1 000 MW机组抽真空系统优化探讨

雍 干

(神华国华徐州发电的限公司 生产准备部,江苏 徐州 221166)

1 000 MW机组抽真空系统优化探讨

雍 干

(神华国华徐州发电的限公司 生产准备部,江苏 徐州 221166)

为降低1 000 MW超超临界机组运行时的厂用电率、提高经济性,通过对 1 000 MW超超临界汽轮机抽真空系统的分析,提出优化方案进行对比、探讨,供同行借鉴。

1 000 MW超超临界汽轮机;双背压凝汽器;抽真空系统;优化探讨

0 引 言

神华国华徐州发电有限公司原有装机容量为4×137.5 MW机组 (1～4号机)和 4×220 MW机组 (5～8号机),本期工程 (上大压小)关停拆除 1号 ～6号机组,建设 2×1 000 MW超超临界燃煤机组,全厂按 4×1 000 MW超超临界燃煤机组规划。汽轮机采用的是上海汽轮机厂生产的N 1 000-26.25/600/600型超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。凝汽器由上海动力设备厂生产,设计的冷却面积为57 000m2,型式为双背压、双壳体、单流程、表面式凝汽器。水环式真空泵组采用武汉威龙泵业有限责任公司生产的 2BW5403A-OEL4型水环喷射真空机组,单泵组运行时最大轴功率为135 kW,电动 机 相 关 参 数 为：185 kW/380 V/370 A。

设计院在设计时考虑到大容量设备选型的要求,凝汽器汽侧抽真空系统设置了 3套 50%容量水环式真空泵组。正常运行时,二套真空泵组运行,一套真空泵组作为备用。在机组启动时,所有真空泵组可一起投入运行,这样可以更快地建立起所需要的真空度,从而缩短机组启动时间。

1 抽真空系统分析

在机组启动初期抽真空系统将凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出,以达到汽轮机组启动的要求;在机组正常运行中抽真空系统除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体,以维持凝汽器内的真空值。

由于 1 000 MW超超临界机组为双背压凝汽式汽轮机,有高压凝汽器和低压凝汽器,因此抽真空系统的设计分为以下两种形式。

串联形式：高、低压凝汽器之间通过带节流孔的联通管连通,高压抽真空系统连接到低压抽真空系统,在低压凝汽器壳体上布置抽汽口,再由真空泵组抽出空气和非凝结气体,即高压凝汽器→带节流孔的连通管→低压凝汽器→抽气管抽出 (见图 1)。早期已投产的 1 000 MW机组通常为此方式。

串联方式的优点是系统布置和控制逻辑简单;任意 1台真空泵组都可以作为备用泵,有较好的灵活性。缺点是两个凝汽器壳体的汽侧压力易相互干扰,显现不出双背压凝汽器的特点。如果节流孔有问题,将直接影响低压凝汽器的空气和非凝结气体抽出[1]。

并联形式：高、低压凝汽器壳体之间没有连通管,而是分别同时由各自的抽气口通过真空泵组抽出空气和非凝结气体。如华东电力设计院为神华国华徐州发电有限公司 1 000 MW超超临界机组设计的凝汽器抽真空系统 (见图 2),机组正常运行时,高、低压凝汽器通过各自的抽气口分别由真空泵组 A和真空泵组 C抽出空气和非凝结气体,而真空泵组 B作为 A泵或 C泵的备用泵。

并联方式的优点是两个凝汽器壳体的汽侧相互独立,压力互不干扰,多背压凝汽器的功率收益能得到保证。缺点是系统布置和控制逻辑较复杂,真空泵组只能对应相应的凝汽器运行,灵活性相对差些[1]。

2 抽真空系统优化方案

由于设计院在确定抽气设备时,要保证在所有可能预见的运行工况都有足够的抽气能力 (这里面包括了当真空系统发生不严密现象,有大量空气漏入,且不能很快地消除,漏入空气量从额定值增加到最大值时,机组仍能继续运行[1]),因此,对抽气设备的裕量一般都选得较大。这样,当机组正常运行后,只要真空系统严密性好,即使 50%容量的单台抽气设备运行,也能满足机组运行所需的合理的真空范围。所以,电厂在机组正常运行后,从节约厂用电率、提高经济性的角度出发,都会考虑优化系统和运行方式。

根据华东电力设计院对神华国华徐州发电有限公司 1 000 MW机组凝汽器抽真空系统配置的特点,为降低 1 000 MW超超临界机组运行时的厂用电率、提高经济性,抽真空系统可分两机联通和本机单独优化两种方案。

2.1 两机联通

依据神华国华徐州发电有限公司原 137.5 MW机组凝汽器抽真空系统两机联通运行的经验,神华国华徐州发电有限公司 2台 1 000 MW机组凝汽器抽真空系统的联通方式可设置成以下 3种方案。

(1)方案 1。此方案 (见图 3)在华东电力设计院原设计配置方式上,在 2台机组的高、低压侧凝汽器抽真空管分别增加对应的联通管和隔离阀门,在 2台机组的真空严密性合格的情况下,可实现 2台机组高、低压侧凝汽器分别只运行 1台真空泵组的方式,即原 2台机组 4台泵组运行(1机 2泵)变为 2台机组 2台泵组运行 (2机2泵)。

2机 4泵运行时真空泵组的厂用电计算负荷为：

式中：Kt为同时系数,新建机组取 0.9;PZ为真空泵组的轴功率,kW;η为电动机效率,取0.95;cosφ为功率因数,取 0.85。

则 2机 4泵的厂用电率为 (只计算真空泵组所占的厂用电率份额)：

式中：PC为发电机额定功率,kW。

而 2机 2泵运行时真空泵组的厂用电计算负荷和厂用电率 (计算方法同上)分别为300.93 kVA,0.015 1%,即厂用电率可下降约0.015%。

(2)方案 2。此方案 (见图 4)在华东电力设计院原设计配置方式上,在 2台机组的备用真空泵组前的管道上增加联通管和隔离阀门,在 2台机组的真空严密性合格的情况下,可实现 2台机组高压侧凝汽器运行 1台真空泵组、低压侧凝汽器运行 2台真空泵组的方式或 2台机组高压侧凝汽器运行 2台真空泵组、低压侧凝汽器运行 1台真空泵组的方式,即原 2台机组 4台泵运行 (1机 2泵)变为 2台机组 3台泵运行 (2机 3泵)。

图3 抽真空系统两机联通方案 1示意图Fig.3 D iagram o f program 1

2机 3泵运行时真空泵组的厂用电计算负荷和厂用电率 (计算方法同上)分别为 405 kVA,0.022 6%,与 2机 4泵相比厂用电率可下降约0.007 5%。

图4 抽真空系统两机联通方案 2示意图Fig.4 D iagram of program 2

(3)方案 3。此方案 (见图 5)是在方案 2的基础上取消 2号机组的备用真空泵组,在 2台机组的真空严密性合格的情况下,可实现 2台机组高压侧凝汽器运行 1台真空泵组、低压侧凝汽器运行 2台真空泵组的方式或 2台机组高压侧凝汽器运行 2台真空泵组、低压侧凝汽器运行 1台真空泵组的方式,即原 2台机组 4台泵运行 (1机 2泵)变为 2台机组 3台泵运行 (2机 3泵),厂用电率的下降值同方案 2,但根据已签订的真空泵组合同,可节约设备费用 66.3万元。

图5 抽真空系统 2机联通方案 3示意图Fig.5 D iagram of program 3

2.2 本机方案

此方案 (见图 6)是在华东电力设计院原设计配置方式上,在 2台机组的高压侧凝汽器抽真空管上分别增加 1只手动载止门和小管径旁路调整门,在机组真空严密性合格的情况下,可关闭载止门,通过调节小管径旁路调整门的开度,使门后压力基本与低压侧凝汽器相匹配,即可实现单台机组高、低压侧凝汽器同时用 1台真空泵组抽出空气和非凝结气体的运行方式,达到节约厂用电率的目的,厂用电率的下降值同两机联通方案1。

图6 抽真空系统本机方案示意图Fig.6 Diagram o f the program

3 方案对比

3.1 对原设计的影响

两机联通方案 1、方案 2和本机方案对华东电力设计院的原设计没有影响,两机联通方案 1、方案 2在 2台机组抽真空系统联通管的接口位置不同;两机联通方案 2和方案 3在 2台机组抽真空系统联通管的接口位置相同,只是方案 3取消了 1台真空泵组。

3.2 运行方式

两机联通方案 1的运行方式较灵活,可根据 2台机组运行的实际情况灵活组合 4种运行方式：2机 4泵 (原设计方案)、2机 3泵 (低压侧 2泵)、2机 3泵 (高压侧 2泵)和 2机 2泵。

两机联通方案 1和方案 2中,1号机 (或 2号机)的备用真空泵组可同时承担 2号机 (或 1号机)的备用任务。

两机联通方案 2和方案 3只能根据 2台机组运行的实际情况实现 3种运行方式：2机 4泵(原设计方案)、2机 3泵 (低压侧 2泵)、2机 3泵 (高压侧 2泵)。

两机联通方案 3在机组启动时,若要快速抽真空,必须开启 1号机组的备用真空泵组。

本机方案系统较为简单,运行方式的变化在本机即可完成,和邻机没有联系。且任意 1台真空泵组即能作为运行泵组也能作为备用泵组。

3.3 效益

两机联通方案 1和方案 2在机组运行前无效益,须增加 2台机组抽真空系统的联通管道和阀门的费用,但在机组运行后,方案 1可节约厂用电率 0.015%,方案 2可节约厂用电率0.007 5%。

两机联通方案 3当前就可节省设备费用 66.3万元,但须增加 2台机组抽真空系统的联通管道和阀门的费用,机组运行后可节约厂用电率0.007 5%。

本机方案需增加 2台机组高压侧抽真空管道上的阀门费用,在机组运行后,可节约厂用电率0.015%。

3.4 风险

由于 1 000 MW超超临界机组两机之间的距离较长,2台机组的抽真空系统联通后,应考虑长距离管道沿程阻力造成的滞缓影响。

两机联通方案 3由于取消了 2号机组的备用真空泵组,在 1号机组运行时,2号机组的备用真空泵组可由 1号机组的备用真空泵组来承担,但当1号机组检修时,2号机组就将面临没有备用真空泵组的风险。

本机方案虽然系统简单,但要通过试验才能确定新增阀门的开度。并且由于该方式最终为高、低压侧凝汽器由 1台真空泵组抽出空气和非凝结气体,因此机组运行工况变化和真空泵组运行方式变化都可能对新增阀门的开度有影响,进而影响机组的双背压。

4 结 论

根据以上分析对比,两机联通的 3个方案和本机方案均是可行的,发电厂可根据本单位实际情况进行选择,但前提是 2台机组的真空严密性必须合格,即机组的负压系统漏空不能太大,否则机组的抽真空系统优化方案将不能实施。

[1]齐复东,贾树本,马义伟.电站凝汽设备和冷却系统[M].北京：水利电力出版社,1990.

Investigation of Vacuum System Optim ization for 1 000 MWPower Unit

Yong Gan
(Production Preparation Department,ShenHua GuoHua XuZhou Electric Power Generation Co.Ltd.,Xuzhou 221166,China)

In order to reduce theauxiliary power consumption rateof power plantand improve the economy of 1 000 MWu ltra-supercritical unit,through the analysis of vacuum system in 1 000 MWultra-supercritical turbine,the paper proposes anoptimizational program to contrast and investigate,and reference for the peer.

1 000 MWultra-supercritical turbine;dual backpressure condenser;vacuum system;investigation of optimization

TK 264.1

A

2010-04-21。

雍干 (1958-),男,教授级高级工程师,从事汽轮机运行管理工作,E-mail：242901@ghepc.com。