凝结水泵汽蚀调节在永福电厂的应用

凝结水泵汽蚀调节　在永福电厂的应用　李硕汉　（国电永福发电有限公司，广西桂林　５４１８０５）　流损失；在低负荷时，为了保证凝汽器水位，防止凝泵　１　存在问题　国电永福发电有限公司（永福电厂）２×１３５　Ｍｗ　机组，汽轮机采用上海汽轮机有限公司Ｎ１３５—１３．２／　５３５／５３５型中间再热凝汽式汽轮机，凝结水泵采用长　沙水泵厂Ｂ４８０—５型立式离心泵，扬程为１５３　ｒｎ，额定　流量为３６０　ｒｎ。／ｈ，转速为１　４８０　ｒ／ｒａｉｎ，电机功率２５０　汽蚀，须开启凝结水再循环门，使已加热的凝结水又回　到凝汽器中，造成热量损失。　２凝结水泵汽蚀调节改造　为解决凝结水系统存在问题，决定使用凝结水泵　汽蚀调节改造方案。中小型发电厂凝结水泵运行实践　证明，采用汽蚀调节运行的凝结水泵，其过流部件损坏　ｋＷ，效率７０　，汽蚀余量２．０　ｒｎ。机组于２０００年ｌ１　月投产，运行中凝结水系统存在以下问题：　（１）凝结水压力偏高，造成设备损坏和设备故障。　机组负荷１３５　Ｍｗ时，凝结水母管压力为１．５　ＭＰａ～　１．６　ＭＰａ（表压）。低负荷时，压力达１．８　ＭＰａ，使低压　加热器管路及大法兰频繁泄漏（仅２００１年就曾发生过　５次）。　并不严重，却可使泵自动调节流量，提高泵调节效率，　降低耗电量（可降低３０　～４０　）。　实施凝结水泵汽蚀调节方式的具体方法是：（１）　开启凝结水泵出口至除氧器管道之间的所有阀门，使　管路处于不节流状态。（２）凝结水泵的出水量由凝汽　器水位高低自行调节，机组负荷升高时，凝汽器水位升　（２）低负荷时，凝结水母管压力在１．６　ＭＰａ以上，　大于疏水泵出口压力使疏水泵汽化，打不出水。　（３）给水泵轴端密封用水为凝结水，因凝结水母　管压力偏高，加上给水泵密封水调节门泄漏大，给水泵　密封水调节门仅１　开度就能满足密封要求，造成给　水泵密封水压差自调系统不能投运。　（４）无论机组负荷高低，凝结水泵始终处于全负　荷运行状态，电能损耗增大。　（５）除氧器供水采用节流调节方式，造成很大节　高，凝结水泵出力增大；负荷降低时，凝汽器水位降低，　凝结水泵出力减小。　为对这种运行方式进行实际试验，对与凝结水泵　有关的联锁、保护和调节方式进行了以下改动：　（１）取消给水泵保护条件中给水泵密封水差压小　于等于０．０１　ＭＰａ条件项。　（２）取消凝结水泵联锁条件中凝结水母管压力低　于１．０　ＭＰａ备用凝结水泵自启动条件项。　（３）增加凝结水母管压力低至０．５　ＭＰａ发报警信　作者简介：　李硕汉（１９６６一），男，大学文化，工程师，现任国电永福发电有限公司安生部汽机主管。　维普资讯 http://www.cqvip.com

号功能。　器水位变化，自行调节除氧器上水，减少了节流损失，　（４）除氧器水位由凝结水调节ｆ－Ｉ自动调节改为由　除盐水补水调节门手动调节。　凝结水泵平均电流下降４　Ａ以上（耗电率下降１８　以　上）。２台机组每小时可节电７０　ｋＷ・ｈ，按年运行　（５）凝汽器水位调节由除盐水补水调节门自动调　节改为由凝结水泵汽蚀调节保持低水位。　２００３年１月进行了凝结水泵汽蚀调节试验，试验　获得成功。在这之后两年多时间里，机组负荷在中调　负荷（８５　Ｍｗ～１３８　ＭＷ）范围均采用汽蚀调节运行方　式，仅在起动和停机时采用节流调节运行方式。２台　机组２种不同方式运行时凝结水系统运行参数见表　１　７　０００　ｈ计算，每年可节电４９万ｋＷ・ｈ，按０．３２元　／ｋｗ・ｈ的上网电价计算，２台机组每年可节约１５．６８万　兀。　（２）从根本上改善了低压加热器水侧的运行状况，　改造后再末发生低压加热器管束及大法兰泄漏故障。　（３）机组在最高和最低调度负荷下运行时，无须　开启凝结水再循环电动门，减少了凝汽器的热负荷，使　凝汽器的工作状况得到改善。　表ｌ　不同运行方式下凝结水系统运行参数　（４）凝结水压力在０．７　ＭＰａ　１．２　ＭＰａ之间，远低　于疏水泵出口额定压力，未再出现疏水泵打不出水的　现象。另外，由于凝结水压力降低，给水泵密封水调节　门需开３Ｏ　～４Ｏ　开度才能满足密封水压差的要求，　给水泵密封水压差自调系统可正常投运。　（５）机组甩负荷时，凝结水系统汽蚀调节和节流　调节可实现无扰切换。　（６）采用汽蚀调节方式运行两年多后，经检查，凝　结水泵叶轮没有发现明显的汽蚀损伤痕迹。汽蚀调节　３　实施结果　（１）采用汽蚀调节方式后，凝结水系统根据凝汽　驴驴驴驴驴驴驴驴，—：　方式下，凝结水泵效率可达６８　以上，高于变频调节　方式，且改造成本远低于变频调节。　（上接第６７页）　池出水浊度均小于１　ＮＴＵ。　４．４无阀滤池出水水质试验　无阀滤池出力１２０　ｍ。／ｈ，２００４年１２月５日～　（３）澄清池有机物去除率随混凝剂剂量增加而提　高，当进水有机物含量偏高时，需适当提高混凝剂剂　量。　２００４年１２月６日运行出水浊度见表６。进水条件：浊　度１．２　ＮＴＵ，ｐＨ值一８．５２，Ｃｌ一５１　ｍｇ／Ｌ。　表６无阀滤池出水浊度　ＮＴＵ　（４）澄清池进水有机物含量较高时，为提高有机　物去除率，可在澄清池第二反应室加入粉状活性炭。　［参　考　文　献］　［１］ＤＩ　／Ｔ　５０６８—１９９６，火力发电厂化学设计技术规定ＩＳ］．　出水浊度　ｏ．７ｏ　ｏ．７３　ｏ．７Ｏ　ｏ．５４　［２］能源部西安热工研究所．热工技术手册第四卷电厂化学　Ｉ－Ｍ］．水利电力出版社，１９９３．　运行结果表明，澄清池出水浊度小于５　ＮＴＵ时，　无阀滤池出水水质优良，浊度均小于１　ＮＴＵ。　［３］　电力工业部西安热工研究所．低温低浊水除浊工艺的研　究Ｉ－Ｒ］．ｉ９９２．　［４］崔东林，等．水的精制法Ｉ－Ｍ］．西北大学出版社，１９９ｉ．　５　结　论　（１）澄清池经加装斜管等改造后，出水水质优良，　出水浊度小于５　ＮＴＵ，出水有机物小于ｉ０　ｍｇ／Ｌ。　（２）当澄清池的出水浊度小于５　ＮＴＵ时，无阀滤　［５］冯逸仙，等．反渗透水处理Ｉ－Ｍ］．中国电力出版社，１９９７．　［６］许建学，等．彭城电厂二期工程反渗透预处理系统可行性　研究试验报告Ｉ－Ｒ］．国电热工研究院，１９９８．　［７］许建学，等．宝鸡第二发电厂机械搅拌澄清池改造项目试　验报告［Ｒ］．西安热工研究院有限公司，２００５．