级水封接口可接在排汽装置水侧高高水位上部。综合上述,可认为多级水封与主机排汽装置接口处压力等于主机低压缸排汽压力即背压,小汽轮机也进行同样处理,忽略小汽轮机排汽在凝汽器内流动的沿程损失。

根据厂家说明书,小汽轮机各种工况下最低运行背压为11 kPa,凝汽器安装位置为6.3 m层,根据图2可计算出小汽轮机凝汽器热水井疏水口标高为5.88 m。主机最高允许运行背压为43 kPa,主机排汽装置安装底标高为-3.05 m。

在分析中,设定小汽轮机凝汽器热水井水位处于正常运行水位即小汽轮机凝汽器热井内水位标高为6.3 m,多级水封至主机排汽装置疏水接口位置标高为0 m(处于主机排汽装置水侧运行最高允许水位以上)。最不利于小汽轮机凝汽器通过多级水封疏水工况下,设小汽轮机凝汽器热井疏水接口至主机排汽装置接口压差为P。

P=11 kPa+64.9 kPa(6.3 m高程差)-43 kPa,g取9.8 N/kg,

P=32.9 kPa>0

在机组实际运行中上述设定是合理的,不影响分析计算,所以小机疏水至排汽装置采用多级水封自流式疏水在动力上是满足的。

多级水封高度计算,初步设定多级水封布置在汽机房0 m层,根据水封计算公式进行计算:

在式(1)中,H为水封高度,m;N为水封级数;P1水封进口压力,Pa;P2水封出口压力,Pa;0.5为水封设计余量,m;ρ为水的密度,kg/m3,此计算中取小汽轮机平均背压下,小汽轮机排汽压力下饱和水的密度,ρ=980 kg/m3,g取9.8 N/kg。

在式(1)可改为:

在式(2)中,P1=P小+h,P小为小机排汽压力,Pa;h为小机热水井水面至多级水封进口接口高程差,m;P2为排汽装置压力,Pa,式(2)可换算为:

在式(4)中,对于设计好的多级水封K为定值,P小、h、P2均为变值,P小、P2随机组运行工况变化,h随小汽轮机热水井疏水口至多级水封接口处水位的波动变化。

由于主机、小汽轮机在运行中处于变工况运行,主机和小汽轮机的排汽压力处于波动,在多级水封的设计过程中,应从防止主机背压过高导致小汽轮机凝汽器满水造成事故和防止小汽轮机排汽压力高导致水封被击穿两种情况考虑,即在计算过程中取2个极端工况进行计算,取水封总高度最高值为设计值。

第1情况:防止主机背压过高导致小汽轮机凝汽器满水造成事故需按照小汽轮机排汽背压最低,主机排汽压力最高,小汽轮机凝汽器热水井疏水口至多级水封进口管段内全部充满凝结水且小汽轮机凝汽器热水井水位处于正常运行水位即水位标高为6.3 m进行设计计算,在计算小汽轮机凝汽器疏水至多级水封进口管段水位高程差时应减去多级水封的安装高度,即(4)式中h=6.3-H。

K=11 k Pa+64.93 kPa-H-43 kPa可改为:

根据现场布置和经验取N为4,水封高度为0.98 m。

第2情况:防止小汽轮机高背压工况下造成水封击穿需按照小汽轮机排汽背压最高,主机排汽压力最低,小汽轮机凝汽器热水井疏水口至多级水封进口管段内全部充满蒸汽即小汽轮机凝汽器热水井内无水位设计计算。

K=27 k Pa-12.5 k Pa可改为:

取N=4,H值为0.5 m。

综合上述2种情况,多级水封设计中有效水封高度取1 m,共4级。

3 工程实施

在工程实际实施过程中考虑多级水封运行中容易造成排气不尽等现象,造成水封运行不正常,改为单级U型水封(见图4)。

分析上述计算数据可知,h1最小取值为2 m,h2最小取值为3.92 m。根据图2所示,山西右玉发电厂新建2×330 MW发电机组小汽轮机凝汽器热水井与主机排汽装置水侧可用高程空间较为宽裕,在工程实施过程中,取h1=2.6 m,取h2=4.5 m,U型水封总高度为7.1 m,安全余量大,能满足工程实际需要,工程最终系统设计见图5。

1.主机排汽装置;2.A小汽轮机凝汽器;3.B小汽轮机凝汽器;4.单级U型水封;5.隔离门

4 经济性分析

将传统的小汽轮凝汽器疏水由凝水泵疏水改为单级水封疏水,降到了系统初投资、运行费用(检修维护费、电费等),节约了安装场地。按山西右玉发电厂2台机组计,可减少8台套凝输泵及管道附件,年节约耗电超过6×104kW·h,经济效益可观。

5 结语

在直接空冷机组汽动给水泵凝汽器疏水采用水封疏水技术上可行、经济效益明显、节约厂房利用空间、降低了运行人员工作量、减少了系统安全隐患,值得在其它项目根据工程实际情况采用。

摘要：以山西右玉发电厂新建2×330 MW直接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器疏水系统优化、实施为例,简要分析了直接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器凝结水采用水封自流疏水至主机排汽装置热井内的可行性和优越性。

关键词：火力发电,直接空冷,水封计算,节能

参考文献

高加疏水改造 篇8

胜利发电厂I期2台机组为NC220/183-12.7/0.245/535/535型汽轮机, 本机组共有八段非调整回热抽汽, 按等焓降分配原则设计。采用了1台混合式除氧器和7台表面式加热器。其中3台高压加热器 (简称高加) , 4台低压加热器 (简称低加) 。在#2、3高压加压器之间设有1台疏水冷却器, 在三段抽汽管道上还设有1台蒸汽冷却器, 其设备具体参数见表1[1]。

1 机组运行状况

本机组采用的高加疏水系统为逐级自流的方式, 利用疏水调节阀进行水位控制, 系统如图1所示。自机组投运以来, 疏水阀调整灵敏度差, 噪音、振动大, 可靠性低。当负荷波动较大时, 其调整迟钝, 经常会造成高加水位失控, 甚至高加保护动作, 导致高加解列, 进而造成机组降负荷运行。这种运行状况, 不但增大了机组检修工作量, 而且也降低了机组效率, 严重影响了机组的安全性和经济性。

2 改造措施

针对疏水水位调节差, 胜利发电厂分别利用机组大小修对2台机的高加疏水系统进行了改造, 采用汽液两相流自调节水位控制。该装置是基于汽液两相流原理, 利用汽液变化的自调节特性控制调节器出口液体而设计的一种新型疏水水位控制器, 它能更好的跟踪水位信号, 反应灵敏, 较大的负荷范围内实现加热器水位的自动调整而无需人工调整, 能很好的控制高加水位, 解决了本厂水位难调整的难题。

2.1 汽液两相流自调节水位控制器的组成

a) 传感信号筒:主要由筒体、汽侧、水侧管路及调节管构成, 在筒体内设计有多个窗口以调节汽量大小用 (见图2) ;

b) 汽液两相流自调节器:本调解器包括一呈渐缩渐扩形的阀门, 渐缩段相对较长, 渐扩段相对较短, 渐缩段中间部分配置一调节进汽短管 (见图3) 。

2.2 工作原理

调节装置系统如图4所示, 疏水由阀门进入, 调节汽由进汽管进入阀腔上部, 信号筒根据水位高低确定其采集大小。当调节汽进入阀腔与疏水混合后, 调节汽随疏水一起向阀腔喉部流动, 在调节汽进入阀腔的入口处至喉部之间, 由于阀内压力下降使调节汽的比容增加, 在阀腔通流面积不变的情况下, 疏水的有效面积则相应减少, 使疏水量降低, 从而达到阻碍疏水的作用。此时调节汽是以其自身的物性参数变化作用来阻碍疏水的。即调节蒸汽流量越大, 疏水量越小, 反之亦然。通过上述的调节过程从而实现水位的自动控制。

3 经济性分析

高加疏水系统改造后的经济效益可以从以下2个方面进行分析与计算[2]。

3.1 提高高加投入率

由于疏水水位的稳定, 减少了汽水混合物对高加钢管的冲刷, 提高了高加投入率, 从而大大减少汽轮机组的冷源损失, 提高了整个循环热效率, 最终使全厂煤耗率下降。

利用等效焓降法, 我们可近似认为高加解列时, 给水经过高加所吸收的焓增量直接用煤炭热量来替代。

根据表1数据计算如下:#3高加进汽焓为3375.95 k J/kg, 疏水焓为2 292.57 k J/kg。

给水在#3高加吸收的焓值为:

(3 375.95-2 292.57) ×16.15×1 000=1.75×107k J/h。

同理可计算出给水分别在#2高加吸收8.32×107k J/h, 在#1高加吸收5.83×107k J/h, 则给水在整个高加吸收共计1.59×108k J/h.

按照按照机组年运行等效天数300天, 高加投入率增加2%, 标煤发热量29 270 k J/kg, 机组年节约标煤:1.59×108×300×24×2%÷29 270÷1 000=782.23 t。

按照标煤700元/t计算, 年节约发电资金700×782.23÷10 000=54.76×104元。

3.2 保持高加正常水位运行

该装置自改造完成后正式投入运行, 经过几年的运行, 水位总能稳定在正常范围内 (0 mm~100 mm) 。在改造前, 运行人员为防止高加满水事故的发生, 水位通常控制在接近无水状态。为分析其节能效果, 我们以#1高加为例进行经济性计算[3]。为简化计算, 设其为单纯凝结段。该加热器传热面积F=490 m2, 传热系数K=3850 W/ (m2K) , 给水平均比热Cp=4.8 k J/ (kg℃) 。

a) 改造后, 高加保持正常水位, 高加疏水至下一级无窜汽。

式中, T进、T出分别为高加进、出水温度, ℃;T饱和为加热蒸汽饱和温度, ℃;由#1抽压力P1=3.89 MPa查出T饱和=248.7℃, -NTV为传热单元, NTV=K×F/G (1000Cp) =2.36, G为进入高加的给水流量600 t/h;

b) 改造前, 高加低水位状态时。

此时高加疏水逐级自流, 伴随加热蒸汽窜入下一级。设窜汽率x=10%, 其他参数变化忽略不计, 此时高加出水温度T出′为:

式中h为无水位时高加疏水焓, k J/kg;h2为饱和蒸汽焓, k J/kg;由P1查出h2=2 801.9 k J/kg, h1为正常水位时的疏水焓h1=1 065 k J/kg。

给水吸收热量Q=D (h0-h) =G×Cp× (T出-T进) 得T出=238.39℃

式中h0为高加抽汽焓, 由#1抽压力、温度查表得h0=3 143.76 k J/kg, D为抽汽量, D=30.82 t/h;

c) 改造前后, 给水出口温差达到7.4℃, 按照给水温度降低1℃, 影响发电煤耗0.102 g/ (k W·h) 计算, 改造后可节省煤耗0.75 g/ (k W·h) 。按单机1年的发电量以14×108k W·h计算, 标准煤价为700元/t计算, 则1年可节约N=0.75×10-6×14×108×700×10-4=73.5×104元。

4 结语

汽液两相流自调节水位控制器在胜利发电厂I期两台机组高加上应用后取得了明显的效果, 通过多年的运行和调试, 该装置性能稳定, 适应高加各种运行工况, 保证了高加系统随机启停, 既提高了机组安全稳定性, 又提高了机组经济性, 达到了改造预定目标。

参考文献

[1]李宏伟, 刘为民, 孙波, 等.NC220/183-12.7/0.245/535/535型汽轮机运行规程[M].东营:胜利日报出版社, 2009.

[2]郑体宽.热力发电厂[M].北京:北京水利电力出版社, 1986.

疏水阀的合理选用 篇9

1 选用疏水阀的主要依据

1) 凝结水量;

2) 蒸汽温度、压力 (最低压力) ;

3) 凝结水回收系统的最高压力;

4) 蒸汽加热设备或管道的操作特点 (连续或间歇操作) ;

5) 疏水阀的安装位置以及对它的要求。

2 疏水阀主要参数的选用

2.1 疏水阀的工作压差ΔP

ΔΡ=P1-P2

式中:P1——疏水阀入口处的压力 (MPa) , 一般疏水阀的入口压力P1比蒸汽压力低0.05～0.1MPa, 对蒸汽管道的疏水, 蒸汽的压力可作为入口压力。

P2——疏水阀出口处的压力 (MPa) , 疏水阀出口压力是由疏水阀后的系统压力决定的, 一般将凝结水经管网集中回收利用时, 这时, 疏水阀出口压力P2是凝结水管网的压降、凝结水管上升的高度和二次蒸汽器 (扩容器) 压力三者之和。

P2=H/100+P3+P4

式中:H——疏水阀与二次蒸发器 (扩容器) 之间的位差, (m, 每升高100m约产生1MPa静压)

P3——扩容器或凝结水罐内的压力 (MPa, 表压)

P4——凝结水网压降 (MPa)

2.2 疏水阀设计排水量Gsh (kg/h)

Gsh=kG2

k——疏水阀选择倍数。k值大小依据表1选择。

依据以上参数选择, 以100t/d送出车间常压蒸发的主要换热设备为例, 选择疏水阀如下:

疏水阀的工作压力差ΔP=P1-P2

P1=0.5-0.05=0.45 MPa

P2=H/100+P3+P4

一般炼油厂的乏汽总管均设在二层平台以下, 故H≤5 m, 取H=5 m。

P3——凝结水罐内的压力MPa

炼油厂一般采用凝结水罐与大气相通, 故P3=0

P4——凝结水管网压降, 一般控制在0.05～0.15 MPa。

故P2=5/100+0+0.15=0.2 MPa

ΔP=P1-P2=0.45-0.2=0.25 MPa

背压度=0.2/0.45×100%=44.4%<50%

选用热动力式疏水阀, 型号S19H-16, k依据表2对主要热换设备疏水阀规格选用。

2.3 疏水阀的疏水量

选用疏水阀时, 必须按设备每小时的耗汽量乘以选用倍率2～3倍为最大凝结水量, 来选择疏水阀的排水量。才能保证疏水阀在开车时能尽快排出凝结水, 迅速提高加热设备的温度。疏水阀排放能量不够, 会造成凝结水不能及时排出, 降低加热设备的热效率 (当蒸汽加热设备刚开始送汽时, 设备是冷的, 内部充满空气, 需要疏水阀把空气迅速排出, 再排大量低温凝结水, 使设备逐渐热起来, 然后设备进入正常工作状态。由于开车时, 大量空气和低温凝结水, 较低的入口压力, 使疏水阀超负荷运行, 此时疏水阀要求比正常工作时的排水量大, 所以按选用倍率2～3倍来选择疏水阀。) 。

2.4 疏水阀的工作温度

选用疏水阀时, 要根据管道蒸汽最高温度来选择能满足工艺条件要求的疏水阀。管道蒸汽最高温度超过公称压力相对应的饱和蒸汽温度称为过热蒸汽, 在过热蒸汽管道选择疏水阀时, 应选用高温高压过热蒸汽专用疏水阀。

2.5 疏水阀的连接尺寸

疏水阀的工艺条件决定以后, 根据疏水阀前后的工作压差、疏水量和“阀座号”, 按疏水阀制造厂家的技术参数来选择疏水阀的规格尺寸 (不能按设备连接尺寸随便选配同样尺寸的疏水阀。疏水阀的连接口径不能代表疏水量的大小, 同一种口径的疏水阀, 疏水能力可能差别很大, 所以选用疏水阀时必须根据设备的工艺条件, 参照疏水阀制造厂家提供的参数来选配疏水阀才是正确的选择) 。

3 疏水阀正确选型

选择疏水阀要求准确无误地阻汽排水, 灵敏度高能提高蒸汽利用率, 不泄漏蒸汽, 工作性能可靠, 背压率高、使用寿命长、维修方便是首选的条件。

1) 在生产工艺的换热设备, 烘干室, 快速热交换器, 蒸馏设备等需要快速升温, 不允许存有凝结水的生产加热设备, 应该选用机械型疏水阀。

机械型疏水阀不受工作温度和压力变化的影响, 有水即排, 过冷度小, 加热设备里不存水, 能使加热设备达到最佳工作温度。其中自由浮球式蒸汽疏水阀的结构最先进, 非常灵敏, 最小过冷度0℃, 能排饱和温度凝结水, 无蒸汽泄漏, 优点最多, 能使加热设备达到最佳工作效率。是生产工艺加热设备最理想的疏水阀。

2) 在蒸汽管道, 伴热管线, 采暖设备, 温度要求不高的用汽设备, 应该选用热静力型疏水阀。

热静力型疏水阀过冷度大, 排凝结水温度低, 可以充分利用高温凝结水的显热, 节能效果好。其中膜盒式蒸汽疏水阀的结构最先进, 无需人工调整, 非常灵敏, 最大过冷度有15℃和30℃的两种膜盒供选型, 不怕冻, 体积小, 任意位置都可安装, 在管道上能检修和更换阀芯, 节省资金和劳力, 使用寿命长, 适用范围很广, 是热静力型疏水阀的精品。

3) 在高温高压过热蒸汽管线和设备上, 应该选用过热蒸汽专用疏水阀。

过热蒸汽疏水阀能在高温、高压、小负荷的恶劣工况下分离出过热蒸汽消失时产生的高温凝结水。其中圆盘式蒸汽保温型疏水阀利用管道蒸汽对疏水阀的主汽室进行保温, 结构先进, 在没有凝结水的情况下, 疏水阀紧紧关闭, 工作质量高, 使用寿命长, 是高压过热蒸汽专用疏水阀。

4) 疏水阀的正确安装。

疏水阀安装是否合适, 对疏水阀的正常工作和设备的生产效率都有直接影响。安装疏水阀必须按正规安装要求、才能使疏水阀和设备达到最佳工作效率。

(1) 在安装疏水阀之前一定要用带压蒸汽吹扫管道, 清除管道中的杂物;

(2) 疏水阀前应安装过滤器, 确保疏水阀不受管道杂物的堵塞, 定期清理过滤器;

(3) 疏水阀前后要安装阀门, 方便疏水阀随时检修;

(4) 凝结水流向要与疏水阀安装箭头标志一致;

(5) 疏水阀应安装在设备出口的最低处, 及时排出凝结水, 避免管道产生汽阻;

(6) 如果设备的最低处没有位置安装疏水阀, 应在出水口最低位置加个反水弯头 (凝结水提升接头) , 把凝结水位提升后再装疏水阀, 以免产生汽阻;

(7) 疏水阀的出水管不应浸在水里 (如果浸在水里, 应在弯曲处钻个孔, 破坏真空, 防止沙土回吸。) ;

(8) 机械型疏水阀要水平安装;

(9) 蒸汽疏水阀不要串联安装;

(10) 每台设备应该各自安装疏水阀;

(11) 热静力型疏水阀前需要有一米以上不保温的过冷管, 其它形式疏水阀应尽量靠近设备;

(12) 滚筒式烘干 (带虹吸管型) 设备选用疏水阀时请注明:选用带防汽阻装置的疏水阀, 避免设备产生汽锁;

(13) 疏水阀后如有凝结水回收, 疏水阀出水管应从回收总管的上面接入总管, 减少背压, 防止回流;

(14) 疏水阀后如有凝结水回收, 不同压力等级的管线要分开回收;

(15) 疏水阀后凝结水回收总管不能爬坡, 否则会增加疏水阀的背压;

(16) 疏水阀后凝结水进入回收总管前要安装止回阀, 防止凝结水回流;

(17) 在蒸汽管道上装疏水阀, 主管道要设一个接近主管道半径的凝结水集水井, 再用小管引至疏水阀;

(18) 机械型疏水阀长期不用, 要卸下排污螺丝把里面的水放掉, 以防冰冻;

(19) 发现疏水阀跑汽, 要及时排污和清理过滤网, 根据实际使用情况勤检查, 遇有故障随时修理。每年至少要检修一次, 清除里面的杂质。

4 疏水阀的安装形式及注意事项

4.1 安装形式, 见图1

4.2 安装注意事项

疏水阀的入口管应设在加热设备的最低点;从排水口至疏水阀入口管段应尽量短且减少拐弯;入口管不保温;入口段如水平敷设, 应坡向疏水阀, 其疏水阀上指示的流向箭头必须与管线内凝结水流向一致;疏水阀安装的位置一般都比凝结水出口低;出口管径应按汽液混相计算, 一般应比疏水阀口径大1～2级, 且要短、少弯曲;如出口管径有向上主管时, 在疏水阀后就设单向阀;为保证蒸汽加热设备的正常工作, 每个加热设备应单独设疏水阀, 如凝结水量超过单只疏水阀的最大排水量时, 可选用相同形式的疏水阀并联安装;一般宜在冷凝水出口管的最低点设DN20排污阀。

1.前切断阀, 2.冲洗阀DN20, 3.疏水阀, 4.放空阀或检查阀DN20, 5.后切断阀, 6.旁路阀.

5 结论

疏水阀在整个蒸汽系统中被认为是个小配件, 但对系统运行和经济性影响很大, 所以疏水阀的维护和检修也是至关重要的, 只有充分重视疏水阀在生产上的重要作用, 勤检修, 使疏水阀经常处在良好的工作状态下, 才能保证达到最佳节能效果和提高经济效益。

摘要：对疏水阀在实际应用中的不合理现象作了分析;介绍了合理选择、使用的方法;指出了安装方面应注意的问题。

关键词：疏水阀,选用,使用,安装

参考文献

[1]炼油装置、工艺管线安装设计手册 (上、下册) [M].北京:石油工业出版社, 1978.

[2]化工管路手册 (上、下册) [M].北京:化学工业出版社, 1988.

[3]化工管路手册[Z].1988.

[4]炼油装置、工艺管线安装设计手册 (上、下册) [Z].1978.

关于疏水降压技术的应用讨论 篇10

关键词：疏水降压,含水层,任务

1 疏水降压防治矿井水害的基本概念

矿井水害防治技术, 是指在全面水文地质条件分析的基础上, 对可能发生的矿井水害进行防范和治理的技术。疏水降压防治矿井水害技术, 是对威胁矿井安全生产的主要充水含水层水, 通过专门的工程和技术措施在人工受控的条件下进行超前预疏干或疏降水压, 进而减少或消除其在矿山建设和生产过程中对矿井安全的威胁。可分为疏干和疏水降压两大方面。疏干是指通过疏水将含水层的水位降至矿井主要工程层位标高以下, 从而消除矿井在开拓和生产过程中含水层直接流入工作面。疏干技术多应用于矿井直接充水含水层或自身充水含水层。疏水降压是指通过疏水将含水层的水位降至预先设计的安全标高之下, 从而减轻或消除矿井在开拓和生产过程中含水层水在水压力的作用下破坏其上下隔水层而涌入矿井。

2 疏水降压防治矿井水害技术的适用条件

一般在下列矿井水文地质条件下多采用疏水降压的矿井防治水技术。

1) 矿井主要充水含水层属于自身充水含水层, 由于矿井的主要工程位于含水层之中, 或者说矿井的采掘活动将直接揭露充水含水层, 含水层中的水无法躲避, 早晚都要被释放。

2) 矿井主要充水含水层属于直接充水含水层, 当含水层作为煤层的直接顶板或底板时, 一旦巷道进入煤层或工作面回采后, 由于缺乏工程层位与含水层之间的隔水保护层, 含水层中的水会直接进入巷道或工作面, 给矿井生产造成影响或灾害。

3) 矿井主要充水含水层以静储水量为主, 动态补给量有限以静储水量为主的矿井充水含水层发生冲水时, 往往是瞬间冲击水量大, 后期水量迅速衰减甚至干枯。

4) 煤层顶板间接含水层与煤层之间隔水层的厚度小于工作面顶板导水断裂带高度, 在这种条件下, 尽管煤层顶板存在着隔水层, 但隔水层的厚度小于工作面回采后导水断裂带高度, 一旦工作面回采后, 含水层的水必然通过导水断裂导入矿井。

5) 煤层底板存在高承压含水层, 且煤层与含水层之间的隔水层厚度较薄, 在自然状态下隔水层不能阻抗高压水的破坏和侵入, 在这种条件下, 可通过疏放水技术降低含水层中的压力水头, 以达到实现带压开采条件。

3 疏水降压工程设计与实施应具备的基础条件

一般情况下, 有三种含水层分别为:松散含水层、裂隙含水层、喀斯特含水层。在郑密煤田范围内, 主要含水层属于喀斯特含水层。

当充水介质为喀斯特含水层时, 矿井的涌水量往往较大, 会给煤矿安全生产带来严重威胁, 喀斯特水是我国煤矿危害最严重, 存在最普遍, 分布最广泛的水害来源。就喀斯特含水层与开采煤层的空间位置关系而言, 基本上可划分为两大类, 一类是受煤层开采直接破坏或影响的含煤岩系中的薄层灰岩喀斯特水, 该类型含水层厚度较小, 动态补给水量有限, 距离采掘煤层较近, 须在疏干条件下才能安全开采;另一类是埋藏于区域煤层底板以下的厚层奥陶系灰岩或茅口灰岩含水层, 该类含水层水害往往危及矿井安全。所以在进行疏干或降压工程之前, 必须开展专门水文地质补充勘探, 并分析研究和查明下列问题。

1) 建立和完善矿井井上下水文地质长期观测系统, 掌握地下水的动态变化规律。

2) 采用抽水试验或放水试验工程, 进一步查明疏干或降压目的含水层的富水性在水平方向和垂直方向上的变化规律, 弄清灰岩层是属于溶蚀裂隙性的渗流多孔介质, 还是属于存在溶洞、喀斯特陷落柱、喀斯特暗河性的管道集中纹流介质, 或两者兼有的“双重”介质;查明厚层含水层中是否存在双层水位或可供利用的相对隔水层段, 宏观上控制地下水集中径流带或喀斯特富水带的展布状况。

3) 基本掌握矿井喀斯特发育分布规律和喀斯特含水系统的发育状况、补给水源, 水力交替运动条件、水力连通关系及水文地质边界条件。

4) 利用抽水试验, 示踪试验和水文物探、化探综合成果, 分析研究矿井水文地质条件, 建立矿井水文地质条件数学和物理模型, 根据矿井水害安全要求, 分别模拟计算矿井正常涌水量、最大涌水量, 分疏降水平或疏降采掘工作面的单项疏放水量, 预测疏降漏斗扩展趋势和形成疏降区所需的时间。

5) 经过对底板安全隔水厚度和突水系数的计算和分析, 对可能发生底板突水的部位提出预测和分区, 并估算出提前疏水降压的控放水量和降压期的时间, 预测通过降压打破承压封闭含水系统的"压力放大效应", 避免底板发生重大的效果。

6) 对矿井疏干降压后可能引发的环境水文地质问题和地质灾害, 如区域地下水位大幅度下降、地表下沉、喀斯特塌陷、井泉和地表水体干枯、水质恶化等, 都要进行分析预测和提出相应的措施。对矿井水的利用、疏控结合问题, 都有明确的观点和技术方案。

4 疏水降压工程的主要任务

由于矿井水文地质条件的复杂性以及对矿区含水层疏水要求和特殊性, 不同的疏水方案会获得完全不同的疏水效果。为了能够根据矿区具体的水文地质条件和矿井对疏水降压的时空要求, 给出科学合理的疏水工程, 进行矿井疏水工程的优化计算和优化设计是非常必要的, 进行降压工程的优化设计的主要任务如下:

1) 根据矿井水文地质和煤层安全开采所必须的疏水降压要求, 通过科学的计算, 在施工条件许可的情况下, 提出最优的疏水孔位布置以便在确保满足疏水降压要求的前提下, 使总疏水量最小。

2) 根据矿井生产安排和对疏水降压的时间要求, 提出最优的疏水水量时间与空间配置, 以便在确保满足疏水降压要求的前提下, 使得过程疏水量最小。

3) 预测在不同的疏水方案条件下, 要达到疏水降压目的所需要的过程疏水量、峰值疏水量、总疏水量、预先疏水时间及总疏水时间。分析评价井下排水系统能否满足疏水系统运行的配套要求。

4) 预测在不同疏水方案条件下, 实施疏水降压工程后, 目标含水层的疏水降压效果和疏水降压后目标含水层、相关含水层的地下水流场形态。分析评价疏水降压效果和可能诱发的环境水文地质问题, 以便有相应的对策。