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摘要：胜利油田胜利发电厂为降低汽轮发电机组煤耗，以能源梯级利用原则为指导，对300MW机组热网疏水回收系统进行了研究分析，并对该系统和疏水回收方式进行了改造，经测试，改造后单台机组煤耗降低3.2g/kWh。
关键词：热网；疏水；改造；煤耗
因国家节能减排的要求，目前火力发电厂汽轮机组的节能压力较大，其增效点即在于能源的梯级利用。胜利油田胜利发电厂2300MW机组型号为C300/237-16.7/0.39/537/537（合缸），供热抽汽由五段抽汽（16级）提供，设计供热抽汽流量350t/h，最大流量550t/h。在对热网疏水回收系统进行分析后，认为原运行方式并不合理，机组经济性差。通过探索热网疏水回收利用的合理方式，按照能源梯级综合利用原则，通过?和熵分析方法对机组回热抽汽系统进行分析，制定系统优化方案并实施改造，达到降本增效的目的。
1、原系统存在的问题
1.1 热网疏水温度约120℃，原运行方式将其经过两级冷却后回收至机组凝汽器，但存在以下两个个问题。
一是机组的冷源损失大。热网疏水经过软化水冷却器及疏水冷却器冷却至50-60℃后，直接排入凝结水温约20℃的凝汽器，大大增加了机组的冷源损失。
二是#4、#5抽汽量增大，能源梯级利用不合理。供热期间进入#8、#7、#6低加的抽汽量较纯凝工况大幅减少而凝结水量不变，大大增加了#4、#5抽汽量，减少了这部分高品质蒸汽的发电做功。同时， #5低加疏水量增大，通过正常疏水逐级自流方式无法及时排出，不得不将#5低加高温疏水直接倒入凝结器，进一步增加了机组冷源损失。
1.2 根据原系统管道设计可将热网疏水回收至除氧器，能够解决上述两个问题，但有两个问题需要解决。
一是原热网疏水泵不能满足要求。原疏水泵扬程偏小，不能满足将热网疏水回收进入除氧器的需要。另外热网疏水泵输送的工质温度升高，对疏水泵各部件影响较大，特别是机封部件经过短时间运行即发生泄漏。故需要重新对热网疏水泵进行设备选型。
二是热网疏水回收至机组除氧器后，热网补水缺乏加热热源。为保证热网疏水进入机组除氧器的温度，需将软化水板式换热器停运，热网软化水补水不经加热直接进入热网除氧器，补水温度较低，增加了热网除氧器蒸汽消耗，而热网除氧器使用机组五段抽汽加热，每小时进入软化水系统的蒸汽量与原工况相比多出20t，而机组抽汽为除盐水，其成本为25元/t，远高于软化水的7元/t，每年将增加制水成本100万元，经济性差。
2、改造方案
2.1 增加一台软化水加热器，提高热网除氧器补水温度
软化水加热器采用表面式换热器，运行时软化水加热器和热网除氧器汽源一同由机组供热蒸汽（五段抽汽）供汽，其作用为加热进入热网除氧器的软化水补水，将软化水温度提升至90℃后进入热网除氧器，大大减少除氧器的耗汽量。软化水加热器产生的疏水经泵升压后回至本机疏水箱，避免高成本的除盐水进入较低成本的软化水。
2.2 升级更换4台热网疏水泵
对整个热网疏水系统的水阻进行重新计算与校核，根据校核结果，对热网疏水泵进行重新选型和整体更换工作，以满足热网疏水回收至机组除氧器运行方式的需要。
3、改造后的效果与效益分析
目前经过改造运行，系统运行良好，经济效益高。通过改造，机组冷源损失减小，回热系统运行方式更加合理。
3.1 实现能源的梯级利用
改造前后機组参数见下表。
由上表可见，在电负荷、供热抽汽流量、凝结器真空、排汽温度基本相同的工况下，疏水倒除氧器后主汽流量较之前降低16t/h，机组汽耗率明显降低。将热网疏水倒至机组除氧器后，一至五抽工况变化不大，但六抽压力获得了大幅提升，说明五抽蒸汽量大幅减少，减少的这部分蒸汽不再加热凝结水而是在汽轮机内继续向后做功，体现了高品质能源高利用、低品质能源低利用的能源梯级利用原则，充分利用工质的?做功，减小了机组的?损失，符合能源梯级利用原则。同时，由于汽轮机5抽后温度大幅升高，提高了末级叶片干度，有效避免了汽轮机湿区前移，减轻了汽流对末级及次末级叶片的冲刷，提高了机组安全性。
3.2 经济效益可观
按供热天数100天、每台机组热网疏水流量350t/h计算，改造后的经济效益如下。
3.2.1 热网疏水回收至机组除氧器可减少机组冷源损失45.3GJ/h，折合减少损失标准煤1.713t/h，降低成本1370元/小时。在考虑凝结水泵少耗电量与热网疏水泵多耗电量之后，可降低成本1367元/小时，单台机组年可降低成本328万元。
3.2.2 减少#5低加疏水直排凝汽器的冷源损失7.59GJ/h，折合减少损失标准煤0.287t/h，可降低成本229.9元/小时，单台机组年可降低成本55.2万元。
由以上两项计算可知，改造后单台机组总计可减少标准煤消耗2t/h，年可降低煤耗4800t，两台机组可降低煤耗9600t，按两台300MW机组全年发电量30亿千万时计算，可降低全厂发电煤耗3.2g/KWh，两台机组可降低成本767万元。
3.3 社会效益显著
由于煤耗的降低，燃烧所排放的氮氧化物、硫化物等大气污染物减少，用于脱硫、脱硝的成本降低，此部分的经济及社会效益均非常可观，
4、总结
本次改造通过大量、严谨、准确的计算与校核，自主设计、自主施工完成了改造，目前系统运行稳定，取得了预期的效益，同时还达到了锻炼培养人才的目的，改造达到了预期的目标。
5、参考文献：
[1] 陈洁，陈勇.余热回收原理在电厂节能降耗中的应用[J]，汽轮机技术，2004，（46）：145-147
[2] 李青，公维平.火力发电厂节能和指标管理技术[M]. 北京：中国电力出版社， 2006： 902102
[3] 杨诗成，王喜魁. 泵与风机[M]. 北京.中国电力出版社，2007.
关键词：热网；疏水；改造；煤耗
因国家节能减排的要求，目前火力发电厂汽轮机组的节能压力较大，其增效点即在于能源的梯级利用。胜利油田胜利发电厂2300MW机组型号为C300/237-16.7/0.39/537/537（合缸），供热抽汽由五段抽汽（16级）提供，设计供热抽汽流量350t/h，最大流量550t/h。在对热网疏水回收系统进行分析后，认为原运行方式并不合理，机组经济性差。通过探索热网疏水回收利用的合理方式，按照能源梯级综合利用原则，通过?和熵分析方法对机组回热抽汽系统进行分析，制定系统优化方案并实施改造，达到降本增效的目的。
1、原系统存在的问题
1.1 热网疏水温度约120℃，原运行方式将其经过两级冷却后回收至机组凝汽器，但存在以下两个个问题。
一是机组的冷源损失大。热网疏水经过软化水冷却器及疏水冷却器冷却至50-60℃后，直接排入凝结水温约20℃的凝汽器，大大增加了机组的冷源损失。
二是#4、#5抽汽量增大，能源梯级利用不合理。供热期间进入#8、#7、#6低加的抽汽量较纯凝工况大幅减少而凝结水量不变，大大增加了#4、#5抽汽量，减少了这部分高品质蒸汽的发电做功。同时， #5低加疏水量增大，通过正常疏水逐级自流方式无法及时排出，不得不将#5低加高温疏水直接倒入凝结器，进一步增加了机组冷源损失。
1.2 根据原系统管道设计可将热网疏水回收至除氧器，能够解决上述两个问题，但有两个问题需要解决。
一是原热网疏水泵不能满足要求。原疏水泵扬程偏小，不能满足将热网疏水回收进入除氧器的需要。另外热网疏水泵输送的工质温度升高，对疏水泵各部件影响较大，特别是机封部件经过短时间运行即发生泄漏。故需要重新对热网疏水泵进行设备选型。
二是热网疏水回收至机组除氧器后，热网补水缺乏加热热源。为保证热网疏水进入机组除氧器的温度，需将软化水板式换热器停运，热网软化水补水不经加热直接进入热网除氧器，补水温度较低，增加了热网除氧器蒸汽消耗，而热网除氧器使用机组五段抽汽加热，每小时进入软化水系统的蒸汽量与原工况相比多出20t，而机组抽汽为除盐水，其成本为25元/t，远高于软化水的7元/t，每年将增加制水成本100万元，经济性差。
2、改造方案
2.1 增加一台软化水加热器，提高热网除氧器补水温度
软化水加热器采用表面式换热器，运行时软化水加热器和热网除氧器汽源一同由机组供热蒸汽（五段抽汽）供汽，其作用为加热进入热网除氧器的软化水补水，将软化水温度提升至90℃后进入热网除氧器，大大减少除氧器的耗汽量。软化水加热器产生的疏水经泵升压后回至本机疏水箱，避免高成本的除盐水进入较低成本的软化水。
2.2 升级更换4台热网疏水泵
对整个热网疏水系统的水阻进行重新计算与校核，根据校核结果，对热网疏水泵进行重新选型和整体更换工作，以满足热网疏水回收至机组除氧器运行方式的需要。
3、改造后的效果与效益分析
目前经过改造运行，系统运行良好，经济效益高。通过改造，机组冷源损失减小，回热系统运行方式更加合理。
3.1 实现能源的梯级利用
改造前后機组参数见下表。
由上表可见，在电负荷、供热抽汽流量、凝结器真空、排汽温度基本相同的工况下，疏水倒除氧器后主汽流量较之前降低16t/h，机组汽耗率明显降低。将热网疏水倒至机组除氧器后，一至五抽工况变化不大，但六抽压力获得了大幅提升，说明五抽蒸汽量大幅减少，减少的这部分蒸汽不再加热凝结水而是在汽轮机内继续向后做功，体现了高品质能源高利用、低品质能源低利用的能源梯级利用原则，充分利用工质的?做功，减小了机组的?损失，符合能源梯级利用原则。同时，由于汽轮机5抽后温度大幅升高，提高了末级叶片干度，有效避免了汽轮机湿区前移，减轻了汽流对末级及次末级叶片的冲刷，提高了机组安全性。
3.2 经济效益可观
按供热天数100天、每台机组热网疏水流量350t/h计算，改造后的经济效益如下。
3.2.1 热网疏水回收至机组除氧器可减少机组冷源损失45.3GJ/h，折合减少损失标准煤1.713t/h，降低成本1370元/小时。在考虑凝结水泵少耗电量与热网疏水泵多耗电量之后，可降低成本1367元/小时，单台机组年可降低成本328万元。
3.2.2 减少#5低加疏水直排凝汽器的冷源损失7.59GJ/h，折合减少损失标准煤0.287t/h，可降低成本229.9元/小时，单台机组年可降低成本55.2万元。
由以上两项计算可知，改造后单台机组总计可减少标准煤消耗2t/h，年可降低煤耗4800t，两台机组可降低煤耗9600t，按两台300MW机组全年发电量30亿千万时计算，可降低全厂发电煤耗3.2g/KWh，两台机组可降低成本767万元。
3.3 社会效益显著
由于煤耗的降低，燃烧所排放的氮氧化物、硫化物等大气污染物减少，用于脱硫、脱硝的成本降低，此部分的经济及社会效益均非常可观，
4、总结
本次改造通过大量、严谨、准确的计算与校核，自主设计、自主施工完成了改造，目前系统运行稳定，取得了预期的效益，同时还达到了锻炼培养人才的目的，改造达到了预期的目标。
5、参考文献：
[1] 陈洁，陈勇.余热回收原理在电厂节能降耗中的应用[J]，汽轮机技术，2004，（46）：145-147
[2] 李青，公维平.火力发电厂节能和指标管理技术[M]. 北京：中国电力出版社， 2006： 902102
[3] 杨诗成，王喜魁. 泵与风机[M]. 北京.中国电力出版社，2007.