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新投运的锅炉给水泵改造的可行性分析与实施
作者:管理员    发布于:2017-01-14 09:00:45    文字:【】【】【

  (江苏利港电力有限公司;214444江阴利港)运行安全隐患和偏离篼效区的弊病,分析了问题的原因,在比较了4种改造方案后,后采取了简单易行和经济的方案,结果证明此方案实践上可行、经济效益可观。

  1概况吉林新力热电有限公司新近由俄罗斯引进高压供热机组,高压给水系统共配置4台由KSB(上海)公司提供的泵,性能曲线见所示。

  结构特点:离心节段式共11级,第2、10级中段上部比下部薄0.4nun(不需要暖泵)。

  2目前存在的问题2003年初1机组由基建移交生产后,发现给水泵出口扬程偏篼(1泵投运,2、3系备用)。这给机组的正常运行,特别是在低负荷与启动时造成主给水调门操作困难,给机组的安全运行带来威胁。如不采取措施,2机投运后,如3台泵并联运行,矛盾将更加突出。

  为摸清目前给水泵在现场运行的实际性能、高压主给水调门状况、给水系统各段的实际阻力值,对1栗作了三个工况下的简易试验,取得数据为改造提供依据。

  试验结果初步发现以下问题:当机组在90MW额定出力实测各参数,与该泵出厂试验数据基本接近,说明泵的性能符合厂家的保证值。

  水泵技术2003.5系统存在的泄漏主要分布在两个区域,已发现的两处,一处为小流量门(泄漏较大),在90MW工况试验时,已将其下游的隔离门(9m处)隔绝,所以对试验不产生影响。另一段,其给水流量与蒸汽流量偏大(此时锅炉停止吹灰,各疏水点关闭),从现场看疏放水门的泄漏还是较多存在的。

  水调门前后压差19.30-15=4.3MPa;在低负荷时压差20.9-13.8=7.1MPa.由此看出,主给水调门极易卡住的故障显然是主调门的大压差造成的,已远超过外方规定的正常运行时大压差1.96MPa的条件,所以调门在启动及低负荷时频频卡住的问题就不难解释了。必须指出,即使在102MW工况下,2.93MPa的压差也是偏高的。另外,主调门前压力篼还将给其它设备带来隐患,系统阀门、主给水调门在高压差下经受水流冲刷,高加的钢管的泄漏问题也会随着时间推移而日显突出。

  3问题的原因分析该厂给水系统设计是依照“火力发电厂设2.预计扬程参数的选择i/=汽包压力+省煤器阻力+汽包至泵出口的静扬程+主给水调门阻力+(管道阻力+高加阻力)x120 -除氧器额定工作压力丹选择=15.73 918+0.58=20.5MPa从上面的设计依据不难看出,它是以泵的大流量和篼扬程作为基础的,问题是这些大数据又是建立在”大“的阻力系数上,结果是选择的参数大大地超过现场的实际需要,这种现象在新建的中小电站是普遍存在的问题。

  笔者并不是反对现行的标准做法:选择过大的富裕量、安全量,而是主张应从实际出发,考虑到业主的长期效益(这里并不包括因性能提升所增加的设备购置费>,例如:在省煤器+汽包至泵出口的静扬程规定为1.4MPa,而实另外,主给水调门的安全储备压差为2.0MPa,这显然偏高,因为即使锅炉汽包目前在额定压力下工作(3炉供2机,3台泵供水,总功率125MWx2时),此时单炉大蒸汽流量也就在300~320t/h左右,按照均等分配给水流量,每台泵的流量在320这流量下,泵的出口压力就比原已偏高的定值还要高。

  在这种情况下,如遇到汽机突然甩负荷、主汽门突然关闭等事故,导致过热器、汽包安全门同时动作(>16.95MPa),所需的蒸汽流量也只有167.6x2 =335.2t/h,也是低于给此时仅仅依靠给水泵自身的性能就可以维持继续向锅炉供水,无需增加2.0MPa的安全储备压差。

  如在单机供单炉的条件下,主机功率在时,主调门压差18.33-15.4=2.89MPa,也是很大的,如果要满足汽包在额定压力下(15.7MPa)运行,那么主机功率将在MW左右,此时泵的流量= 7MPa,假设当两只安全门同时动作2t/h,调门前后压差应是19.7-16.92=2.75MPa,同样是偏大的,总之层层加码的篼富裕量终导致主调门压差大等一系列问题。

  从另一层面看,主调门在大压差节流与给泵工作点长期偏离高效区,所造成的旷日持久的能源浪费也是不可忽视的,尤其在当前各电厂竞价上网,努力降低成本也是十分重要的。

  如中所示,设计选择参数工况点A所对应的流量扬程队,由于扬程偏高被迫用主调门来节流,使装置特性由R1移至R2与A相交于B点,此时就产生了损失(图中阴影区域为损失区域),损失共两个部分,部分为节流损失,节流损失的大小与泵的特性(H-()及管路阻力曲线R形状有关,这两条曲线愈陡,其节流带来的损失就愈大。另一部分是给泵自身效率点的偏移,由移至的功率损失。

  期运行会出现下列情况:动静间隙之间冲刷、磨损,使栗容积效度下降;机管路长期使用结垢;高加、省煤器爆管等因素。但是当今主机与辅机的制造、安装、运行水平与监控手段已经大大提篼。一般讲,泵的频繁水泵技术2003.5启停是动静部分磨损的主要原因,但现在已大加改善,同时高加泄漏、省煤器的爆管在流量增加不多时,机组可能短时间支撑,当流量偏差大时,一般是要求机组立即停运的。

  所以我们主张主调门压差在各段阻力选择准确的条件下,预留0.8MPa就能满足需要。

  4处理方案的比较采用变频器调节转速目前所有调速方法中,变频调节是较先进的,特别是变频器在各种变频状态下自身的效率损失较低。但是用变频器的一次性投资巨大,4台总计约需1000多万元。国产大功率变频器还不太稳定,如采用进口则费用就更高,还将涉及今后长期备件供应问题。

  液力偶合器的投资成本应考虑如下几点:液力偶合器的成本按目前售价100元/kw,如按电机功率配置,约需27 ~30万元/台,全部改费用篼达300多万元。目前此类液力偶合器基本上是进油或出油控制腔室的油量,存在对变速响应迟缓的问题。如采用进出油门联合控制的,费用就会更高。另一方面采用偶合器就需要把电机向后移,重新建造偶合器基础与电机基础,电机的动力电缆等均需重新布设,这部分附加费用近10 -12万元。使用液力偶合器如降速过大也会使泵的运行工况点偏离高效率点。

  需要指出,偶合器在高转速时仍存在着3的滑差率。随着转速的下降,其滑差率将随之增大,偶合器的传动损失也随之增大。并且,从现场空间看也不具备增设偶合器的条件。

  这里要指出的是并非笔者要否定液力偶合器的功能,因为液力偶合器的效率与输人与输出转速比密切相关,特别是用过大富裕量的定速泵来增设液力偶合器会产生过大的转差率,其效率的损失是不可忽视的,损耗功率大可达15左右。

  2000年初笔者就比较成功地对某热电厂(台资)的2给水泵(型号2DG-10)进行改进,水泵技术2003.5并与一台带偶合器的同类型泵作比较,其结果是,机组每发100万度电同时在供热量相同情况下,2泵比1泵节电2000kWh,2泵比改进前节电7250kWh.特点是方便,缺点是车削后泵的效率下降。如车削量过大,还将破坏叶轮的几何相似,会使栗的效率有较大下降。

  采用抽去叶轮的方法该方案不失为一种投资少(加工部分零件并含检修费用,预计1.0~1.5万元)、见效快的方法,但它不能使改造后的泵工况点很准确地与高效点匹配,可它却比未经改造的泵的性能与实际运行工况点大大接近了。如果采用抽一级叶轮的方法,见所示泵的性能曲线中的//-G将向下移至与R1交于C点,泵在C点工作所对应流量<(:=   5方案选择及可行性分析由于抽叶轮的方案简单易行,费用低,见效快,改造费用至多半个月从节电效益即可收回。大优点是今后若要提高出力,还可以恢复。这对今后再增加变频或偶合器并无害处,反有益处。其净增加效益也十分可观。当然,抽第几级叶轮,抽后是否再有抽出一级的可能性,或者少量车削2 ~3级叶轮,使其尽可能逼近高效工况点,还需做一些现场测定工作。

  汽包压力+主给水调节阀的安全储备压差+给水泵出口至主给水阀门前的压降+主给水调节阀后至汽包的压降=给水泵出口压力(注:主机负荷按照目前的单炉供单机,功率在102MW时考虑。

  2.2.1运行的可行性泵的出口压力=18.8MPa.所以,改造后的10级泵完全能够满足在102MW时运行的需要。

  2.2.2泵结构的可靠性根据该泵的特殊结构特点(第2、10级中段上部比下部薄0.4mm),所以在这里必须将改后转子挠度重心保持不变作为考虑的重点,即抽出一级叶轮后,不能让转子挠度重心有较大的偏移,决定首先抽取第10级,如再抽取一级应抽第8级,转子有关尺寸重量见。

  6方案的实施将泵的第9级中段与进水套用手动葫芦拉紧,并用压缩空气将泵体上部各缝隙中的灰尘、杂质吹净,并加盖塑料布,以防杂物落人缝隙造成结合面泄漏,然后松开泵体各拉紧螺栓,抽出吐出座即第10级中段,取出第10级叶轮与导向器。

  在取出叶轮位置的轴上补一只与叶轮等厚的轴套,以保证第11级叶轮的轴向位置不变(该套两侧面对轴线的垂直度严格检)。同时为减少第9级与第10级中段的空间带来的水力损失,特将第10级中段加工,以便安装一个过流套,其厚度应预留。2~0.4mm的膨胀量。

  上述工作完成后即可组装,拉紧螺栓应均匀拉紧,前后座端面在上、左、右三个方向测量允差专0.05mm. 7改造后的效果着对2泵同样实施了改造,与暂未改造的3泵进行比较(机组工况在负荷100MW),详见表1所示。

  表1改造与未改造泵的比较栗序号给水流量(t/h)母管压力(MPa)主调门前压力(MPa)主调门后压力(MPa)汽包压力(MPa)主调门开度()电机电流(A)对应的电机功率也减少,见功率-转速曲线。2900r/min时,输出功率为1411kW,与我们估算的值一致。

  3改造的效益2l9=7.lt/h小时,按前面计算:增加价格减少耗电956. kW增加价格0. 4元/小时改造后节约186.4-28=158.4元/小时投资20万元,53天就能收回投资。

  给水泵是我厂用电的大户,耗电占我厂机组容量的2.6.这次我们两家共同进行的成功扩容改造,不但可以向电网多输出478kW电量,而且我厂也获得了很大的经济效益。

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