某电厂600 MW等级机组凝汽器与循环水泵联合改造分析

摘

要：阐述了凝汽器与循环水泵联合改造的必要性，对某600MW等级机组凝汽器与循环水泵的联合改造进行了分析。实践数据表明：循环水泵改造可在保证电机不变的前提下，流量增加10%以上，效率提升至87%，相当于增加了13%凝汽器余量；改造后的凝汽器背压可降至4.7kPa以下。关键词：凝汽器；循环水泵；联合改造；效率；背压

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引言近年来，我国电力供应能力持续增强，电力需求增速逐步放缓，加上煤电企业加大环保治理投入力度，煤炭价格上涨，各地不断推进的电力用户直接交易进一步压低了煤电上网电价，国内火力发电企业的发展面临着严峻的挑战，这对火力发电企业节能降耗工作提出了更高、更严的要求。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（以下简称《行动计划》）中，已对600MW及以上机组提出了明确要求：“到2020年，改造后平均供电煤耗低于300g/kWh”。据不完全统计，600MW等级亚临界机组总容量约占全国火电装机总容量的11%，且其标准煤耗高于全国火电机组平均煤耗，因此，研究600MW等级亚临界机组的节能改造工作具有重要意义。凝汽器是火力发电厂冷端系统的核心设备，节能潜力巨大。对于亚临界600MW等级机组而言，凝汽器压力每升高1%，汽轮机的平均汽耗量将增加1%～2%。据有关资料统计，目前国内机组凝汽器运行真空度普遍达不到设计要求，一般相差1kPa以上，夏季工况下更加突出，一般机组与设计值相差1.5～2.5kPa以上。研究显示，凝汽器的换热效率、循环水流量等是影响凝汽器真空度的重要因素。1

凝汽器与循环水泵联合改造的必要性凝汽器本体设计上提高换热效果的基本措施就是增加换热面积。对于凝汽器改造项目，凝汽器壳体不变，管板尺寸不变，即使冷却管长度勉强加长，也会因为与喉部不匹配而难以起到明显作用，因此，只能靠增加冷却管数量来增加换热面积。在管板大小受限的情况下，要保证管束的换热系数达到HEI标准，布管数量是有限的，过多地增加冷却管数量只会导致管束布置不合理，只增加了换热面积，实际却没有提高换热效果，甚至可能起反作用。因此，在保证管束优化的前提下，凝汽器通过本体改造来增加换热面积是有限的，进一步提高凝汽器性能的最有效措施就是优化改造循环水泵。

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循环水泵改造分析针对某600MW等级机组，配套3台1600HTCX4型循环水泵，电机为2500kW，改造前的循环水泵技术参数：Q=27396m3/h，H=21.81m，n=373r/min，η=84%。该机组一般采用双泵运行模式，极少用3泵运行，一机双泵运行时的数据：压力0.2MPa，电流268A，温差10℃。经测量，现场泵装置情况如下：泵吸入口中心距1m，泵吐出口中心压力0.2MPa，泵吐出口中心距2.25m。经计算，双泵运行扬程为20m，检查流量、扬程，功率取机房实际运行数据反算效率Pa=QHg/η，得出：Q=8m3/s，H=20m，η=73%，Pa＝2147kW。根据现有资料得出，双泵运行时流量8m3/s，效率72%，考虑测量误差，效率估计78%，比理论效率降低了7个百分点，低效且耗能。因此，需对泵进行整体更换，不用更换电机。改造后双泵运行技术参数：Q=8.5m3/s，H=20.5m，n=373r/min，η=87%，效率提升9%，流量上升超过10%。

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凝汽器联合循环水泵改造方案分析本文对凝汽器布管方式进行改造，针对不同管径的冷却管进行优化设计。不同管径冷却管方案对比如表1所示。OD25方案为保证设计压力达4.9kPa，相对改造前增加了换热面积2360m2，此时冷却水流速为1.75m/s，对不锈钢管来说属于较低的流速。若继续增加换热面积，会导致流速进一步降低，换热效果不明显。为防止水阻增加过多，OD22方案以保持2m/s冷却水流速为设计原则。由于流速下降，OD25方案的水阻相比改造前明显减小，即实际运行中由于阻力减小，循环水流量会有所增加；OD22方案则相反，实际运行中循环水流量会低于计算值。两个方案的水阻相差16kPa，即相当于扬程相差1.6m，实际运行扬程为20m，即扬程差距8%，在水泵电机功率相同的情况下，实际流量差距也约为8%。循环水泵改造后的情况类似，OD22方案由于水阻相比改造前增加过多，因此实际运行水量与计算值差距较大；OD25方案水阻与改造前差距很小，因此水量计算值与实际运行值差距较小。综上所述，OD25方案能够与循环水泵改造相匹配，循环水流量增加10%，凝汽器压力从4.9kPa降至4.66kPa，相当于增加了13%凝汽器余量。4

结语

本文对某600MW等级机组凝汽器与循环水泵的联合改造进行了分析，得出了如下结论：