300MW机组循环水处理工艺优化的研究
300MW循环流化床锅炉机组运行优化及节能改造
300MW循环流化床锅炉机组运行优化及节能改造张聪钱自雄(云南大唐红河发电有限责任公司云南开远 661600)Running optimization and energy saving modificationof 300MW CFB boilerZHANG Cong QIAN Zi-xiong(Yunnan Datang Honghe Power Generation Co.,LTD,Yunnan Kaiyuan 661600，China)摘 要：阐述了红河电厂2×300MW CFB锅炉机组运行两年来取得的成绩，分别从运行优化和节能改造两方面，采取了切实可行的节能措施，解决了锅炉发电能耗偏高的技术难题，从而为CFB锅炉的大型化和超常规发展赢得更加广阔的市场与空间。
关键词：300MW 循环流化床 运行优化 节能改造Abstract:It demonstrates the achievement of 2×300MW CFB boilers of Honghe power plant for more than two years,from the two respects of running optimization and energy saving modification respectively,adopts some feasible measures of energy conservation,solves the technique problem of higher energy consumption of power generation, provides technic support for the development of larger CFB boiler and obtains greater power marketKeywords:300MWCFBboiler,optimization of running, modification of energy saving0 前言云南大唐国际红河发电公司2×300MW CFB是国家计委明确的四川白马电厂引进、消化、吸收后的国产化第一个后续项目，一期工程是国家“西电东送”的战略部署和《云南电力发展“十五”计划和2015年远景规划》中首先实施的火电建设项目之一。
某2×300MW机组热电厂循环水余热回收技术研究
某2×300MW机组热电厂循环水余热回收技术研究[摘要]吸收式热泵式热电厂循环水余热回收技术的节能减排经济效益和社会效益非常巨大。
但是，该技术还没有得到全面推广，大多数热电厂没有掌握技术要素，担心循环水余热回收系统故障导致机组循环水中断而造成停机的安全风险，以及投资风险性。
笔者从事几个热电厂循环水余热回收项目的技术研究，并成功投入运营，取得巨大的经济和社会效益。
本文对吸收热泵式热电厂循环水余热回收技术成功案例进行论述。
[关键词]节能减排循环水余热回收中图分类号：tk115tu832.11 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）13-0218-03引言随着社会经济日益发展，能源紧缺和环境污染两大影响人类生存问题日益严重，国家对资源节约、环境保护、能源综合利用等方面出台若干强制措施。
“节能减排”工作已被提高到前所未有的战略高度。
火电厂低温循环水的热量约占电厂耗能总量的30%以上，回收利用这部分能量，在不增加燃煤量的情况下，可以增加热电厂供热的热源，节能潜力巨大。
应用吸收热泵式循环水余热回收技术具有广阔的推广价值。
笔者曾经主持设计多个热电厂循环水余热回收技术建设工程，也遇到各种各样问题，但都成功地加以解决了，使循环水余热回收工程项目成功投入运营，取得显著节能减排效果。
现将某2x300mw机组电厂2012年2月已经投入运营的吸收热泵式循环水余热回收技术分享给读者。
1、问题的提出某热电厂装机容量为2×300mw，热电厂的热网设计供热面积为1400万米2。
2010年两台机用于热网总供热抽汽量为761t/h左右。
由于冬季电厂内辅助设施自用汽量也较大，实际两台2×300mw机组的供热汽源已经超过额定抽汽量，供需矛盾突出，更不能满足未来增加供热面积的供暖需求。
而热电厂循环冷却水带走的余热量很大，主要是汽轮机排汽在凝汽器中释放的汽化潜热。
根据热电厂2010年冬季运行数据显示，电厂一台机组采用一台循环水泵低速运行，循环水流量大约14000 t/h。
300MW机组给水系统运行方式优化
其最小流量 的设置，规格及控 制方法都完全 相同 。最 小流 量 阀在 大 于 ３ ０ ／ ６ ｔ ｈ时 自动 全 关 ， 于 １ ５ ／ 小 ９ ｔ ｈ时全 关 ， １ ５ ／ 在 ９ｔｈ
【 章 编 号 】１ ０ － １１２ １）６ ０４ — １ 文 ０ ８ １５ （０ ００ — １ １ ０
（ ）给 水泵 最 小流 量分 析 一
为 了保 证 给 水 泵 的 正 常 运 行 ，不 产 生汽 蚀 ，就 必 须 满 足 在 任 何 工 况 下 ， 泵 的 有 效 汽 蚀 余 量 均 大 于 或 等 于 必 需 汽 蚀 余 量 。有 效 汽 蚀 余 量 决 定 于 泵 的 吸 入 系 统 ， 其 大 小 等 于 给 水 泵 进 口处 的给 水 压 力 与 该 处 给 水 温 度 相 应 的饱 和 压 力之 差 。而 必 需 汽 蚀 余 量 决 定 于 泵 本 身 的 特 性 ，其 大 小 受 泵 的 结 构 ，转 速 流 量 等 因素 影 响 。经 分 析 看 出： 给 水 泵 的 有 效 汽 蚀 余 量 和 必 需 汽 蚀 余 量 均 与 泵 的流 量 有 关 ， 当泵 的 有 效 汽 蚀 余 量 与 必 需 汽 蚀 余 量 相 等 时 所 对 应 的泵 的 流 量 ，称 之 为 给 水 泵 的 最 小 流 量 。为 此 ， 在 给 水 泵 出 口处 ，设 置 给 水 泵 最 小 流 量 保 护 装 置 。这 样 ， 当 给 水 流 量 小 于泵 的 最 小 流 量 时 ，再 循 环 阀 自动 开 启 ，把 一 部 分 给 水 由泵 的 出 口流 回到 除氧 器 ，使 泵 在 最 小 流 量 下 维 持 运 行 ， 以 满 足 泵 的有 效 汽 蚀 余 量 不 低 于 必 需 汽 蚀 余 量 ，只 有 这 样 ， 才 能 保 证 给 水 泵 不 致 因 为 汽 蚀 而 损 坏 ， 从 而保 证整 个热 力 系 统 的 安 全 可 靠 运 行 。
300MW机组循环泵优化运行方案
300MW机组循环泵优化运行方案摘要：循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率双方面均有较大影响，从机组运行角度，应做好循环水泵的经济优化调度工作，努力使机组在最佳真空下运行，取得较好的经济性。
关键词：循环泵；优化；真空；经济性一、机组简介张家口热电公司2×300MW燃煤供热机组。
该机由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，型号：C250/N300-16.7/537/537型，型式：亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热凝汽式汽轮机。
我公司汽轮机非供热期背压设计值为5.2kPa，供热期背压设计值为4.0kPa，按照张家口平均大气压93.3kPa计算，机组设计真空-88.1kPa及-89.3kPa。
循环泵的运行方式对机组真空及循环泵电耗均有较大影响，我公司每台机配有两台循环泵，循环泵采用高、中、低速方式，可以单高速、单中速、单低速，双高速、高中速、中低速、单低速运行。
二、优化的背景张家口热电公司#1机组2009年12月投产，#2机组2010年02月投产，初期投产后机组真空较同类型机组真空低1-2kPa左右，经过对机组真空系统的泄漏情况查找，当地大气压的实际测量和循环冷却水流量的测定等综合分析。
我公司机组真空相对低的原因为当地大气压较低，机组疏水倒至凝汽器，部分疏水门不严，胶球清洗系统收球率低等。
故在投产初期为了提高机组运行的真空，5-10月份采取两台高速循环泵，10月底-5月初采用一台高速和一台低速循环泵并列运行的方式。
此方法在提高机组真空的同时，大大增加了厂用电的消耗。
在机组运行稳定后经过机组检修逐渐处理了疏水门不严，胶球系统收球率低等问题，并且把#2循环泵电机经过改造为中速电机，而为了响应国家节能、减排的政策，并提高机组运行的经济性，我公司通过合理化建议，设备优化运行等方式，对机组部分系统进行了改造、优化运行等。
三、凝汽器真空对机组运行的影响真空变化对汽轮机的安全与经济都有较大的影响。
300MW机组给水系统优化改造的实践与思考
第30卷 2008年1月 湖州师范学院学报Jo ur nal of Huzhou Teache rs College Vol.30J an.,2008300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考3陈建国(长兴发电有限责任公司,浙江长兴313100)摘 要:通过对目前火电厂300MW 机组给水系统的配置及运行情况进行分析,发现如果采用给水泵汽轮机备用汽源改造等措施,可以成功实现机组无电泵启动,这为提高机组运行的可靠性和启停机的灵活性提供了新的思路.在此基础上,引出了大型火电机组是否有必要配置电动给水泵的思考,并提出了在条件合适的机组上取消配置电动给水泵的建议.关键词:给水系统;优化改造;实践与思考中图分类号:T K 233.5+2文献标识码:A 文章编号:100921734(2008)S0200092041 300MW 机组给水系统的配置情况给水系统是发电厂热力系统的重要组成部分,因此在任何情况下都要保证不间断向锅炉供水.其中,工质流量大、压力高,对发电厂安全、经济、灵活运行至关重要.给水泵是给水系统的心脏,为工质的传送提供动力.传统小容量机组一般采用定速泵配合给水操作平台的方式工作.随着单机容量不断增大,操作平台中调节阀承受的压力差越来越大,节流损失越来越严重,安全性和经济性也就得不到保障.为此,现代大容量火电机组大都采用变速给水泵,一般采用汽动给水泵作为运行泵,电动给水泵仅在启动阶段或事故情况下使用,正常运行工况下作为备用泵.国产引进型300MW 火力发电机组的给水系统的基本配置是采用二台50%容量的汽动给水泵及一台50%(有些机组采用30%)容量的电动给水泵,给水系统不设主给水调整平台,考虑启动需要,在电泵出口阀处设15%B MCR 调节阀,以满足机组启动前的小流量的需求.其设计的思路是:在起动时采用电动给水泵,当负荷升至20%～30%时,逐渐切换至汽动给水泵运行.正常运行时,由两台汽动给水泵提供锅炉的全部给水量.当一台汽泵故障时,电泵自动投入,可满足锅炉约80%～90%MCR 负荷的给水量.给水泵汽轮机设计有高、低压两个供汽汽源.正常工作时采用主机四级抽汽作为低压汽源,当低压汽源不满足给水需要时,切换为冷段再热蒸汽作为高压汽源.在系统设计中,还有一路来自辅助蒸汽系统的调试用汽,在基建调试阶段,可以利用这路蒸汽启动、冲转汽动给水泵.2 目前给水泵运行配置方式存在的问题结合机组实际的启停经验,并对给水泵运行方式进行分析后,发现若是在机组启停过程中只将电动给水泵作为启动泵,则会引发以下一些运行问题:2.1 电动给水泵在启停机过程中耗功较大按照传统的做法,机组在启动时,采用电动给水泵给锅炉上水,到主机带80%负荷时停电泵转热备用.主机冷态启动时,电泵连续运行约13小时;热态启动时,电泵运行约8小时.电泵的电机功率按6.3MW 计算,电泵耗功为冷态约8万kWh ,热态约5万kWh ,由此反映出在机组启停过程中,电泵的耗功较大.2.2 电动给水泵启动的可靠性较差系统的启动依赖于电动给水泵,如果出现电动给水泵故障,将无法实现机组启动.尤其是基建投产机组或大3收稿日期225作者简介陈建国,工程师,从事火电厂汽轮机设备及系统研究:2007122:.修后首次投运机组,常会由于系统清洁程度不高,导致出现电动给水泵进口滤网堵塞而被迫停炉的情况.2.3 汽动给水泵的汽源可靠性较差给水泵汽轮机的高压备用汽源也取自主机冷再热蒸汽,必须在锅炉点火并升到一定负荷后方可向汽泵供汽,运行中一旦锅炉MF T ,汽泵也就失去了高压汽源的备用作用.另外,给水泵驱动汽轮机在进行高、低压汽源切换时,容易引起给水系统的扰动,从而影响给水调节系统的稳定性.3 给水系统优化改造的可行性图1是长兴发电有限责任公司300MW 机组停机过程中所获取的一些相关参数的变化趋势.图1 300MW 机组停机过程中一些相关参数的变化趋势从图1我们可以看到,在机组降负荷过程中,四抽压力明显随负荷下降而下降.当负荷低于240MW 时,四抽压力已降至0.6MPa 以下,无法满足汽动给水泵对汽源的要求,必须切换至冷再热蒸汽;而当机组进一步降负荷至50MW 以下时,高压缸排汽压力也降至0.7MPa 以下,经过高压调门的节流调节进入给泵汽轮机,其压力降至更低,此时汽泵已无法正常运行,必须启用电动给水泵才能保证锅炉的上水需求.而观察图1中的辅助蒸汽压力变化曲线可知,辅汽压力能基本维持不变(0.75～0.8M Pa 左右).由于300MW 机组的辅助蒸汽来自机组的冷再蒸汽和四级抽汽,辅汽温度也与汽动给水泵的低压蒸汽参数匹配,所以辅助蒸汽的运行参数完全可以满足机组低负荷或启停机阶段汽动给水泵的汽源要求,并能有效地避免汽源切换时的扰动.考虑到辅助蒸汽系统采用的是联络母管制供汽方式,因此在机组启动之前,完全可以直接利用邻机供给的辅助蒸汽作为汽动给水泵的启动用汽汽源,从而实现机组的无电泵启动和停机.为此,我们提出了由辅助蒸汽作为给水泵汽轮机启动和备用汽源的系统改进方案.为满足机组启停过程中锅炉给水小流量的调整需求,还在锅炉省煤器入口增设了给水流量调节的小旁路.4 给水系统优化的改造内容为实现给水系统优化即无电泵启停机的功能,在长电公司#2机组大修期间,实施了以下两项汽动给水泵汽源配置改造及给水系统改造措施.4.1 给泵汽轮机汽源优化改造 图中的实线部分为原有的给水系统及给水泵汽轮机汽源配置状况给水泵汽轮机正常运行时,采用主机的四级抽汽作为低压汽源;当机组在低负荷运行时,高压蒸汽将作为补充汽源或独立汽源提供给小汽机图中粗实线部分所示为所进行的系统改造从本机辅助蒸汽联箱上引出两路蒸汽管道分别接至两01湖州师范学院学报 第30卷2..2:图2 汽动给水泵汽源改造示意图台给水泵汽轮机的低压进汽管道上,即四级抽汽至两台给水泵汽轮机供汽电动阀后,作为两台给水泵汽轮机启停机时汽动给水泵的启动汽源.根据流量计算,蒸汽接管都采用DN125(φ133×4)无缝钢管,在其管路上分别设置一电动隔离阀及逆止阀,以保证与辅助汽源的正常隔离及防止蒸汽倒流.经这样改接后,只要开启辅助蒸汽至给泵汽轮机的供汽电动阀,辅助蒸汽就可作为给水泵汽轮机启动、备用汽源.4.2 给水系统的管路配置考虑到给水泵小流量灵敏调节的死区,为保证机组启动时能有效地控制锅炉汽包水位,在锅炉省煤器入口加装节流调节阀以实现机组启动和低负荷时的给水小流量调节.为此,参照电泵出口给水系统的设计,在锅炉省煤器进口阀处增设一路15%MCR 调节旁路.现场实际接管时,接管的一端借用了锅炉酸洗的一个预留接口,另一端加装了一个锻造三通,采用DN100(φ133×14)的低合金钢管作为旁路管道,设一只15%MCR 的电动调节阀.为保证该旁路管道的严密性,在电动调节阀后增设一电动隔离阀;为保证旁路管道从运行转为检修状态时的隔离与泄压,在调节阀与隔离阀之间的管道上设置一路放水管.5 无电泵启动的成功实践完成上述两项改造后,辅汽就可以作为给水泵汽轮机的启动、备用汽源了.在启停机时,以辅汽冲动汽动给水泵组,取代电动给水泵给锅炉上水.长兴发电有限责任公司#2机组采用无电泵启动方式成功实现机组启动的大致过程如下:(1)汽包上水期间,启动汽泵前置泵,利用省煤器进口15%BMCR 调节阀控制锅炉上水速度,将汽包上至点火水位.(2)点火前,将一台给水泵汽轮机用辅助蒸汽冲转至2200～2900r/min ,处于比较稳定的转速.(3)随着燃烧量的增加和锅炉起压,汽包上水方式设置为汽泵定速,利用省煤器进口15%BMC R 调节阀调整汽包水位.(4)将省煤器进口15%B MCR 调节阀切至省煤器进口电动阀,汽包水位交给汽泵转速调整来控制,及时投入汽泵“自动”,给水实现自动控制.在切换过程中,需注意控制省煤器进口电动阀前、后压差不要太大,防止主给水流量突增造成汽包水位的大幅扰动.(5)机组负荷至60MW 时,另一台汽泵启动(汽源为本机四抽).(6)机组负荷至120～150MW 时,将给水控制由一汽泵(辅汽作为汽源)切至另一汽泵(四抽作为汽源)控制,辅汽作为汽源的汽泵出系后,投入“转速回路”控制.(7)对出系汽泵进行汽源无扰切换,全开四抽至出系汽泵的进汽隔离阀,隔离辅汽至出系汽泵的供汽汽源.小汽轮机汽源无扰切换正常后,机组负荷为～5MW ,重新将出系汽泵并入系统运行,“两汽泵”并列运行,机组可以进行正常加负荷112008年 陈建国:300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考12010.21湖州师范学院学报 第30卷6 关于给水系统优化配置的思考与建议众所周知,电动给水泵组由电动机、主给水泵、前置泵、液力偶合器、辅助油泵、冷油器、冷却水系统等组成.由于电泵系统庞杂,维护量较大,出现故障的几率也相应地增加.与电动给水泵相比,汽动给水泵主要有以下优点:(1)安全可靠性高.汽动给水泵转速可高达5000～7000转,因为轴短、刚性大、安全性较高,所以当系统故障或全厂停电时,只要汽源配置合理,仍可保证不间断地向锅炉供水.(2)运行经济性高.汽动泵通过调节汽门开度实现变速运行来调节给水流量,较之采用液力耦合器、节流调节阀的电泵更为经济.(3)节省投资.汽动泵的投资比大型电机、液力耦合器及电气控制设备的总投资低.(4)增加供电.大机组的给水泵电耗高达全部厂用电的约50%,采用汽动泵节省的厂用电可使机组对外多供约3%～4%的电量.(5)便于调节.大型电机启动电流大,启动较困难,汽动泵便于启动且可配合主机滑参数运行进行滑压调节.(6)容量不受限制.大型鼠笼式电机启动电流大,影响周波稳定,故需复杂而昂贵的电气控制设备,也因此而限制了电机的单机容量,而汽泵无此缺点.原系统设计中,机组的启动只能依靠唯一的电泵使给水系统循环起来,因而电泵的可用率对电站的安全可靠运行起着不可忽视的作用.而通过机组无电泵启动的成功改造和实践运行证明了采用汽泵启停的运行方式是切实可行的,由此也降低了机组电站启停过程中对电泵的依赖性,即在汽泵工作状态正常以及汽源可靠的情况下,电泵在机组启停过程中的实际作用是可有可无的.机组带负荷运行时,一般为两台汽泵运行,当一台运行汽泵因发生故障而跳闸时,备用电动给水泵连锁启动后的总给水量能保证锅炉带额定负荷的80%以上稳定运行,机组出力可以接近或达到满负荷,这在电力供应紧张的时期保证机组出力是十分重要的.但随着汽动给水泵组技术的日渐成熟,其故障率将会更加减小,而从快速发展的电源建设趋势来看,日后因设备故障原因而降低机组出力运行情况也会逐渐地为电网所接受.因此在机组正常运行时,电泵只是一台难得一用的“备品”.目前,大多数大容量火电机组的辅汽都采用联络母管制供汽方式,辅汽系统具有很高的可靠性.除了首台机组根据基建以及全厂性事故恢复的需要而有必要配置电动给水泵外,对电厂的第二台机组或后续机组而言,都可以考虑省去电动给水泵组,由此而节省一大笔的设备和系统投资.从电厂运行维护的角度来说,也可节省一大笔日常费用.当然,我们从300MW机组无电泵启动的成功实践中,提出在有合适汽源的新(扩)建机组上,逐步省去电动给水泵的设想,需经国家规划院等设计机构牵头下经多方论证后才能试点实施,取得经验后再作推广.作为一个由生产实践总结得出的一项改进措施,我们认为是值得各基建单位和设计部门来讨论和尝试的.参考文献:[1]陶鼎文.火力发电设备技术手册(第二卷)[M].北京:机械工业出版社,1998:18～19.[2]樊印龙,李飞雁.给水泵汽轮机汽源配置浅析[J]浙江电力,2005,24(1):29～31.[3]韩中合,田松峰,马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2002:225.[4]吴季兰.汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社,1998:296～297.。
300MW机组#6低加疏水系统优化
300MW机组#6低加疏水系统优化摘要:近两年煤炭价格居高不下，如何提高火电厂一次能源利用率、降低发电成本已成了各大企业积极研究的课题。
本课题从提高机组热效率方面入手，对汽轮机#6低加疏水系统进行优化，提高疏水利用率，起到节能降耗效果。
关键词:节能；#6低价疏水泵；优化1引言能源是国民经济的根基资源，节能降耗，提高企业经济效益，具有特别重要的意义。
同时节能减排也是我国各级政府强力推进的重大举措和社会关注的焦点，其社会意义也分外重大，积极稳妥推进碳达峰碳中和也是相关企业的责任。
据有关单位统计，目前我国火电供电煤耗与发达国家水平还有20%的差距，因此我国火电的节能降耗还有很大空间。
2机组概况河北华电石家庄裕华热电一期工程两台300MW机组为强制循环汽包炉，汽机型号为C300/200-16.7/0.43/537/537，2014年#2机组进行了背压机组改造，2021年3月#1机组进行了低压缸零出力改造，2021年11月新投产了栾城热网及栾城工业抽汽系统。
汽轮机设有八级不调节抽汽，一、二、三级抽汽分别供三个高压加热器；四级抽汽供汽至汽动给水泵、除氧器、辅汽联箱；五、六、七、八级抽汽分别向四台低压加热器供汽，如图1所示。
机组通过凝结水泵将凝汽器内的冷凝水，逐次经过#8、#7、#6、#5低压加热器对其不断加热后输送至高压除氧器。
低压加热器是利用汽轮机中低压缸的抽汽来加热凝结水，除了可以提高机组经济性外，还能确保除氧器进水温度的要求，以达到良好的除氧效果。
各个低压加热器均采用给水与蒸汽成逆流的布置。
加热蒸汽从壳体上部的入口进入壳体内部后与水管中的主凝结水进行热交换，凝结成饱和水后接进入疏水冷却段继续放热而变为过冷水，最后经疏水出口流出。
水侧的主凝结水先进入水室，然后进入管侧的疏水冷却段，在该段内它与管外的疏水进行对流换热而吸收热量，其温度得到一定提高后再进入饱和段。
该段是加热器的主要工作段，凝结水在此吸收大部分热量，其温度得到较大提高。
300MW机组冷端综合治理优化
300MW机组冷端综合治理优化摘要：冷却塔、循环水泵和凝汽器共同组成了汽轮机的冷端系统，汽轮机冷端系统工作效率的高低直接影响汽轮机真空的高低，也即直接影响机组的循环效率。
本文通过对汽轮机冷端进行分析，对一个300MW机组电厂实例，对其进行了几方面的改进，使其冷端进行优化，提高机组效率。
关键字：凝汽器冷端治理一、前言随着世界能源形式的日益严峻，节能减排不仅仅是社会对企业的要求，而且已经上升到事关企业生存的高度。
能源局统计了国内现役火电机组供电煤耗的变化趋势，有以下显著特点： 300MW以上大机组，供电煤耗率达到设计值的“不太多”，国内火电机组冷端的能量损失依然明显。
因此，各个电厂对节能工作提高到了一个相当的高度。
汽轮机冷端治理优化能提高机组循环效率，降低机组煤耗，为机组进一步节能减排提供了有利支持。
二、汽轮机冷端的重要性及优化内容汽轮机冷端主要由凝汽器本体、抽真空系统、凝结水系统、循环水系统构成。
火电厂热力循环效率遵循卡诺循环的基本规律：卡诺循环效率ηc=1-T2/T1（始终＜1）。
卡诺循环的效率只与两个热源的热力学温度有关，当高温热源的温度T1愈高，低温热源的温度T2愈低，则卡诺循环的效率愈高。
电站机组参数，初级参数越来越高。
从中温中压达到了超超临界压力，600℃水平。
不断获得技术进步。
实现T1的有效提升。
低温热源的温度T2，根据不同机组有所差别。
在火电企业，压红线运行是经济运行的重要手段。
其实质就是要保证初级参数达到机组的设计额定参数。
通过冷端治理，彻底降低终参数，可有效提高机组循环效率，达到较好的节能效果。
对在役运行机组，冷端优化方面可深化的工作有以下几个方面：（一）增大凝汽器换热面积，降低凝汽器热负荷凝汽器热负荷对真空度影响较大。
凝汽器热负荷升高，主要是由于高品质蒸汽没有做功，或其他高温介质直接进入凝汽器，不仅造成能量和工质损失，而且使凝汽器真空下降是影响机组热耗率的主要原因。
影响凝汽器热负荷的主要因素是阀门内漏，包括低旁泄漏、汽缸疏水，管道疏、高加危急放水，低加至凝汽器疏水等，降低凝汽器热负荷的主要措施是加强阀门内漏治理，通过阀门前后温度对比找出漏点，通过手动隔离，或检修时彻底处理。
300MW燃煤机组渣水处理系统优化
300MW燃煤机组渣水处理系统优化陈刚【摘要】上海吴泾热电厂8、9号机组除渣系统为闭式循环,采用水力除渣方式.运行过程中发现由于进出水量不均衡,造成渣水处理系统会产生大量高pH值废水进入雨水系统,给废水处理工作和环保工作造成较大压力.经过对渣水处理系统设备和管路的改造,解决了系统水量不均衡和废水排放等问题.改造后,系统运行产生的能耗和污染都得到了明显改善,达到了节能减排的效果.【期刊名称】《电力与能源》【年(卷),期】2012(033)006【总页数】4页(P613-615,619)【关键词】水力除渣;水处理;废水;节能;脱硫【作者】陈刚【作者单位】上海电力股份有限公司吴泾热电厂,上海200241【正文语种】中文【中图分类】TK227.30 引言上海吴泾热电厂8、9号机组为300 MW火力发电机组，分别于2010年2月和12月投产发电。
机组采用闭式循环水力除渣方式，通过刮板捞渣机将锅炉底渣输送到中转渣仓，除渣废水则通过溢流水池进入渣水处理系统回收后循环利用。
机组运行过程中，因设计考虑欠缺，每日产生的大量废水进入雨水系统，给环保工作造成很大压力。
通过对渣水处理系统的优化、改造设备和管路，解决了多余废水排放的问题。
1 优化前运行状况8、9号机组除渣系统包括底渣系统和渣水处理系统两部分。
底渣系统包括水封槽、捞渣机和渣仓等设备，主要功能是通过刮板捞渣机将锅炉底渣输送至渣仓外运处理，并通过炉底水封达到换热和密封的功效。
渣水处理系统包括溢流水池、沉淀池、蓄水池和各类水泵，负责对底渣系统运行过程中产生的含渣废水进行排放、回收和再利用。
为了达到节能减排，水资源重复利用的效果，渣水处理系统采用闭式循环结构，如图1所示。
图1 渣水处理系统结构图由图1可知，8、9号机组渣水处理系统的工作流程为：刮板捞渣机输送底渣过程中产生的含渣废水通过溢流管进入溢流水池，由溢流水泵运送至沉淀池，渣水在沉淀池内澄清后自动流入蓄水池，再由冷渣水泵将蓄水池中的水输送到底渣系统供重复利用。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
300MW机组循环水处理工艺优化的研究
【摘要】针对云河发电有限公司2×300mw循环流化床机组循环水处理过程中用药剂量大，控制浓缩倍率低，补充水量大等问题，分析原因，通过对循环水处理指标优化处理及增设循环水加酸系统，有效解决了循环水补水量大及循环水处理用药剂量大的问题。
【关键词】循环水；浓缩倍率；阻垢剂；加酸 0.概述
循环冷却水用水量占据了整个厂用水量的80%，在降低补充水用量的同时，要防止水质不结垢、不腐蚀，保证循环水系统的安全稳定运行。
云河发电有限公司#5、#6机组为2×300mw循环流化床燃煤机组，循环水补充水为西江水，自从2011年投运后，电厂对补充水的需求量超过了1276m3/h的工程设计值。
2012年特对#5、#6机组循环冷却水控制指标进行优化试验，确定了循环水最优运行工况下的加药量及控制标准，并通过增设循环水处理加酸系统，从而做到既保证机组安全运行，又最大限度节约水资源的目的。
1.循环水系统介绍
云河发电有限公司#5、#6号机组循环冷却水为西江补水，运行时经斜板沉淀池过滤后补入循环水系统，系统各项参数如下：
表1-1 循环水系统各项参数
凝汽器材质：凝汽器管板tp304+sa516gr.70；主冷却区tp304不锈钢。
2.优化原理
对循环水阻垢剂进行加药实验，确定适合本厂原水水质的加药
量，并根据模拟现场循环冷却水的动态试验台上对实验确定循环阻垢剂加药量进行动态模拟试验。
采用挂片法测定hsn701-a铜试片、tp304不锈钢试片、碳钢试片在所确定的循环水水质情况下的均匀腐蚀速率。
确定在这种浓缩倍率下实际运行中的控制参数及指标。
3.试验仪器及方法
3.1试验仪器
动态模拟试验台主要是模拟循环冷却水系统的运行工况，主要由集水箱、循环泵、流量计、腐蚀监视管、模拟冷却器等，其简要系统见图4-1。
1-抽风装置2-腐蚀监视管3-温度计4-换热管5-循环泵6-流量计图3-1 动态模拟试验台系统图
3.2试验方法
因本厂循环水处理系统没有杀菌剂，故以氯离子浓度为判断浓缩倍率的标准，通过极限碳酸盐硬度确定目前所使用阻垢剂的加药量。
将腐蚀指示片装入不同内径的监视管内，调节排污量，保持浓缩倍率稳定在要求的范围内，将试片挂入系统内，稳定运行一段时间后，判断腐蚀情况。
4.数据分析
4.1补充水水质分析
对西江补充水进行水质分析，分析结果见4-1。
4.2阻垢剂性能实验
对现使用的阻垢缓蚀剂进行极限试验，试验结果如下：
将补充水碱度调至1.20mmol/l，阻垢缓蚀剂加药量为5mg/l和
8mg/l时，浓缩倍率达不到5～6的工业应用要求；将补充水碱度调至1.0mmol/l时，均满足工业应用要求。
因此后续动态试验将补充水碱度调至1.0mmol/l，阻垢缓蚀剂加药量5mg/l来浓缩运行。
4.3动态模拟试验
在补充水中加入阻垢缓蚀剂量为5mg/l，动态模拟试验浓缩倍率达到5.5倍（以cl-计），向监视管内挂入腐蚀挂片，系统开始排污。
通过调整排污量使浓缩倍率稳定在5～6倍左右。
由图4-3可以看出，动态运行a-b段时间内，循环水处于浓缩阶段，此阶段浓缩倍率逐渐上升。
b-c期间，循环水进入稳定运行阶段，浓缩倍率（以cl-计）保持在5.01～6.04倍之间，δk≤0.2 循环水水质稳定，无结垢倾向。
4.4动态腐蚀挂片试验
循环水动态模拟试验浓缩倍率达到5.5倍后，向试验系统监视管内挂入腐蚀试片，在循环水稳定运行过程中，观察试片的变化。
随着运行时间的延长，不同管径的腐蚀监视管内壁依旧干净透明，碳钢挂片上逐渐有少量棕褐色疏松状粘泥附着。
试验结束后，取下监视管及挂片，所附着的粘泥容易冲洗，且冲洗后，对试片表面进行观察，hsn701-a铜试片和tp304不锈钢试片表面依旧光亮，碳钢试片表面有腐蚀痕迹，腐蚀速率的测定结果见表4-4所示。
由表4-4的试验结果看出，碳钢试片腐蚀速率约为0.380mm/a～0.514mm/a，超过碳钢设备传热面水侧腐蚀速率应小于0.075mm/a
的规定要求，说明循环水腐蚀性较强；hsn701-a铜试片和tp304不锈钢试片在循环水中的腐蚀速率很小，在不同流速下均能够满足换热管均匀腐蚀速率≤0.005mm/a的要求。
4.5循环水优化实验结果及改进措施
（1）根据试验结果看出，循环水中加入原阻垢缓蚀剂5mg/l，浓缩倍率可控制在5.01～6.04，cl-含量大约在31.80mg/l～
38.30mg/l之间。
（2）在动态模拟试验过程中，循环水无结垢现象，hsn701-a铜试片、tp304不锈钢在循环水中的腐蚀速率均满足≤0.005mm/a的规定要求。
（3）碳钢试片腐蚀速率约为超过标准，说明循环水腐蚀性较强。
（4）为了提高循环水浓缩倍率，降低循环水系统用水量，循环水增设加酸调节系统（装置如图5-5）。
通过加酸调节ph值，可以将循环水的浓缩倍率提高至2.5～4.0，有效地降低循环水系统用水量。
加酸量控制标准见表5-6
（5）根据实验确定循环水运行时控制指标。
见表4-7
5.结束语
通过本次对循环冷却水的优化研究，调整了阻垢缓蚀剂的加药量，在循环水加酸系统配合的调解下同时控制原水中的碱度，在增大循环水的浓缩倍率（由2.5上升至3.5）的同时，控制加酸后循环水的ph值，保证水质稳定。
电厂新鲜水补水量由之前1200t/h
降低到1000t/h。
阻垢剂的用量也相应减少，经济效益良好。
【参考文献】
[1]夏双辉.电厂循环水处理技术的发展[j].全面腐蚀控制，2006，（06）.
[2]朱志平，周琼花.凝汽器铜管氨腐蚀的试验研究[j].湖南省第五届腐蚀与防护学术讨论会论文集，2010.
[3]刘辉，吴景伦.火电厂循环水高浓缩倍率下运行的研究与应用[j].火力发电节水技术研讨会，2006.。