135MW级机组凝结水泵设计选型建议

陈 昕，秦 渊，黄志超

(1.中南电力设计院，湖北 武汉 430071；2.上海电气电站集团，上海 201100)

火力发电厂的凝结水系统是电厂热力系统的主要系统之一，凝结水泵又是其中的关键设备，保证电厂的汽水系统循环可以持续正常运行。凝结水系统供杂用部分系统支路繁琐众多，而杂用凝结水这部分设计往往受到设计人员的忽视。

1 实际工程介绍

内蒙古鄂尔多斯某电厂一期工程建设2台135MW循环流化床机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司N135-13.24/535/535型超高压、一次中间再热凝汽机组，每台机组配备2台110%凝结水泵，型号ZD12NLT，额定流量342 t/h，扬程184m。

该项目一期工程已投产，1号机组经过半年运行，现场反映凝结水泵单泵运行、在机组115MW(85%)负荷时，凝汽器水位开始逐渐升高，除氧器水位降低，均不能维持正常水位，双双报警。为了保证机组满负荷运行，凝结水泵双泵投运，无备用。

2 分析原因

根据现场反应实际问题，我们从设计、运行以及设备自身等方面分析查找原因。

2.1 凝结水泵设计选型

本工程为单元制凝汽式机组，根据《火力发电厂设计技术规范》(DL—5000—2000)，单台凝汽式机组宜装设两台凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的110%。经查汽机厂热平衡图，汽机最大进汽工况的凝汽量、凝汽器的疏水量、纯凝机组的正常补水量之和为310.7 t/h，310.7 t/h ×1.1=342 t/h，依照规范，凝结水泵设计选型无问题。本工程进行施工图设计时，还没有发布执行新版的《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)。

2.2 凝结水泵自身出力

根据现场运行参数，结合就地测量表计，统计出不同负荷下单台凝泵出口流量、压力，对比凝泵的工况曲线图，基本吻合。同时，凝结水泵的制造厂家也派人在现场，与运行人员一起试验，确认水泵自身没有问题，实际运行各工况出力与水泵工况曲线基本一致。

是不是水泵已经汽蚀了呢？如果凝结水泵发生汽蚀，也会造成出力不足。现场将滤网滤芯取出后进行测试，去掉滤网滤芯，发现凝泵出力不足的问题依然存在。

因此，凝泵滤网的阻力及凝泵是否汽蚀都不是出力不够的原因。

2.3 凝结水系统

凝结水系统如图1。

图1 凝结水系统图

凝结水系统还有重要一支路，即杂用凝结水系统。

杂用凝结水系统主要作用是为汽机房内辅机提供中压的减温水、水质要求较高的密封水等。逐一分析这些杂用凝结水用水点，可以分为三类：

①机组启动时需投入的杂用凝结水，正常运行时切断，这一类杂用水有低旁减温水、三级减温减温水等，这些支路非长期投运，机组正常运行时处于关断状态，经逐一检查，阀门关闭正常，无泄漏。

②处于备用状态的杂用凝结水支路，如高加联成阀杂用水、至抽汽逆止阀液控杂用水、排气缸喷水减温等。

高加联成阀杂用水、至抽汽逆止阀液控杂用水是通过压力来作用于高加联成阀和液压止回阀的，阀门不动作，这些管路并没有联通，凝结水没有回到凝汽器，所以这也不是凝结水泵出力不足的根源所在。

③机组运行时处于投运的杂用凝结水，至锅炉暖风器用汽减温器、至暖通用汽减温器、至本体疏水扩容器、给水泵密封水、主汽阀再热汽阀油动机冷却水等。至减温器用水、至疏水扩容器杂用凝结水量较小。至主汽阀再热汽阀油动机冷却水系统见图2。

图2 至主汽阀、再热汽阀油动机冷却水

汽轮机的高压主汽阀、再热汽阀以及配套的油动机、自动关闭器用凝结水冷却，最终冷却回水经节流，回至凝汽器。

由于这一小系统长期运行，而且主汽阀、再热汽阀以及配套的油动机、自动关闭器这些设备水阻都很小，如果末端的节流孔板现场加工不当，很有可能造成该管段压差过大，凝结水“直通”凝汽器，形象地说，将凝结水“短路”了，凝结水压力下降，自然就满足不了要求了。

综上所述，这路杂用凝结水很可能是问题所在。

3 现场运行实验

针对上述这些疑点，现场又做了一次运行实验，机组负荷132MW，除氧器压力0.64MPa，此时凝泵双泵运行，汽机本体疏水扩容器一台投运(减温水投入)，除氧器凝结水进口调节阀全开，其他辅机正常运行。

关闭一台凝泵，DCS显示除氧器水位逐渐降低，同时凝汽器水位逐渐上升。证明凝泵单台运行确实不能满负荷时保证凝结水系统的压力，并且凝结水没有外漏，依然在系统内循环。很快，高、低水位相继报警，值长命令运行人员手动关闭本体疏水扩容器的减温水进口门，除氧器水位不再降低，但不稳定，凝汽器水位升高也不明显。减少本体疏水扩容器这点凝结水量，就能保证凝结水系统压力，证明确实是因为杂用凝结水部分流量过大，导致凝泵出口压力低。

为保证机组此时的安全运行，运行人员打开了本体疏水扩容器的减温水阀门，同时将轴加的旁路电动门停留在5%的开度，除氧器水位不能维持；加大到10%，除氧器水位开始回升，直至高位报警，凝结水入口调节阀DCS投入，除氧器水位开始维持正常。

轴加旁路电动阀打开，使得凝结水主路分流一部分，适当减小凝结水系统的整体阻力，间接旁路掉一部分轴加的阻力，可以短时间维持机组正常运行，同时又不会影响轴加的正常工作。

4 问题结论

经过运行人员现场逐一摸查杂用凝结水管路，最终没有找到主汽阀油动机冷却水回水管路上的节流孔板。

至此，问题基本搞清楚，由于没有安装节流孔板，这路杂用凝结水回水至凝汽器压差过大，造成用水流量过大。这段管路管径为DN65，随机组运行投运，其流量基本达到了凝泵选型110%的裕量，即凝结水量的10%，使原凝泵设计选型出力不能满足实际运行需要。

管路上设置节流孔板的目的就是为了通过节流降低流体的压力，使得进入凝汽器的杂用凝结水与凝汽器压差不至过大。也可以采用调节阀控制压力，但考虑到本工程该段管路管径小，采用调节阀控制成本较大，系统复杂。而采用节流孔板的降压的方式，应根据DL/T 5054—1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》计算孔径，避免介质汽蚀。本工程节流孔板安装遗漏是导致凝泵出力不足的主要原因，在以后的工程设计中，节流孔板的设计应引起足够的重视。

5 建议

该电厂凝结水泵出力不足，虽说是施工单位没有按图纸施工，是一起偶然事件，但是仔细分析会发现，电厂的凝泵出口杂用水用量还是比较大的，我们在凝泵选型时，往往一概而论，将杂用凝结水统统划分至10%的裕量中，对于供热机组杂用凝结水往往还有供热系统的减温器减温用途等。因此，凝泵选型时流量的选择，需考虑各路杂用凝结水的具体用量；另外对于返回凝汽器的各路杂用凝结水源，应分路设置调节阀组，严格控制进入凝汽器工质的压力与流量。

[1]DL/T 5054-1996，火力发电厂汽水管道设计技术规定[S].

[2]DL 5000-2000，电厂设计技术规范[S].