600MW机组过热器减温水取水方式改造可行性分析

刘振杰

(国电元宝山发电有限责任公司，内蒙古 赤峰 024070)

600MW机组过热器减温水取水方式改造可行性分析

刘振杰

(国电元宝山发电有限责任公司，内蒙古 赤峰 024070)

分析了国产600 MW亚临界机组锅炉过热器减温水原设计取水点存在的问题，提出了减温水取水管道移位的改造方案以及现场实际管路布置的施工方案，并对改造后的节能效果进行了跟踪及效益评估。

过热器；减温水；取水方式;改造；热经济性

0 概述

某发电公司3号600 MW机组于1997年末首次并网发电。汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的亚临界、单轴、四缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界、一次中间再热、强制循环汽包炉（Π型）。发电机为哈尔滨电机厂生产的水-氢-氢冷发电机。

该机组设有8段抽汽，热力系统主要由2台汽动给水泵、1台电动给水泵、3台炉水循环泵、2台循环水泵、2台凝结水泵、3台高加、1台除氧器、4台低加等设备组成。风烟系统主要由2台送风机、2台引风机、2台一次风机、2台预热器、8台磨煤机等设备组成。机组主要设计参数如下：额定功率600 MW；额定主蒸汽流量1 806 t/h；额定主蒸汽压力16.67 MPa；额定主蒸汽温度537 ℃；额定再热蒸汽压力3.425 MPa；额定再热蒸汽温度537 ℃；额定排汽压力4.9 kPa；额定给水温度275 ℃；额定过热器减温水量66 t/h；最大保证汽轮机热耗率7 852.3 kJ/kWh。

1 锅炉过热器减温水取水方式

锅炉过热器减温水的主要作用是防止锅炉过热器超温损坏，同时对进入汽轮机的过热蒸汽温度进行调节，维持主蒸汽温度稳定，以满足热力系统运行要求。

目前，600 MW亚临界机组过热器减温水取水方式有以下2种。

(1) 取自给水泵出口。从此处取得的减温水压力高，温度低，调温效果明显；但因没有经过给水回热，喷水减温，降低了机组的热经济性。

(2) 取自高压加热器出口。从此处取得的减温水经过给水回热，如果不考虑锅炉内部的微小变化，喷水量的多少对机组热经济性没有影响；同时因给水温度高，喷水量相对较大，蒸汽参数变化平缓。缺点是因机组负荷较低时减温水量相对较大，要求喷水管路设计相对较粗，造价高。

该公司3号600 MW机组锅炉过热器减温水原设计取水方式为取自给水泵出口。此种取水方式的减温水没有经过高压加热器加热，减少了回热抽汽量，增加了凝汽器凝结汽量，冷源损失增加，造成机组热经济性下降。

为了掌握汽轮机影响发电煤耗升高的主要因素，并为其制定相应的技术措施以降低机组煤耗，该公司委托西安热工研究院有限公司对3号机组热力系统进行性能诊断试验。诊断试验报告显示：过热器减温水量大，减温水量平均值高达120 t/h，影响机组发电煤耗上升约1.2 g/kWh。

2 优化的必要性及改造方案

该锅炉过热器减温水原设计取自给水泵出口，减温水水温较取自高压加热器出口约低100 ℃，因此初始设计减温水量相对较小，管路相对较细。如果只考虑经济性，将减温水取点改至高压加热器出口，则在部分负荷时段有可能会因减温水量不足，不能将过热蒸汽温度降下来，影响机组的安全稳定运行。如果依据高压加热器出口温度重新设计安装一整套减温水系统，将原有减温水系统管路全部拆除，则整个改造投资较高；同时如果减温水量计算不准确，还会发生因减温水量不足而增加机组运行的安全风险。

因此，在尽量降低机组改造投资的情况下，综合考虑机组的热经济性及安全性，对锅炉过热器减温水取水方式进行如下优化改造。

在保留原过热器减温水系统的基础上，在高压加热器后的给水母管上加装异径三通，并在异径三通与原减温水管间敷设新的减温水管路，同时在新增的减温水管路上设置1台手动门，1台电动门；在新增减温水管与原减温水管路接口前的原管路上加装1台电动门。机组正常运行时，原减温水管路电动门关闭，新增的减温水管路电动门开启；过热器减温水取自高压加热器后，经过了给水回热，使机组在较经济的热力循环下运行。在机组启停机或机组负荷较低，取自高压加热器后的减温水量满足不了要求时，开启原减温水管路电动门，关闭高压加热器后的减温水管路电动门，减温水切至给水泵出口，维持蒸汽温度在合格范围内，确保机组的运行安全。新增的减温水管路手动门正常情况下保持全开状态，只有在检修或事故时做隔离用(改造前后的减温水系统见图1)。

3 改造实施方案

新增的锅炉过热器减温水管路属于高温高压给水管路，对金属焊接工艺及管路热膨胀补偿要求较高。根据现场实际情况制定了系统改造实施方案，确保了改造后系统安全运行。

4 改造实施效果

2012年5月，在3号机组B修时对过热器减温水取水管路进行了改造。2012年10月，对汽轮机进行了性能诊断试验。过热器减温水取水管路改造前后试验喷水量及年度喷水量情况如表1和表2所示。

从试验数据可以看出：减温水系统改造后各试验工况下的减温水量较改造前有增有减，这可能与锅炉整体燃烧状况有一定的关系，但各负荷段减温水量均能够满足系统要求。试验结束后，经过一段时间运行跟踪观察，机组负荷在300 MW及以上时减温水量完全满足喷水要求。从改造前、后过热器年减温水量情况看，改造后年减温水量基本没有增加，年平均值约为120 t/h。

图1 改造前后减温水系统示意

表1 不同工况下的过热器减温水喷水量试验对比

表2 过热器减温水改造前后年喷水量情况对比

锅炉过热器减温水系统优化改造投资约120万元，改造后发电煤耗降低约1.2 g/kWh。3号机组年发电量按30亿kWh,标煤单价按450元/t计，年节约标煤3 600 t，年节约燃煤成本162万元，1年即可收回改造所耗的投资成本。

5 结束语

该发电公司3号600 MW机组过热器减温水取水在保留原给水泵出口的基础上，新增了1路高压加热器出口减温水源，在机组运行中切换灵活，经济实用。该节能改造项目既保证了机组的运行安全，又提高了机组的热经济性，对同类型机组过热器减温水取水方式优化改造具有一定的参考意义。

1 蒲树晨，牛东辉，张守和，等．600 MW机组过热器减温水系统分析与改进[J].电力安全技术，2014，16(4)：37-39.

2 鲁忠科．锅炉立式过热器再热器水塞的形成与消除[J].电力安全技术，2011，13(3)：59-61．

3 严林博，何佰述，孟建国，等．过热器减温水过量的冶理改进与实施效果[J].动力工程学报，2010，30(2)：83-90．

2016-07-15；返修日期：2016-09-11。

刘振杰(1972-)，男，工程师，主要从事火电厂汽轮机检修及运行工作，email：819324164@qq.com。