疏水系统优化论文

疏水系统优化论文（精选6篇）

疏水系统优化论文 篇1

轴加疏水系统概述

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.

[2]林万超.火电厂热系统定量分析[M].西安:西安交通大学出版社, 1985.

疏水系统优化论文 篇2

疏水系统作为火力发电厂生产过程中最为重要的附属热力系统之一, 对机组的安全、可靠、经济、环保运行, 起着重要的作用。疏水系统泄漏影响机组的安全性, 热力系统的内漏在使机组经济性下降的同时, 还会给凝汽器带来额外的热负荷, 凝汽器热负荷每增加10%, 将使低压缸排汽压力上升0.35 k Pa。公司冷凝器疏水扩容器侧壁温度较高, 说明热力系统内漏严重。通过一系列的阀门优化和内漏治理, 汽机性能试验系统不明泄漏量由0.5%降低到0.1%, 降低煤耗1.2g/k W·h。

1疏水系统内漏对机组经济性的影响

1000 WM机组系统内漏对机组经济性影响见表1。

2疏水系统优化原则和主要优化项目

(1) 针对“大而全”的疏水系统, 按照“去高留低”的原则, 在保证主系统、主设备能够充分疏水的情况下, 进行合并, 以减少疏水点, 减少漏点。

(2) 将汽缸本体疏水 (包括高调门后至高排逆止门前, 中调门后至中缸排汽口前, 抽汽电动门前区间的疏水) 按高压缸、中压缸疏水分开, 各自单独汇入1根集管直接接入凝汽器。

(3) 将抽汽逆止门前疏水和抽汽电动门后疏水由原来的并联改为单独引向疏扩, 保持热备用的旁路系统, 在高、低旁路前的疏水电动门处加装一路的疏水旁路, 机组正常运行时全关疏水电动门, 全开疏水旁路门, 避免疏水阀因部分开启造成阀体冲刷、损坏。即高旁前蒸汽管道向主蒸汽管倾斜, 高旁后蒸汽管道向再热冷段管道倾斜, 取消高旁前后疏水管路。

(4) 主汽高压导气管道疏水节流后压力都不一样, 但4个导汽管的疏水却接在1个母管上疏入疏扩, 压力较高导气管中的主汽有一部分不停地流向压力较低的主汽管中, 这部分蒸汽经流动降压后降低了做功能力, 降低机组效率。可在3路至疏扩的支路增加1个电动疏水阀。

(5) 高加正常疏水管及低加水侧放气中设置的几个放气门, 基本不需要操作, 只是增加了系统的泄漏点, 可取消。

(6) 7号、8号低加正常疏水门前后放水没有实际用途, 全部取消, 以免泄漏后影响机组真空。

(7) 高压给水管道疏水门逆止门前后等设置过多的疏水门可简化为两道手动截止门。

(8) 辅助蒸汽管道设置大量的管道疏水门, 跟根管道的位置在最低点设置疏水点并采用等级较高的截止阀, 减少系统内漏点。

(9) 在只设计一道气动疏水门的疏水管道上前加装一道手动隔离门, 作为气动疏水门内漏后进行手动隔离, 减少疏水系统泄漏。

3疏水阀门的选择

3.1 球阀与截止阀用做汽水系统疏放水门存在的优缺点比较 (表2)

3.2 疏放水阀门选用优化

(1) 目前大型火力发电厂主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门多设计为气动球阀, 球阀前设置一道手动截止阀内漏时起隔离作用, 少部分电厂一、二次门均设计为截止门。抽汽等蒸汽系统疏放水门设计采用气动球阀和电动截止阀的比较没有规律, 各种设置方式均有高压给水及中低压给水疏放水基本采用截止阀。应该根据系统和环境特点选用疏水阀。

(2) 蒸汽及再热蒸汽参数较高, 且采用P92材料的管道, 内漏后对经济性影响较大。建议设计仍采用一次门手动截止门, 二次门气动球阀。由于新建机组管道系统中颗粒及其他固体杂质相对较多, 球阀对颗粒度适应能力较强, 且关闭后密封面不易冲蚀, 故球阀比较适用于投产后2~3年左右的使用环境。机组运行3年以后, 管道系统清洁度较高, 为避免球阀检修性差且更换工期要求较长的缺陷, 在气动球阀需要检修换新时更换为质量可靠的进口截止阀。实践证明在蒸汽系统应用中, 球阀使用寿命比截止阀没有明显的增加, 主要因为球阀抗颗粒性能虽然较强, 但球阀失效的主要原因并不是密封面损坏, 而是启闭时球阀定位部件磨损, 导致阀门定位失效, 不能严密关闭。

(3) 对于存在颗粒度较大的蒸汽或水系统放水门, 如滤网疏放水及各系统排污门, 建议使用双阀杆球阀截止门的复合阀, 或者采用质量可靠的手动球阀, 不建议使用截止阀。

(4) 再热冷段及一、二、三抽管道疏水, 可于主蒸汽疏水相同的选用方式, 其他低压抽汽、辅助蒸汽、中低压给疏水门建议直接采用优质的国产截止阀, 也可选用其他形式阀门, 如可更换阀内件的大差压截止阀或双密封面结构的阀门。

(5) 适当放大低参数疏水系统阀门的选用等级, 提高可靠性。尽量避免在蒸汽系统和高温水系统使用法兰连接的疏水门, 且阀芯采用锥形密封面形式, 尽量不用平面密封结构的截止阀。

(6) 不断探索新的工艺和新型结构阀门在疏水系统上的应用。

4疏水阀门操作工艺及和检修管理优化

4.1 疏水门运行操作优化和注意事项

(1) 在小开度时两侧压差特别大, 阀芯处介质流速高, 对阀芯的冲刷最厉害, 关断阀或全开或全关, 不要在中间位运行。

(2) 电动或气动疏水阀内漏时, 可以将手动截止门关闭, 避免长时间冲刷, 检修时只需要少许研磨即可, 同时也可以减少经济损失。

(3) 机组启动后关闭的疏水门, 过几个小时再热紧一次, 有利于阀门关严。

(4) 对于疏水电动门, 在机组每次启动后都应对管壁温度测点或红外线测温仪测得的阀体温度进行分析, 如果存在内漏应及时对气动门、电动门进行二次调整, 防止阀门节流冲刷造成损坏。

(5) 在汽轮机启动、停机过程中, 运行人员应严格执行运行规程中对疏水阀门开启和关闭的规定, 按时开启、关闭疏水阀门, 严禁早开、晚关疏水门, 有些疏水阀是依据蒸汽过热度开关, 有些疏水阀是根据系统温度决定开关, 因此对温度的测量计算要准确, 并根据规定维护到位。

4.2 阀门选择及设备管理优化

(1) 选择合格的供应商, 表3是目前主要进口疏水阀供应商调查情况。

(2) 从监视手段和管理上建立、完善缺陷的发现机制和手段。由于正常情况下疏水管道被保温层很好地包裹, 阀门内漏检查靠拆保温用红外线测温仪对管壁温度进行检查, 这种传统手段, 受制于测量经验、反光等因素的影响, 容易出现较大的测量偏差, 且运行检修人员工作量较大。增设疏水实时监视系统的总体方案是: (1) 在疏水阀前、后200 mm左右管道上加装壁温测点。为不伤及疏水管壁, 不增加新的漏点, 同时便于在线维护, 采用卡套式测温热电偶, 元件套管点焊于疏水管壁, 热电偶紧帖管道外壁。 (2) 利用远程I/O技术, 实现疏水温度元件的相对集中测量, 既可减少补偿导线用量, 降低改造费用, 又方便与DCS通信, 不占用DCSI/O通道。 (3) 启动后, 冲车并网后疏水门关闭后, 检修对疏水门关闭严密性进行检查, 定期将疏水管道温度进行测温检查。如果发现阀门内漏, 及时处理, 避免发生阀门内漏问题。根据管壁温度判断阀门内漏的依据见表4。

4.3 新工艺新技术的应用

(1) 高温、高压硬密封复合阀。一种双阀杆球阀和截止阀复合的双密封疏放水阀门。采用双重密封, 一级密封在开启或关闭过程中, 始终起到降压, 密封作用, 更重要的是同时起到了对后一级密封的保护作用。一但一级密封因某种原因受损时二级密封即刻起到对一级密封的严密保护作用, 实现二重密封的相互自我保护, 延长了阀门的使用寿命。缺点是阀门检修相对较困难及存在卡塞的可能性。

(2) 新型双密封高温高压截止阀 (图1) 。单阀杆、双阀座、双密封的可更换阀内件的一种新结构高温高压疏水阀, 结构特点两道密封相反保护, 即使一级密封失效, 另一级密封仍能严密密封, 且双密封阀芯、阀座设计成独立的个体 (可免切割拆卸) 。阀门密封面研磨量达到极限后可整体更换阀内件。缺点是产品为专利产品, 尚未得到长期的应用验证。

(3) 新工艺在阀门修复上的应用。采用入口边节流降压的优化结构国产阀门组件代替给水泵最小流量阀组件, 使用寿命超原进口部套;激光焊接修复高旁阀, 严密性及使用可靠性均可保证。

参考文献

[1]D5000-2000, 火力发电厂设计技术规程[S].

[2]电力工业技术管理法规电技字第26号[S].

疏水系统优化论文 篇3

在火力发电厂设备中轴封加热器是回收轴封漏汽并利用其热量来加热凝结水的装置, 能够减少能源损失, 提高机组热效率。回收的轴封漏汽经凝结水冷却后凝结成水流入凝汽器, 为满足凝汽器的真空要求, 原设计在轴加疏水管道上设计了自动疏水器。

2 设备简介

2.1 轴加结构

某电厂的引风机汽轮机系统配置了独立的轴封加热器, 汽轮机及轴封加热器均属东方汽轮机厂制造。其制造的轴封加热器为JQ-15/15型汽封加热器, 结构图[1]。

2.2 轴加工作原理

a-凝结水进口, b-凝结水出口, c-第一段疏水出口, d-水位计接口, e-第二段疏水出口, f-工作蒸汽入口 (汽抽) , g-轴封漏汽进口, h-排空口;

; (1) -管系, (2) -水室, (3) -抽气器, (4) -管道, (5) -左壳体, (6) -右壳体

如图1、图2所示, 轴加分两段腔室, 左壳体 (5) 是第一段腔室, 右壳体 (6) 是第二段腔室, 由主蒸汽管来的蒸汽进入轴封抽气器 (3) , 从抽气器喷嘴喷出, 这时蒸汽流速增加, 压力降低, 在喷嘴吸喉进口前形成负压区, 则一段腔室内的不凝气体被抽出。这样一段腔室内部形成一定负压, 轴封漏汽进入一段腔室被管侧凝结水冷却, 形成一段疏水。由于轴封抽气器一段腔室内的不凝气体抽出以及蒸汽冷凝, 使一段腔室内保持负压。一段腔室被抽出的不凝气体与抽气器的动力蒸汽混合进入二段腔室被管侧凝结水冷却, 形成二段疏水。

3 轴加调试过程中出现的问题及采取的措施

在引风机汽轮机调试期间, 在引风机汽轮机投轴封系统后, 轴封加热器在额定工作压力及额定温度情况下, 轴封加热器的疏水不畅, 部分疏水从轴封加热器排汽管道喷出, 汽轮机轴封供汽调整无法进行。

引风机汽轮机轴封加热器一、二段疏水设计院均采用浮球式自动疏水器将疏水疏至凝汽器 (如图3) , 此阀结构是疏水达到一定量将浮球顶起后将疏水排掉, 但东方汽轮机厂供浮球式自动疏水阀的疏水孔径只有φ10, 其疏水流量很小, 远不能满足实际轴封加热器投运工况下疏水量, 造成轴封加热器疏水不畅。为了保证轴加的疏水量, 在一、二段自动疏水器处各自增加一旁路, 用旁路将轴加的疏水送走。打开旁路门后, 加大了轴加疏水量, 但同时轴加排空管倒吸空气, 凝汽器真空度降低。为保证引风机汽轮机调试, 临时采取了代用大疏水量的疏水器进行疏水运行。并联系设计院将自动疏水器形式疏水改成水封形式。由于场地限制, 无法采用单级水封, 故采用多级水封。

4 轴加疏水水封设计依据

4.1 模型建立

以图4为计算模型, 结合该电厂实际参数, 对多级水封进行设计多级水封每级水封管高度H按下式确定:H= (P0-P5) /nρg+δ

式中P0、P5———分别为轴加一 (二) 段腔室汽侧压力、凝汽器压力, Pa;n——水封级数;ρ———疏水的密度, Kg/m3;δ———富裕度, 即必须有H>h。

水封管的数目为n时, 则相当于需用nh的冷凝水柱静压力平衡两容器间的压力差。多级水封工作时, 各级空间压力由下式确定:P1=P0-hρgP2=P1-hρg

P0———轴加容器汽侧压力, Pa;P1、P2、P3、P4———各级水封空间压力, Pa;H———每级水封管高度, Pa。

水柱高度h为每相邻两水封管的压力差, 各级空间压力依次递减, 即P0>P1>P2>P3>P4>P5。

已知轴加一段腔室汽侧额定工作压力-6kpa.g, 二段腔室汽侧额定工作压力为常压0kpa.g, 凝汽器汽侧额定工作压力[2]-72kpa.g, 水的密封ρ=1000kg/m3, 重力加速度g=10N/kg

4.2 轴加一段疏水水封计算

对于一段疏水: (1) 多级水封前后压差:ΔP1=-6kpa.g- (-72kpa.g) =66kpa=66000pa; (2) 考虑该电厂轴加与凝泵坑高差限制, 每级水封管高度不能过高, 故我们采用四级水封, 每级水封水柱高度:h1=ΔP1/ (nρg) =1.65m; (3) 取δ=0.35m, 则每级水封管高度H1=h1+δ=2m; (4) 再加上水封管外的高度, 则设计的轴加一段水封图如图5所示。

4.3 轴加二段疏水水封计算

对于二段疏水 (1) 多级水封前后压差ΔP2=0kpa.g- (-72kpa.g) =72kpa=72000pa; (2) 考虑该电厂轴加与凝泵坑高差限制, 每级水封管高度不能过高, 故我们采用四级水封, 每级水封水柱高度:h1=ΔP1/ (nρg) =1.8m; (3) 取δ=0.35m, 则每级水封管高度H1=h1+δ=2.15m; (4) 再加上水封管外的高度, 则设计的轴加二段水封图如图6。设计改造完成后, 投入运行时, 在不同工况下, 轴加一二段腔室水位稳定, 一二段水封均运行良好。

5 结束语

轴加疏水配备合适的水封对机组运行非常重要。配置水封阻力过小, 则会导致轴加水位低, 轴封加热器中的汽—气混合物被拉入凝汽器中, 使凝汽器的真空恶化, 真空下降导致汽耗也增加, 这就使机组的经济效率降低, 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, 若增加循环水量又会增加厂用电耗;配置的水封阻力过大, 则导致轴加水位过高, 而轴加水位过高, 就有可能有水满到轴封管, 造成轴封处动静摩擦, 可能导致大轴弯曲。

参考文献

[1]JQ-15/15型汽封加热器结构图[Z].东方汽轮机厂.

[2]NJK7-1.0型锅炉引风机汽轮机产品使用说明书[Z].东方汽轮机厂.

锅炉暖风器疏水系统改造分析 篇4

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

疏水系统优化论文 篇5

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

疏水系统优化论文 篇6

蒸汽在管道中输送时, 由于环境散热导致部分蒸汽冷凝, 如果这些冷凝水不能及时排除, 将会对系统产生如下影响: (1) 导致管道、阀门冲蚀, 严重时发生水锤, 造成安全隐患; (2) 蒸汽水滴将使蒸汽潮湿, 降低换热潜力; (3) 冷凝水积聚在管道内, 导致管道有效横截面减小, 蒸汽流速增加, 进而使管道压损增加。因此, 蒸汽输送系统必须合理布置疏水点, 及时排除冷凝水。

布置疏水点, 对管道膨胀补偿时, 应注意几个方面的问题。

1. 蒸汽管道疏水点的间距

蒸汽管道疏水点之间的间距应不超过30~50m (见图1) 。蒸汽管道总长度150~200m时, 应在主管道上置安装4~5个疏水点, 蒸汽主管路在布置时应有倾斜度。

2. 蒸汽管道疏水点的位置

蒸汽管道疏水点应尽可能选择在蒸汽上升管的底部, 因为这里是冷凝水天然的聚集点 (见图2) 。

3. 蒸汽管道疏水点的布置方式

布置疏水点时应设计合理的集水槽, 这样可以有效地收集冷凝水。有无集水槽的对比效果如图3所示。推荐的疏水点集水槽的尺寸如表1所示。从中可以看到: (1) 没有布置集水槽的疏水点, 无法收集并排除大多数冷凝水, 因而是无效的。 (2) 不同口径的管道, 其集水槽尺寸不同。

4. 蒸汽分支管道的连接

蒸汽分支管道的连接应考虑从主管道的上方取蒸汽, 这样可以得到最干燥的蒸汽。如果从侧面或者是从主管底部取汽, 蒸汽会携带从蒸汽主管而来的冷凝水和管道杂质进入支管。潮湿、肮脏的蒸汽进入设备, 会影响到设备短期和长期的工作性能。

2种不同的取汽效果如图4所示。

如受到现场空间限制, 无法更改为从管道上方取汽, 则应该采取补救措施, 即在后端的下降管低点布置疏水点, 安装疏水阀组。

图2疏水点位置示意

5. 蒸汽下降管的疏水

蒸汽的分支管道从取汽点至用汽设备之间还可能存在低点, 最常见的是下降管连接至设备的控制阀或截止阀。但由于蒸汽控制阀门并不一直开启, 这样就使得冷凝水会聚集在关闭的控制阀之前, 当阀门再次打开时, 冷凝水会被蒸汽携带通过控制阀进入换热设备。湿蒸汽会在设备内形成水膜, 降低设备的换热效率;同时, 被蒸汽携带的冷凝水会以蒸汽的速度通过阀门, 最高可达音速, 对阀门的阀芯阀座密封面造成冲蚀, 产生拉丝现象 (即密封面被冲蚀成一道道沟槽, 从而失去密封性能) , 从而造成控制阀过早损坏。另外, 冷凝水聚积在管道低点, 当阀门开启时会对后端的阀门、管道、设备造成冲击, 严重时发生水锤, 导致管道连接处松动、漏水, 或设备损坏。因此, 在布置蒸汽管路时, 必须在控制阀之前的管道低点安装疏水点。在安装Y-型过滤器时, 应水平侧向安装, 避免冷凝水的集聚和水锤问题, 同时可以充分利用过滤网的面积。

6. 蒸汽系统膨胀补偿

蒸汽管道需要设置合理的补偿方式来抵消管道的膨胀量, 避免由于受热膨胀应力造成损坏。

热力管道常用的补偿方式有自然补偿和补偿器补偿2种方式。

(1) 自然补偿。

自然补偿是利用管道本身所具有的自然弯曲弹性来吸收管道的热变形。管道弹性是指管道在应力作用下产生弹性变形, 几何形状发生改变, 应力消失后又能恢复原状的能力。实践证明, 当弯管角度大于30°时, 能用作自然补偿, 管子弯曲角度小于30°时, 不能用作自然补偿。自然补偿的管道长度一般为15~25m, 弯曲应力[σbw]不应超过80MPa。管道工程中常用的自然补偿有L型补偿和Z型补偿。

(2) 补偿器补偿。

若自然补偿不能满足热力管道热变形量, 应在管路上加设补偿器。补偿器是设置在管道上吸收管道热胀冷缩和其他位移的元件, 常用的有方形补偿器、波纹管补偿器、套筒补偿器和球形补偿器。

7. 蒸汽系统管道流速

应根据设备的设计流量确定管子尺寸。对于饱和蒸汽管道, 最大流速不超过40m/s, 建议的正常流速不超过25m/s。

8. 小结

本文讨论了海洋平台蒸汽系统疏水点布置要求及膨胀补偿问题, 阐明了海洋平台蒸汽疏水管道疏水点的间距、位置及布置方式、蒸汽分管道的连接、蒸汽下降管的疏水和蒸汽管道的补偿方式, 并在此基础上对某型海洋平台 (海工辅助船舶-穿梭油轮项目) 蒸汽系统疏水点布置及膨胀补偿进行了仿真和优化。结果表明, 不仅保障了设备的工作性能, 延长了管路附件的使用寿命, 还有效避免了蒸汽的热量损失, 节约了锅炉的耗油量。

参考文献

[1]王荣刚.谈免维护旋转补偿器在供热管网中的应用[J].山西建筑, 2012 (12) .

[2]佟玉军.海洋深水平台的建造与安装[J].科技传播, 2011 (2) .