彭城电厂凝结水调节阀的工作压差与安装位置浅析

发布时间：2011-06-16 点击数：2245

众所周知，火电机组设计时凝结水系统均选用定速凝结水泵。当机组负荷减少（或增加）时，凝结水泵的扬程随之增加（或减少），而凝结水从热井至除氧器的流动阻力与滑压运行的除氧器压力随之减少（或增加），增减方向相反，凝结水系统有“多余”的压差，需要在凝结水管道上设调节阀以消耗此压差。

我国早期设计的火电机组，按前苏联模式将调节阀设在靠近除氧器的凝结水管道上，在学习EBASCO设计技术之后，调节阀改设在凝结水再循环接口（汽机轴封蒸汽冷凝器后）与汽机末段抽汽加热器之间的凝结水管道上。这样，机组运行时低压加热器水侧压力低，可延长低压加热器的使用寿命，并降低汽机进水的可能性。

那么，凝结水调节阀的工作压差有多大，安装在何处更合理，下面以徐州彭城电厂为例来探讨之。

一、徐州彭城电厂简介

徐州彭城电厂为300MW引进型机组，汽轮机为上海汽轮机厂制造。凝结水由凝汽器的热井依次流经两台互为备用的凝结水泵、凝结水精处理装置、汽机轴封蒸汽冷凝器、凝结水再循环接口、凝结水调节阀、四台低压加热器至除氧器。

凝结水泵为上海KSB公司制造，型号为NLT350-400×6，经济工况的流量为780t/h，扬程为294mH₂O。所配电动机为6kV，1000kW，转速1480r/min。

热井至凝结水泵的管道为φ630×7mm的电焊钢管，凝结水泵至除氧器的管道为φ325×8mm的无缝钢管。

二、调节阀的工作压差

计算凝结水调节阀的工作压差时所用的主要数据及结果见表3-1。在表3-1中，加热器等设备的局部阻力系数由厂家提供的压降及TMCR工况所对应的凝结水量求得，管道附件的局部阻力系数按前苏联的推荐值选取，其中φ630×7mm的凝结水泵进水管道的局部阻力系数按1个三通、1个闸阀、2个90°热压弯头及1个热井出口计取， 325×8mm的凝结水泵出水管道的局部阻力系数按10个三通、12个闸阀、2个逆止阀、2个流量孔板及60个90°热压弯头计取。此外，通常300MW引进型亚临界机组投运精处理装置的时间相当短，故除表3-1中TMCR工况第一列的精处理装置压降取0.35MPa（取工作压降O.035-0.35MPa的上限值）外，其他各列的精处理装置压降只按一个闸阀的压降计取。

表3-1 300MW引进型机组凝结水调节阀的工作压差

项目	计算公式或数据来源	单位	工况
1.基本数据			TMCR	TMCR	89%负荷	80%负荷	75%负荷	50%负荷	18%负荷
发电功率	查汽机热平衡图	MW	320	320	267	240	225	150	54
流量	查汽机热平衡图	t/h	736.6	736.6	607.5	548.2	515.2	361.4	169.9
凝结水密度	查表	kg/m³	994.7
2.凝结水泵入口段压降；
管道内径		mm	616
滤网压降	按0.5mH2O估算	MPa	0.0049
局部阻力系数			3.93
流程直管长度		m	19
管道摩擦系数			0.0218	0.0218	0.0222	0.0228	0.023	0.0232	0.0294
沿程阻力系数			0.6724	0.6724	0.6847	0.7032	0.7094	0.7156	0.9068
总阻力系数			4.6024	4.6024	4.6147	4.6332	4.6394	4.6456	4.8368
管道压降		MPa	0.006	0.006	0.0056	0.0055	0.0054	0.0051	0.0049
3.凝结水泵出口段压降；
管道内径		mm	309
除氧器喷头压降（估取）	按0.2MPa估取		53.445
局部阻力系数			67.44
流程直管长度		m	300
管道摩擦系数	查表		0.0188	0.0188	0.019	0.0192	0.0194	0.02	0.022
沿程阻力系数			18.252	18.252	18.447	18.641	18.835	19.417	21.359
总阻力系数			139.14	139.14	139.33	139.53	139.72	140.3	142.24
管道压降		MPa	0.5207	0.5207	0.3547	0.2892	0.2558	0.1264	0.0283
4.设备压降
四台低加	由0.342MPa折算		91.391	91.391
轴加	按0.058MPa估算		15.499	15.499
精处理			33.989	1.22
设备阻力系数			140.88	108.11
设备总压降		MPa	0.75	0.4031	0.2752	0.2241	0.1979	0.0974	0.0215
5.热井-除氧水柱差	按30m计	MPa	0.2924	0.2924	0.2924	0.2924	0.2924	0.2924	0.2924
6.热井-除氧压差：
凝汽器压力	按0.005MPa计	MPa	0.005
除氧器压力	查汽机热平衡图	MPa	0.746	0.746	0.618	0.558	0.524	0.358	0.155
压差		MPa	0.741	0.741	0.613	0.553	0.519	0.353	0.15
7.总压差		MPa	2.3101	1.9646	1.5409	1.3642	1.2705	0.8744	0.4972
8.凝结水泵数据
流量		m3/kg	740.52	740.52	610.74	551.12	517.95	363.33	170.81
扬程	查凝结水泵曲线	m	315	315	326	330	331	338	343
		MPa	3.0706	3.0706	3.1779	3.2169	3.2266	3.2948	3.3436
9.调节阀工作压差		MPa	0.7606	1.106	1.637	1.8527	1.9561	2.4205	2.8464
占泵压升的比例		%	24.769	36.018	51.512	57.592	60.623	73.463	85.129

由表3-1可知，凝结水调节阀阀前的工作压力随着机组负荷的降低而增加，凝结水调节阀的工作压差随着机组负荷的降低而增加。300MW机组凝结水调节阀的阀前压力大约在3.0~3.3MPa（a）之间，阀后压力大约在2.3~0.5MPa（a）之间，调节阀较合理的选型数据见表3-2。为保证实际流量小于230t/h时仍有较好的调节性能，此调节阀宜选用等百分比流量特性。

表3-2 300MW机组凝结水调节阀选型数据建议值

项目	单位	最大	正常	最小
流量	t/h	760	680	230
阀前压力	MPa（a）	3.0	3.1	3.4
调节阀压差	MPa	0.67	1.3	2.8

另外可得知，300MW机组凝结水再循环调节阀的阀前压力约为3.3MPa（a），其工作压差约为3.2MPa。

三、调节阀的安装位置

由上述得知，机组降负荷运行时，凝结水调节阀的阀前压力增加，凝结水精处理装置的树脂易破碎，汽机轴封蒸汽冷凝器的水汽压差增大使管束破裂的可能性增加。若将凝结水调节阀移至凝结水泵与精处理装置之间的凝结水主管道上，可使300MW机组的凝结水精处理装置的压力与汽机轴封蒸汽冷凝器的水侧压力降低0.7~2.8MPa。这样，不仅延长树脂的使用寿命，降低运行费用，而且提高汽机轴封蒸汽冷凝器的可靠性，还能减小凝结水再循环调节阀的工作压差。因此，凝结水调节阀宜设在凝结水泵与精处理装置之间的凝结水主管道上。

凝结水调节阀移至精处理装置上游后，一旦去除氧器的凝结水量小于凝结水泵的最小流量和汽机轴封蒸汽冷凝器的最小流量之大者时，凝结水再循环调节阀就投入运行，使凝结水调节阀的最小流量等于凝结水泵的最小流量和汽机轴封蒸汽冷凝器的最小流量之大者，能降低对此阀小流量的调节要求并节省投资。这样，300MW机组凝结水的最小流量一般不低于230t/h，凝结水再循环调节阀投运时的阀前压力约为0.5MPa（a），工作压差约为0.4MPa，比常规设计约低2.8MPa，阀芯通径大，流速低，汽化的可能性小，可降低噪音并防止凝结水再循环管道振动。

四、结论

在凝结水系统配定速凝结水泵的情况下，凝结水调节阀具有阀前压力和工作压差随机组负荷降低而增加的运行特点，可将凝结水调节阀设在凝结水泵与精处理装置之间的主凝结水管道上。这样，可降低凝结水精处理装置的运行压力、汽机轴封蒸汽冷凝器的水侧压力，降低对凝结水调节阀小流量时的调节要求，降低凝结水再循环调节阀的工作压差和噪音，防止凝结水再循环管道振动，提高凝结水系统的可靠性并降低费用。

就300MW机组而言，若将凝结水调节阀设在凝结水泵与精处理装置之间的主凝结水管道上，凝结水精处理装置的压力与汽机轴封蒸汽冷凝器的水侧压力可降低0.7~2.8MPa，对应凝结水再循环调节阀投运时的阀前压力约为0.5MPa（a），工作压差约为0.4MPa，比常规设计约低2.8MPa。