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1000MW机组凝汽器抽真空系统“电改汽”深度节能优化改造实践

信息来源:     发布时间:2018-06-20



1000MW机组凝汽器抽真空系统“电改汽”深度节能优化改造实践

白玉峰 孙伟鹏 朱旭升 林楚伟 江永 华能海门电厂

 

摘要:某电厂真空泵是水环式真空泵,真空泵冷却水源来自用海水,真空泵长期运行会产生叶轮汽蚀、高噪音等安全性和高耗能问题。鉴于此,电厂采用了三级蒸汽喷射器抽真空系统,取代了原有的真空泵抽真空系统,保证凝汽器真空不受真空泵抽汽能力不足的影响,使凝汽器保持最佳真空状态。三级蒸汽喷射器抽真空系统不需消耗电能,采用辅助蒸汽作为动力蒸汽,来引射凝汽器里的空气和对应饱和压力下的水蒸气,抽出的凝汽器混合气体中的水蒸气和动力蒸汽,经过采用凝结水作为冷却水的列管式换热器,热量回收到凝结水中,水蒸气冷凝成输水回收到热井,从而达到整个抽真空系统的零消耗。改造后全年平均供电煤耗下降约0.862g/kWh,节能降耗效果明显,对同类型电厂具有很好的借鉴意义。

关键词:1000MW机组 多级热压机 水环真空泵 蒸汽喷射器 节能降耗



 

1 前言

汽轮机冷端设备中凝汽器的真空,是汽轮机各项参数中对机组出力和煤耗影响很大的参数,是影响机组经济、安全运行的重要指标;而运行真空低于设计值是普遍存在的问题,严重影响机组经济性。

目前,普遍采用的抽真空系统—水环真空泵虽然具有占地面积小、抽吸能力强等特点,但在实际运行中还是存在着一些亟待提高完善的地方[1]。华能海门电厂#1机组汽轮机凝汽器抽真空系统存在的问题如下:

(1)现凝汽器抽真空系统设备耗能较高,影响到厂用电率指标。凝汽器水环式真空泵由于原设计选型的原因,正常情况下需运行2台160KW的真空泵,运行电流250A左右,能耗较高。

(2)夏季工况由于水环式真空泵工作水温较高,易发生气蚀。由于夏季循环冷却水水温高,水环真空泵的工作液温度得不到有效的冷却,不仅对真空泵抽真空效率影响大,无法维持凝汽器最佳真空,而且真空泵长期运行会产生叶轮汽蚀等安全性问题[2],设备维护成本高,严重影响了机组的经济和安全运行。

(3)循环冷却水水质差,影响换热效果,水环式真空泵热交换器冷却水采用海水,由于海生物大量存在造成冷却效果差,真空泵工作液存在汽化现象,影响真空泵的工作和凝汽器的真空[3]

鉴于1号机组凝汽器抽真空系统设备耗能较高,尤其是夏季工况下无法维持凝汽器最佳真空,凝汽器抽真空系统存在改进的要求和空间。

 

2 设备概况

华能海门电厂1号机组原设计配置3x50%容量的凝汽器汽侧真空泵,2台运行1台备用,真空泵热交换器冷却水采用海水,设备参数如表1所示。


                                                        表1 真空泵设备参数

        QQ截图20180703084235.png

         


3 改造方案

3.1 改造方案设计

 

罗茨式真空泵是一种无内压缩的旋转变容积式真空泵,它是由罗茨鼓风机演变而来的,近几年内在国内外得到了较快的发展[4]

罗茨泵具有以下优点:

(1)在较宽的压强范围内有较大的抽速;

(2)启动快,能立即工作;

(3)振动小,转子动平衡条件较好;

(4)驱动功率小,机械摩擦损失小;

(5)结构紧凑,占地面积小。

因为罗茨泵具有上述优点,目前在电厂抽真空改造中也得到了一些应用。比如,某电厂300MW机组通过罗茨泵串联一个小水环真空泵的组合方式,解决了以前单级水环真空泵振动大、能耗高、安全隐患高的问题。另外,某600MW机组采用原水环真空泵建立真空,新增加两台罗茨泵维持真空,在不影响原凝汽器系统真空值的情况下起到节能的目的,较前者改造节能效果更好,但抽气量相对较小,不适合凝气设备真空漏气系数大的机组[5]

热压机组回热抽真空系统改造具备满足高真空、稳定可靠、免维修、能量回收、冷凝液回收、操作简单等技术特点[6],尤其改造后,在夏季工况下避免了工作水温度对水环式机械真空泵工作效率的影响,提高机组真空度,对降低供电标煤耗,减少厂用电量有明显作用,改造的投入产出比效果好。原抽真空系统的3台真空泵保留,只在系统启动阶段预抽系统真空[7]。采用辅汽联箱辅汽蒸汽做为热压机的工作动力汽源,抽吸凝汽器的乏汽;系统采用凝结水做为热压机冷凝装置的冷却水,热量全部回收;抽吸过来的乏汽经冷却后回收至凝汽器热井,实现热量和工质的回收。

根据华能海门电厂1号机组的真空系统及真空泵的运行情况,采用透平蒸汽喷射器为核心部件的多级热压式高效回热抽真空系统[8]。真空系统改造流程图如图1所示。



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                                          图1  真空系统改造流程图




保留原有抽真空系统的3台真空泵及其连接管路,作为在系统启动阶段预抽系统真空。

凝汽器主抽气管路上分别设置2台前级蒸汽喷射器,对两侧凝汽器进行抽吸,抽吸的不可凝结气体和相应的水蒸气分别进入同1台列管式冷却器。水蒸气冷凝成水,经U形管回收凝汽器热井。不可凝结气体和少量水蒸气,由第二级和第三级蒸汽喷射器抽走。

前级喷射器的动力蒸汽通过动力喷嘴以超音速射流,产生真空来抽吸凝汽器里的不凝气体,动力蒸汽采用辅助蒸汽。三级热压机采用串联关系,核心部件为蒸汽喷射器,动力蒸汽通过动力喷嘴以超音速射流,产生真空来抽吸凝汽器里的不凝气体。

 

3.2 主要改造内容

(1)蒸汽冷凝装置

新增3台蒸汽冷凝装置作为三级热压机的冷却装置,冷凝装置冷却水采用主机凝结水,在八号低加水侧出口合适位置接出冷凝水管道作为热压机冷凝装置的冷却水,使抽吸气体的热量得到回收利用,冷凝装置疏水经U形管回收凝汽器热井[9]

(2)新增热压机组

热压机组采用三级串联,第一级热压机由两个蒸汽喷射器组成,对两侧凝汽器进行抽吸;第二级热压机由一个蒸汽喷射器组成,抽吸第一级冷凝装置的不凝结气体,第三级热压机同样只含一个喷射器,抽吸二级来的不凝结气体冷却后将不凝结气体排到大气。

(3)动力蒸汽系统

新加动力蒸汽管道分别接引至喷射器动力侧吸入口,动力蒸汽的要求是:就地不低于0.3Mpa,饱和蒸汽或微过热蒸汽(过热度>10℃即可)。动力蒸汽采用辅汽混以除氧器排汽,主管路上配有动力蒸汽稳压装置。辅汽用量小于1t/h,同时可以回收除氧器运行排汽的热量,同时回收部分除盐水[10]

 

3.3 运行方案

在机组启机阶段,机组原抽真空系统3台水环真空泵,其中两台启动一台备用,来预抽机组真空到20kPa左右。机组真空达到20kPa后,启动热压机组抽真空系统,即水环真空泵的运行方式由原来的2用1备,改为停运备用。 正常运行采用热压式回热抽真空系统运行,系统通过阀门的开关来达到系统的投入和退出。控制信号接入DCS系统,也可就地控制。系统三级热压机串联布置,无转动机械设备,结构简单,无厂用电,可靠性高,维护量极低。改装置对凝汽器真空严密性适用范围大,最大可达到500Pa/min。

 

4 经济效益分析

改造后的试验数据记录如表2所示(试验要求:切换前记录一次、切换后记录一次,每种工况要求稳定运行2h)。


表2  #1机组蒸汽喷射器抽真空系统投运数据记录

image.png


表2的性能试验数据分析如下:

(1)在500MW工况下,由水环真空泵系统切换至蒸汽喷射器抽真空系统后,真空平均提高了1.1kPa,凝结水温度升高了4℃,两台真空泵电流节约502A。

(2)在730MW工况下,由水环真空泵系统切换至蒸汽喷射器抽真空系统后,真空平均提高了0.4kPa,凝结水温度升高了2℃,两台真空泵电流节约502A。

(3)在983MW工况下,由水环真空泵系统切换至蒸汽喷射器抽真空系统后,真空平均提高了0.55kPa,凝结水温度升高了1.5℃,两台真空泵电流节约502A。

以上数据说明,投运多级热压式热泵回热抽真空系统,不仅可以替代两台水环真空泵运行,节约厂用电,而且可以更好地优化凝汽器真空,耗用的蒸汽抽气做功后余热也回收到凝结水中。

 

4.1 节约厂用电

由试验数据表可知,两台水环式真空泵运行时电流为502A左右,电压380V,水环式真空泵运行时的功耗为250KW,投运三级喷射器抽真空系统后,水环真空泵停运功耗为0KW。

1#机组年运行小时数按4100小时计算,则全年可节省厂用电:250×4100=102.5万kw.h。以目前电厂上网电价0.42元/KWh计算,则全年可节电费用43.05万元。

 

4.2 节煤效益

(1)真空提高带来的节煤收益

对于1000MW纯凝机组真空每提高1kPa节约煤耗1.5g/(kW.h)。由试验数据表可知, 500MW负荷工况,改用蒸汽喷射器系统后,真空提高1.1kPa。机组真空提高后煤耗下降1.65g/kW.h。730MW负荷工况,改用蒸汽喷射器系统后,真空提高0.4kPa。机组真空提高后煤耗下降0.60g/kW.h。983MW负荷工况,改用蒸汽喷射器系统后,真空提高0.55kPa。机组真空提高后煤耗下降0.825 935g/kW.h。

 

(2) 动力蒸汽消耗对煤耗的影响

对于1000MW纯凝机组,500MW负荷下,每消耗1吨0.4MPa的动力蒸汽影响煤耗增加0.12g/kW.h。三级蒸汽喷射器运行时,动力蒸汽的消耗量按照3t/h计算,将会影响机组煤耗增加0.36 g/kW.h。730MW负荷下,每消耗1吨0.4MPa的动力蒸汽影响煤耗增加0.09g/kW.h。三级蒸汽喷射器运行时,动力蒸汽的消耗量按照3t/h计算,将会影响机组煤耗增加0.27 g/kW.h。983MW负荷下,每消耗1吨0.4MPa的动力蒸汽影响煤耗增加0.07g/kW.h。三级蒸汽喷射器运行时,动力蒸汽的消耗量按照2t/h计算,将会影响机组煤耗增加0.21 g/kW.h。

 

(3)热量回收加热凝结水的节煤收益

由试验数据表可知,500MW负荷下,三级蒸汽喷射器运行时,凝结水温度升高了4℃,凝结水流量为845t/h。凝结水温度升高可减少八段抽汽约5.8t/h,折合煤耗可降低0.18g/kW.h。730MW负荷下,三级蒸汽喷射器运行时,凝结水温度升高了2℃,凝结水流量为1450t/h。凝结水温度升高可减少八段抽汽约5t/h,折合煤耗可降低0.11g/kW.h。983MW负荷下,三级蒸汽喷射器运行时,凝结水温度升高了1.5℃,凝结水流量为2000t/h。凝结水温度升高可减少八段抽汽约3.7t/h,折合煤耗可降低0.06g/kW.h。

综合上面三部分,改造后全年平均煤耗下降约(1.47+0.44+0.675)/3=0.862g/kWh,按照单台机组年发电量42亿度计算 ,则每年节约标煤约3620t,标煤单价以850元/吨计算,则每年可实现节煤收益307.73万元。

 

(4)节省维护费用

采用多级热压式热泵回热抽真空系统后,无转动设备,全部为静设备,几乎零维护。原水环式真空泵由于长期备用,也大大降低了维修换件等维护成本。维护费用不好量化,暂不计算收益。

 

5 结论

通过华能海门电厂#1机凝汽器抽真空系统“电改汽”深度节能优化改造,确保了凝汽器保持最高真空状态,不受真空泵性能的影响,真空严密性适用范围大,保证机组经济节能运行。解决了真空泵因汽蚀产生的噪音大和叶轮裂纹甚至断裂等安全问题,从而节省真空泵和冷却器等设备的维护、部件更换费用。同时降低了厂用电率和机组的供电煤耗。对同类型电厂具有很好的借鉴意义。

 



参考文献

[1]李连松,侯燕.加装真空泵蒸汽喷射器提高凝汽式汽轮机真空[J].安徽电力,2016,33(03):23-27.

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[3]李南,高刚.影响蒸汽喷射真空泵运行因素及故障分析[J].塑料制造,2008(07):82-85.

[4]李华,刘培龙.蒸汽喷射真空泵技术性能和影响因素分析[J].机电工程技术,2007(05):97-99+108.

[5]高继云.蒸汽喷射式真空泵的设计与应用[J].有色设备,2007(01):27-29.

[6]赵曼,李来广.蒸汽喷射真空泵的影响因素及解决途径[J].粮食流通技术,2006(03):18+34.

[7]李雪梅,李华.蒸汽喷射真空泵的影响因素分析[J].机械工程师,2005(12):63-64.

[8]徐海涛,桑芝富,顾斌,柴宁,徐卫东.蒸汽喷射真空泵性能的CFD模拟研究[J].高校化学工程学报,2005(01):22-29.

[9]阎建武.高效低架蒸汽喷射—水环真空泵在VOD精炼炉的应用[J].钢铁技术,2004(06):16-19+50.

[10]李玉英,张匆,龚胜南.蒸汽流真空泵的测试与验收[J].真空,1997(06):41-45.

 

作者简介

白玉峰:1995年毕业于上海电力学院热能动力工程专业,硕士学位,高级工程师,华能海门电厂厂长,从事大型火力发电机组生产管理及其优化工作。

 


 

来源:华能海门电厂 2018-06-15

                                    本文收入皇冠彩票网官网2018年6月《节能专刊》





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