600MW机组启停汽动给水泵上水方式探讨

2011-06-22詹新民王瑞军

云南电力技术 2011年1期

詹新民王瑞军隆波

(华能云南滇东第二发电厂，云南曲靖 655550)

1 概述

机组锅炉为亚临界压力，一次再热，单炉膛平衡通风，自然循环，单汽包“W”型锅炉。锅炉型号:B＆WB－2028/17.4—M型;汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为600MW，型号为 N600—16.7/538/538，本机共设有八段抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器;每台汽轮发电机组采用2台50% 额定给水流量汽动给水泵组和1台30%额定给水流量的电动给水泵，用于机组启停时及低负荷时给锅炉上水;给水操作台设置100%主路和30%旁路上水两种方式，机组启停时采用30%旁路上水，负荷达到180MW以上时倒换为100%主路上水。

2 机组启停锅炉上水方式

机组启停锅炉上水方式的现状给水泵所配套使用的2台主给水泵汽轮机 (以下称小汽机)为单缸、冲动、冷凝式，型号为G7－1.0，是变参数、变转速、变功率和能采用多种汽源的汽轮机，额定功率为7000KW，额定转速为5000r/min，控制系统采用MEH控制方式，一阶临界转速2365 r/min，二阶临界转速7133 r/min。正常运行转速范围2900～6100 r/min。它的三路汽源均为主蒸汽、四抽汽源、辅助蒸汽见图1。

图1 汽轮机三路汽源图

汽动给水泵正常运行时，汽源由主汽轮机四段抽汽提供，主蒸汽作为高负荷时的备用汽源，由于四抽的参数随着主机负荷的降低而降低，在运行中，当主汽轮机负荷下降到额定负荷的40%以下时，四抽蒸汽已经不能满足主给水泵功耗的需要，此时要在小汽机低压主汽阀门前通入相应压力、温度的辅助蒸汽，该辅助蒸汽由相邻机组提供，两个低压汽源不能自动切换。电动调速给水泵所配套使用的是1台功率为6300 kw的6kV电机，在机组启动、停止以及事故处理时使用，机组运行时作为汽动给水泵的备用泵。早期600 MW机组启动时，锅炉上水多采用电动调速给水泵的上水方式，因为电动调速给水泵具有转速可以从1600～5300 r/min大范围内平稳连续调节、汽包水位易于控制的优点，但同时带来两方面的主要问题:一方面使厂用电量增加，因为机组冷态启动从点火到机组带300 MW负荷约需10h，如果做电气和汽机等专业试验，时间将增加4～5 h，如果是新机组试运或大修后试运，时间会更长。机组滑停时间正常在2 h，机组的一次启停将增加4×10～6×10 kW·h的用电量，很不经济。另一方面，因没有备用给水泵，使可靠性降低。若电动给水泵故障跳闸，将使锅炉灭火，机组启动失败。因此实践证明，探讨在机组启动、停止时采用辅助汽源驱动汽动给水泵向锅炉上水的方式，是一项经济、安全、可靠的措施.。

3 启动全程采用汽动给水泵上水

1)汽动给水泵汽源由相邻机组辅助汽源供给，控制蒸汽参数0.8MPa，280℃，冲转小汽轮机时，疏水要充分保证有50℃以上过热度。为此保证冲转蒸汽温度高，在辅汽供小机气源管最低处新加一路Ф32疏水管，保证进入小机的蒸汽疏水充分。

2)机组冷态启动时，汽包压力为无压状态，利用相邻机组汽源对A汽动给水泵冲自2050rpm暖机 (考虑一阶临界转速2365 r/min)，检查给水泵出口压力在5.5Mpa左右，保持再循环全开。此时小机因蒸汽流量低，排汽缸因鼓风摩擦过热造成排汽温度高达80度以上，应注意将大机低压缸真空提至－70Kpa以上 (大气压为83Kpa)，适当降低进入小机的蒸汽压力，以提高进汽量，同时冲转小机时须将小机排汽减温水开启，保持排汽温度为75℃以下。在小机2050rpm暖机20分钟后检查各轴承振动、轴向位移、各轴承温度、小机排汽缸温度正常，开启给水泵出口门通过水旁路调整门向锅炉汽包上水，维持上水流量为100～150 T/H(夏季可增大流量至200 T/H)。在上水时着重检查汽前置泵轴承温度，是否有串轴现象。同时维持运行机组安全运行时，辅汽联箱汽源高负荷时采取四抽供汽，低负荷切换为冷再供汽，稳定#1机辅汽联箱蒸汽压力在0.8Mpa左右。

3)汽包上水到0～50mm后，锅炉进行点火，升温升压，当汽包压力升至4.5Mpa，将汽泵冲转至2800rpm(避开一阶临界转速2365 r/min)，泵出口压力8.5Mpa，继续向锅炉补水，过程中应全面检查小机及给水泵各轴承振动、轴向位移、各轴承温度各TSI参数正常。

4)当主再热蒸汽参数达到大机冲转条件，对汽轮机开始冲转，冲转暖机过程中，根据蒸汽流量、汽包水位的变化情况，相应提高汽动给水泵转速。此时检查电泵应在紧急备用状态，防止小机出现异常，锅炉缺水事故。同时用辅汽对B小机进行冲转至2050 rpm暖机20分钟，后速率300 rpm继续冲转至3100 rpm，维持给水泵循环运行，因用汽量增大，注意运行机组辅汽联箱压力正常。

5)小机汽源切换，为防止机组负荷快速升高造成辅汽汽源供汽不足，当机组并网带负荷到200MW以上时，逐步将B汽动给水泵并入系统接带负荷。当负荷达到300MW稳定后，四段抽汽压力与辅汽压力接近时，可先将一台汽动给水泵的汽源又辅汽倒换至四段抽汽供。第一台小机汽源倒换四段抽气稳定后，再将第二台小机汽源也倒换成四段抽汽供，注意在倒换中防止汽源压力突变引起转速和给水流量大幅波动。汽源倒换完毕后投入小机高压汽源备用小机各汽源见图1。

6)机组启动汽泵上水过程中，要监视好小汽轮机机及给水泵各轴承振动、轴向位移、各轴承温度及声音正常，各TSI参数正常，电泵投入备用。

4 停运全程采用汽动给水泵上水

机组正常运行时，A.B汽动给水泵各带50%负荷，汽源均为四段抽汽供，辅助汽源备用，辅助汽源由邻机辅肋联箱供供给。停机过程中，当负荷降至300MW，逐步将A汽动给水泵的汽源由四段抽汽倒至辅助汽源，以后滑参数降负荷过程中并将B汽动给水泵的负荷全部倒至A汽动给水泵，此时可将辅助汽源压力适当调高一点。防止压力太低引起A汽动给水泵调门全开失去调节能力。B汽动给水泵负荷全部倒至A汽动给水泵后，检查A汽动给水泵运行无异常，给水流量，汽包水位稳定。将B汽动给水泵转速降至3100rpm，关汽泵出口门，维持泵循环运行列为备用状态。以防止A汽动给水泵故障跳闸后的紧急备用上水。负荷降到零发电机解列，停运B汽泵，维持A汽泵运行，间断性给汽包上水，当汽包压力降至0.5Mpa带压放水后再停止汽泵运行。停机过程中电泵一直保持备用状态。

5 上水方案分析

1)从锅炉上水至锅炉点火升压这个阶段，与传统的利用电泵上水的方法相比，利用汽泵完成率锅炉供水任务，其优越性可以先从节能方面可以做如下比较。

以600 MW机组启动为例，上水的电泵平均电流取400A，其功率 P=UIcosφ=3803.58kW，从电泵启动到机组耗电能W=P*T其中 P=UIcosφ=364.8kW

总耗电量为W=P*T=5472kW*h，其总费用为3283元。

汽泵耗汽量为平均12t/h，蒸汽参数0.6MPa，280℃，其焓值 h为:3022kJ/kg，锅炉效率为91.8%，标煤低位发热量为29271kJ/kg，各管道损失为2%，锅炉产生1kg参数为0.8MPa，280℃的蒸汽所消耗的煤量为:3022/(29271*91.8* (1－2%)) =0.11476kg，总耗煤量为20.66吨，以每吨标煤进价650元，总费用是13429元。汽泵上水总耗费13429+3283=16712元。

2)从安全性上分析，由于整个启动过程中，汽泵上水，排除了电泵上水时，电泵因液力偶合器传动部件磨损、卡涩、工作油系统和润滑油系统等故障，不能正常投运，延误启机时间或造成给水中断。而汽泵上水过程中电动给水泵组始终负荷350MW以上退出电泵总用时大约15小时。其耗能为，W=P*T=3803.58*15=57053.7 kW*h，如果以外购电价0.6元/kW*h，其总费用为:34232元。

如果同样条件下以汽泵代替电泵上水其耗能为汽前泵耗电能与汽泵耗汽所用的热能之和。汽前泵处于备用状态，并且其启动速度非常快，故开机过程中对给水系统来说，用汽泵组上水比用电泵组上水其可靠性更高，因而提高了启动的可靠性。

3)运行操作上，汽泵上水调节裕度大，给水由30%旁路切主路运行时扰动小，利于汽包水位控制，特别是机组热态启动时，利于机组迅速带负荷。