汽动给水泵替代电动给水泵全程调节在金湾电厂的实践

侯剑雄

(广东珠海金湾发电有限公司， 广东珠海 519050)

运行与改造

汽动给水泵替代电动给水泵全程调节在金湾电厂的实践

侯剑雄

(广东珠海金湾发电有限公司， 广东珠海 519050)

介绍了金湾电厂超临界机组汽动给水泵替代电动给水泵全程调节技术的实践过程。针对机组频繁调停及电动给水泵耗电高的不利现状，提出了汽动给水泵替代电动给水泵实现机组启动的措施。优化操作后机组启停时外购厂用电明显降低，启动速度加快，给水泵并泵操作得到简化，电动给水泵维护费用减少，取得了良好的经济效益，为超临界机组汽动给水泵替代电动给水泵全程调节积累了经验。

超临界机组； 给水泵； 节能

火电厂机组启停时通常使用电动给水泵(简称电泵)提供给水。近年来，随着发电容量的逐渐过剩，火电机组调停次数逐年增多。火电机组启动时间长，电泵作为火电厂最大的辅机，消耗大量外购厂用电，启动时会对其他6 kV厂用设备造成冲击。汽动给水泵(简称汽泵)前置泵额定电流仅为电泵的1/10，若能代替电泵可节约厂用电，并可省去电泵和汽泵的并退泵操作，降低操作风险，加快启动速度，同时减少电泵使用频率，降低维护费用。因此，在机组启停时若能用汽泵替代电泵运行，可实现多重好处[1-2]。

但汽泵原设计在2 800 r/min以下为给水泵汽轮机冲转阶段，并不具备低给水流量调节能力。笔者对此问题进行研究，基于金湾电厂的设备现状，通过现场试验，在不进行设备改造的情况下，解决汽泵全程调节给水流量的问题。

1 设备概述

金湾电厂2台机组为600 MW超临界燃煤机组，于2007年投产。锅炉型号为SG-1913/25.4，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧。锅炉启动系统配有内置式分离器，无启动循环泵。满负荷额定主汽压为24.2 MPa，给水系统配置2台汽泵和1台电泵。电泵出口设有调节阀，汽泵出口无调节阀，给水管路无调节阀。汽泵设有3路汽源，分别来自辅汽、4号抽及冷再。给水系统图见图1，主要技术参数见表1。

图1 给水系统图

项目数值前置泵额定功率/kW560前置泵额定电流/A62.1前置泵额定扬程/m137汽泵辅汽压力/MPa0.31～0.90最低连续运行转速/(r·min-1)2800一阶临界转速/(r·min-1)2154给水泵汽轮机排汽温度/℃<150电泵额定功率/kW8000电泵额定电流/A858锅炉大板梁底标高/m79.1除氧器顶部标高/m26.2汽泵标高/m13.7前置泵标高/m0

2 汽泵替代电泵可行性和安全性分析

2.1 可行性分析

对汽泵启动过程的各个节点进行分析，对技术可行性分析如下：

(1) 汽泵冲转前锅炉冷态上水问题。由表1数据可知：前置泵布置在汽轮机房0 m，前置泵额定扬程为137 m，除氧器布置在26.2 m高度，相加总压头为163.2 m。锅炉大板梁底部标高为79.1 m，前置泵总压头与锅炉高度值差值为84.1 m。因锅炉启动时给水流量仅为额定流量的30%，沿程管道阻力小，故可使用前置泵给锅炉冷态上水[3]。

(2) 锅炉点火后给水流量的供给。锅炉点火后，随着主汽压力的上升，当前置泵无法满足给水流量要求时，利用辅汽冲转给水泵汽轮机，通过汽泵的升速提供给水。由于给水泵汽轮机是在锅炉点火后才冲转，此时凝汽器真空已建立，给水泵汽轮机具备冲转条件[4]。

(3) 启停时给水流量的控制。锅炉启动注水时使用汽泵出口电动阀进行节流，实现小流量注水。锅炉点火前，利用省煤器入口电动阀节流控制给水流量。锅炉升温、升压或停运时，可通过调节汽泵转速、汽泵再循环阀、省煤器入口电动阀等手段来稳定给水流量。

(4) 给水泵汽轮机汽源供给。给水泵汽轮机原设计有辅汽汽源作为调试用汽，在机组启动初期可使用辅汽冲转，到达一定负荷后再切换至4号抽供汽。锅炉停运前，可将其中1台给水泵汽轮机切换至辅汽供汽，运行至锅炉主燃料跳闸(MFT)动作之后。

(5) 给水泵汽轮机冲转过程与给水流量控制的矛盾。给水泵汽轮机原设计在冲转时只在600 r/min、1 800 r/min停留，不能在临界转速2 154 r/min停留。给水泵汽轮机非线性的升速要求必然会影响给水流量的稳定。解决方法是，给水泵汽轮机冲转过程中，目标值600 r/min、1 800 r/min根据锅炉压力来决定最佳冲转时机及停留时间，升速过程中通过调节省煤器入口电动阀及汽泵再循环阀开度，配合稳定给水流量。

通过以上分析可看出在不需要设备改造的前提下，机组启停时利用汽泵替代电泵实现给水流量的控制是可行的。

2.2 安全性分析

给水泵汽轮机低转速停留时间会变长。故要注意两点：(1)注意排汽温度不能超过限值，为尽可能降低排汽温度，凝汽器要尽量提高真空运行，并确保排汽减温水阀开启；(2)给水泵汽轮机在2 800 r/min以下非连续运行区间时，应注意监视给水泵汽轮机和汽泵的振动，尽量减少停留时间[5]。

由于给水泵汽轮机升速过程是非线性的，给水流量会产生波动，存在给水流量控制不稳锅炉MFT动作的可能，应加强监视与操作。此外，汽泵出口电动阀和省煤器入口电动阀的节流操作使阀门存在磨损可能，应尽量减少节流时间。

3 机组启动过程

3.1 汽泵替代电泵后启动过程

以A汽泵为第1台冲转汽泵为例，经现场摸索、调整后的主要启动过程如下：

(1) 退出停炉停汽泵保护、给水泵汽轮机联跳前置泵保护、给水泵汽轮机跳闸联关出口电动阀保护、汽泵冲转允许条件中的“再循环阀全开”条件。全开汽泵再循环阀，启动A前置泵。此时要确认汽泵是处于转动状态，因为汽泵转动时阻力较小，给水流量可提高100 t/h。

(2) 锅炉上水时采用单台前置泵上水，因给水管道是空的，通过汽泵出口电动阀节流注水。省煤器入口电动阀则保持全开。单台前置泵运行时给水流量最高仅365 t/h，无法满足锅炉最低给水流量600 t/h的要求，故需启动B前置泵并列运行。给水流量最高可达675 t/h，此时通过调节省煤器入口电动阀开度实现变流量冲洗。变流量冲洗完成后，仍保持2台前置泵运行。汽泵再循环阀全开，关小省煤器入口电动阀节流，维持给水流量550 t/h。

(3) 锅炉点火。此时凝汽器真空已建立，将A给水泵汽轮机冲转至600 r/min，暖机20 min以上。 随着锅炉升温、升压，给水流量将逐渐降低。逐渐全开省煤器入口电动阀，全关2台汽泵再循环阀。当锅炉主汽压力升至0.3 MPa时，给水流量已降至500 t/h，将A给水泵汽轮机升速至1 150 r/min。随着给水泵汽轮机的升速过程，逐渐开启B前置泵再循环阀，退出B前置泵带水。A给水泵汽轮机开始升速时其排汽温度会逐渐升高，应尽量提高真空。

(4) 主汽压力继续上升，给水泵汽轮机随之继续升速。上升过程中通过转速的控制，重新使汽泵再循环阀全开。转速到达1 800 r/min时暖机25 min。暖机过程中锅炉可继续升压，通过关小汽泵再循环阀来维持给水流量稳定。给水泵汽轮机快速通过临界转速2 154 r/min时与1 800 r/min暖机时的操作原理类似。通过汽泵再循环阀的配合使给水流量基本恒定。此后，汽泵再循环阀保持全关状态无需再开启。

(5) 当锅炉主汽压力升至4.5 MPa时，汽泵转速为2 300 r/min，投入A汽泵给水控制器自动，汽泵由“转速控制”转为“给水流量控制”模式。锅炉吹管时，主汽压力变化会造成给水流量变化，此时基本维持汽泵转速恒定即可，无需过多干预。主汽轮机冲转后，给水泵汽轮机4号抽低压汽源随汽轮机冲转暖管，给水泵汽轮机高压汽源随再热器升温、升压暖管。

(6) 负荷到达150 MW时，用4号抽低压汽源冲转B给水泵汽轮机至600 r/min暖机；投入A给水泵汽轮机高压汽源备用。此时要将A给水泵汽轮机高压汽源投入备用，防止在接下来的加负荷过程中给水流量不足。250 MW时，并入B汽泵运行。退A汽泵切换给水泵汽轮机汽源至4号抽供后重新并入。此时辅汽压力高于4号抽压力，故给水泵汽轮机低压汽源切换速度要快，防止辅汽倒窜至4号抽管道。确认2台汽泵并列运行正常，投入原退出的保护。

3.2 启动过程关键控制点

3.2.1 给水泵汽轮机排汽温度高的解决

给水泵汽轮机冲转时长短于锅炉升温、升压时长，采用汽泵上水后，为满足锅炉升温、升压速率不超限，给水泵汽轮机低转速停留时间将变长，容易使排汽温度升高。实践过程中，曾在锅炉点火前，轴封真空投入后即冲转A给水泵汽轮机，仅依靠A前置泵和A汽泵维持锅炉给水流量在550 t/h，但随着锅炉点火后汽泵转速的上升，给水泵汽轮机排汽温度逐渐升高，到1 350 r/min时已无法维持在150 ℃以下。故锅炉点火时改为2台前置泵并列运行方式，将给水泵汽轮机升速时间推迟至锅炉起压后。锅炉起压后，一方面由于给水泵汽轮机维持相同的给水流量需更多的蒸汽量，另一方面此时凝汽器真空已明显提高，给水泵汽轮机排汽温度高问题得到解决。

3.2.2 减少汽泵阻力

实际操作中发现，汽泵冲转前本体阻力大，约占前置泵1/3的压头，导致单台前置泵运行时无法满足500 t/h的点火流量要求。汽泵未转动时，给水流量为265 t/h；汽泵转动时，给水流量为365 t/h。故锅炉点火2台前置泵并列运行时，要确认汽泵处于转动状态。

3.2.3 各阀门间的配合原则

汽泵出口电动阀严密性要求高，为减少磨损，仅在锅炉本体和给水管道注水初期进行节流，其余时间保持全开；省煤器入口电动阀起最主要的节流作用，在锅炉升温、升压前控制给水流量，锅炉点火后应优先全开此阀，然后给水泵汽轮机再升速；汽泵再循环阀因流量小，变化量<100 t/h，对总给水流量影响有限，用于配合给水泵汽轮机升速过程维持给水流量恒定。

3.2.4 升速过程与给水流量稳定的矛盾解决

给水泵汽轮机的升速过程是非线性的，升速、暖机、过临界转速期间依靠调整汽泵再循环阀的开度来维持给水流量的恒定。

3.2.5 汽源切换时机

选择在250 MW将给水泵汽轮机低压汽源切换至4号抽基于3点考虑：(1)4号抽压力为0.36 MPa，高于设计最低供汽压力0.31 MPa并有一定余量，且4号抽蒸汽温度高于辅汽温度，此时切换汽源安全性高；(2)锅炉已完成转干态且脱硝系统喷氨已投入，机组运行相对稳定；(3)可实现汽源切换与并泵操作的相互配合与同步完成。汽源切换时要注意切换速度，因辅汽压力高，防止辅汽倒供至4号抽。给水泵汽轮机高压汽源应在150 MW时投入备用，以防止锅炉加负荷转干态时给水流量不足。

3.2.6 降低给水泵汽轮机最低连续运行转速

给水泵汽轮机和汽泵转速在2 300 r/min及以上可连续运行，监视参数均在正常值内，低于原设计最低连续运行转速2 800 r/min。降低连续运行转速后，可提前至发电机并网前投入给水流量自动控制，减轻运行操作压力，提高机组并网安全性。

3.2.7 过临界转速

给水泵汽轮机在通过临界转速2 154 r/min时，振动升高不明显，最高值为51.5 μm(给水泵汽轮机前轴承x方向振动)和42 μm(给水泵汽轮机后轴承x方向振动)。因此，不用担心临界转速对汽泵替代电泵调节技术的负面影响。

4 机组停运过程

以A汽泵为最后运行泵为例，机组主要停运过程如下：

(1) 退出A汽泵停炉停汽泵保护。在400～450 MW时，辅汽压力与4号抽压力接近相同，微开辅汽供给水泵汽轮机汽源电动阀暖管。随着暖管的进行，该电动阀逐渐开大直至全开，A给水泵汽轮机低压汽源切至辅汽供汽。B给水泵汽轮机低压汽源保持4号抽供汽，无需切换。

(2) 机组负荷降低时，保持2台汽泵运行，汽泵再循环阀手动全开。负荷减至80 MW时，让锅炉MFT动作，此时B汽泵自动跳闸，A汽泵则保持运行。手动降低A汽泵转速，维持给水流量<100 t/h，对锅炉加药保养。锅炉灭火后由于快速采取闷炉措施，主汽压能保持在8.5 MPa以上，此时给水泵汽轮机转速在2 600 r/min左右，大于2 300 r/min的最低连续运行转速。

(3) 锅炉加药完毕后打闸A汽泵，恢复停炉停汽泵保护。

机组停运过程中，无需关小省煤器入口电动阀和汽泵出口电动阀进行节流配合；去除了汽泵之间、汽泵与电泵的并退泵过程，大大简化了给水泵的操作。

5 后续设备改造完善

机组启动过程中给水泵汽轮机低压汽源由辅汽切换至4号抽时，因辅汽压力为0.75 MPa，远高于4号抽压力，存在转速不稳及辅汽倒送至4号抽的风险。为保证给水流量稳定，目前采用先退出汽泵，切换汽源后再并入的方法，操作量大，也不利于机组快速带负荷。后续在辅汽供给水泵汽轮机汽源管路上增加压力调节阀，有以下2点好处：(1)汽源切换时可将给水泵汽轮机辅汽压力调至与4号抽一致，汽泵转速控制稳定，不用退出汽泵；(2)锅炉启动初期第1台汽泵启动时可降低汽源压力至0.1 MPa冲转，从而有效降低排汽温度，不用启动第2台前置泵，进一步简化操作。

另外，省煤器入口电动阀原设计为全开全关型，改造为节流型阀门。

6 结语

在充分利用设备现状的条件下，汽泵替代电泵全程调节技术在金湾电厂得到了成功实施，该技术具有以下2点优势：

(1) 机组启停过程全程均可采用汽泵提供给水，电泵无需运行，减少了大量的外购厂用电；同时电泵运行时间大幅减少，节省了维护费用，取得了良好的经济效益。

(2) 简化操作，加快机组启动速度。机组启停机时减少了汽泵之间、汽泵和电泵的并泵过程，总体上简化了给水泵操作量，运行操作得到简化，并加快了机组启动速度。通过降低给水泵汽轮机最低连续运行转速，实现给水在发电机并网前投入自动控制，提高了给水安全性，也有利于减轻操作压力及加快机组启动速度。

给水泵汽轮机在通过临界转速时振动升高不明显，临界转速对汽泵低转速时控制给水流量的影响很小。后续对给水泵汽轮机的辅汽汽源进行适当改造可进一步简化操作，提高汽源切换的安全性。实践证明，采用汽泵替代电泵全程调节给水是可行的，操作过程安全、经济、稳定。

[1] 张海翔. 660 MW超临界机组汽泵替代电泵启动研究与应用[J]. 沈阳工程学院学报(自然科学版), 2010, 6(2): 121-123, 128.

[2] 闫东升. 600 MW超临界机组无电动给水泵冷态启动中的给水调节[J]. 发电设备, 2013, 27(2): 116-118.

[3] 靖长财. 采用汽动给水泵替代电动给水泵实现机组启动的经济性分析[J]. 电力设备, 2008, 9(1): 26-28.

[4] 方占岭, 祝宪, 徐东升. 机组启停全程使用汽动给水泵的实践与研究[J]. 中国电力, 2006, 41(4): 97-99.

[5] 张洪波. 600 MW机组汽泵全过程给水分析[J]. 节能, 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

侯剑雄(1975—)，男，高级工程师，主要从事火力发电厂生产运行技术与管理工作。

E-mail: houjianxiong@gdyd.com

TK267

A

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