300 MW供热机组双机组单循环水泵运行分析

300 MW供热机组双机组单循环水泵运行分析
安志勇;李宁;王红兵;张林茂
【摘要】计算2台机组单台循环水泵的带负荷能力,分析2台循环水泵切换时对机组安全性的影响,通过在某电厂的试验验证2台机组单台循环水泵运行方式具有可行性,认为该运行方式节能潜力可观.
【期刊名称】《河北电力技术》
【年(卷),期】2010(029)004
【总页数】3页(P31-33)
【关键词】供热机组;循环水泵;单泵运行;节能降耗
【作者】安志勇;李宁;王红兵;张林茂
【作者单位】河北国华沧东发电有限公司,河北,沧州,061113;河北省电力研究院,石家庄,050021;河北省电力研究院,石家庄,050021;河北衡丰发电有限责任公司,河北,衡水,053000
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
1 概述
近年来，300 MW等级供热机组大量涌现，大大减少了城市内部冬季采暖小锅炉的数量，减少了城市二氧化碳的排放，同时改进了国家能源利用结构，提高了燃料的利用效率。

一般来说，300 MW机组的主要形式有：亚临界、一次中间再热、
两缸两排汽(或三缸三排汽)、采暖抽汽凝汽式、湿冷汽轮机。

机组一般设置八段非调整回热抽汽，分别供给3台高压加热器、1台除氧器及3台低压加热器用汽，
其中五段抽汽同时供应采暖抽汽。

机组真空相关系统一般配有2台全容量循环水泵、2台全容量真空泵等附属设备及系统。

为达到节能降耗的目的，在冬季供热期间，电厂300 MW等级的供热机组可采取双机组单台循环水泵运行的方式。

2 双机组单台循环水泵运行带负荷能力
机组正常运行时，低压缸排汽通过循环水冷却凝结，进入凝汽器的不凝结气体被真空泵抽出。

因此，循环水流量直接制约机组低压缸和机组的运行状态。

当机组在供热期间运行时，大量蒸汽被抽出作为供热汽源，其进入凝汽器的比例大大减少。

按照机组热平衡图，在机组大负荷供热期间，其低压缸排汽仅为纯凝汽工况的20%
左右，2台机组总排汽量约50%纯凝汽工况，与单台机组单台循环水泵运行工况
类似。

2.1 计算思路
凝汽器内部的热交换情况是复杂的过程工况，为了简化计算，将凝汽器的换热理解为理想状态，即忽略机组排汽状态变化的暂态过程以及循环水在进出口的温差渐变过程。

此种计算是半定量计算，并且这样的计算相对保守。

按照正常运行工况进行计算，低压缸排汽压力按照机组低真空报警值(12 kPa)，相应排汽温度为饱和温度，凝结水温度不考虑冬季运行的过冷度。

利用凝汽器的热量平衡计算，可以计算出这种工况下的机组最大排汽量。

对于机组的纯凝汽工况，通过计算排汽量与机组相应设计工况比对，可以确定机组的安全运行负荷；对于机组的供热工况，可以根据机组的供热工况(见图1)确定不
同排汽量对应的机组最大负荷，用以量化机组的安全运行负荷。

通过汽轮机热力特性，可以查到机组在不同负荷下的低压缸排汽量和各项必须参数，各典型负荷下的低压缸排汽量见表1。

图1 300 MW机组供热工况
表1 各种工况下的机组排汽量
负荷低压缸排汽量/(t·h-1)主蒸汽流量/(t·h-1)凝结水温度/℃100%额定功率55492035.675%额定功率423.8666.535.650%额定功率300.16438.535.630%
额定功率193.04266.0235.6额定抽汽工况13192035.6最大抽汽工况100.81 02535.6
2.2 机组允许排汽量计算及评价
按照机组设计，循环水系统运行于0.17 MPa压力，循环水进入凝汽器的水温为
20 ℃，循环水排出凝汽器允许达到的最高温度为12 kPa(报警值)对应的饱和温度49.4 ℃，循环水最高温升为49.4 ℃-20 ℃=29.4 ℃。

根据热平衡方法，计算凝汽器最大排汽量：
(1)
式中：Qc为低压缸排汽流量，t/h；Qx为循环水流量，17 640 t/h；i1为循环水进水焓(0.17 MPa、20 ℃时，焓值为84.02 kJ/kg)；i2为循环水退水焓(0.17 MPa、49.4 ℃，焓值为206.88 kJ/kg)；ic1为低压缸排汽焓(12 kPa对应饱和温度，焓值2 591 kJ/kg)；ic2为凝结水焓(12 kPa、49.4 ℃时，焓值为206.7
kJ/kg)。

将式(1)代入数据，计算单循环水泵运行对应的低压缸最大排汽量：Qc=908.97
t/h
机组THA工况的低压缸排汽量为554 t/h，其他几个典型工况下的低压缸排汽量
均小于THA工况的排汽量。

单泵循环水的冷却能力大于低压缸排汽量，单台机组在任何工况下均可以使用单台循环水泵运行。

当2台机组使用单台循环水泵冷却时，平均每台机组可以安全承受Qc/2的排汽量，
约为454.5 t/h。

机组在纯凝汽工况下，通过差值运算，可以计算单台机组带最大负荷率为80.9%。

单台机组最高可以带300×80.9%=242.7 MW电负荷；机组在供热工况时，按照454.5 t/h的安全排汽量，查询图1可以得到机组最大安全运行负荷为308 MW。

3 2台循环水泵切换时的机组安全性
单台循环水泵运行工况发生跳闸后，另一台循环水泵联锁启动。

单台循环水泵单独稳定运行流量约17 640 t/h，运行循环水泵跳闸，备用泵联锁启动过程中，循环
水流量迅速减少，之后备用泵启动后流量逐渐恢复。

经试验，300 MW机组在循
环水泵联锁跳闸到循环水流量恢复至17 640 t/h约需要25 s，其中循环水倒流时间约10 s，平均倒流流量为5 500 t/h。

为了考验机组安全性，按照最恶劣工况进行计算，循环水平均倒流流量为5 500
t/h，低压缸排汽压力取汽轮机跳闸值(20 kPa)，排汽温度为相应压力下的饱和温
度60 ℃；循环水倒流进入凝汽器温度为35.6 ℃，离开凝汽器的最高温度为20 kPa对应的饱和温度。

利用前述的凝汽器热量平衡计算，可以计算出这种工况下的机组最大排汽量，在小于这个排汽量的情况下，可以认为循环水泵联动是安全的。

循环水泵切换过程中：Qx=5 500 t/h；i2=251.174 kcal/kg(水塔竖井静压0.12 MPa、60 ℃)；i1=149 kcal/kg(0.12 MPa、35.6 ℃)；ic1=2 609.86 kcal/kg(20 kPa时的饱和蒸汽焓)，ic2=149 kcal/kg(20 kPa、35.6 ℃)，代入式(1)可以计算出：Qc=228 t/h。

针对供热工况，结合图1，查得228 t/h排汽流量对应的最大电负荷为245 MW。

由计算数据可知，机组在单台循环水泵切换时，可以保证最大负荷245 MW时机组安全运行。

综上可知，300 MW机组在纯凝汽工况和抽汽工况下，均可以安全稳定的运行在240 MW以下。

4 2台机组运行单台循环水泵试验
在某电厂进行2台机组运行1台循环水泵的带负荷试验。

试验前，2台机组在分
别进行了2台循环水泵的启停和切换试验，最终维持每台机组单台循环水泵运行。

2台机组负荷均为200 MW，共带660 GJ/h的供热流量，机组凝汽器进口循环水温度约10 ℃，出口循环水温度16.9 ℃,凝结水温度21.83 ℃，2台机组运行情况
基本一致。

试验开始，直接停运1台机组循环水泵。

停泵瞬间，该机组凝汽器出口循环水温
度快速上升，约1 min后稳定，机组运行正常；另外1台机组运行情况较稳定，
工况变化较平缓，约2 min后，2台机组运行工况基本稳定，机组的真空几乎没
有变化，凝结水温度由试验前的21.83 ℃上升到试验后的26.89 ℃。

机组工况稳
定后，2台机组同时将电负荷增加到230 MW，2台机组运行情况稳定，各项指标正常。

机组切换到单台循环水泵运行后，每台机组的循环水流量减小，循环水温升由原来的9 ℃左右上升到17 ℃左右，机组真空没有变化，而凝结水温度相应上升了5 ℃，凝结水过冷度减小，机组冷端损失也大幅度减小，这对机组的经济运行是有利的。

5 双机组单台循环水泵运行的节能潜力
据往年统计，城市冬季供热时间一般为4个月，平均负荷率约75%。

按照每台循
环水泵额定功率1 200 kW，单台循环水泵运行时间3个月计算，相对于单机组运行2台循环水泵，每台机组的直接节能达到259.2 万kWh，按照机组厂用电价格0.30元/kWh计算，可以节约的资金为77.76万元。

如果2台机组仅运行单台循
环水泵，这将较正常运行方式节约3台循环水泵的耗电量，其直接费用将达到
233万元,其节能潜力非常可观。

6 结束语
经过供热机组冬季运行工况采用双机单泵的运行方式的半定量计算和现场实践，当
机组电负荷小于240 MW工况时，2台机组运行单台循环水泵可以保证机组的稳定运行，并且在循环水泵事故切换过程中不会造成2台机组跳闸的危险工况。

此种运行方式节能潜力巨大，双机组单循环泵运行方式每年可以节约至少77.76万元直接费用，如采用双机组单循环泵运行方式，最大的节能潜力可以达到233万元。

通过双机组单循环泵的运行方式研究和实践，为北方冬季供热机组的节能降耗工作提供了理论和实践经验。