超临界600 MW湿冷机组冷端系统的改进

李永利

(神华国华(北京)电力研究院有限公司， 北京 100025)

超临界600 MW湿冷机组冷端系统的改进

李永利

(神华国华(北京)电力研究院有限公司， 北京 100025)

对凝汽器、循环水泵为主的冷端系统设备的出力能力进行评估，根据汽轮机增容改造后对冷端系统设备的要求，分析计算出增容改造后冷端系统设备应具备的出力能力，并提出对应设备的改造范围、改造关键点、关键部件的选型原则，以及对比改造前后的效果。

湿冷机组； 冷端优化； 经济性

Abstract： To satisfy the uprating requirement of a steam turbine, an evaluation was conducted on the capacity of its cold end equipment, such as the condenser and circulating pump, etc., together with a calculation on the capacity that the cold end equipment should have after uprating of the steam turbine. On above basis, the range and key points of the retrofit as well as the selection of corresponding equipment were proposed, while a comparison was made simultaneously on economic efficiency of the unit before and after the retrofit.

Keywords： wet cooling unit; cold end optimization; economic efficiency

目前，常规纯凝式火力发电厂中能量转换效率约为42%，蒸汽的大部分能量都损失在汽轮机冷端，即大部分的热能被凝汽器中的循环水带走。目前国家节能减排的力度逐年增大，国务院发布的《能源发展“十二五”规划纲要》、《万家企业节能低碳行动方案》已将节能减排列为燃煤发电企业发展的两个约束性指标。某厂响应国家号召，对汽轮机实施增容提效改造，对以凝汽器、循环水泵为主的冷端系统设备进行相应的评估及配套改造。

为提高循环水泵的安全可靠性，延长循环水泵检修周期，同时配合汽轮机增容提效改造的工作要求，决定对以循环水泵为主的冷端系统设备进行优化改造。汽轮机增容改造后，汽轮机主、再热蒸汽参数不变，在VOW工况下主蒸汽流量由原设计的1 913 t/h增大至1 943 t/h；机组额定出力由原设计的600 MW增容至630 MW。改造后凝汽器的面积裕量由原设计的27%优化至16%，满足凝汽器的设计要求[1]。

1 机组概况

1.1 汽轮机

汽轮机型号为N630-24.2/566/566，其型式为超临界、一次中间再热、(高中压合缸)三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮发电机组。受当时设计技术、制造加工能力等因素的影响，汽轮机效率较低，热耗偏高，在经济性方面和安全、可靠性方面都存在较多问题。为提高机组经济性与安全性，拟对汽轮机实施通流改造。

1.2 凝汽器

凝汽器型号为N-34000，其型式为双背压、双壳体、表面型、双汽室、八水室，壳体和水室为全焊接结构。总冷却面积为 34 000 m2，冷却面积裕量为27%，冷却水量为72 000 t/h。在TMCR工况下，设计面积裕量为27%，同类机组常规设计面积裕量为13%～15%。目前堵管率小于1%，凝汽器清洁度良好，无泄漏，真空度达到优秀值。

1.3 循环水泵

循环水泵型号为88LKXA-20.3，立式、单吸单级、内体可抽式斜流泵，具体参数见表1。电动机型号为YL3000-16/2150-1，功率为3 000 kW。

表1 循环水泵参数

循环水泵自投产以来频繁出现轴套脱落、导轴承断裂、内接管断裂等问题导致循环水泵电动机轴瓦振动大的故障，威胁机组长周期安全稳定运行。每台循环水泵每次大修备件材料及修理费用约50万元，人工费约25万元，A级检修时间约为50天，在此期间机组单泵运行给机组安全运行带来隐患。

2 原冷端系统设备评估

2.1 凝汽器

精确核算并确定凝汽器循环水的增加量是改造的重要依据。对改造机组而言，制约凝汽器循环水量的主要因素是凝汽器冷却水的流速。该厂凝汽器冷却水管使用的是钛管，目前常规湿冷机组钛管的管内流速在2.3～2.5 m/s，若流速继续升高，长时间运行，钛管存在泄漏风险，故该流速为凝汽器改造的限值条件。按上述原则核算，在凝汽器面积不变的情况下，循环水流量由原设计的72 000 m3/h增大到79 000 m3/h，此时水阻约为83 kPa。经计算此时凝汽器背压可由原设计的4.9 kPa降低至4.6 kPa，降低0.3 kPa(见表2)。

表2 冷端改造前后凝汽器参数对比

2.2 循环水泵

2.2.1 改造前设备基本情况

(1) 改造前循环水泵性能参数见表3。

表3 改造前循环水泵性能参数

(2) 循环水系统实测运行数据。

为保证改造的科学性，对循环系统的实际运行数据进行了采集(见表4)。

表4 循环水系统实测运行数据

2.2.2 目前运行工况分析

目前，该厂循环水泵根据循环水实际水温情况，实施高、低双速运行方式。根据试验数据及历年运行数据分析得出改造前循环水泵各工况运行参数[2](见表5)。

表5 改造前循环水泵各工况运行参数

从表5数据分析得知[3]：

(1) 一机一泵低速运行时，Q=39 600 m3/h,600 MW机组冬季要求Q=43 206 m3/h。所以，一机一泵低速运行时可以保证机组在545 MW以下对循环水量的要求。

(2) 一机一泵高速运行时，Q=49 500 m3/h可以满足机组600 MW负荷冬季对循环水量的要求，但不能满足630 MW负荷的要求。630 MW冬季满负荷要求为54 233 m3/h，尚差4 733 m3/h，差值比例为8.7%，所以一机一泵高速运行时可以保证机组在545 MW以下对循环水量的要求。

(3) 一机二泵高速运行时，总流量Q=78 840 m3/h ，600 MW机组夏季要求∑Q=71 631 m3/h，所以一机二泵可以满足机组600 MW负荷夏季对循环水量的要求，但不能满足630 MW负荷的要求。630 MW夏季满负荷要求为88 770 m3/h，单泵44 385 m3/h，总水量尚差13 530 m3/h，差值比例为15.2%。

(4) 二机三泵(两高一低)运行时，总流量∑Q=129 240 m3/h，单机平均流量为64 620 m3/h，冷却倍率为56.8，此水量可满足初夏及发电负荷在540 MW以下对循环水量的要求。

(5) 泵的运行效率都不在高效区。增加循环水流量由原设计的72 000 m3/h增大到79 000 m3/h，循环水泵出力增大了7 000 m3/h，此外循环水泵还需提供开式水约9 200 m3/h的水量，故原循环水泵的出力不能满足要求，需对循环水泵实施以增容和提高可靠性为目的的优化改造。

3 冷端系统改造方案

3.1 改造范围

(1) 原凝汽器满足汽轮机增容提效改造要求，不需改造[4]。

(2) 原循环水泵不满足汽轮机增容提效改造要求，需进行增容改造。

(3) 机组原设计冷端系统管道及附属设备满足要求，不需改造。

3.2 循环水泵改造方案

3.2.1 改造原则

(1) 泵组基础台板保持不变，吐出口管道布置保持不变。

(2) 泵组各季节运行方式保持不变。

(3) 泵组a、b、c外接管保持不变，外部尺寸不变。

3.2.2 改造后循环水泵水力特性计算

各种运行方式装置的特性方程为[4]：

(1)

式中：HZ为扬程，m；Q为流量，m/s。下标11、12、23、24分别表示一机一泵、一机二泵、二机三泵、二机四泵。

根据上述特性方程绘制装置特性曲线[5](见图1)。

图1 改造后循环水泵特性曲线

3.2.3 改造技术方案

(1) 更换循环水泵导叶体，在导叶体上部增加1个导轴承，由于循环水泵振动源主要为吸入口水力变化引起，在导叶体上增加一个导轴承，使循环水泵的稳定性大幅提高，抗振性能增强(见图2)。

图2 改造后导叶体示意图

(2) 将赛龙轴承改为橡胶轴承，提高减振性能，并在中间支架上部加装两根内接管，采用工业水冷却润滑循环水泵导轴承，下导轴承增加5 cm的阻水边，以保证含有杂质的长江水不会进入导轴承，延长轴承使用寿命。将中间轴承支架筋板进行加强，增强抗振性能。

(3) 内接管材质改为不锈钢材质，提高耐腐蚀性，有效抵抗长江水对内接管的腐蚀，延长内接管的使用寿命。

(4) 对叶轮的结构进行优化，提高效率，使循环水流量由72 000 m3/h增大至79 000 m3/h。

3.2.4 设计方案说明

(1) 根据设计参数，选用优秀水力模型进行模型换算设计。

(2) 结构设计时，要保证原泵的安装基础和吸入水池不变。

(3) 根据水利模型设计加工制造改造后闭式叶轮，增加了泵体及叶轮密封环，在泵体和叶轮密封环配合处比原泵增加了碰摩风险，因此该配合间隙应符合设计间隙，并保证现场安装工艺。

(4) 中间支架加工为整圈配合，应保证加工精度，中间支架外径与外筒体配合符合厂家设计间隙(0.025～0.061 mm)。

(5) 由于机组由600 MW增至630 MW后，泵的设计参数(流量和扬程)也相应地要增大，泵的设计比转速由500变为480，泵的水力元件(叶轮、导叶体等)要重新设计和更换。

(6) 由于水力元件的改变，相应的结构设计要围绕水力元件的改变而改变。

(7) 水泵、电动机的设计保证符合原泵的基础安装尺寸和吸入流道规范的要求。

(8) 整体更换循环水泵电动机，电机功率由3 000 kW增加至3 400 kW，除满足循环水泵轴功率需要外，还应增加高低速切换柜，实现在不拆线情况下进行循环水泵的高低速切换。

3.2.5 改造后整体结构强度及刚度校核

(1) 最小轴径强度校核。

(2)

式中：d为轴径，mm;M为力偶距，N·m；P为轴功率，kW；n为转速，rad/s;[τ]为许可强度极限， kg/cm2。

轴材质为35CrMo，取P=3 400 kW，n=2.7 rad/s，[τ]=610 kg/cm2,得d=194.3 mm。实际套筒联轴器卡环处取轴径d=204.9 mm>194.3 mm,故最小轴径满足强度要求。

(2) 轴向推力校核。

轴向推力F由轴向水推力F1和泵转子重力F2两部分组成。

F1=KγAHg

(3)式中：K为轴向力系数，取0.8；γ为长江水的密度，取1.03 g/cm3；A为叶轮吸入面积，取1.34 m2；H为扬程，取21.18 m；g为重力加速度，取9.8 m/s2。

经计算得到F1为229.32 kN,F2为68.6 kN,轴向推力为297.92 kN。由性能曲线查得H0=45.5 m，得F1max=492.94 kN, 因而推力值提供合理[6]。

(3) 筒体强度计算校核。

(4)

式中：p为筒体的关闭压力，取0.455 MPa(455 m扬程)；r为筒体内径，取1 100 mm；t为筒体壁厚，取20 mm。

得到筒体强度为31.28 MPa,而88LKXA-20.3G型泵筒体材料为Q235B，其极限强度为48 MPa，因而筒体强度足够[2]。

4 改造后运行情况分析

改造后循环水泵运行曲线见图3。

图3 改造后循环水泵运行曲线

(1) 一机一泵高速运行时，回水阀开度为50%，运行工况点为A点，流量54 720 m3/h，满足冬季单台泵流量要求；回水阀开度为40%，运行工况点为A′点，流量49 860 m3/h，满足630 MW负荷下，90%工况下对冷却水量的要求。一机一泵低速运行时，回水阀开度为40%，运行工况点为A″点，流量43 200 m3/h，满足630 MW负荷下，75%工况下对冷却水量的要求。

(2) 一机二泵低速运行时，运行工况点为B点，流量77 760 m3/h，满足春秋季满负荷和夏季75%工况下对冷却水量的要求。

(3) 一机二泵(高、低速)并列运行时，运行工况点为C点，流量83 340 m3/h，满足春秋季满负荷和夏季90%工况下对冷却水量的要求。

(4) 一机二泵高速运行时，运行工况点为D点，流量88 920 m3/h，满足夏季满负荷工况下对冷却水量的要求。

(5) 二机三泵(一高二低)运行时，运行工况点为E点，流量135 000 m3/h，平均每台机组67 500 m3/h，满足冬季满负荷工况下对冷却水量的要求。

(6) 循环水泵运行效率，除冬季一机一泵高速运行是80%外，其余运行工况点效率都在85%以上，而改造前运行的平均效率为76.3%，故改造后泵体的效率提高约8.5%。

5 结语

目前，该厂已完成汽轮机增容提效改造及冷端系统节能优化改造，机组已安全稳定运行约一年，改造后机组热耗较改造前降低约320 kJ/(kW·h)，煤耗降低约11.8 g/(kW·h)，大幅提高了机组经济性水平。改造后冷端系统设备实际运行参数达到设计标准满足机组实际运行要求。循环水泵轴瓦振动、瓦温等运行数据达到优秀值，设备安全性及可靠性大幅提高，取得了预期效果。

[1] 中华人民共和国国家经济贸易委员会. 电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇: DL 5011—1992[S]. 北京: 中国电力出版社, 1992: 66-126.

[2] 国家质量技术监督局. 离心泵、混流泵和轴流泵水力性能试验规范 精密级: GB/T 18149-2000[S]. 北京: 中国标准出版社, 2004.

[3] 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会离心泵. 技术条件(II)类: GB/T 5656—2008[S]. 北京: 中国标准出版社, 2009.

[4] 中华人民共和国住房和城乡建设部, 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局. 大中型火力发电厂设计规范: GB 50660—2011[S]. 北京: 中国计划出版社, 2012.

[5] 关醒凡. 现代泵理论与设计[M]. 北京: 中国宇航出版社, 2011: 256-378.

[6] 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会. 离心泵、混流泵、轴流泵与旋涡泵系统经济运行: GB/T 13469—2008[S]. 北京: 中国标准出版社, 2008.

ImprovementonColdEndSystemofa600MWSupercriticalWetCoolingUnit

Li Yongli

(Shenhua Guohua (Beijing) Electric Power Research Institute Co., Ltd., Beijing 100025, China)

2016-07-25；

2016-10-16

李永利(1981—)，男，工程师，从事能源动力设备的设计、检修、维护运行、改造等工作。

E-mail: ty-lyl@163.com

TK264.1

A

1671-086X(2017)05-0371-05