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下表

循环用水量表 水量单位为T/H

序号	汽机型号	凝汽量	凝汽器用水量		空气 冷却器	油 冷却器	工业 用水	总计用水量
			夏季	冬季				夏季	冬季
#3	31-12-2	46	2760	2070	200/75	225/40		3185	2185
#5	31-12-2	46	2760	2070	200/75	225/40		3185	2185
#7	B25-90/10				370	238	1207	1815	1815
#8	C50-90/13	150	9000	6750	120	306	200	9626	7376
#9	C50-90/13	150	9000	6750	120	306	200	9626	7376
合计		346	20760	15570	810/685	1075/890	1607	27437	20937

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21067 m³/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-18A Q=3000 m³/h H=23m水泵，2#趸船分别安装2台24SH-18A与2台32SH-19（Q=5000m³/h H=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=3000 m³/h时水泵出水管流速为2.95m/s，管道流量Q=5000 m³/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=3000 m³/h时水泵出水管流速为1.31m/s；管道流量Q=5000 m³/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1.2 m/s -2.5 m/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，此时凝汽器水头损失与循环水管道损失对各水泵是相同。但是同型号水泵并联运行，水泵总出水量不会按照单台水泵出水量百分之百的数量叠加。例如：二台同型号水泵并联运行, 水泵实际出水总流量为190 %单台水泵流量，三台同型号水泵并联运行，水泵实际出水总流量为251%单台水泵流量，泵实际出水总流量存在一定的折减系数。由于电厂水泵并联台数太多，水泵实际出水量的折减数很大，以至水泵实际出水能力不足，造成供水量达不到供水系统的设计流量。

原因三: 取水泵型号不一，水泵流量、扬程变化步调不一致，存在明显地阻滞作用。按照水泵性能曲线图，在水泵高效运行范围内，长江水位越低，水泵扬程越高水泵出水流量越小；长江水位越高，水泵扬程越小水泵出水流量越大。随着长江水位涨落改变（夏季洪水位高、冬季枯水位低），水泵扬程、流量改变，符合凝汽器冷却水季节变化要求。但是二种异型并联水泵在相同的扬程下，水泵运行会移出各自的“水泵高效范围”, 其工况变化步调是不一致的。大流量、高流速水泵对小流量、低流速水泵出水会造成明显地阻滞作用，运行工况会发生改变,水泵实际出水量达不到水泵额定出水量, 水泵的有用功功率降低，水泵运行效率降低，从而影响总循环水量及发电机出力；

因此，在满足凝汽器机组冷却用水量前提下，循环水取水系统改造重点侧重于统一水泵型号、减少水泵运行台数；扩大水泵出口与岸上供水母管之间联络管，降低管道流速，减少管道水头损失，降低水泵运行扬程，增加水泵供水能力，减少水泵的无用功率，节约能量。

4电厂循环水系统改造方法
基于对电厂现行的供水系统的缺陷分析，2002年我们提出了电厂循环水系统的几种改造方案，从技术经济的角度来提高系统的供水量，降低电厂的能耗。
4.1方法一：统一水泵的型号、增加出水管的管道直径
新建一艘3#囤船，在船上安装三台水泵32SH-19A ，趸船与岸边固定管道支架通过三根DN900的联络管连接，1#囤船4台24SH-18A循环水泵停止运行。取水系统改造后，电厂取水以2#、3#趸船为主，按照6台水泵运行设计(5台32SH-19A与1台24SH-18A)，夏、冬季水泵运行均以32SH-19A为主，只有在运行水泵事故或检修时24SH-18A作为备用泵投入。
5取水泵台32SH-19A分成二路同型号水泵并联运行。一路管道为二台水泵与岸上DN1000循环水母管相连,水泵实际出流量为190 %单台水泵流量,另一路管道为三台水泵与DN1400循环水母管相连, 三台水泵并联实际总流量为251%单台水泵流量, 二路循环水管道实际出流量为441 %单台水泵流量。
按照32SH-19A水泵性能曲线图，当水泵扬程为H=26.0m时Q=5000 m3/h；当水泵扬程为H=23.7m时Q=5400 m3/h, 当扬程H=20.0m时Q=6000 m3/h,在夏季凝汽器循环用水最大时，水泵的扬程基本运行在20米左右，循环水泵出流量基本稳定在5500m3/h-6000m3/h范围,按照相同扬程水泵流量叠加原理，循环水泵理论上供水能力将达到27000 m3/h，水泵供水能力可以满足电厂供水要求。
32SH-19A 水泵配用电动机功率为450KW，24SH-18A水泵配用功率为250KW，工程改造后5台32SH-19A工作泵和1台24SH-18A备用水泵配用电动机总用电负荷2250KW；目前2台32SH-19A和6台24SH-18A水泵运行电动机的总负荷为2400KW，工程改造后不需要增加6000Kv低压厂变。
本方案极大地改善了水泵供水能力和水泵之间相互备用条件，减少了水泵运行台数以及水泵、阀门之间切换次数，降低了循环水泵的厂用电负荷，避免了对现有1#、2#趸船船体、出水联络管改造尤其是岸边管道支架加固改造，对电厂运行不会造成很大影响。
2#趸船由运行2台32SH-19A、2台24SH-18A工作泵，改变为2台32SH-19A工作泵与1台24SH-18A备用水泵，减少了1台24SH-18A水泵运行，降低了船体自重与船体振动，改善了船体安全运行条件。
但是电厂必须新购买一条囤船，安装三条出水联络管、三组钢桁架与三个江边管道支架。而且江边管道支架必须作桩基处理，承台桩必须深入河床底持力层，囤船取水范围需做抛石护岸处理。
4.1方法二：供水系统按照水泵型号分开设置
2#取水趸船安装4台32SH-19A水泵，趸船与岸边固定管道支架通过四根DN900联络管连接，1#囤船4台24SH-18A循环水泵不变。
1#、2#趸船8台水泵分成二路同型号并联运行。一路管道为四台24SH-18A水泵与岸上DN1000循环水母管相连，另一路管道系统为四台32SH-19A水泵与DN1400循环水母管相连。按照水泵性能曲线当水泵H=26.0m时32SH-19A Q=5000 m3/h、24SH-18A Q =2500 m3/h；当H=23.7m时32SH-19A Q=5470 m3/h、24SH-18A Q =2950 m3/h；当H=20.0m时32SH-19A Q=6000 m3/h、24SH-18A Q =3100m3/h。由于水泵型号不一，按照水泵并联运行相同扬程下水泵流量叠加原理，水泵实际出流量为284 %单台水泵流量，在夏季循环用水量最大时，水泵扬程基本运行在20米左右，总循环水流量稳定在23912m3/h-25844m3/h范围内，可以满足电厂2C50 B25 C12四台机组运行要求。1#、2#趸船由2台32SH-19A、6台24SH-18A工作泵改变为4台32SH-19A、4台24SH-18A工作泵，改善了水泵供水能力和水泵相互备用条件。
32SH-19A、24SH-18A水泵配用电动机功率分别为450KW、250KW，循环水泵改造后4台32SH-19A和4台24SH-18A运行电动机的总用电负荷2800KW；比目前2台32SH-19A和6台24SH-18A水泵运行电动机总负荷2400KW需要增加6000Kv低压厂变400KW。
由于2#趸船船体上已承载了二台32SH-19A与二台24SH-18A水泵，要在船体上布置四台32sh-19A水泵，船体自重由32.62吨变为40.92吨,所以船体尺寸由原来29.4mX8.0mX1.8m扩大为31.2mx 8.5mx1.8m，改善船体安全运行条件。需要购买一条新船。只是2#原有水泵DN600出水管联络管必须全部改造为DN900联络管，四条出水联络管布置二组钢桁架上，保持原有钢桁架与江边管道支架，现有2米钢桁架因为钢管自重和水重增加需要加固，江边钢筋混凝土支架也需要加固处理。改造联络管与江边管道支架对电厂生产运行会造成影响。
5技术经济比较：
方案一：电厂取水以2#、3#趸船为主（新建3#趸船，1#囤船停止运行），将极大地改善了水泵供水能力和水泵备用条件，减少水泵运行台数、水泵、阀门切换次数以及厂用电负荷，同时避免了现有1#、2#趸船船体、出水联络管、岸边管道支架改造，对电厂运行不会造成太大的影响。3#囤船船体、水泵、阀门、出水联络管、岸边管道支架安装完毕后在岸上与DN1400循环水管对接, 从技术方面看可行,经济方面：设备与安装费用为273万(见预算表)。
方案二：将2#趸船更换成新囤船，以1#、2#趸船取水运行为主，水泵供水能力和水泵备用条件有一定改善，但是增加了厂用电负荷，现有2#趸船船体、出水联络管尤其是岸边管道支架加固改造，对电厂运行造成很大影响。与方案一相比影响时间长,难度大。技术方面可行,经济方面：设备与安装费用为322.67万 (见预算表) 。
综合技术经济分析比较方案一比方案二有优越性。
6．结论：
老电厂供水系统的改造必须结合工程的具体情况进行分析，按照供水安全可靠的原则保证电厂运行，同时节能降耗，提高水泵的工作效率。对于处于转型期的老电厂，循环水系统的改造不可避免，设计行业前景可期。
[1] 参考文献《给水排水设计手册》《火力发电厂水工设计技术规定》