600MW机组循环水泵增容改造及经济性研究

团发电技术日POWER TECHNOLOGY_600MW机组循环水泵增容改造及经济性研究甘淑芳(江西赣能股份有限公司丰城二期发电厂,江西丰城331100)摘要:针对丰城 二期发电厂4台循环水泵增容改造的实例，详细介绍了循环水泵最佳改造方法,并根据改造后的实测数据,计算出对机组真空及经济性的影响。关键词:汽轮机;循环水泵;增容改造;流量真空中图分类号: TM621 .文献标识码: B台循环水泵通过取水头经取水涵管从赣江取水,供两0引言台机使用。循环水系统采用母管式,-台机采用- -根DN3200的母管供水,两根母管用联络广门联接。采用在国家出台了--系列具有强制性节能措施的-机双泵的形式。循环水泵电机功率为3500 kW,大背景下，节能降耗已成为各火力发电厂生产中电压等级为6 kV。凝汽器为上海动力设备有限公司的重要任务。为此，各发电集团及火电厂均设法通过生产的N-40000型,其形式为双背压、双壳体、单流各种途径来提高机组运行的经济水平，600 MW机程、表面式、横向布置,它由低压侧的凝汽器A和高压组凝汽器真空值是影响机组经济性和安全性的重侧的凝汽器B组成。水泵性能参数:要指标,因此保证凝汽器最佳真空是发电厂节能1) -台660 MW机组配二台水泵,并联运行时的一项重要内容。据估算,凝汽器真空度每提高为循环水泵设计运行工况点,每台泵设计运行工况保1% ,则机组的煤耗下降1%。凝汽器真空值受到凝证点为: Q=9.8m'/s, H=26.2m,η≥85 %。汽器的传热性能真空系统严密性、循环水温度及2) -台660 MW机组配-台水泵运行时为循环循环水流量以及真空泵等因素影响。由于循环水水泵工况点,每台泵设计运行工况保证点为: Q=泵的功率在厂用电率中占较大比例,故提高循环13.0 m/s, H=21.4m, η≥88%。.水泵的出力和效率、优化循环水量匹配是提高机1.2 改造背景组真空、降低机组煤耗的有效途径。电厂在循环水泵设计选型的时候,夏季工况的时本文以丰城二期发电厂四台循环水泵增容改候赣江设计水位是按21.15 m设计计算的,而冬季是造为背景，详细介绍了循环水泵最佳改造方法,并按20.22 m设计计算的。最后计算出来夏季水泵需根据改造后的实测数据,计算出对机组真空及经要的总扬程为24.70 m,冬季为20.9 m。所以最后选济性的影响。定循环水泵扬程为21.2~25.5 m。但随着江水水位的逐年下降,现在实际的江水位出现了较大的变化,夏1循环水系统设备概述及改造背景季水位基本维持在17~18 m左右运行,而在2009年的11月份赣江水位- -度到达历史最低水位15.9 m。比1.1设备概述当时循泵设计的时候赣江水位低4 m多,导致循环水丰城二期发电厂的循环水系统为开式循环,由四泵严重偏离了设计工况运行,将2009年6月3日与中国煤化工作者简介:MHCNMH G甘淑芳(1977-),女，工程师,从事电厂节能管理工作。32江.2009年10月11日两天6号机运行数据进行对比,如也基本在3500~3 600 kW,但泵由SEZ2000- 1670/表1所示。1350型变成了SEZ2000-1680/1300型,循泵的设计表1 6号机组运行参数总表水位变成16.3 m,泵的流量在赣江水位达到16.3 m的赣江水位机组平均负 凝汽器真河水温 低压缸排汽温时候增加明显,可以适应目前赣江水位的情况，满足参数/n荷/MW空/Pa度/C .度/C机组运行的要求。2009年621.5432.595.19223.2593.32.1泵运行性能曲线分析2009年1016.54394.24423.53635.69根据水泵厂家提供旧泵与新泵运行性能曲线可月11日从上面的数据可以看出,在机组平均负荷相差不以看出; .大的情况下,河水温度基本相同,由于赣江水位不同,第一,新泵运行的最大扬程达到了34.5 m,已经凝汽器真空相差达到了0.95 kPa,折算成对煤耗影响远远超出了旧泵最大28 m的扬程, 新泵的运行效率也到了最佳;也达到了3克以上。与水泵厂家的技术专家进行沟通后,经过计算后第二,新泵流量增加明显。在扬程一样的情况认为:根据记录运行参数,水泵目前实际运行的扬程.下,新泵流量比旧泵的流量明显增加。水泵出口扬程在25 ~ 29 m,轴功率约3160 kW;在扬程29 m时,已越大,新泵流量增加比旧泵更明显,也就是说在水位经超出目前水泵的最小流量点的范围,水泵长时间在越低的情况下,新泵的流量比旧泵的流量有更大的小流量运行,不仅造成机组的真空不理想，影响机组2.2新泵并列运行分析增加。的经济运行,而且循泵在不可靠区域运行,可能产生Hc=K+ BQ(1)振动、汽蚀等,严重影响机组的安全运行。而与省内同类型电厂黄金埠电厂相比,在凝汽器端差、真空严其中:Hc一泵运行状态 下的总扬程;K-静扬程;密性基本相同,平均负荷相差也不大的情况下,凝汽B-一与泵和管道有关的一 个常数;器真空比黄金埠电厂小,相差最大的达到了1.89%，Q一流量。 .如果折算成对煤耗影响就达到了5克以上。由于循环水管路长,且循环水管道运行后内壁出现如贝壳类的微生物,引起管道实际运行的水阻2改造方案的论证 与实施比设计大,即B增大,使设计的管道特性曲线变陡,高效系列化节能的泵,是泵节能的根本措施,从而当赣江水位上升，引起静扬程K减少,使特性曲设计方面考虑提高泵效率的方法有多种,但主要的线下移。措施是采用三元流动叶轮,可使在同等流量、压力条假设目前旧泵运行的流量为4 m/s,那么可以计件下的泵效率提高。在泵的改造过程中,应用高效叶算出现在的管道的阻力,也就是可以得出相应的实际轮代替旧的低效叶轮或叶片可以取得理想的效果。管路特性,根据这个实际运行的管路曲线,就可以得根据循环水泵目前运行性能状况,决定在不改变循环出实际运行的新泵的流量数据,如表2所示。表2新泵的流量数据水供水管道,不改变循环泵及电机外形安装尺寸的基低水位2泵并联低水位1泵础上,达到循环泵的增容优化改造的目标。经过调研和多方论证，最终形成了- -系列可行流量/(m'/s)7.7251的方案并由水泵厂家对循环泵实施改造。泵出口扬程/m34.526.4管道可以保持不变,泵的筒体也不变,只是改变泵功率/kW11.199.72的叶轮,将原来由3片式叶轮改为4片式叶轮,叶轮设计水位/m16.17的出口直径由φ1670变为φ1 680, 进口由φ1 350注:假设现中国煤化工,得出管道阻力后变为中1300。改变的部件也不多，配套的电机功率计算出的新泵流TYHCNMHG2014年第4期/总第169期8发电技术日POWER TECHNOLOGY.从上面的数据也可以知道,在这种情况下,改造后新旧两台泵参数对比也可以看出,改造后电机功的泵流量由改造前的4 m'/s变成了现在的7.725 m'/s,率增加大约为120 kW,增加的这部份功率折算成泵的流量增加达到了93%。电机电流约为14 A,而我们现在电机运行最大的由于目前运行的总扬程Hc和静扬程K是- -定电流也就是390 A以下,相对于额定电流428 A来的,随着Q的增大,也就是说B减小，管道特性曲讲也有足够的裕量。线就会变得更平缓,新泵的流量也会随之增大。为配合循泵改造,防止在迎峰度夏期间出现电2.3 新泵改造后对电机功率和电流影响分析机运行温度过高的情况,我们同时对电机的冷却新泵设计赣江水位是按照16.3 m设计,如果赣系统也做改造,因此也可避免--些预想不到的因江出现洪水的时候,泵的电机也不会出现超功率素造成电机超温的情况发生。及超电流的情况，因为从上面的功率特性曲线可以看出,电机最大功率是3280 kW,赣江水位上升，3改造 后泵的流量与未改造的泵的流量相泵的扬程减少,电机运行的功率会随之减小,泵运比行的流量会增加。最大功率3280 kW距离电机额定功率3500kW还有一定的裕量,电机在赣江各2010年11月30日,完成了对6号机11.12号循种水位下也不会出现超电流运行;且从上面改造.环水泵的节能改造,为了更好地验证循环水泵改表3 11号.12号循环水泵流量 与10号循环水泵流量对比数据泵电机运行电凝汽器回水蝶电科院现场实测与改造前的10号循环水泵项目内容泵出口压力/kPa回水蝶阀赣江水位/m流量/m/s相比流量增加/% .流/A11号泵单泵运行参数84.71005016.311.315.5改造后泵运行参数12 号泵单泵运行参数38811010.9712.511号.12号泵并泵运行参数391409<11/12) 16/8811/12)0017.78改造后泵运行参数10 号泵单泵运行参数9.78循环水泵电机额定电流为428 A,额定功率为3500kW表4 12号循环水泵改造后与没有改造的10号循环水泵机组运行情况数据对比序号机组时间循环水温机组负荷/MW Dcs背压值/kPADEH背压值/ DCS背压平均DEH背压平均背压平均差循环水泵泵运行电度/CkPA差值/kPA值/kPA运行情况5号机组3723.92/4.183.7/4.310号泵.370.172010.12.11-0.1450-0.0726号机组3704.12/4.273.9/4.112号泵391.265044.24/5.134.0/5.210泵370.14.50.080.150.1155014.40/4.814.2/4.712号泵391.264.51/5.984.3/6.110号泵370.174.30.50.0.565584.51/4.924.3/4.9255.32/6.965.1/7.110号泵373.8201.11.16 16.170.805 .0.852264.83/5.844.5/5.912号泵391.0616.40/8.586.11/8.69中国煤化工10号泵370.02010.11.108.9CNMHG.MYH645.57/7.445.41/7.3284江的峰咖i造后的效果,在12月7日,对循环水泵流量进行了台机四台循环水泵全部改造后,在循环水温为现场实测。下面就实测的改造后的11、12号循环18.9 C情况下(接近机组设计的年平均循环水温度水泵流量与未改造的10号循环水泵流量对比数据20C) ,年平均负荷70%，真空提高了0.6 kPa,降低如表3所示。了机组煤耗:从表3的数据可以看出,改造后单泵的流量都315 g/kW.h(机组年均煤耗) x 1.34%x0.6X比改造前流量增加超过10%,最大的11号循环水70%(年均负荷率) =1.79 g/kW.h泵达到了15.5%,远远超过了项目立项时的估算按年发电量60亿计算,标煤价760元/吨计算,值，且改造后循环水泵电机的电流全部在额定电可以降低年发电成本:流以下运行,达到了仅改造泵达到增容的目标。5.5 x 109 kW.h(年发电量)x 1.79 g/kW.hx 10~°X760元(标煤单价)=748.2万元4改造后对机组真空及经济性的影响而4台泵的改造费用和配套电机冷却系统改造费用、泵现场施工费用等全部费用为434万元，两台机组同时在AGC投人的情况下,改造后改造一年内不仅可收回成本,且大大提高了机组循环水泵与没有改造的循环水泵供水的机组,背运行的安全性。压及其它数据的运行情况对比如表4。从表4的数据可以看出:5结束语1)从第1组数据可以看出,当两台机组负荷都为370MW时,两台机组的背压基本一致,因为从已完成的循环水泵改造效果来看,其经济效益此时机组负荷低,相对热负荷也低,循环水量多少大大超出了项目立项时的预期。在不改变循环水供对机组真空的影响不明显,两台机组影响背压的水管道、不改变循环泵及电机外形安装尺寸的基础其它条件(包括凝汽器端差、机组真空严密性)也. 上,通过加大叶轮直径,增大叶片入口角和开口数叶基本一致;片出口角,对循环水泵进行改造,提高了泵的效率、增2)负荷从低到高,两台机背压相差也从低到大了泵的出口流量,更适应目前赣江水位的情况,提高，到660 MW的时候两台机组的真空相差达到了高机组运行安全性的同时大大降低机组煤耗,提高了1kPa;也就是随着热负荷的增加，5号机组因未改机组运行的经济性。造而引|起的循环水量不足的问题就显现出来了;3)根据凝汽器向上的放射特性曲线,随着循参考 文献:环水温度的增加,循环水量对机组真空的影响也增大,如果到了夏季工况，循环水量对真空的影响[1]郭聪明,刘俊.汽封改进在火电站节能中的应用[0].华北电将会超过1 kPao力技术,2011,37(2). .2009年电厂全年机组背压是5.11 kPa,根据上[2]魏新利,付卫东,张军等泵与风机节能技术[M].北京:化学汽厂提供的真空对机组热耗的影响修正曲线,背压[3]丁俊齐，刘福郭,徐海东循环水泵在线优化运行.汽轮机工业出版社,2010.在4.9-8.29 kPa区间时,当背压升高1 kPa, 可以引技术,2004, 46(5).起热耗变化为1.34%,引起煤耗的变化1.34%。两中国煤化工MHCNMH G2014年第4期/总第169期85