循环泵
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循环泵范文第1篇
关键词：循环水泵；选择；问题
Abstract: This paper analyzes the hot water heating system circulating pump capacity is too large, a waste of energy problem, pointed out that the correct choice of the circulating pump capacity and circulation pump frequency energy saving heating system circulating pump power saving measures.Keywords: circulating pump; choose; problems
中图分类号：F530.33 文献标识码：A文章编号：2095-2104（2012）
热水供暖系统中设置的循环水泵是向用户输送热媒的主要设备，也是锅炉房中耗电量较大的设备，其用电量约占锅炉房总用电量的40%～70%。实际工程中，循环水泵容量偏大的现象较为普遍，有的甚至达到原参数的2倍以上，如果循环水泵的流量和扬程偏大，会造成电能的严重浪费。
1 循环水泵偏大的原因
造成循环水泵容量偏大的原因主要有以下几点：一是有的设计人员没有认真计算热负荷和系统阻力，尤其是外网和锅炉房的阻力，采用估算方法，为保险起见，估算值过大，使选的水泵流量和扬程加大很多；二是有的系统运行后没有进行认真的初调节，一旦系统出现水力失调，有人认为是水泵容量不够，而盲目换大泵；三是有个别设计者对循环水泵扬程的概念不清；对承压锅炉采暖系统，定压点设在循环水泵吸入侧，循环水泵进出口均承受相同的静水压力，因此，其扬程不需要考虑用户系统的高度，只要克服管网系统的阻力即可。但有的设计者却将系统高度计入扬程中，这就使循环水泵扬程大大增加；四是选水泵时，因水泵规格系列所限，很难选到流量，扬程完全一致的水泵，一般都选大一号的，这样层层加码，致使容量偏大，甚至达到2倍以上。据调查，现有运行中的锅炉，其温差多数在10～15℃，个别温差仅为8℃，也就证明了水泵容量偏大。
水泵容量偏大，一方面破坏了原设计的水力工况，另一方面又增加了水泵的耗电量。
2 循环水泵容量的选择
2.1 循环水泵容量的确定
循环水泵的流量是按采暖室外计算温度下的用户耗热量之和确定的，而在整个采暖期内室外气温达到采暖室外计算温度的时间很短，使大部分时间水泵流量偏大。选择水泵之前首先应确定热网系统的调节方式，然后根据调节方式确定循环水泵的流量。
国家有关标准中较明确规定：对于采用集中质调节的供热系统，循环水泵的总流量应不低于系统的总设计流量；扬程不应小于系统的总压力损失，即循环泵的流量和扬程不必另加富裕量。
集中质调的供热系统，多数处于小温差，大流量的工况下运行，经济上是不合理的。而采用分阶段改变流量的质调节的运行方式，可大量节约循环水泵的耗电量。将采暖期按室外温度的高低分为若干阶段，当室外温度较高时，开启流量小的泵；室外温度较低时开启大流量的泵。在每一个阶段内保持流量不变，以满足供热需要。
对于采用相同容量锅炉的情况，当设一台锅炉时，可选1台100%流量的水泵和2台50%的水泵；当设2台同容量锅炉时，选用1台100%流量的水泵，2台50%流量的水泵，当1台锅炉运行时，开100%流量的水泵，2台50%的泵又可同时运行做为100%泵的备用；设有了3台同容量的锅炉时，可造2台33%的流量的泵、1台66%流量的和1台100%流量的水泵。1台锅炉运行时，开启33%的水泵，2台锅炉运行开启66%流量的水泵，3台锅炉同时运行开100%流量的水泵。2台33%流量的水泵可做为66%泵的备用。也可分别选1台33%流量、1台66%流量和1台100%流量的水泵分别与1台、2台、3台锅炉配套运行。
显然采用分阶段改变流量的质调节具有明显的节能效果。
2.2 锅炉本体水流阻力
以热水锅炉为热源的热水供暖系统，热源内部阻力主要是锅炉水流阻力，这一数值应由锅炉厂家提供。当选用的锅炉在额定供回水温度以下降温运行时，比如115/70℃高温水改为95/70℃低温水锅炉、或95/70℃低温水锅炉在60/50℃下运行（地板辐射采暖系统）时，就要考虑在供出相同的热量时，实际循环水量要大于额定流量，使锅炉水流阻力增大。此时，锅炉水流阻力按下式计算：
P=H·Ge/tg)
式中H—锅炉厂家给定的额定流量下的水流阻力；
GB、Ge—锅炉实际、额定循环水量；
te、tg—锅炉额定、实际供回水温差。
当供回水温度由115/70℃降为95/70℃时，GB=te/tg=1.8 Ge，P=3.24H;当地板辐射采暖用60/50℃的热水由锅炉直接供热时，由于锅炉规格系列所限，常用供回水温度95/70℃的锅炉降温运行，此时温差由t=25℃减小为10℃，流量GB=2.5 Ge，水流阻力P=6.25H。可见由于降温运行使锅炉阻力增大应引起设计人员足够的重视，以免循环泵扬程不够，造成用户流量不足。若加大水泵扬程，会造成电能的浪费，建议选用合适温度的锅炉，或要求锅炉生产厂家按实际温度调整锅炉构造。
3 水泵耐压强度
热水循环水泵，当水温
制造泵体的材料不同，其承压能力也不相同。选择水泵时还要注意水泵进口压力和出口压力。水泵出口压力等于水泵入口压力加水泵扬程，是水泵的最大工作压力。当定压点设在循环水泵入口时，水泵出口压力大于水泵扬程，即定压点压力加水泵扬程，如果工作压力超过水泵耐压强度，泵体可能被压裂，而有的水泵样本上没有给出水泵的工作压力，这是设计者易忽视的问题，必须引起注意，设计或定货时应提供水泵工作压力的数值。
4 循环水泵耗电输热比
为了控制循环水泵的动力消耗，国家有关的行业标准规定了锅炉房循环水泵的耗电输热比，即设计条件下输送单位热量的耗电量HER，它是衡量水泵电能利用率的指标。其值越小，电能越少，电能利用率就越高。如果水泵的流量和扬程选得过大，超过实际需要，必然造成电能的浪费。所以选择水泵时，还要计算HER看是否符合要求：
HER=ε/∑Q=τ·N/24q·A≤0.0056(14+a∑L)/t
式中 HER—设计条件下输送单位热量的耗电量,无因次；
ε—全日理论水泵输送耗电量(kw·h)；
∑Q—全日系统供热量(kw·h)；
τ—全日水泵运行时数,连续运行时τ=24h；
N—水泵铭牌轴功率(kw)；
q—采暖设计热负荷指标(kw/m2)；
A—系统的供热面积(m2)；
t—设计供回水温差,对于一次网t=45～50℃,
对于二次网t=25℃；
∑L—室外管网主干线(包括供回水管总长度)(m)；
a—系数,当∑L≤500m,a=0.0115,500m＜∑L＜1000m,a=0.0092∑L≥1000m,a=0.0069。
如果不符合要求，则需要重新选择水泵。
5 循环水泵的变频控制
传统的泵类设备是采用交流电动机恒速传动，用调节阀门的办法调节流量，这种方法虽然简单易行，但它是以增加管网损耗，耗费大量能源为代价的，如果采用调节速度的方式来调节流量就可以从根本上防止电能浪费，而随着电力电子技术的发展，变频调速技术越来越成熟，因此推广变频调速技术在循环泵上的应用，对于减少能源浪费具有重要意义。由流体传输设备水泵的工作原理可知：水泵的流量与其转数成正比；水泵的压力（扬程）与其转速的平方成正比，而水泵的轴功率等于流量与压力的乘积，故水泵的轴功率与其转速的三次方成正比（即与电源频率的三次方成正比）根据上述原理可知：降低循环水泵的转速则循环水泵的功率可以下降的很多。而循环水泵设计是按工频运行时设计的，除供热高寒期外，大部分运行时间流量较小，由于采用了变频技术控制，因此可以使循环水泵运行的转速随流量的变化而变化，最终达到节能的目的。实践证明，使用变频设备可使循环水泵运行平均转速比工频转速降低20%，从而大大降低能耗，节电率可达20%～40%。
6 结语
6.1 应按分阶段改变流量的质调节运行方式选择循环水泵，并详细计算系统负荷及阻力，选择合适的水泵，不必另加富裕量。还要计算其耗电输热比是否符合要求。同进应注明水泵工作压力，不要误将水泵扬程做为其工作压力。
循环泵范文第2篇
【关键词】循环泵；过载；极限流量
热力循环泵是热力站进行热能输送过程中所涉及到的核心部分，正是有了热力循环泵，才能够使得千家万户有暖气得以使用。但是，热力循环泵的运行负荷较大，在部分情况下极易出现运行异常，而为了能够确保暖气的正常供应，就必须要针对工况异常现象加以排除，为热力循环泵的持久运行提供保障。
1 问题的提出
集中供热系统是从2004年在我国开始正式使用以来，国内便开始广泛的使用，并且这一供热系统运行较为平稳，取得了良好的社会效益。但是随着集中供热规模持续不断的扩大，促使大量的离心泵水被应用到了热力站的供热系统之中，就各个方面的情况调查来看，有部分换热站之中所存在的循环泵长久运行之后出现了以下几个方面的问题：循环泵内部出现异常声响；电动机自身温度超出正常水平；电流抄表；无法长期运转；部分循环泵运行期间阀门扩大。除了由于电动机本身所出现的故障现象，以及环境因素以外，更多的因素是由于循环水泵本身运转过载所导致。
2 比转数低的离心水泵容易过载
泵的比转数ns=3.65nG^0.5/H^0.75（式中n为水泵的转数）是代表某一系列泵的一个综合性能参数，比转数大表明其流量大而压头小，反之，表明流量小而压头大。由于供热系统的定压点常常设在循环水泵入口，使得水泵极限流量往往大于电动机额定功率对应下的流量，功率随着流量的增加，功率曲线呈上升状，当实际流量值增加过大时，比转数较低的离心水泵，流量增加而压头减少不多，轴功率上升较快，曲线较陡，见公式：
N电机=KγGH/η1η2 N轴=γGH/η1
式中N电机―电动机的输出功率，kW；N轴―轴功率，kW；K―电动机容量安全系数；γ―流体重度，N/m^3；G―体积流量，m^3/s；H―能头，m；η1―总效率；η2―传动机械效率。由上式可知，随着电动机轴功率N轴上升，极易使电动机电流超过额定电流，引起电动机过载。因此，比转数低的离心水泵容易产生过载。
3 泵的参数选大引起过载
设计所选泵的参数Gm、Hm总是与理想状态点A'对应的参数G'、H'有出入，我们通常是按设计参数来确定水泵参数Gm、Hm的，它们也就是G1=Gm、H1=Hm，而交点A恰恰为离心水泵实际运行工作点，该点对应的流量G为循环水泵运行时泵提供的实际流量（工作流量），对应的H为循环水泵运行时泵提供的实际扬程。
为了明了起见，下面分三种情况来分析泵的参数选大引起电动机过载的情况：当管路的阻力特性曲线一定时，
3.1 当所选水泵的铭牌扬程Hm≈H'，而铭牌流量Gm>G'时：水泵的铭牌流量选的越大，水泵的设计工作点向右偏离实际工作点越远，这时水泵的工作流量G将小于设计流量G1（G1就是铭牌流量Gm），功率N将小于铭牌功率Nm，水泵便不会出现超载运行情况。但是，水泵的效率将大大降低。
3.2 当所选水泵的铭牌流量Gm≈G'，而铭牌扬程Hm>H'时：水泵铭牌扬程偏离理想值越高，就会使水泵的设计工作点向左偏离实际工作点越远，也就是说实际工作点向右偏离高效工作点越远，易造成实际流量过大，超过水泵最大限制流量引起电动机过载现象发生。
3.3 当所选水泵的铭牌流量Gm>G'，扬程Hm>H'时：a.当所选水泵铭牌扬程Hm小于实际管路系统阻力损失H时，水泵所提供流量介于理想流量与铭牌流量之间，水泵工作点总是处于A1的左方，就不会出现电动机过载现象；b.当所选水泵铭牌扬程Hm高于实际管路系统阻力损失H时，水泵所提供流量G将大于水泵铭牌流量Gm，Hm越大越易出现电动机过载现象。
4 循环水泵在大功率工况下运行的原因分析
在实际工作中，常常存在下面几种情况造成水泵轴功率过大：
4.1 供热系统管网之中所存在的循环水泵扬程，通常情况下都是按照不利压力条件下的耗损好制定的，而当管网本身在水利失调之后，就必然会导致全网管之中的阻力系数远远低于不利环路的设计系数，如此以来，当水泵本身在大轴运行功率下地下效率的运行，就必然会出现电机过载的现象。
4.2 在确定水泵扬程时，许多人习惯按经济比摩阻上限来估算最不利环路阻力损失，当外网供热半径较大时，易造成估算值偏离实际值过大，造成所选水泵扬程过大，同样使水泵在大流量、小扬程、低效率点运行，当轴功率大于电机铭牌功率时，便引起电机过载。
4.3 在设计中，一些人盲目地认为“大马拉小车”既省事又保险，将水泵容量（这里指扬程）定大。
5 改善措施
针对以上引起循环泵过载的原因，提出解决措施：
5.1 最根本的解决问题的有效措施，实际上需要在进行设计的过程中加以重视，设计的工况应当要尽可能的与实际工况相符合，这就代表着，热管网自身的阻力必须要经过精心的计算，不能够出现任何马虎现象，要最大限度的保证管网的水利特性曲线能够与实际所呈现出的工况状态。
5.2 使用单位自身务必要对设计加以尊重，不能够对于设计之中所涉及到水泵型号擅自进行更改，并且必须要对于各个不同部分进行仔细的计算之后，依据水力的各方面工况来进行水泵选型。
5.3 当处在正常运行状态下的水泵出现了过载现象之后，如果说仅仅是短时间运行，那么还能够一定的维持，但是长时间的运行状态下，超载的电机自身必然会从电网之中对大量的有功功率进行吸收，从而使得其中电流持续增高，直接超出了电机本身所允许的额定电流标准，导致绝缘体在这期间出现老化甚至是烧毁的现象。因此，运行人员本身应当要依据情况的不同来采取不同措施。
5.3.1 对外网进行调节，使热网达到阻力平衡，从而增大了外网阻力特性系数，来避免电机出现过载现象。
5.3.2 关小水泵出口阀门或定压点前回水管路阀门开启度，即采用增加管路阻力的办法，使水泵避免过载。由于节流引起了能量损失、不经济，但简便易行。
5.3.3 如果条件允许，采用变速调节，它比节流调节所消耗的功率小，所以更节电、经济。
5.3.4 可采取适当切割水泵叶轮的方法。
6 结语
综上所述，热力循环泵在热力站运行的过程中，起到了至关重要的作用，也正是由于热力循环泵所起到的重要作用，才能够帮助热力得以正常的供给到居民家中。而在当前暖气使用范围不断扩大的情况下，如果说热力循环泵的工况出现异常并且导致热力循环泵停止运行，那么就会对于大量的居民带来影响，所以，必须要对热力循环泵运行的故障现象提前察觉，防止停止运行的情况出现。
【参考文献】
[1]吴自强.水泵变频运行的图解分析方法[J].变频器世界，2005（07）.
循环泵范文第3篇
关键字:热网循环泵驱动方式
中图分类号：TB752文献标识码： A
1、引言
随着我国火电机组的单机容量逐渐增大，火力发电厂附属设备容量也在增加。为减少厂用电率，提高机组的运行经济性，同时也受到单台大容量电动机设计和制造上的技术限制，我国300MW及以上机组的给水泵大多采用汽轮机驱动方式。300MW以上机组的增压风机与引风机合并后，也有采用汽轮机驱动的趋势。作为热网首站最大的耗电设备，热网循环水泵采用汽动泵方案也日趋成熟。本文以北方地区某2×350MW热电联产工程为例进行探讨。
2、主机参数
2.1工程概况
该工程是2×350MW热电联产项目，项目投产后，可提供1100万m2供热能力。本期工程建设规模为2×350MW超临界间接空冷供热机组，配置2×1235t/h循环流化床锅炉，同步建设脱硫、脱硝装置，考虑脱汞条件。不考虑扩建。每台机组的额定采暖抽汽量为500t/h，最大采暖抽汽量为580t/h。两台机供热能力为724MW，热网加热器汽源来自1、2号汽轮机5段抽汽，抽汽压力约为0.4MPa，温度224.1℃。热网首站按单元制设计，即每台机组抽汽供2台加热器使用，共设置4台热网加热器，在最大热负荷时，4台热网加热器同时运行，将水从70℃加热到130℃；当1台热网加热器停运时，可满足75％的热负荷需求，满足规程要求。暂定设4台汽动热网循环泵，不设备用。
2.2主机参数
三大主机均以东方电气集团公司的产品为例，锅炉为东方锅炉集团股份有限公司生产的超临界燃煤直流锅炉；汽轮机为东方汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机；发电机为东方发电机厂有限责任公司生产的汽轮发电机（冷却方式：水、氢、氢）。
主机设备型号、参数及主要技术规范如下：
2.2.1锅炉：
超临界循环流化床，一次中间再热直流炉，全钢架悬吊结构、半露天布置、固态排渣；最大连续蒸发量(B-MCR)为1235t/h；锅炉效率91.8%，排烟温度120℃。
2.2.2汽轮机：
采用超临界、一次中间再热、间接空冷供热凝汽式汽轮发电机组，额定功率350MW，额定进汽量1175.3t/h，供热抽汽压力0.4Mpa，额定采暖抽汽量为500t/h，最大采暖抽汽量为580t/h，7级回热抽汽系统（3高加＋1除氧＋3低加），低加疏水采用逐级回流，除氧器滑压运行。
2.2.3发电机：
额定功率350MW，水氢氢或双水内冷冷却方式，功率因数0.85，频率50Hz。
3、常规热网循环水泵驱动方式
3.1电动热网循环泵驱动方式
热网循环水泵是热网首站中耗能最大的设备，常规的驱动方式均为电动机驱动。考虑到热网运行过程中分阶段、变流量质调节的需要，通常设有一定的调节手段。常规的调节手段主要有：液力偶合器调速和高压变频调速方式。
3.1.1液力偶合器调速方式
液力耦合器是一种利用液体介质传递转速的机械设备，其主动输入轴端与原传动机相联结，从动输出轴端与负载轴端联结，通过调节液体介质的压力，使输出轴的转速得以改变。理想状态下，当压力趋于无穷大时，输出转速与输入转速相等，相当于钢性联轴器。当压力减小时，输出转速相应降低，连续改变介质压力，输出转速可以得到低于输入转速的无级调节。
液力偶合器是一种耗能型的机械调速装置，调速越深(转速越低)损耗越大，特别是恒转矩负载，由于原传动输入功率不变，损耗功率将转速损失成比例增大。
对于风机泵类负载，由于负载转矩按转速平方率变化，原传动输入功率则按转速的平方率降低，损耗功率相对小一些，但输出功率是按转速的立方率减小，调速效率仍然很低。目前在热网循环水的调节很少采用此种调速方法。
3.1.2热网循环水泵变频调速方法
变频调速是用变频电源改变电动机定子绕组的频率，从而改变同步转速来实现调速。变频系统首先将电网中的交流电整流成直流电，再通过逆变器逆变为频率可调的交流电，供给交流电动机，从而改变电机的转速。这种方法具有高效率、宽范围和高精度的调速性能，规格系列齐全可以满足各种不同需求，是目前应用较为广泛的调速方法。
3.1.3电动机驱动方式的特点
电动机驱动热网循环水泵的方式，是一种常规的驱动方案。长期以来一直被用户所采用。总结起来，其特点主要有以下几方面：
1） 系统简单，运行可靠。
2） 对于300MW级供热机组由于热网循环水泵电动机功率较大，均为6KV电动机，使电气投资增加。
3） 运行时，厂用电率较高，影响电厂的经济运行指标。
4） 启动电流较大，对电气设备有冲击。
本工程如按照常规电动机拖动方案配置电动机，在考虑热网循环泵本身的效率、轴系的传动效率以及电动机效率、备用容量等因素后，选择的电动机功率约为3000KW。
3.2汽动热网循环水泵驱动方式
3.2.1汽动热网循环水泵系统组成
该工程两台350MW超临界供热机组为采暖供热机组，无工业蒸汽负荷。采暖抽汽为：五级抽汽，参数为0.4MPa(a)、258℃。工程拟采用汽轮机五段抽汽0.4Mpa蒸汽作为热网循环水泵汽轮机的汽源，汽轮机选用背压机组，排汽排至乏汽加热器汽侧系统。根据热网循环水泵的参数、小汽轮机的进汽、排汽参数以及小汽轮机的效率，小汽轮机在满足热网循环水泵额定负荷所需驱动功率时，所需的进汽量约为96t/h。
该工程热网循环水泵共设置4台，不设备用泵。正常运行时，每台运行的热网循环水泵小汽轮机进汽分别由五级抽汽供给，排汽排入乏汽加热蒸汽系统，小汽机为单元制运行方式。
当汽源不稳定或故障时，将热网循环水泵汽轮机汽源切换至老厂电动热网循环泵系统。
当运行的热网循环水泵故障时，其余热网循环泵可提供75%负荷的采暖供热需求。
汽动热网循环水泵无需调速装置，运行过程中通过控制小汽轮机的转速来调节热网循环水泵。调节灵活、方便，而且具有较高的调节经济性。
小汽轮机的进汽采用0.4Mpa五级抽汽来蒸汽，排汽可以直接加热首站热网循环水。因此小汽轮机选型为背压式汽轮机。
4、两种驱动方式经济性比较
电动机驱动和小汽轮机驱动在火力发电厂中都是常规的驱动辅机方式，每种驱动方式都有自身的特点。无论采用那种方式都能达到使用目的，在设备的安全可靠性上都能满足要求。下面从两种驱动方式的投资和运行经济性两个方面进行综合比较。
4.1 投资比较
两种驱动方式的投资比较中，电动机驱动方案的调速装置暂按变频装置考虑。通过咨询相关的生产厂家、参考《火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）》等资料，两种方案全厂的投资进行比较如下：
由此可知，汽轮机驱动方式比电动机驱动方式节约投资176万元。
4.2 运行经济性比较
运行经济性比较的原则是：将两种驱动方案在采暖期发电量设定为相同，所以非采暖期两种驱动方式在发电量以及厂用电率等方面没有变化，所以只比较采暖期两种驱动方案的经济性。以汽机厂提供的汽轮机主蒸汽进汽量1235t/h、额定抽汽500t/h的电动机驱动方式为基准，进行比较。具体比较结果如下表所示：
注1：采用汽动泵方案后，使汽泵方案的发电功率少于电泵方案，为使两种方案的发电量一致，必须加大汽泵方案的主蒸汽进汽量。
注2：采用汽动泵方案后，在采暖期厂用电率低于电泵方案。
注3：以上为一台机组采暖期数值。
4.3 年费用比较
由运行经济性分析计算可以看出，在同样供热量的情况下，汽泵方案比电泵方案每个采暖期多供电6.39X106kw.h电能。同时，汽动泵方案比电泵方案每个采暖期多耗煤量为3133.24t。
如煤价格按550元/吨、上网电价按0.3887元/kw.h计算，则单台机组采用汽泵方案每年可比电泵方案多收益约100万元，两台机组则可以多收益约200万元。
5、结论
循环泵范文第4篇
关键词：立式混流泵；海水循环泵；维护
中图分类号：S611 文献标识码： A
一、海水循环泵的结构形式
海水循环泵在LNG接收站的工艺流程作用是输送海水至汽化器，利用海水中的热量将液态天然气汽化为常温状态，供下游客户使用。海水泵房通常布置在近海区域；泵的进口设计为低于最低海水水位3～4m。综合多种因素考虑，海水循环泵的结构形式为立式长轴泵，属于API610标准中VS1基本泵型，叶轮级数为单级或多级。泵的进口滤网位置通常低于正常海平面5m左右，泵的总长度为10～12m。单泵设计流量为2500～5000m3/h，扬程为28～56m；泵的具体参数取决于天然气下游客户正常使用量和汽化器的进口压力要求。
二、海水循环泵的关键技术
海水循环泵在LNG系统中承担重要的功能，其安全可靠性是首要考虑因素。首先参考执行标准是第一影响因素，目前油气领域的离心泵产品普遍遵循的设计、生产制造标准为美国石油学会API610及其衍生的各个国家/行业标准。在我国石化离心泵产品中，企业能够参考的标准有GB/T3215、SH/T3139、SH/T3140、GB/T16907、GB/T5656和GB/T3216等标准。对于LNG项目的海水循环泵，我国应选择GB/T3215作为执行标准，精心组织产品设计、质量管理体系以及生产制造、检测试验等系统性工作；同时可以参考国外产品的技术资料或产品进行逆向工程分析，消化吸收先进的技术。
海水循环泵的另一项关键技术为材质选择，除了电动机架结构为碳素结构钢外，其他部件的金属材料均采用双相不锈钢或超级双相不锈钢。滤网、进水口、叶轮、导叶体、泵轴以及扬水管等大型部件的材质化学成分虽相同，但由于制造工艺差异，各部件所对应的双相不锈钢材质类别也不相同，如双相不锈钢2205即CD4MCu；对应于美国材料试验协会的牌号有ASTMA240、A276、A283、A479和A890等。海水循环泵的滤网可采用线材A240焊接而成，泵轴采用棒材A479制成，扬水管采用板材A276焊接而成，叶轮、导叶体等采用A890铸造而成。对于小部件，如螺栓、螺母和垫片也都采用双相不锈钢材质。
克服材料的因素外，海水循环泵的工艺也是关键技术之一。例如叶轮的工艺环节包括化学成分分析、热处理、力学测试、射线检测、着色渗透以及动平衡等，每个环节要保留详细的技术资料。对于滤网、扬水管和出水弯管等部件，主要考虑焊接工艺，如预热温度控制、焊缝处理、焊后热应力消退以及加工过程中消除残余应力等。
三、系统方案设计
LNG接收站原方案中包括海水泵池设计，海水泵池中水取自-15m处海水，海水水质较好，水温适中。海水通过管道进入海水泵池，经过粗细两道过滤器过滤，除掉大颗粒的泥沙和其他悬浮物，再经过电解海水加氯装置处理杀菌祛藻后进入到各泵内。该海水泵池设计有四台海水泵，抽取海水进入厂内的开架式气化器，通过换热将热量传递给LNG使之气化达到外输条件。此外，海水泵池内还设有海水置换泵，冬季温度极低时开启，使取水口海水内外循环置换，避免结冰。因此，可直接用此海水泵池内的水作为海水源热泵系统的冷热源。
通过海水泵提取海水泵池内的海水进入热泵机组，海水的冷热量通过换热器换热传递给热泵工质，为建筑物供热（冷），换热后的海水经海水排放沟，排放到远离取水口的海底。海水源热泵空调系统主要包括海水循环系统、热泵系统及末端空调系统等三部分，其中海水循环部分由取水构筑物、海水引入管道、海水泵站及海水排出管道组成。由于该系统直接取用厂内海水泵池内的海水，因此海水循环系统仅包括海水引入与排出管道及海水循环泵。该系统的主要设备包括海水泵、热泵机组、水处理装置、风机盘管等。
四、循环泵的维修
1、高性能抗冲刷的防磨材料涂层工艺应用
对于缺失严重叶轮，采用特殊冷焊过渡焊方式将缺损部位进行无裂纹、无变形的冷补焊技术恢复缺损尺寸，然后进行表面打磨靠模修形、车床找正工艺使基体恢复外形轮廓；对叶轮进行表面清洗喷砂，叶轮过流表面采用高频爆震熔射无机非晶-陶瓷，涂层厚度0.5mm（涂层与基体结合度达到70MPa），零件过流面得到整体非晶-陶瓷涂层的保护，所有薄弱环节将得到预保护强化；对非晶-陶瓷涂层进行真空封孔固化处理；对叶轮进行表面刮涂高分子陶瓷涂层，第一层底涂润湿表面，第二层刮涂高分子陶瓷颗粒填麻坑并加强防磨，第三层刷涂高分子陶瓷防护层进一步提高表面的光滑度和抗气蚀冲刷能力，使零件流线型更好，耐磨双层保险；对叶轮配合面尺寸进行测量复查，确认不影响装配，依据为泵厂家的企标；对叶轮进行动平衡处理。
通过特殊冷焊工艺使叶轮的豁口重新恢复原来的轮廓并不产生裂纹，同时保证冷补焊达到冶金结合，补焊部位没有开裂脱落风险；改造泵壳叶轮的表面硬度及抗气蚀性，在原过流件上复合一层无机非晶-陶瓷涂层，该涂层具有无机陶瓷特性，既耐磨又耐气蚀，可以很好地确保叶轮本体不被磨损，叶轮线形轮廓完成，出力效率稳定，同时让叶轮具有循环可修性；改造防护涂层的脱落问题-改用爆震熔射工艺后涂层的剪切剥离强度达到70-120MPa，使涂层没有了脱落风险。
2、叶轮维护
脱硫系统吸收塔浆液循环泵叶轮的维护如果不及时，导致浆液循环泵出力下降，进一步导致400MW以下负荷范围内，增加脱硫浆液循环泵的运行台数，才能维持脱硫效率，直接产生巨大的电耗费用。
叶轮维护通过对比更换进口叶轮、更换国产化叶轮及实施耐磨涂层的不同方式，成本比例分别10：6.08：2.0，总体考虑进口原装叶轮的安全性最高，维护成本也最高；国产化叶轮成本较高，同时叶轮工艺缺陷及不平衡等问题也给系统稳定运行造成一定影响；相对而言，叶轮实施耐磨涂层维护，维护成本最低，同时工艺及缺陷方面也不会对系统造成影响。在实施耐磨涂层修复工艺中，高频爆震熔射无机非晶-陶瓷工艺较好，设备系统的经济性可观，安全性有保障。
3、滤网结构的选择
烟气脱硫浆液循环泵入口滤网的结构主要有半圆柱形、三角形。通过运行情况来看，原三角组合式框架采用碳钢衬胶，相对于半圆柱形滤网结构，网板固定点多，网板受力点分散，其机械强度能够满足滤网固定的要求且有一定优势。半圆柱形滤网截面为半圆形，有流通面积较大的优势。根据喷淋喷嘴口径、浆液品质等系统设计工况选择网孔型式。在保证截流大颗粒杂质的性能下，尽量提高网板通流面积，可以减少滤网堵塞的发生，缓解浆液循环泵气蚀现象的出现，提高浆液循环泵可靠性。因此，将原方孔改为圆孔，从而改善浆液通过性，减少浆液在孔下缘沉积，避免结垢。
结束语
海水循环泵的国产化能够促进海洋高端装备制造业在沿海油气开发、海水淡化等领域的市场份额，具有较高的经济价值。因此我国应加大热泵机组的研究，开发生产满足海水相对较低温度条件下的热泵机组。
参考文献
循环泵范文第5篇
在水泵出水口有一个很小的铜的螺纹阀就是循环水泵的排气阀。
在采暖系统或空调水系统的闭合环路内，循环水泵不是将水提升到高处。而是使水在系统内周而复始地循环，克服环路的阻力损失，与建筑物的高度无直接关系，因此将它称为循环水泵。
循环水泵的容量很大，进出水管的截门也很大。有中心水泵房能循环水泵，在起动后要与其他已在运行的水泵并列，故可以将水泵进出水门开足，作带负荷起动。
但在水泵停用期间要有严密的逆止门，方可将进出水门经常开足。司泵值班工应注意水泵是否有倒蒋税象，如发现倒转，就表示逆止们严重漏水，应将出水门关闭。
（来源：文章屋网 ）
循环泵范文第6篇
关键词 锅炉；炉水循环泵；温度
中图分类号TK223 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）87-0150-02
四川宜宾某电厂及河南荥阳某电厂锅炉启动系统都设置了一台KSB陆丹炉水循环泵，在锅炉启动和低负荷运行时，通过循环泵在启动系统和省煤器及炉膛水冷壁之间建立有效的循环， 将炉膛水冷壁排出的热水返回到省煤器和水冷壁。锅炉炉水循环泵在调试及试运行都出现了温度异常，最后造成KSB陆丹炉水循环泵返厂维修。究其原因，其实很简单，都是没有严格按照设备要求进行调试。
1 故障现象及分析
经过前期的准备，炉水循环泵达到启动的条件，在厂家技术人员的指导下，锅炉开始炉水循环泵的首次试转，厂家技术人员交底：3次点动，每次运行10秒钟，间隔时间为10分钟，主要对这3次试运的参数进行分析，目的一是排空，二是判断电机是否反转，确定泵是否进行下一步的启动计划。
第一次启动：盘前参数观察：泵的差压没有变化，出口流量变化不明显，启动电流为53A，正常后42A，电流无波动现象，就地汇报启动时发出一声明显的金属撞击声后，就消失，运转时声音正常。
第一次启动的分析，压差、流量没有反应，进行表管冲洗，并检查差压、流量计的正、负压侧是否接反。此项工作随即开展，结果发现差压表管接反，流量计表管有阻塞现象，但对金属撞击声，不能作出的解释，决定进行第二次启动。
第二次启动：盘前参数观察：泵的差压1.92MPa，出口流量变化明显，启动电流为100A，正常后40A，电流无波动现象，在启动时，就地依然听见发出一声明显的金属撞击声后，就消失，运转时声音正常，发出的声音清脆，似榔头敲击钢管的声音，这个声音不太可能是泵发出的声音，在启动的一瞬间，还发现，泵的入口管道有晃动。
第二次启动的分析：从点动的情况来看，泵的转向正确，对异音的问题，不知道究竟是何处发出，大家还是感到不安，。
第三次启动，盘前参数观察：泵的差压1.92MPa，出口流量变化明显，启动电流为99A，正常后41A，电流无波动现象。就地听声音后，调试、基建、厂家人员都一直认为，声音不是来至于泵本身，但声音发至何处，无人知晓。
后经讨论，决定启动炉水循环泵，锅炉进行循环冲洗，并对炉水循环泵进行控制逻辑调试工作。循环泵满出力实验时（出口门全开、再循环全关）电流52.9A，差压1.5MPa，流量900T/h，线圈温度32℃，泵壳温度46度，就地检查泵的振动、声音一切正常。
在启炉水循环有泵运行两小时候，发现 泵壳温度测量 渐升高，温度测量升高趋势平稳，没有跳变，怀疑热控测量出问题，后在厂家技术人员的要求下，更换测量元件及检查测量回路，发现泵壳体温度测量确实 渐升高。当达到65℃时，泵立即关掉，泵跳闸正常动作。
原因分析：在正常操作时，从电机来的高压冷却水（循环水） 的出口温度约为40℃～50℃，后来采到提高低压冷却水的流量后， 发现 泵壳温度还是 渐升高，且最终温度达到65℃时，泵立即跳闸。温度测量回路正常，冷却水回路安装也正确，不是泵体本身发出声响，厂家发现由于转轴在颈部与外壳有1cm左右的间歇，难免有杂质进入电机腔室，建议返厂维修。
2 故障问题思考
1）安装施工准备工作不充分：由于基建单位没有施工图纸，锅炉厂家只设计泵体部分的安装，设计院说小管径管道都是电建单位自己布置。由于以上问题，建设单位一直未进行炉水循环泵的注水冷却管道的安装工作，造成扯皮事情，而业主方负责基建人员亦未对项目进行跟踪，到要吹管时，方才想起设备还未安装，责任不清。由于建设单位经验不足，一些设备安装图未进行消化，厂家到现场后，进行安装时，才询问安装上的技术问题，造成工期延后；
2）设计院设计考虑不周。炉水循环泵运行环境要求很高，新安装的循环泵由于保护液被放掉（连接冷却、注水管道时须将法兰解开），要重新充保护液，设计院只设计了一路给水注水，给水的品质还未合格（循环泵未注水，锅炉不能上水，给水管道不能进行冲洗），无法注水，在调试的建议下，从除盐水处管道上接一路注水管，但水质不符合要求（厂家要求PH值在8～10，导电率小于10us/cm）。后有人建议，将注水管道两阀门间的法兰解开，引两根软管至13.7M层，在平台上用一大水桶调pH值后，再注入循环泵内；
3）由于循环泵就位后，距离调试时间较长，有人在此期间开启了过冷水管道阀门，造成脏水进入循环泵电机腔室。
3 调试中要注意的问题
1）循环泵附属设备的安装在泵就位前，应规划完毕，并增加必要的操作平台，为以后的检修方便，还应增加起吊设备的位置；
2）泵就位后，应立即充保护液，防止脏水进入电机腔室内。在安装高压冷却器和相应的高压管线之后，应立即给整个泵装置充注清洁冷水；
3）设计时要考虑充装保护液的管路尽量合理；
4）在措施未落实以前，在盘前应有醒目的提示，防止运行人员误开阀门，将脏水冲入泵体；
循环泵范文第7篇
关键词：汽轮机；低真空保护动作；电磁阀失电；循环水中断；可靠性
某热电厂汽轮机组的冷却水供水方式为集中泵房式的循环供水系统，2010年7月7日，1#汽轮机停运消缺，2#汽轮机机运行，循环泵房2#、3#、4#循环泵运行，12:19时2#机真空突然急剧下降，机组低真空保护动作，自动主汽门关闭，机组负荷到零。
事故经过：2010年7月7日白班，3#炉2#机运行，机组运行正常。12：19时值班员发现2#机真空由–0.086MPa急剧下降，迅速检查调整轴加及均压箱压力， 12：20时2#机“低真空”保护动作，主汽门关闭，机组负荷到零。
一、事故原因分析
通过向值班人员询问及调几组真空值得历史曲线，发现真空是急剧下降，当时认真分析了真空急剧下降的原因。
真空急剧下降的原因：
1、低压汽封供汽不足或中断。
2、凝汽器热水井满水。
3、真空系统管道破裂，导致大量空气漏入凝汽器内。
4、凝汽器补水中断，空气从补水管道进入凝汽器内。
5、抽汽系统故障。
6、循环水中断。
针对上述原因逐一进行查找：
1、通过调均压箱压力曲线正常，汽封供汽正常。
2、检查凝汽器热水井就地水位于微机显示数据均正常，调停机前的历史数据，凝汽器热水井水位变化平稳正常。
3、检查真空系统没有发现有异常的泄露。
4、在此段时间机组凝汽器的补水一直没有中断。
5、检查射水抽气器系统中的射水泵及射水抽气器工作正常。
6、打电话询问循环泵房值班人员时，值班人员反映运行的循环泵出口液动蝶阀瞬间关闭，而后又瞬间开启。
经查，当班电气班10：15时接到“0.38KVⅠ段母线分段刀闸4012开关上侧铝排连接处温度高消缺”工作票(201000294)，在操作此工作票的过程中，当班电气操作人员在操作循环泵房MCC柜低压电源进线开关（此组合刀熔开关存在停电特性）进行电源切换（切换时先断后送）时，由于循环泵出口液动阀控制系统的电源来自循环泵房MCC柜低压段，使运行中的2#、3#、4#循环泵出口液动碟阀控制回路中的YV1、YV2电磁阀瞬间同时失电（因循环泵电机为高压电机，故2#、3#、4#循环泵电机此时没有停转）， 3台循环泵出口液动碟阀自动关闭， 切换正常后2#、3#、4#循环泵出口液动阀又重新开启。而此时2#机循环水已中断，2#机“低真空”保护动作，主汽门关闭，负荷到零。
某热电厂机组的循环泵的出口液动蝶阀使用蓄能罐式液控缓闭止回蝶阀，采用继电器集中控制，循环泵正常关闭时，1、当水泵停机，相关的控制触点断开时，YV1、YV2电磁阀才失电，蝶阀同时关闭；2、运程紧急关阀，按下运程关阀按钮，相关的继电器失电，YV1、YV2电磁阀失电复位，蓄能罐的压力油经高压油管进入油缸有杆腔，拉动摇臂关阀。在进一步分析查找原因时，发现4台循环泵均存在出口液动蝶阀控制回路中YV1、YV2电磁阀没有安装DC24V备用电源的重大缺陷，控制回路图纸中原先设计的有备用电源，但安装单位没有安装DC24V备用电源，此缺陷是造成此次事故的重要原因。
二、事故暴露出的问题
暴露出“0.38KVⅠ段母线分段刀闸4012开关上侧铝排连接处温度高消缺”工作票(201000294)的安全措施不完善，工作票签发人、工作负责人、工作许可人对循环泵房MCC柜的主接线系统及循环泵的保护系统不熟悉，没有考虑到此项操作对循环泵房循环泵安全运行的影响。
通过这次事故暴露出循环泵房循环泵保护系统不完善存在一定的安全隐患（这些隐患由于循环泵保护系统安装过程中遗留下来的）。
循环泵范文第8篇
关键词：烟气旁路 拆除 逻辑优化
1.前言
脱硫系统设置烟气旁路的最初目的是当脱硫系统因故障停运时，开启旁路，防止锅炉灭火，保证机组正常运行。但随着社会的发展，环保要求越来越严格，国家“十二五”主要污染物总量减排要求燃煤机组实施脱硫烟气旁路拆除，以提高对燃煤电厂脱硫设施运行监管水平，也是实现“十二五”二氧化硫排放持续削减的关键举措。下花园电厂响应国家环保政策，制定方案，对脱硫系统旁路烟道进行拆除。
2.脱硫系统拆除安全性分析
下花园发电厂拆除脱硫烟气旁路后，彻底做到了脱硫系统无旁路运行，脱硫和锅炉启停同步，脱硫系统的安全提高到与主机相同的高度，对脱硫系统运行提出了新的挑战。
3.原系统运行状况
下花园发电厂#3燃煤锅炉额定蒸发量670t/h，采用石灰石─石膏湿法脱硫工艺，烟气自锅炉引风机出口烟道引出，经增压风机升压后进入脱硫吸收塔进行脱硫。以浓度为30%的石灰石浆液作为脱硫吸收剂，在吸收塔内与烟气充分接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气中氧气进行化学反应被脱除。经一、二级脱水后，得到含水率不大于10%的石膏，最终用于综合利用，烟气系统如图3-1所示：
4.总体施工方案
机组停运检修时，拆除脱硫烟气旁路后如图4-1所示，并制定了详细施工方案。
4.1.对比图3-1和4-1看到，工程拆除了旁路挡板及烟道，取消密封风机管路，常开脱硫系统入口挡板及出口挡板，并增加了事故喷淋水，以防止烟气温度高损坏吸收塔壁的鳞片，并设置了联锁逻辑。
4.2.浆液循环泵接于不同的供电段，避免因某段电源故障导致脱硫塔浆液循环泵全部停运，造成机组停运。
4.3.脱硫塔搅拌器、事故喷淋系统、增压风机配备可靠电源。
4.4.在锅炉最高排烟温度时，脱硫塔入口事故喷淋系统应保证脱硫塔出口烟温小于70℃，并保证事故喷淋系统可靠供水。
4.5.为保证脱硫供浆系统可靠性，必要时应增设备用供浆设备。
4.6.优化联锁保护回路，用于联锁的信号原则上应采取三取二方式，现有测点数量不足的补齐。
5.拆除烟气旁路后逻辑优化方案
脱硫控制系统采用福州福大自动化科技有限公司提供的FDControl分布式控制系统，操作画面为成熟的iFIX3.5人机界面。控制部分如下。
5.1.删除所有原烟气、净烟气及旁路烟气挡板保护、联锁和启动允许逻辑及DCS相关操作监视画面，并彻底拆除旁路烟气挡板、旁路烟道及密封风机等相应的附属设备。
5.2.增压风机逻辑优化
5.2.1.增压风机保护跳闸条件
5.2.1.（1）拆除烟气旁路前，增压风机原保护跳闸条件：
1） FGD跳闸；
2） 增压风机电气故障；
3） 增压风机电机定子温度高130℃；
4） 无增压风机冷却风机运行延时10秒；
5） 增压风机运行且净烟气挡板未开延时10秒；
6） 增压风机运行且原烟气挡板未开延时90秒。
5.2.1.（2）拆除烟气旁路后，增压风机保护跳闸的逻辑优化
删除“FGD跳闸联锁停增压风机”条件，是为了停炉后增压风机运行保持锅炉通风。由于原、净烟气挡板均必须开展，因此删除“增压风机运行且净烟气挡板未开延时10秒联锁停增压风机”和“增压风机运行且原烟气挡板未开延时90秒联锁停增压风机”条件。
为保护增压风机，保留“增压风机电气故障联锁停增压风机”条件；将“无增压风机冷却风机运行延时10秒联锁停增压风机”延时时间修改为60秒。并且要确保冷却风机的双路电源是从不同段上母线取出，提高电源可靠性。
5.2.2 增压风机启动逻辑优化
5.2.2.（1）拆除烟气旁路前，增压风机原启动允许条件
1） 至少一台冷却风机已运行；
2） 增压风机前导叶关闭（
3） 原烟气挡板已关闭；
4） 净烟气挡板已开展；
5） 吸收塔排空挡板已关闭；
6） 增压风机轴承温度正常；
7） 电机轴承温度正常；
8） 增压风机电机定子温度正常；
9） 增压风机轴承振动正常；
10） 增压风机无电气故障信号；
11） 至少两台浆液循环泵已运行。
5.2.2.（2）拆除烟气旁路后，增压风机原启动逻辑优化删除“原烟气挡板已关闭；或净烟气挡板已开展”条件。
将“至少两台浆液循环泵已运行”条件修改为“任意1台浆液循环泵已运行”。
5.3.浆液循环泵逻辑优化
5.3.1.浆液循环泵保护跳闸逻辑
5.3.1.（1）拆除烟气旁路前，浆液循环泵原保护条件
1）吸收塔循环泵定子温度高140℃；
2）吸收塔循环泵已运行且入口阀已关；
3）吸收塔循环泵保护装置动作；
5.3.1.（2）拆除烟气旁路后，逻辑优化
保留“吸收塔循环泵已运行且入口阀已关及吸收塔循环泵保护装置动作”条件，为防止浆液循环泵损坏。
为尽量降低信号误动可能，将“吸收塔循环泵定子温度高140℃”条件改为报警。
5.3.2浆液循环泵启动逻辑
5.3.2.（1）拆除烟气旁路前，浆液循环泵原启动条件
1） 入口阀已开；
2） 冲洗水阀已关；
3） 排放阀已关；
4） 吸收塔液位大于9.5米；
5） 循环泵入口压力大于30kpa。
5.3.1.（2）拆除烟气旁路后，逻辑优化
保留原逻辑，将“吸收塔液位大于9.5米”条件更改为6米，以便更快速启动循环泵。
5.4.脱硫系统保护跳闸逻辑优化
5.4.1.拆除烟气旁路前，脱硫系统原保护跳闸条件
1）增压风机跳闸；
2）锅炉MFT信号；
3）净烟气挡板未开到位；
4）增压风机前温度高于160℃；
5）原烟气压力高于±1千帕延时8秒；
6）仅一台循环泵运行延时30分钟；
7）3台浆液循环泵全停；
8）增#3炉点火枪运行延时60分钟。
9）增压风机跳闸后15秒内旁路挡板开度小于80%，请求锅炉MFT；
5.4.2.拆除烟气旁路后，逻辑优化
删除“增压风机跳闸；锅炉MFT信号；净烟气挡板未开到位；仅一台循环泵运行延时30分钟；#3炉点火枪运行延时60分钟”等脱硫系统保护跳闸条件。
新增“脱硫净烟道出口烟气温度大于70℃，延时15秒”条件。并新增3个净烟气温度测点，实现三选二保护，并进行速率判断和断线闭锁条件，当任意1个温度测点变化速率大于5℃/s时，闭锁该测点；当任意一个温度测点断线时，该测点显示最小值，提高了保护可靠性。
此处保留“增压风机跳闸后15秒，触发锅炉MFT”条件。增压风机跳闸判断信号为：当增压风机运行信号消失且停止信号已发。新增“脱硫系统跳闸，触发锅炉MFT条件。
6.新增事故喷淋保护
6.1.联锁开条件：“无浆液循环泵运行且事故喷淋水前原烟气温度大于80℃；或有浆液循环泵运行且事故喷淋水前原烟气温度大于150℃”。当无浆液循环泵运行时，脱硫系统及锅炉主机均已跳闸，吸收塔入口温度大于80℃时，可能会损坏吸收塔鳞片；当有浆液循环泵运行时，证明吸收塔喷淋系统正常，此时吸收塔入口烟气温度在150℃范围内时也不会造成鳞片损坏，当温度高于150℃再将事故喷淋水打开，将快速降低吸收塔入口烟温，进而保护吸收塔。
6.2.联锁关条件：“有浆液循环泵运行且事故喷淋水后原烟气温度小于125℃；或无浆液循环泵运行且事故喷淋水后原烟气温度小于70℃”且“事故喷淋前任意有一个测点的温度低于150℃”。
7.结论
完成烟气旁路拆除及相应逻辑优化后，对所有优化后的脱硫系统的主要保护、联锁进行实际回路传动，机组启动系统投运后，设备运行正常，保护安全可靠，没有发生由于设备改造及运行人员操作问题造成的事故，证明了本次改造工作的成功完成，效果良好。
参考文献