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无节流损失的给水流量调节
[ 2011/1/11 9:30:00 | By: pf-pump ]
 

    理论上,单台泵容量越小,并联泵台数越多,100%负荷范围内的并联特性曲线越平坦。但并联泵台数过多,单台设备的容量系数将起作用,在此情况下,多台定速给水泵配置总投资将会增加。目前在役、在建或供应商对新工程建议的采用定速给水调节方案的压水堆核电站电动泵配置方案有5台25%,4台33.3%。

    此外,多泵并联运行还降低了单泵跳闸对蒸汽发生器水位调节带来的冲击,减少了蒸汽发生器因低—低水位跳闸停堆的风险,增加了反应堆运行的安全性。

    以上分析表明,如果选型得当,压水堆核电站采用多台电动定速给水泵并联运行的配置方式,可以基本实现无节流损失的给水流量调节,省掉了调速机构,提高了运行的可靠性,避免了大约8%的液力耦合器能量损失或大约3%的变频系统的能量损失,因此对压水堆核电机组可以说是一种比较理想和比较经济的给水泵配置方案。

  投资

    由于定速给水泵没有电动调速给水泵液力耦合器或变频器一类的设备,所以可进一步降低设备费。以岭澳核电站一期百万千瓦级核电机组为例,取消液力联轴器大约可降低电动给水泵10%的费用。

   维修经济性分析

    若采用定速电动给水泵配置方案,系统更加简单,布置上更加灵活,维修费用可进一步降低。

   国产化

    按照目前国内核电设备制造厂的经验和现状,百万千瓦级核电机组给水泵组中的小汽轮机、给水泵、液力耦合器、10MW容量级电动机、大容量变频装置在国内采购还有一定难度。若采用多台定速电动给水泵的配置方案,给水泵和驱动电机的生产均在国内发电设备制造厂的能力范围,因此可轻易实现核电站主给水泵设备的国产化,进一步降低设备投资费用。

    综上所述,按照压水堆核电站安全运行的特点,从投资、运行和维修角度分析表明,压水堆核电站主给水泵配置方案的选择顺序依次应为:多台电动定速给水泵、变频调速电动给水泵(3台50%)、带液力耦合器的电动调速给水泵(3台50%)、汽动调速给水泵。考虑到变频调速电动给水泵配置方式还从未在大型核电站应用过,因此今后一段时间我国压水堆核电站主给水调节系统应选择多台电动定速给水泵配置方案或带液力耦合器的电动调速给水泵(3台50%)配置方案为宜。   早期大容量全速汽轮机由于受到末级长叶片长度以及轴系长度的限制,分流一部分低压蒸汽用于给水泵小汽轮机,在某种程度上可以缓解主机排汽面积不足的压力,降低排汽余速损失。加之早期液力耦合器制造技术不成熟等因素,200MW以上容量常规火电机组一般采用汽动调速给水泵配置,尤其在北方冷却水温较低的地区,主汽轮机低压缸排汽容积流量相对较大,采用汽动给水泵配置的作用更加明显。大亚湾和岭澳一期4台百万千瓦级核电机组之所以选择两汽加一电的给水泵配置方式,一个主要原因是受到当时发电机容量的限制。随着发电设备制造业的技术进步,这些因素已不是主要问题,尤其对大容量半速汽轮发电机机组,叶片长度或排汽面积已不构成必须选择汽动给水泵配置方案的主要因素。
投资经济性分析

    在给水泵本身基础上,电动给水泵投资费用增加项主要有电动机、液力耦合器(包括齿轮增速机构)或变频系统、电机润滑系统、开关柜与电缆等。汽动给水泵投资费用增加项主要有小汽轮机及相关阀门、抽汽管道、调节润滑油系统、前置泵减速机构、小汽轮机汽封系统、疏水放汽系统以及小汽轮机排汽管道等。

    经对岭澳核电站一期百万千瓦级核电机组汽动调速给水泵与带液力耦合器的电动调速给水泵系统的设备材料价格分项进行累计分析,发现汽动调速给水泵投资费用高出电动调速给水泵投资费用70%。如果倏悸腔槠眉捌湎喙叵低痴嫉孛婊笤际堑缍玫?倍、占用空间高度至少是电动给水泵的3倍的因素,那么汽动调速给水泵投资费用比电动调速给水泵投资费用可能高出100%以上。

    笔者虽没有获得有关变频系统的成本信息,但根据有关报道,在美国即使考虑变频系统的费用,汽动调速给水泵投资费用一般比电动调速给水泵投资费用高100%以上。这足以证明汽动给水泵与电动给水泵相比投资经济性低得多。

 维修经济性分析

    仍以岭澳核电站一期百万千瓦级核电机组为例,电动给水泵除泵本身外,主要设备是电动机以及液力耦合器,另加一个非常简单的润滑油冷却系统(无固定式润滑油净化系统)。而汽动给水泵除泵本身设备外,还有小汽轮机、前置泵减速机构、润滑油系统、小汽轮机疏水放汽系统、小机汽封系统、甚至还有盘车系统(后取消),就像一个小型电站。尤其是疏水系统和润滑油冷却过滤系统具有相当规模,并配备了相应的旋转设备,与主汽轮机相比麻雀虽小五脏俱全,与电动给水泵相比无疑大大增加了维修工作量、备件备品以及消耗品的数量。另外小汽轮机还需定期(大约4年一次)开缸检查通流部分状态。据报道,欧美变速电机驱动机构的年维修费用仅为同容量蒸汽轮机或燃气轮机年维修成本的25%左右。

  电动调速给水泵与电动定速给水泵

   运行经济性分析


    另外,在低流量下给水泵远离最佳工作点,ZXL自吸泵给水泵效率将大大降低。也就是说,对大型火电机组,采用定速给水调节方式的运行不经济已是无可争议的事实。但是,对核电机组来说情况则不尽然。由于上文所述压水堆核电站主蒸汽参数的特殊要求,给水调节阀前压力一般随负荷变化不大。这样,只要能使给水泵特性曲线在负荷范围内保持平坦,就可在基本不节流的情况下实现定速给水泵的流量调节。

    上述目标可以通过多台低容量给水泵并联运行来实现。根据水泵运行理论,多台给水泵并联运行时,只要在压力相同的条件下将并联运行的各泵流量相加即可绘制出多泵运行特性曲线。图7中的P3线为2台等容量定速给水泵并列后的运行特性曲线。从中可以看出多泵并联运行后的特性曲线变得较为平坦。如果采用4~5台低容量给水泵并联运行(田湾核电站给水泵配置方式),该曲线会更趋于平坦。由于每台给水泵容量较小,可按照机组不同负荷的需要依次投入,因此每台泵都能在其最佳效率点运行,也就是说,在一定负荷范围内各泵都能处于最佳效率点。

    对于1台100%容量甚至2台50%容量定速给水泵配置方式,实现上述目标是很困难的,其主要原因有:

    (1)单泵或双泵配置易造成给水泵低负荷下因特性曲线过于平坦引起的给水系统流动不稳定性,严重时会引起管道流致振动。岭澳核电站一期在调试期间曾遇到过此类问题,后经给水泵最小流量再循环系统加倍扩容(由约36%提高到约72%)改造才得以解决。

    (2)在机组部分负荷下,单泵或双泵配置容易使给水泵在部分负荷运行,进而使给水泵运行效率降低。  
小编推荐泵制造厂家:0 2 l - 2 9 0 l 5 9 5 9   l 3 5 2 4 l l 7 9 3 4意中人和,海纳百川-上海意海,耐腐蚀泵制造专家  通过分析压水堆核电站二回路热工参数控制要求以及电动定速给水泵、电动调速给水泵和汽动调速给水泵的运行特性,从建造、维修、运行经济性的观点出发,探讨压水堆核电站主给水系统调节方式与给水泵选择方案,并提出了的压水堆核电站选择主给水泵配置方案优先次序的建议。
    我国大陆在役和在建的核电站有6座,11台机组,总装机容量8700MW。在其中的5座压水堆核电站中,主给水泵型式和配置各异。大亚湾与岭澳核电站采用2台50%(指额定给水流量,下同)汽动泵加1台50%备用电动调速 ZXL 泵,秦山一期采用3台50%电动定速泵,秦山二期采用3台50%电动调速泵,田湾核电站采用5台25%电动定速泵。国外压水堆核电站主给水泵选型配置方式也不尽相同,各国有各国的风格和习惯,但趋势越来越倾向于电动给水泵。尽管不同型式和不同配置的主给水泵系统都能满足核电站的安全与功能要求,但作为核电站常规岛最重要的辅机系统,其投资和运行维修的经济性是大不相同的。中国的核电发展在面临着前所未有机遇(2020年装机容量要达到36~40GW)的同时,也面临着实现国家要求的自主设计、自主制造、自主建设、自主运营以及降低工程造价和上网电价、参与市场竞争的巨大挑战。因此,按照压水堆核电站主给水系统运行要求分析不同类型给水泵运行特性,确定压水堆核电站主给水泵最佳型式和配置方案,对实现我国压水堆核电站自主设计、降低核电站的造价是非常必要的。

  主给水系统调节方式

    压水堆核电站主给水系统的主要功能是将温度、压力和水质合格的给水送到蒸汽发生器,并利用给水系统调节功能将蒸汽发生器水位维持在给定范围,它是保证核岛安全运行和汽水品质的重要热工系统。与常规电站一样,压水堆核电站主给水调节系统也有两类,即定速给水泵给水调节系统和调速给水泵给水调节系统,两种给水调节系统在较高负荷下(大于15%~20%)采用三冲量调节控制的原则。在低负荷下由于蒸汽参数低,负荷变化小,蒸汽发生器假水位现象不太严重,维持给定水位的要求不太高,加之蒸汽流量和给水流量小而很难准确测量等原因,所以低负荷下给水采用单冲量旁路调节控制方法。

 定速给水泵给水调节系统

    定速给水泵给水调节系统是最简单的一种给水调节控制方式。 立式自吸离心泵其实质是给水泵特性曲线保持不变,通过调整给水阀门开度方式来改变给水管路流动阻力损失,即改变给水管路特性曲线来改变给水泵工作点。给水调节阀关小,管路阻力特性曲线由R1改变到R2,给水泵工作点由1改变到2,使给水流量从Q1减小到Q2,实现调节给水流量和蒸汽发生器水位的目的。

    压水堆核电站则不然,其一回路受压水温度(可看作常规锅炉的炉膛温度)低,二回路蒸汽始终处于非过热状态,一、二回路间传热温差小,对数平均温差大约只有50℃多,且布置在空间有限的水泥安全壳内。为满足核安全的严格要求,热工设计的自由度非常有限。在热停堆状态下,反应堆输出功率接近零,反应堆一、二回路间基本没有温差,反应堆芯进出口也没有温差,即一回路平均温度与二回路蒸汽温度基本相同。当二回路负荷增加,为保证蒸汽发生器换热面热传导正常进行,一回路平均温度必须提高或二回路蒸汽压力必须降低。如果二回路蒸汽压力(温度)保持不变,一回路平均温度必须保持足够大,以便保证一、二回路间合适的对数平均温差。

    然而,一回路平均温度的过度增大,会给整个核岛安全设计带来一系列问题。首先,一回路平均温度提高后,稳压器的容积必须增大。稳压器容积的增大将直接导致一回路水装量的增加,即一回路大破口事故下一回路冷却剂总汽化潜热的增加。为保证一回路大破口事故下压水堆核电站的高度安全,其安全壳容积必须相应增大,这在技术和经济上是不可行的。

    为避免以上问题,目前在成熟的压水堆设计中对一回路平均温度变化幅度都作出了限制(M310型反应堆平均温度变化范围不大于20℃)。这样,在保证核安全要求的前提下,为维持一、二回路间的正常热功率传递,二回路蒸汽压力或温度必须按要求随负荷的增加而降低(图5的B-C线或B-G-C线),此时给水泵出口压力维持基本恒定。 

  各种给水泵配置方式的经济性分析

 电动调速给水泵与汽动调速给水泵

    容量相同时,电动调速给水泵与汽动调速给水泵主要区别在于原动机形式不同,能源输入方式不同以及调速方式不同。假定在调速范围方面两种给水泵都能满足给水调节要求,那么两种调速方式的给水泵经济性差异主要表现在投资、运行和维修方面。

 运行经济性分析

    假定能量传输的起点为向小汽轮机供汽的主汽轮机抽汽点(见图6)。那么汽动调速给水泵能源传输转换环节有从抽汽点到小汽轮机进汽口的抽汽管道、小汽轮机通流部分热—机转换过程和前置泵减速机构。电动调速给水泵能源传输转换环节主要有主机抽汽点之后通流部分热—机转换过程、发电机机—电转换过程、厂用变压器、开关电缆、电动机电—机转换过程、液力耦合器及其增速机构或电动机变频系统。由于小汽轮机供汽管道和开关电缆损失相对较小,此处不计入分析对比因素之列。

  变速给水泵给水调节系统

    变速给水泵给水调节系统是在给水管道阻力特性曲线给定(或基本恒定)的情况下通过改变给水泵转速来改变给水泵特性曲线,实现调节给水流量、控制蒸汽发生器水位的目的。给水泵转速调节机构将给水泵组转速从n1调整到n2,给水泵特性曲线将从Q–H1改变到Q–H2,在给定给水管路阻力特性曲线(此处为恒定值)的情况下,

    变速给水泵原动机主要有小汽轮机和电动机两种方式。

    汽动给水泵由小汽轮机驱动,小汽轮机接受给水调节系统流量或转速需求信号,并通过小汽轮机进汽流量调节机构调节给水泵转速。正常运行情况下小汽轮机进汽来自主汽轮机抽汽,低负荷工况下来自反应堆新蒸汽。当主汽轮机负荷增加时,供小汽轮机的抽汽压力也相应提高,在调门开度变化不大的情况下汽动泵出力会自动增加,因此汽动给水泵给水流量控制有一定的自衡能力。

    电动调速给水泵通过装在电机和给水泵之间的液力耦合器调节给水泵转速。液力耦合器接受给水调节系统流量或转速需求信号,并通过勺管控制机构改变液力耦合器充油量来调节给水泵转速。由于液力耦合器只能减速,因此在耦合器之前需要用齿轮增速器将转速事先提高到上限值。

    上世纪80年代以来,先进的工业国家特别是美国已逐步将变频调速电机用于大型电站变速给水泵(给水泵功率在4~20MW),但我国在此方面仍处于起步阶段。
  压水堆核电站蒸汽发生器压力控制要求

    常规电站锅炉受热面传热温差高达数百度,锅炉设计不受太严格的体积限制,更没有核安全的特殊要求,热工设计自由度大,因此可以按定压(主蒸汽压力基本维持不便)运行方式设计,也可按滑压(主蒸汽压力随着负荷的增大而提高)

 来自:水网中国 www.watering.cn   

 
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