汽動給水泵替代電動給水泵全程調節在金灣電廠的實踐

侯劍雄

(廣東珠海金灣發電有限公司， 廣東珠海 519050)

運行與改造

汽動給水泵替代電動給水泵全程調節在金灣電廠的實踐

侯劍雄

(廣東珠海金灣發電有限公司， 廣東珠海 519050)

介紹了金灣電廠超臨界機組汽動給水泵替代電動給水泵全程調節技術的實踐過程。針對機組頻繁調停及電動給水泵耗電高的不利現狀，提出了汽動給水泵替代電動給水泵實現機組啟動的措施。優化操作后機組啟停時外購廠用電明顯降低，啟動速度加快，給水泵并泵操作得到簡化，電動給水泵維護費用減少，取得了良好的經濟效益，為超臨界機組汽動給水泵替代電動給水泵全程調節積累了經驗。

超臨界機組； 給水泵； 節能

火電廠機組啟停時通常使用電動給水泵(簡稱電泵)提供給水。近年來，隨著發電容量的逐漸過剩，火電機組調停次數逐年增多。火電機組啟動時間長，電泵作為火電廠最大的輔機，消耗大量外購廠用電，啟動時會對其他6 kV廠用設備造成沖擊。汽動給水泵(簡稱汽泵)前置泵額定電流僅為電泵的1/10，若能代替電泵可節約廠用電，并可省去電泵和汽泵的并退泵操作，降低操作風險，加快啟動速度，同時減少電泵使用頻率，降低維護費用。因此，在機組啟停時若能用汽泵替代電泵運行，可實現多重好處[1-2]。

但汽泵原設計在2 800 r/min以下為給水泵汽輪機沖轉階段，并不具備低給水流量調節能力。筆者對此問題進行研究，基于金灣電廠的設備現狀，通過現場試驗，在不進行設備改造的情況下，解決汽泵全程調節給水流量的問題。

1 設備概述

金灣電廠2臺機組為600 MW超臨界燃煤機組，于2007年投產。鍋爐型號為SG-1913/25.4，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒。鍋爐啟動系統配有內置式分離器，無啟動循環泵。滿負荷額定主汽壓為24.2 MPa，給水系統配置2臺汽泵和1臺電泵。電泵出口設有調節閥，汽泵出口無調節閥，給水管路無調節閥。汽泵設有3路汽源，分別來自輔汽、4號抽及冷再。給水系統圖見圖1，主要技術參數見表1。

圖1 給水系統圖

項目數值前置泵額定功率/kW560前置泵額定電流/A62.1前置泵額定揚程/m137汽泵輔汽壓力/MPa0.31～0.90最低連續運行轉速/(r·min-1)2800一階臨界轉速/(r·min-1)2154給水泵汽輪機排汽溫度/℃<150電泵額定功率/kW8000電泵額定電流/A858鍋爐大板梁底標高/m79.1除氧器頂部標高/m26.2汽泵標高/m13.7前置泵標高/m0

2 汽泵替代電泵可行性和安全性分析

2.1 可行性分析

對汽泵啟動過程的各個節點進行分析，對技術可行性分析如下：

(1) 汽泵沖轉前鍋爐冷態上水問題。由表1數據可知：前置泵布置在汽輪機房0 m，前置泵額定揚程為137 m，除氧器布置在26.2 m高度，相加總壓頭為163.2 m。鍋爐大板梁底部標高為79.1 m，前置泵總壓頭與鍋爐高度值差值為84.1 m。因鍋爐啟動時給水流量僅為額定流量的30%，沿程管道阻力小，故可使用前置泵給鍋爐冷態上水[3]。

(2) 鍋爐點火后給水流量的供給。鍋爐點火后，隨著主汽壓力的上升，當前置泵無法滿足給水流量要求時，利用輔汽沖轉給水泵汽輪機，通過汽泵的升速提供給水。由于給水泵汽輪機是在鍋爐點火后才沖轉，此時凝汽器真空已建立，給水泵汽輪機具備沖轉條件[4]。

(3) 啟停時給水流量的控制。鍋爐啟動注水時使用汽泵出口電動閥進行節流，實現小流量注水。鍋爐點火前，利用省煤器入口電動閥節流控制給水流量。鍋爐升溫、升壓或停運時，可通過調節汽泵轉速、汽泵再循環閥、省煤器入口電動閥等手段來穩定給水流量。

(4) 給水泵汽輪機汽源供給。給水泵汽輪機原設計有輔汽汽源作為調試用汽，在機組啟動初期可使用輔汽沖轉，到達一定負荷后再切換至4號抽供汽。鍋爐停運前，可將其中1臺給水泵汽輪機切換至輔汽供汽，運行至鍋爐主燃料跳閘(MFT)動作之后。

(5) 給水泵汽輪機沖轉過程與給水流量控制的矛盾。給水泵汽輪機原設計在沖轉時只在600 r/min、1 800 r/min停留，不能在臨界轉速2 154 r/min停留。給水泵汽輪機非線性的升速要求必然會影響給水流量的穩定。解決方法是，給水泵汽輪機沖轉過程中，目標值600 r/min、1 800 r/min根據鍋爐壓力來決定最佳沖轉時機及停留時間，升速過程中通過調節省煤器入口電動閥及汽泵再循環閥開度，配合穩定給水流量。

通過以上分析可看出在不需要設備改造的前提下，機組啟停時利用汽泵替代電泵實現給水流量的控制是可行的。

2.2 安全性分析

給水泵汽輪機低轉速停留時間會變長。故要注意兩點：(1)注意排汽溫度不能超過限值，為盡可能降低排汽溫度，凝汽器要盡量提高真空運行，并確保排汽減溫水閥開啟；(2)給水泵汽輪機在2 800 r/min以下非連續運行區間時，應注意監視給水泵汽輪機和汽泵的振動，盡量減少停留時間[5]。

由于給水泵汽輪機升速過程是非線性的，給水流量會產生波動，存在給水流量控制不穩鍋爐MFT動作的可能，應加強監視與操作。此外，汽泵出口電動閥和省煤器入口電動閥的節流操作使閥門存在磨損可能，應盡量減少節流時間。

3 機組啟動過程

3.1 汽泵替代電泵后啟動過程

以A汽泵為第1臺沖轉汽泵為例，經現場摸索、調整后的主要啟動過程如下：

(1) 退出停爐停汽泵保護、給水泵汽輪機聯跳前置泵保護、給水泵汽輪機跳閘聯關出口電動閥保護、汽泵沖轉允許條件中的“再循環閥全開”條件。全開汽泵再循環閥，啟動A前置泵。此時要確認汽泵是處于轉動狀態，因為汽泵轉動時阻力較小，給水流量可提高100 t/h。

(2) 鍋爐上水時采用單臺前置泵上水，因給水管道是空的，通過汽泵出口電動閥節流注水。省煤器入口電動閥則保持全開。單臺前置泵運行時給水流量最高僅365 t/h，無法滿足鍋爐最低給水流量600 t/h的要求，故需啟動B前置泵并列運行。給水流量最高可達675 t/h，此時通過調節省煤器入口電動閥開度實現變流量沖洗。變流量沖洗完成后，仍保持2臺前置泵運行。汽泵再循環閥全開，關小省煤器入口電動閥節流，維持給水流量550 t/h。

(3) 鍋爐點火。此時凝汽器真空已建立，將A給水泵汽輪機沖轉至600 r/min，暖機20 min以上。 隨著鍋爐升溫、升壓，給水流量將逐漸降低。逐漸全開省煤器入口電動閥，全關2臺汽泵再循環閥。當鍋爐主汽壓力升至0.3 MPa時，給水流量已降至500 t/h，將A給水泵汽輪機升速至1 150 r/min。隨著給水泵汽輪機的升速過程，逐漸開啟B前置泵再循環閥，退出B前置泵帶水。A給水泵汽輪機開始升速時其排汽溫度會逐漸升高，應盡量提高真空。

(4) 主汽壓力繼續上升，給水泵汽輪機隨之繼續升速。上升過程中通過轉速的控制，重新使汽泵再循環閥全開。轉速到達1 800 r/min時暖機25 min。暖機過程中鍋爐可繼續升壓，通過關小汽泵再循環閥來維持給水流量穩定。給水泵汽輪機快速通過臨界轉速2 154 r/min時與1 800 r/min暖機時的操作原理類似。通過汽泵再循環閥的配合使給水流量基本恒定。此后，汽泵再循環閥保持全關狀態無需再開啟。

(5) 當鍋爐主汽壓力升至4.5 MPa時，汽泵轉速為2 300 r/min，投入A汽泵給水控制器自動，汽泵由“轉速控制”轉為“給水流量控制”模式。鍋爐吹管時，主汽壓力變化會造成給水流量變化，此時基本維持汽泵轉速恒定即可，無需過多干預。主汽輪機沖轉后，給水泵汽輪機4號抽低壓汽源隨汽輪機沖轉暖管，給水泵汽輪機高壓汽源隨再熱器升溫、升壓暖管。

(6) 負荷到達150 MW時，用4號抽低壓汽源沖轉B給水泵汽輪機至600 r/min暖機；投入A給水泵汽輪機高壓汽源備用。此時要將A給水泵汽輪機高壓汽源投入備用，防止在接下來的加負荷過程中給水流量不足。250 MW時，并入B汽泵運行。退A汽泵切換給水泵汽輪機汽源至4號抽供后重新并入。此時輔汽壓力高于4號抽壓力，故給水泵汽輪機低壓汽源切換速度要快，防止輔汽倒竄至4號抽管道。確認2臺汽泵并列運行正常，投入原退出的保護。

3.2 啟動過程關鍵控制點

3.2.1 給水泵汽輪機排汽溫度高的解決

給水泵汽輪機沖轉時長短于鍋爐升溫、升壓時長，采用汽泵上水后，為滿足鍋爐升溫、升壓速率不超限，給水泵汽輪機低轉速停留時間將變長，容易使排汽溫度升高。實踐過程中，曾在鍋爐點火前，軸封真空投入后即沖轉A給水泵汽輪機，僅依靠A前置泵和A汽泵維持鍋爐給水流量在550 t/h，但隨著鍋爐點火后汽泵轉速的上升，給水泵汽輪機排汽溫度逐漸升高，到1 350 r/min時已無法維持在150 ℃以下。故鍋爐點火時改為2臺前置泵并列運行方式，將給水泵汽輪機升速時間推遲至鍋爐起壓后。鍋爐起壓后，一方面由于給水泵汽輪機維持相同的給水流量需更多的蒸汽量，另一方面此時凝汽器真空已明顯提高，給水泵汽輪機排汽溫度高問題得到解決。

3.2.2 減少汽泵阻力

實際操作中發現，汽泵沖轉前本體阻力大，約占前置泵1/3的壓頭，導致單臺前置泵運行時無法滿足500 t/h的點火流量要求。汽泵未轉動時，給水流量為265 t/h；汽泵轉動時，給水流量為365 t/h。故鍋爐點火2臺前置泵并列運行時，要確認汽泵處于轉動狀態。

3.2.3 各閥門間的配合原則

汽泵出口電動閥嚴密性要求高，為減少磨損，僅在鍋爐本體和給水管道注水初期進行節流，其余時間保持全開；省煤器入口電動閥起最主要的節流作用，在鍋爐升溫、升壓前控制給水流量，鍋爐點火后應優先全開此閥，然后給水泵汽輪機再升速；汽泵再循環閥因流量小，變化量<100 t/h，對總給水流量影響有限，用于配合給水泵汽輪機升速過程維持給水流量恒定。

3.2.4 升速過程與給水流量穩定的矛盾解決

給水泵汽輪機的升速過程是非線性的，升速、暖機、過臨界轉速期間依靠調整汽泵再循環閥的開度來維持給水流量的恒定。

3.2.5 汽源切換時機

選擇在250 MW將給水泵汽輪機低壓汽源切換至4號抽基于3點考慮：(1)4號抽壓力為0.36 MPa，高于設計最低供汽壓力0.31 MPa并有一定余量，且4號抽蒸汽溫度高于輔汽溫度，此時切換汽源安全性高；(2)鍋爐已完成轉干態且脫硝系統噴氨已投入，機組運行相對穩定；(3)可實現汽源切換與并泵操作的相互配合與同步完成。汽源切換時要注意切換速度，因輔汽壓力高，防止輔汽倒供至4號抽。給水泵汽輪機高壓汽源應在150 MW時投入備用，以防止鍋爐加負荷轉干態時給水流量不足。

3.2.6 降低給水泵汽輪機最低連續運行轉速

給水泵汽輪機和汽泵轉速在2 300 r/min及以上可連續運行，監視參數均在正常值內，低于原設計最低連續運行轉速2 800 r/min。降低連續運行轉速后，可提前至發電機并網前投入給水流量自動控制，減輕運行操作壓力，提高機組并網安全性。

3.2.7 過臨界轉速

給水泵汽輪機在通過臨界轉速2 154 r/min時，振動升高不明顯，最高值為51.5 μm(給水泵汽輪機前軸承x方向振動)和42 μm(給水泵汽輪機后軸承x方向振動)。因此，不用擔心臨界轉速對汽泵替代電泵調節技術的負面影響。

4 機組停運過程

以A汽泵為最后運行泵為例，機組主要停運過程如下：

(1) 退出A汽泵停爐停汽泵保護。在400～450 MW時，輔汽壓力與4號抽壓力接近相同，微開輔汽供給水泵汽輪機汽源電動閥暖管。隨著暖管的進行，該電動閥逐漸開大直至全開，A給水泵汽輪機低壓汽源切至輔汽供汽。B給水泵汽輪機低壓汽源保持4號抽供汽，無需切換。

(2) 機組負荷降低時，保持2臺汽泵運行，汽泵再循環閥手動全開。負荷減至80 MW時，讓鍋爐MFT動作，此時B汽泵自動跳閘，A汽泵則保持運行。手動降低A汽泵轉速，維持給水流量<100 t/h，對鍋爐加藥保養。鍋爐滅火后由于快速采取悶爐措施，主汽壓能保持在8.5 MPa以上，此時給水泵汽輪機轉速在2 600 r/min左右，大于2 300 r/min的最低連續運行轉速。

(3) 鍋爐加藥完畢后打閘A汽泵，恢復停爐停汽泵保護。

機組停運過程中，無需關小省煤器入口電動閥和汽泵出口電動閥進行節流配合；去除了汽泵之間、汽泵與電泵的并退泵過程，大大簡化了給水泵的操作。

5 后續設備改造完善

機組啟動過程中給水泵汽輪機低壓汽源由輔汽切換至4號抽時，因輔汽壓力為0.75 MPa，遠高于4號抽壓力，存在轉速不穩及輔汽倒送至4號抽的風險。為保證給水流量穩定，目前采用先退出汽泵，切換汽源后再并入的方法，操作量大，也不利于機組快速帶負荷。后續在輔汽供給水泵汽輪機汽源管路上增加壓力調節閥，有以下2點好處：(1)汽源切換時可將給水泵汽輪機輔汽壓力調至與4號抽一致，汽泵轉速控制穩定，不用退出汽泵；(2)鍋爐啟動初期第1臺汽泵啟動時可降低汽源壓力至0.1 MPa沖轉，從而有效降低排汽溫度，不用啟動第2臺前置泵，進一步簡化操作。

另外，省煤器入口電動閥原設計為全開全關型，改造為節流型閥門。

6 結語

在充分利用設備現狀的條件下，汽泵替代電泵全程調節技術在金灣電廠得到了成功實施，該技術具有以下2點優勢：

(1) 機組啟停過程全程均可采用汽泵提供給水，電泵無需運行，減少了大量的外購廠用電；同時電泵運行時間大幅減少，節省了維護費用，取得了良好的經濟效益。

(2) 簡化操作，加快機組啟動速度。機組啟停機時減少了汽泵之間、汽泵和電泵的并泵過程，總體上簡化了給水泵操作量，運行操作得到簡化，并加快了機組啟動速度。通過降低給水泵汽輪機最低連續運行轉速，實現給水在發電機并網前投入自動控制，提高了給水安全性，也有利于減輕操作壓力及加快機組啟動速度。

給水泵汽輪機在通過臨界轉速時振動升高不明顯，臨界轉速對汽泵低轉速時控制給水流量的影響很小。后續對給水泵汽輪機的輔汽汽源進行適當改造可進一步簡化操作，提高汽源切換的安全性。實踐證明，采用汽泵替代電泵全程調節給水是可行的，操作過程安全、經濟、穩定。

[1] 張海翔. 660 MW超臨界機組汽泵替代電泵啟動研究與應用[J]. 沈陽工程學院學報(自然科學版), 2010, 6(2): 121-123, 128.

[2] 閆東升. 600 MW超臨界機組無電動給水泵冷態啟動中的給水調節[J]. 發電設備, 2013, 27(2): 116-118.

[3] 靖長財. 采用汽動給水泵替代電動給水泵實現機組啟動的經濟性分析[J]. 電力設備, 2008, 9(1): 26-28.

[4] 方占嶺, 祝憲, 徐東升. 機組啟停全程使用汽動給水泵的實踐與研究[J]. 中國電力, 2006, 41(4): 97-99.

[5] 張洪波. 600 MW機組汽泵全過程給水分析[J]. 節能, 2009, 28(12): 35-36, 45.

Full-process Regulation Practice Using Steam Feed Pump Instead of Electric Feed Pump in Jinwan Power Plant

Hou Jianxiong

(Guangdong Zhuhai Jinwan Power Generation Co., Ltd., Zhuhai 519050, Guangdong Province, China)

An introduction is presented to the full-process regulation practice using steam pump instead of electric pump in the supercritical unit of Jinwan Power Plant. In view of the disadvantages of frequent mediation and high power consumption of electric feed pump, the way to use steam feed pump instead of electric feed pump during unit starting was proposed. After application of the method previously proposed, the outsourcing electricity is significantly reduced during start-up and shut-down of the unit, while the start-up speed is accelerated, the feed pump combining operation is simplified, the maintenance cost of electric feed pump is reduced, with good economic benefits obtained, which may serve as a reference for full-process regulation using steam feed pump instead of electric feed pump in supercritical units.

supercritical unit; feed pump; energy saving

2016-04-06；

2016-06-21

侯劍雄(1975—)，男，高級工程師，主要從事火力發電廠生產運行技術與管理工作。

E-mail: houjianxiong@gdyd.com

TK267

A

1671-086X(2017)01-0048-04