某电厂600MW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600 MW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4.7 kPa以下。

关键词：凝汽器;循环水泵;联合改造;效率;背压

0 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[1]。《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600 MW及以上機组提出了明确要求：“到2020年，改造后平均供电煤耗低于300 g/kWh”[2]。据不完全统计，600 MW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600 MW等级亚临界机组的节能改造工作具有重要意义[3]。

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600 MW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%[4]。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1 kPa以上，夏季工况下更加突出，一般机组与设计值相差1.5～2.5 kPa[5]。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[6-7]。

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。

2 循环水泵改造分析

针对某600 MW等级机组，配套3台1600HTCX4型循环水泵，电机为2 500 kW，改造前的循环水泵技术参数：Q=27 396 m3/h，H=21.81 m，n=373 r/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0.2 MPa，电流268 A，温差10 ℃。

经测量，现场泵装置情况如下：泵吸入口中心距1 m，泵吐出口中心压力0.2 MPa，泵吐出口中心距2.25 m。

经计算，双泵运行扬程为20 m，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=8 m3/s，H=20 m，η=73%，Pa=2 147 kW。

根据现有资料得出，双泵运行时流量8 m3/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=8.5 m3/s，H=20.5 m，n=373 r/min，η=87%，效率提升9%，流量上升超过10%。

3 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4.9 kPa，相对改造前增加了换热面积2 360 m2，此时冷却水流速为1.75 m/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2 m/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16 kPa，即相当于扬程相差1.6 m，实际运行扬程为20 m，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4.9 kPa降至4.66 kPa，相当于增加了13%凝汽器余量。

4 结语

本文对某600 MW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：

（1）循环水泵改造可保证在电机不变的前提下，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。

（2）综合布管优化设计、水泵优化改造、凝汽器改造，改造后的凝汽器背压可降至4.7 kPa以下。

[参考文献]

[1] 史卫刚，孟云社，郭民，等.600 MW机组凝汽器改造方案与实践[J].汽轮机技术，2018，60（4）：315-317.

[2] 国家发展改革委、环境保护部、国家能源局关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知：发改能源〔2014〕2093号[A].

[3] 任渊源，黄琪薇，田家平，等.600 MW级亚临界机组凝汽器双背压节能改造研究[J].发电技术，2019（S1）：14-19.

[4] 葛晓霞，缪国钧，钟澎，等.双压凝汽器循环水系统的优化运行[J].动力工程，2009，29（4）：389-393.

[5] 蒋文，胡清，宁玉琴，等.某600 MW机组冷端系统优化及应用研究[J].汽轮机技术，2017，59（1）：63-64.

[6] 王学栋，袁建华，曲建丽，等.330 MW机组凝汽器改造的数值模拟及性能分析[J].汽轮机技术，2010（2）：150-154.

[7] 张炜光，叶学民，吴瑞涛.600 MW机组凝汽器性能分析与循环水系统优化研究[J].电站系统工程，2012（6）：59-62.

收稿日期：2020-06-15

作者简介：蒋文（1986—），男，四川成都人，硕士，高级工程师，研究方向：火力发电厂节能环保。