老电厂循环水系统改造方法摘要：随着电力市场容量的扩大发展，一批老电厂由于发电机机组容量小运行成本的高，投产时间长且对环境污染严重，已渐入超龄退役状态。国家制定的淘汰小型凝汽式机组、限制小型供热机组运行的政策，促使老电厂不得不扩大电厂生产建设规模，扩建容量大技术先进的机组，最终使老电厂循环水系统改造迫在眉睫，市场前景可期。关键词：水泵高效范围1.概述20世纪70年代末80年代初国家花费巨资投资建设了一批50MW以下火力发电厂，在当时的技术经济条件下这些电厂发挥了骨干电源点的作用。随着科学技术的进步与发展，大量200MW、300MW、600MW、900MW机组燃煤、燃油、燃气电站相继投产，更大规模的水利工程与核电站份份上马，那些昔日建成的火力发电厂无任在技术、经济与市场份额方面失去了竟争的优势，为了企业的生存和发展，这些小火力发电厂不得不扩大电厂生产建设规模，纷纷拆除小机组改建大容量机组，迫使电厂原有循环水系统不断进行更新改造。湖北长源江津热电厂就是一家运行30多年的老厂，经过多次扩建改造后,拥有3XC12+1XB25+2xC50机组，汽轮发电机多容量小、循环水系统复杂。夏季所需循环冷却水量越来越大,然而江边取水能力却未得到改善，供水量严重影响凝汽器冷却效果与汽轮机发电量。迫切需要对老电厂循环水系统进行改造，包括取水构筑物、取水设备、供水系统等一系列设施进行合理的更新、重建。研究经济、合理的改造办法是本文即将讨论的重点。2.电厂水源长源江津热电厂位于湖北省沙市市长江边的外滩上临长江而建，距离城市中心约5公里，80年代曾经因为电厂管理好、厂区绿化率高被电力系统命名为花园式电厂。长江河道在厂址附近形成了较大的水流微弯段，电厂在微弯段的凹岸，而且取水口位置处河岸岸坡大于30度靠近主水流，长江主流水量丰沛水源变幅较大，长江高、低水位相差15米左右。长江最高洪水位（频率P=1%）42.972米(黄海高程)设计枯水位（频率P=97%）为28.652米(黄海高程)电厂采用浮船取水方式取长江水源，取水泵布置在趸船的甲板上，在河岸边建有井字形混凝土支架，水泵出水管与岸上固定循环水管采用钢桁架摇臂联络管胶管式活动连接。为了保证供水系统的可靠性和安全性，在取水河岸的岸坡的一定范围内进行抛石护岸处理。电厂目前运行1#、2#两条钢制趸船，其中1#趸船上装有4台24SH-18A循环水泵，2#趸船上装有2台24SH-18A和两台32SH-19A总计8台循环水泵。3.囤船取水现状湖北长源江津热电厂现在拥有三类小型凝汽式机组、背压机组、抽凝式机组，因为汽轮发电机容量小、机组多、机组运行方式不同导致电厂供水系统相当复杂。电厂投产运行至今一直采用直流供水系统，随着机组容量与数量增加电厂夏季所需循环冷却水量越来越大，然而江边取水能力却未得到改善，供水量严重不足。电厂运行机组的循环冷却水量计算见上表。按照2×C12+1×B25+2×C50五台机组夏季纯凝工况运行，供水系统计算的循环水量为27437m3/h；按照1×B25+2×C50三台机组夏季纯凝工况运行，供水系统计算的循环水量为21067m3/h（2×C12机组报废、停止运行）。目前电厂运行1#、2#两条钢制趸船，1#趸船安装4台24SH-18AQ=3000m3/hH=23m水泵，2#趸船分别安装2台24SH-18A与2台32SH-19（Q=5000m3/hH=26m）水泵。24SH-18A水泵出水管管径为DN600，32SH-19水泵出水管管径为DN900。其中6根DN600联络管与岸上2根DN1000循环水供水母管连接，2根DN900联络管与岸上DN1400的循环水供水管连接，DN1000与DN1400的供水母管之间设置联络管连通。目前根据电厂运行人员反映，囤船取水量严重不足，发电机不能满发的。供水不足与发电量之间的矛盾夏季显得尤为突出。那么是什么原因造成供水量不足呢？我们还是从系统上分析。原因一:水泵出水管与岸上母管之间的联络管直径偏小，出水管道流速太大，超出了水泵运行合理的流速范围，管道水头损失较大，能源浪费较多。水泵出水管管径为DN600：管道流量Q=3000m3/h时水泵出水管流速为2.95m/s，管道流量Q=5000m3/h时水泵出水管流速高达4.91m/s。水泵出水管管径为DN900：管道流量Q=3000m3/h时水泵出水管流速为1.31m/s；管道流量Q=5000m3/h时水泵出水管流速为2.20m/s。按照水工技术规定，管道流速在1.2m/s-2.5m/s属于平均经济流速的正常范围，超出这个流速范围势必引起水头损失增加、水泵扬程增大，电动机功率增大，直接浪费电力能源。原因二:取水泵并联数量多、水泵供水量达不到设计流量。对于一定的长江水位，由于主厂房内汽轮机的标高不变，所有并联水泵扬程是相同的，此时