最新【精品】范文参考文献专业论文#9机凝结水泵改造#9机凝结水泵改造【摘要】火电厂凝结水系统一项重要的动力设备即为凝结水泵。热电厂的凝结水泵机组从投入运行，就存在了出力不足的情况。在非供暖情况下，开一台凝结水泵，凝水调节阀及旁路门全开情况下有时还不能控制凝汽器水位，故有时要同时开两台凝泵来维持凝汽器水位。通过改造很好的解决这一问题，具有较好的改造效果。【关键词】热电厂；凝结水泵；技术；改造中图分类号：TM621文献标识码：A文章编号：2095-2104（2013）热电厂有#4、5机组2台12MW。#8、9机组2台15MW。主要以供热为主。#8、9机组为杭州中能汽轮动力有限公司制造，型号：C15―4.9/0.98。形式：单缸一级调整抽汽抽凝式机组。额定功率15MW。最大功率18MW，在抽汽量50-80t/h时为18MW。额定工况下进汽量101t/h。纯冷凝工况下进汽量67t/h。额定抽汽量50t/h，最大抽汽量80t/h。给水回热级数：3级，（一高加，一除氧器，一低加）。原机组凝结水泵为每台机组2台4N6型，一运一备。1存在问题凝结水泵的经济安全运行对整个机组的经济、安全性都有直接影响。#8、9机组原设计安装为每台机组2台4N6型凝结水泵，对应电机22kw，一运一备。#8、9机组两台凝结水泵自投产以来，存在凝泵出力不足，机组负荷在12MW及以上时经常需要同时运行两台凝泵才能满足正常运行，凝泵的轴承、机械密封等部件经常损坏等现象。机组出力不能达到额定负荷，凝泵出力不足使凝汽器水位偏高，从而影响到凝汽器的真空度，造成机组安全经济稳定运行产生极大的隐患。将长期的观察摸索发现，#9机隐患产生的主要原因是由于#9机原设计安装的两台4N6型凝结水泵，在理想状态下额定流量为48～60t/h，出口压力为0.57MPa。#9机纯凝工况，排汽压力为0.006MPa时的凝汽器进汽量就已经达到53t/h，非供暖期的真空一般较低，排汽量会更大，#9机凝水由凝泵输出后分两路进入除氧器，一路经过射汽抽气器、轴封加热器和低压加热器进入除氧器，另一路作为#0、8、9炉冷渣器的冷却水最后进入除氧器。这样凝水出水压力需要0.6MPa以上，凝泵会超负荷运行，凝汽器水位不容易控制，凝泵容易出现故障和缺陷，这样形成了影响机组运行的隐患。2改造必要性（1）同时运行两台凝结水泵。①严重影响机组负荷稳定性。如有一台凝泵出问题时，只能靠降低负荷来减少凝结水量。②机组没有备用泵，增加了检修难度，每一次凝泵检修是抢修工作，增大了检修难度及检修危险性。③凝水流量增加，导致凝水调节门开度降低，浪费能源。（2）凝器设备属于凝汽式汽轮机组的重要组成部分，其性能直接影响了汽轮机组的稳定、安全可靠运行及经济性【1】。汽轮机运行的重要指标为凝汽器的真空度，这也是反应凝汽器综合性能的考核指标之一。如果凝汽器的真空下降1%，就会导致机组热耗上升0.6%-1%，煤耗将增加大约1-2%。所以基于机组稳定性及凝汽器真空度不高问题进行技术改造，提升汽轮机组的运行经济性，才能提升热电厂的经济效益。3原因分析（1）当机组运行两台凝结水泵时，机组没有备用泵，大大降低了机组负荷的安全和稳定性。（2）凝结水泵出力不足。①凝汽器水位上升【2】。凝汽器汽测水位升高之后，会将下边一部分铜管淹没，减少冷却面积，降低传热效果升高了汽轮机排气压力，造成真空度降低。②循环水温升高。电厂的循环冷却水是开水的时候，季节因素会对其产生较大的影响，尤其是夏季，循环水温升高，会造成凝水器换热效果不理想。循环水进口温度一旦升高，就会降低吸收的热量，进而增加蒸汽冷凝温度，导致排气压力相应增高，汽机内蒸汽的焓降也会降低，最终降低凝汽器内的真空。循环水温越高，循环水带走的热量也就越少，循环水温升高5℃会降低约1%左右的凝汽器真空【3】，从而降低机组负荷。夏季时候，#9机组只有约-0.085Mpa的真空度，而机组在-0.065Mpa时会跳机。4改造措施基于原机组凝结水泵的出力不足情况，现对设备进行改进和处理。2012年9月份，将#9机两台凝泵更换为6N6型凝泵，其额定流量为60～90t/h，出口压力为0.66～0.7MPa，完全满足机组运行的要求。到目前#9机运行稳定，出力提高，凝汽器水位容易调整，真空正常，凝泵未出现故障，很大程度提高了经济效益。5改进效益通过采用以上技术、措施改进之后。（1）水泵实现了一运一备，将机组的运行稳定性极大的提升了；只开一台凝结水泵的情况下，利用凝结水阀可以对凝汽器水位进行较好的控，降低了运行人员的监盘工作量；（2）水泵不需长期满负荷运转，延长了使用寿命；（3）改造机组的真空度及负荷有了明显变化，具体数据信息如表1所示。表1实施改造技术、措施之后主要操作参数对比（11月份）经过一