侯建平 郑裕强 沈 斌 钟 庆

(中国石化上海石油化工股份有限公司热电部，上海 200540)



给水泵密封水回收异常分析及改造

侯建平 郑裕强 沈 斌 钟 庆

(中国石化上海石油化工股份有限公司热电部，上海 200540)

对某电厂投产的2台100 MW汽轮机组运行过程中出现给水泵密封水不能正常回收的问题进行分析，并对给水泵密封水回收系统的多级U型管进行了技术改造，使密封水实现正常回收，从而提高了机组运行的可靠性和经济性，为机组的节能降耗奠定了基础。

给水泵 多级U型管 密封水回收 改造

某电厂安装了2台100 MW双抽凝汽式汽轮机组(厂内编号为5#和6#机组)，每台机组配置了3台50%容量的FK5G32A给水泵组，其中1台作为日常备用或联备使用。该泵轴端密封采用固定衬套注射密封水卸荷型迷宫密封，它能使泵在运行时密封水不进入泵，而泵输送介质不泄漏出来。其原理为泵出口的凝结水经压力调节阀注射入密封腔，一路密封水在卸荷环内与向外漏出的高温高压给水汇合后引回至前置泵入口，另一路密封水沿着迷宫密封泄漏经U型水封管回收至凝汽器或直排至地沟。正常情况下，密封水回水应该回收至凝汽器，但实际运行过程中由于原回水系统的原因造成5#、6#机组不能正常维持真空，为保证机组的正常运行，只有把给水泵的密封水回水排入地沟。另外机组轴封加热器疏水也经过此U型水封管回收至凝汽器，同样的原因也只能排入地沟，从而造成了给水泵密封水回水及轴封加热器疏水直接排放，使机组补水量居高不下。

1 密封水不能回收的原因分析

给水泵为电厂的主要辅助设备，现代给水泵不仅要满足给水泵高速下的密封，而且要满足高温高压下的密封。根据其不同的圆周速度，给水泵轴端密封选用填料密封、机械密封、迷宫密封等型式，当圆周速度达到一定量时，最好采用迷宫密封。因此迷宫密封被广泛使用在汽轮机轴封上，也使用在FK5G32A型给水泵轴端密封上，其最大的特点是转轴与固定衬套之间间隙较大，在任何情况下不会发生摩擦，也不需要轴套。即使在启停泵时泵壳与转轴间的热变形量较大，该结构也不会发生径向接触。因此迷宫密封可靠性高，能适应任何工况。但因迷宫密封间隙大，泄漏量会增多，因此给水泵需要有一路压力水封住内泄的高压水。轴端高压第一腔室回水去前置泵进口下降管，第二腔室为注入式的密封水(由凝泵出口来)，第三腔室(大气侧)密封水回水经多级U型管送入凝汽器上部。由于各种原因很多电厂给水泵的密封水不能进行有效回收。

1.1 给水泵密封水回水量计算

5#、6#机组配置的FK5G32A型给水泵组其轴端密封都采用迷宫密封型式，密封水主要通过密封轴套与密封衬套间的0.48 mm间隙泄漏。按水工设计规范要求,根据密封水进、出口压力，流速选择2 m/s，给水泵密封轴套外径120 mm，可以计算出每台给水泵密封水回水量L：

L=Φ×π×δ×s×2×3 600

=2.6 t/h

式中：Φ——给水泵密封轴套外径，mm；

π——圆周率；

δ——密封轴套与密封衬套间隙，mm；

s——密封水流速，m/s。

5#、6#机组的给水泵组均按两用一备的方式设置与运行，无论是运行还是备用，密封水都处于通水状态。为此，3台给水泵的密封水总回水量约为7.8 t/h，若加上轴封加热器疏水的排水量，单台机组直排水量约为10 t/h。

1.2 多级U型水封管计算

多级U型水封管的原理及相关尺寸如图1所示。根据安装图纸可以看出：给水泵密封水回水采用多级U型水封管进行密封水回收，主要用来杜绝大气侧的空气流入真空系统，防止真空下降甚至破坏。多级U型水封管共为3级，安装标高为-2.8 m(文中标高均以吴淞高程系统0 m为基准)，出水口高度0.6 m。给水泵组的中心标高为1.00 m。凝汽器密封水回水口标高为0.85 m。

从图纸上标定的尺寸可知，凝汽器上的给水泵密封水回水口距U型管地面距离为3.65 m。

图1 多级U型管的原理及相关尺寸

平衡方程为:P1V1=P2V2，其中P1为U型水封管投入前注水后的凝汽器排汽压力,V1为U型水封管空气侧体积，P2为U型水封管投入后的凝汽器排汽压力，V2为U型水封管空气侧体积,h1、h2、h3见图1标注的U型管水位高度等。5#、6#汽轮机组均为热电联供供热机组，由于要满足发电及供热，热平衡工况比较多，汽轮机组的排汽压力变化较大，要使机组长周期运行必须满足所有工况。为此将汽轮机组的排汽压力0.003 MPa代入P1：

P1=0.003+0.01×3.65=0.039 5 MPa

P2=P1+(h1-0.12)×0.01

=0.01h1+0.0383 MPa

V1=π/4×0.252×0.665+π/4×0.102×0.05+π/4×0.102×0.05

=0.033 m3

V2=V1-π/4×0.102×0.05+π/4×0.102×h1

=0.032 6+0.008h1

代入P1V1=P2V2,可得到：

h1=0.086 m；P2=0.039 MPa

因密封水回水压力为0.1 MPa，则

h2=(0.1-0.039)÷0.01=6.1 m

h3=3.4-0.05-0.273/2-h2=-2.88 m

1.3 给水泵密封水不能回收的原因

上述计算h3为负值，说明U型水封管高度不够,无法在运行工况下起到密封作用。其主要问题为U型管标高定位、U型管级数偏差、U型管出水标高位置不合理，造成在给水泵密封水回水经U型管再进入凝汽器时，水封被破坏，即真空遭到破坏，直接影响机组安全运行。

从图1可以看出：凝汽器上的密封水回水口与U型管安装的地面高度仅为3.65 m，与制造厂5.5～6.5 m的要求相差甚远，凝汽器上的密封水回水口设计高度明显不够。

5#机组给水泵组密封水回水及轴封加热器疏水约有10 t/h从地沟排走,6#机组也存在同样问题，目前5#、6#机组给水泵组密封水回水及轴封加热器疏水的总排放量约为20 t/h。

2 机组给水泵密封水回收改造方案

2.1 方案一(多级U型水封管的改造)

由于U型水封管高度不够，需增加U型管级数及高度,该方案安装及制作比较简单，投入的直接费用较少。

2.2 方案二(采用低位水箱系统取代多级U型水封管)

取消原来的多级U型水封管，增加一台4.2 m3低位回收水箱设置在凝汽器下原U型管的位置，采用低位回水箱系统对给水泵组密封水回水及轴封加热器疏水回收；配置调节阀控制水位，阀门进行远程控制，使水箱水位始终维持在正常范围内，形成稳定的水封，密封水回水进入凝汽器后可保持机组真空；3台泵的密封水回水用一根直径108 mm的不锈钢管道、轴封加热器疏水用一根直径57 mm的不锈钢管道连接到低位回水箱(改造方案如图2所示)。

图2 低位回水箱改造方案

3 改造方案的分析比较、确定及实施

3.1 方案一分析

(1)设计新的多级U型管及增加高度后，若要满足运行需求，需进行多次试验，不断更改凝汽器上的给水泵密封水回水口高度及U形水封管的级数或高度等，并在运行中进行多次调试与修改，运行机组条件不具备；

(2)现场检查原U型管布置在凝汽器下方的阀门井坑内，U型管顶部与凝汽器底部及侧面无安装空间，现场无法布置；

(3)5#、6#机组为供热发电机组，热、电负荷变化大，在20多个热平衡工况中，排汽压力的变化比纯凝发电机组大的多，并且要满足外界负荷需要，必须适应各种变工况的需要。如果仅满足某个工况点(即使是常用工况)的密封水回收需要，在负荷变动排汽压力变化时，至低真空又可能发生密封水倒灌现象，引起给水泵轴封满水。

该方案虽然投入少，制作较简单，但不确定因素多，现场条件受到很大制约，因此不予采用。

3.2 方案二分析

(1)现场可以布置4.2 m3低水箱位，布管难度不高；

(2)通过安装的调节阀可以简单地对水箱的水位进行控制从而保证机组的真空不被破坏，避免机组在变工况时水箱水位抽空而影响机组的正常运行；

(3)新增水箱可以简单实现给水泵的回水回收问题，并对系统不造成影响；

(4)经过对浙江浙能兰溪发电有限责任公司、华能上海石洞口第二电厂等电厂实地调研，这些电厂都取消了U型管并采用低位回水箱回收系统，非常适合供热机组的工况多的特点，并且取得理想的效果。

该方案实施虽然较方案一复杂，投入较多，但该方案比较成熟，运行可靠，对机组不产生影响，有同类机组运行的成功先例，方案实施后投资回报快，经济效益明显，故选择方案二较为合理。

在2009年5#机组检修期间，选用了方案二对系统进行了改造，单台机组投资费用约为70万元，按每年运行7 000 h、两台机组给水泵每1 h至少回收20 t除盐水、按纯水价格40元/t计算，每年可节约560万元，不到两个月的时间即可收回投资费用。

4 结语

给水泵轴端密封水回水系统U型水封管投运不正常，直接影响到汽轮机组的真空，使其安全性和经济性都得不到保证，并且密封水不能回收，造成极大的浪费。因此对于电厂汽轮机凝汽器多级U型水封管缺陷、安装、运行等造成大量纯水排空不能回收的问题，采用低位回水箱的回收方法，保证了机组的正常运行，解决了运行调节困难的问题，成功地对给泵密封水及轴封加热器疏水进行回收利用，在节能减排、机组节能降耗上得到了显著的成果。

上海院新型α-甲基苯乙烯加氢催化剂在燕山石化成功投用

中国石化上海石油化工研究院(简称上海院)SHP-A1型α-甲基苯乙烯(AMS)加氢催化剂在中国石油化工股份有限公司燕山分公司化工三厂1#苯酚装置一次投料开车成功。这是国内首个自主研发并成功应用的AMS加氢催化剂，标志着上海院加氢技术成功拓展到苯酚丙酮工艺并取得初步成功。

化工三厂1#苯酚设计产能为160 kt/a， AMS加氢装置之前一直采用国外催化剂。2016年7月25日该装置采用SHP-A1型加氢催化剂投料开车一次成功，目前装置运行平稳，反应器床层温度分布合理，产品合格，达到了预定的试验目标。

(中国石化有机原料科技情报中心站供稿)

煤油共气化四通道喷嘴制合成气工艺技术成功应用

2016年7月30日，陕西延长中煤榆林能源化工有限公司渣油催化裂解(DCC)重油综合利用项目一次性投料试车成功，产出有效合成气并入甲醇合成系统，标志着西北化工研究院尚属国内首创的煤油共气化四通道喷嘴制合成气工艺技术成功应用。

72 h稳定运行数据表明，采用煤油共气化四通道喷嘴制合成气工艺技术，单台气化炉每天可气化裂解重油200 t，产出的有效合成气(H2+CO)含量约为84%，最高可达到86%，相比于单一水煤浆气化技术，其有效合成气(H2+CO)含量提高5个百分点，氧耗下降7%以上，能效利用率提高6%以上。该技术推广应用后，榆能化现有煤气化装置每年可处理DCC装置裂解重油100 kt/a以上，为企业新增经济效益上亿元。

(中国石化有机原料科技情报中心站供稿)

Analysis on Abnormity of Seal Water Recovery in Feed Water Pump and Improvement of it

Hou Jianping,Zheng Yuqiang,Shen Bin,Zhong Qing

(ThermalPowerDivision,SINOPECShanghaiPetrochemicalCo.,Ltd.,Shanghai200540)

The problem that the feed water pump seal water cannot be recovered normally during the operation of two sets of 100 MW steam turbine units in a power plant was analyzed,and technical transformation was made on the multi-stage U-shaped pipe of the sealing water recycling system in the feed water pump,so as to achieve normal recovery of seal water,which enhanced the reliability and economy of the unit,and laid foundation for energy saving and consumption reduction.

feed pump,multi-stage U-shaped pipe,sealing water recovery,transformation

2016-08-17。

侯建平，男，1972年出生，2005年毕业于上海理工大学计算机信息管理专业，工程师，长期从事电厂汽轮机设备管理工作。

1674-1099 (2016)05-0054-04

TH17

A