330 MW热电联产机组无电泵启动技术及应用
2024-01-03黄二仙
汪 伟,黄二仙
(广州中电荔新热电有限公司,广东 广州 510140)
火力发电机组因自身的属性限制,启动过程用时较长。传统火力发电机组启动时一般采用电动给水泵向锅炉供水的方式。电动给水泵因其出口压力稳定,控制方便,成为火力发电机组开机首选。但电动给水泵功率大,而机组启动过程给水需求量低,且开机过程时间又长,所以会耗大量的电能[1]。围绕“双碳”目标及电力现货市场化,实现成本领先,推进生产业务降本降费,是火力发电厂节能工作的重中之重。降低开机成本,解决开机过程电动给水泵的高能耗问题,是其中一个关键点。火力发电机组无电泵启动技术具有能耗低、安全、操作简单灵活等优点,是机组启动节能降耗的一个优质方法,国内外已有类似案例,取得了一定的节能成效[2]。
1 给水系统技术条件分析
1.1 给水泵组基本概况
某火力发电厂装机2台(330 MW×2)热电联产机组,机组给水系统各配有2台汽泵(50%BMCR×2)和1台电动给水泵(30%BMCR)。汽泵为FK6D32M型卧式多级离心泵,由小汽轮机驱动。小汽轮机为G6.6-1.0型变功率、变转速多级蒸汽轮机,驱动蒸汽采用外部切换方式。MEH控制系统可自动/手动调整转速,并在0～6 000 r/min范围内手动可调。电动给水泵为FK6G32AIM型多级离心泵,其为筒体芯包、卧式,采用液力耦合器调节。电动给水泵因调节性能优异,设计用作机组启/停时向锅炉上水,以及汽泵故障时联锁启动保水等。电动给水泵可连续工作,当1台汽泵停运,另1台汽泵与电动给水泵可满足锅炉80%BMCR蒸发量。
1.2 汽泵工作条件
1.2.1 工作汽源条件
驱动汽泵的小汽轮机配有2路汽源:一路采用该发电汽轮机第四级抽汽作为工作主汽源;另一路采用相邻发电汽轮机的第四级抽汽作为辅助备用汽源,如图1所示。发电汽轮机为东方汽轮机厂CC330/250-16.67/3.5/1.0/538/538型亚临界、双抽汽凝汽式供热汽轮机,其第四级抽汽参数为356 ℃/0.981MPa(a),该级设计最大抽汽流量为 300 t/h,完全满足小汽轮机的暖机、冲转及正常带负荷运行。2路汽源可进行无扰外切换。
图1 汽泵驱动汽源示意图
1.2.2 临界转速
G6.6-1.0型小汽轮机一阶临界转速在2 620 r/min、二阶临界转速在9 233 r/min。在无电泵启动技术应用中,汽泵组只在800 r/min、1 800 r/min、3 000 r/min 3个转速段运行,这3个转速也是厂家规定的暖机转速。该技术巧妙利用了这3个转速段的出口压力和流量,既满足暖机要求,又满足锅炉启动用水要求,并能完全规避给水泵组的临界转速区[3]。
1.2.3 泵组安全保护分析
FK6D32M型汽泵设置有再循环管,管上设置有可自动调整再循环阀,当给水流量td
表1 给水系统工况图表
另外,汽泵驱动小汽轮机的TSI及METS系统保护比较完善,不但设置有常规润滑油压低保护、轴承温度限制保护、振动值限制保护、低水位保护、轴向位移保护等,而且设置的保护具有软、硬两套保护逻辑,保护成熟可靠,可以有效保护汽动泵工作点落在其安全工作区域内[6],如图2所示。
图2 汽泵多转速曲线图
1.2.4 给水系统接入系统方式
该厂2台机组给水系统采用相同的配置方式,分别由2台汽泵(50%BMCR×2)和1台电动给水泵(30%BMCR)、给水管路、相关阀门及给水调节平台组成,3台给水泵并联布置,各泵出口分别经各自的出口电动截止阀后汇入给水母管。在进入锅炉省煤器前母管设置有给水平台,给水平台分主路和旁路2路。给水旁路最大流量为30%BMCR,旁路管道上设置有电动调节阀及电动截止阀,用于低负荷下给水流量调整及主路切换;给水主路流量为100%BMCR,主路上设置单一电动截止阀。为保持旁路与主路切换过程中给水安全,主路电动截止阀可中停但不作调节用。为提高给水泵进口压力,防止主给水泵汽化,在3台主给水泵入口分别串联1台离心式前置泵(以下称汽泵的前置泵为“汽前泵”),将电动给水泵组的主给水泵与汽前泵设置为同轴双泵。各汽前泵的进口也分别设置有电动截止阀,如图3所示。
图3 机组给水系统原理图
2 无电泵启动控制策略
2.1 控制逻辑
该厂给水系统控制逻辑采用330 MW火力发电机组典型的设置方式,包含了多种控制逻辑与功能,包括对汽泵、电动给水泵转速控制,阀门选择和控制,旁路和主路的切换及泵组联锁保护等,如图4所示,可满足不同工况下对控制方式的自动适应,实现给水系统的有效控制[7]。该火力发电机组无电泵启动技术是在充分利用现有控制逻辑的基础上,科学安全地利用了汽泵冲转和暖机过程中的压力和流量,是对现有系统控制方式的优化和创新使用,最终达到火力发电机组无电动给水泵启动的目的[8]。
PI1——给水旁路调节器;PI2——电动给水泵单冲量调节器;PI3——给水三冲量主调节器;PI4——电动给水泵副调节器;PI5——汽泵副调节器;PV-M/A——旁路调节阀控制M/A站;EP-M/A——电动给水泵M/A站;A-M/A——A汽泵转速M/A站;B-M/A——B汽泵转速M/A站
2.2 无电泵启动技术关键过程控制
2.2.1 准备阶段控制
通过PI5选择该汽泵的相关阀门,完成给水系统阀门方式的准备;然后启动第一台汽前泵,完成锅炉上水等准备工作。
2.2.2 锅炉点火升温升压阶段过程控制
关闭给水平台主给水电动截止阀,通过PI1控制给水旁路调节阀开度。当第一台汽前泵出口压力不能满足锅炉上水需求时,选择该泵对应汽泵,用MEH控制系统控制该汽泵冲转,并根据汽泵的出口压力与汽包压力压差,阶梯式提升汽泵转速,以保持汽泵出口压力与汽包压力间有效的压差,满足给水旁路调节阀安全调节的需求。
2.2.3 第一台汽泵转速>3 000过程控制
当第一台汽泵转速>3 000 r/min时,该泵控制权由MEH控制系统交由DCS控制系统控制,PI1将给水旁路调节阀投入自动控制。
2.2.4 给水旁路与主路切换
当给水流量td在25%～30%BMCR时,通过PV-M/A站将给水旁路切换至主路。旁路/主路切换完成后,旁路调节阀退出运行,通过汽泵M/A站将汽包水位控制方式转换为汽泵转速调整。在td<30%BMCR阶段时,系统采用汽包水位单冲量控制方式;当td>30%BMCR时,系统自动切换至三冲量控制方式[9]。联锁逻辑通过PI3将汽包水位信号叠加蒸汽流量和给水流量,输出至PI4和PI5,给水流量td在30%～100%BMCR运行过程中,均采用串级三冲量控制。
2.2.5 主给水流量40%～50%BMCR阶段控制
选择PI5,启动第二台汽泵,并按操作票要求将第二台汽泵冲转至3 000 r/min,并满足旋转备用条件。当第二台汽泵符合旋转备用条件时,将该泵MEH控制系统投CCS遥控,转入由DCS控制系统控制[10]。当给水流量td为45%～50%BMCR时,调节第二台汽泵转速,使其与第一台汽泵出口压力一致,并将第二台汽泵与第一台并列,并列后2台汽泵均采用转速控制方式控制汽包水位[11]。至此,无电泵启动控制完成。
2.2.6 启动过程电动给水泵控制
在火力发电机组采用无电泵启动方式开机过程中,电动给水泵始终保持联锁备用方式,在单台汽泵供水阶段,保持电动给水泵勺管50%备用;当第二台汽泵并列后,保持电动给水泵勺管70%备用。以上方式可确保当任何一台汽泵故障跳闸时,电动给水泵可以立刻联锁启动,实现安全供水[12]。
3 无电泵启动技术的实际应用
2021年12月2日,无电泵启动技术在某火力发电厂1#发电机组开机过程中成功实施。在实施的过程中,1#发电机组启动实现了全程无电动给水泵应用,机组启动过程没有发生给水流量失控,也没有发生锅炉水位事故,具体过程如图5所示。
图5 无电泵启动过程曲线图
3.1 第一阶段:准备阶段
00:10,除盐水被送至凝汽器,冲洗凝汽器至水质合格,然后打通低压加热器给水管路,向除氧器上水,并进行除氧器冲洗。利用2#机组(相邻机组)提供的辅助蒸汽给1#机组除氧器投加热,启动A汽前泵进行除氧器给水循环[13]。
02:20,除氧器水质合格,开启A汽泵出口电动截止阀,只采用A汽前泵对锅炉进行冲洗及上水,A汽前泵的额定扬程为124.94 m,可以克服锅炉炉膛的高度(65m)和给水系统、省煤器及沿程的阻力损失[14]。上水过程选择给水旁路,用给水旁路调节阀进行给水流量调节,控制上水速度。
07:05,锅炉水质合格,将锅炉汽包上水至-100 mm(点火水位)水位,准备点火。一方面,建立锅炉风烟系统;另一方面,利用备用汽源将1#机组主汽轮机、A/B汽泵驱动小汽轮机送轴封,并建立凝汽器真空(>-90.1 kPa)。机组真空建立合格后,采用备用工作汽源对A汽泵驱动小汽轮机蒸汽系统进行预暖。
3.2 第二阶段:锅炉点火及升温升压阶段
07:23,各专业协调准备工作完成,锅炉点火。锅炉点火后,锅炉炉温开始上升,锅炉汽包逐步升压。初始升温升压阶段选择给水旁路上水,用给水旁路调节阀进行给水流量调节,控制上水速度[15]。
10:30,汽包压力达0.2 MPa,A汽前泵出口压力几乎与省煤器进口压力持平,将A汽泵转速升高至800 r/min,该转速也是驱动小汽轮机的低速暖机转速,此时汽泵出口压力约为1.92 MPa,同时继续控制给水旁路调节阀调节给水流量,以满足给水需求。为防止A汽泵发生异常跳闸导致锅炉断水,将电动给水泵投入联锁备用状态。为防止电动给水泵联锁启动瞬间大流量对系统产生冲击,将电动给水泵勺管初期置于50%开度,并根据机组负荷情况作调整递增,最终将其置于70%开度(正常运行联锁备用开度)。
11:32,随着锅炉燃烧加强,锅炉炉温升高,汽包压力和蒸发量增加,主汽压力逐渐升高至2.0 MPa,给水流量需求相应提升。提升A汽泵转速至1 800 r/min,此时汽泵出口压力约为4.2 MPa。1 800 r/min是小汽轮机的中速暖机转速。继续采用调整给水旁路调节阀的方式实现对汽包水位的调整,维持给水旁路调节阀前后压差在1.5～2 MPa,保持给水稳定。并通过汽轮机高、低压旁路系统控制机组的升温升压率,按机组启动升温升压曲线逐渐提升蒸汽参数,使其向汽机冲转蒸汽参数靠近。
13:10,当锅炉参数进一步提升时,A汽泵出口压力逐渐不能满足压差要求,将A汽泵转速提升至3 000 r/min。由于驱动小汽轮机的临界转速为2 620 r/min,在该转速提升段,须严格按照操作票的规定,设定小汽轮机升速率为200 r/min,目标值为3 000 r/min。汽泵升速过程中,控制汽泵组平稳度过临界转速,使振动值不超限。该阶段汽泵转速提升较快,汽泵出口压力提升较快,需及时调整给水旁路调节阀,以保证汽包水位安全。
13:16,A汽泵转速升至3 000 r/min定速,汽泵出口压力大约为7.5 MPa,保持该转速,暖机时长>10 min。暖机结束,检查泵组无异常后,将泵组控制权由MEH控制系统交由DCS控制系统控制,转速仍保持手动控制[16]。继续利用给水旁路调节阀调节汽包水位,并将锅炉主汽参数逐步往冲转参数提升。
3.3 第三阶段:主机并列及低负荷阶段
13:20,锅炉过热蒸汽压力达4.2 MPa,蒸汽参数达主机冲转要求,蒸汽品质合格,对主机进行冲转。
13:55,主机在3 000 r/min定速运行。
14:25,检查汽轮发电机组各系统正常,发电机符合调度并列要求,将主机并列并带初负荷。发电机并列后,随着机组负荷提升,根据机组蒸汽参数需求,DCS控制系统投手动阶梯式提升给水泵转速,保持给水泵出口与汽包压差在1.5～2 MPa,继续利用给水旁路调节阀调节汽包水位,保持汽包水位安全稳定,给水旁路调节阀投入自动控制[17]。
15:50,主机负荷达80 MW,给水流量td接近300 t/h,相当于25%BMCR,将给水旁路与主路进行切换。此时逐步全开给水主路电动截止阀,逐步切除给水旁路。
16:20,主/旁路切换完成,采用调整汽泵转速的方式调整给水流量,将A汽泵投入转速自动控制,机组继续升负荷。
3.4 第四阶段:第二台给水泵启动及完成阶段
16:40,主给水流量升至40%BMCR,利用主工作汽源将B汽泵进行冲转。18:15,B汽泵冲转至3 000 r/min定速,并检查符合旋转备用条件,将B-MEH控制系统投CCS遥控,B汽泵出口电动截止阀暂时不并列。
18:20,主机负荷超过135 MW,给水流量td≥420 t/h,将B汽泵出口压力调整至与系统压力接近,将B汽泵并入给水系统,调节2台汽泵至转速与流量平衡,并投入转速自动控制。
18:35,检查A、B汽泵运行工况正常,将A汽泵汽源切换至主工作汽源,检查电动给水泵联锁设定为70%,完善机组启动过程中其他操作,完成无电泵机组启动操作。
19:30,机组负荷达230 MW,达到机组供热条件,对供热管路进行疏水暖管后,对外进行供热。
4 无电泵启动技术的优点
4.1 节能
4.1.1 节电
从锅炉上水冲洗开始,至机组2台小机并列大概需要19 h甚至更长时间,取时间t=19 h。若采用电动给水泵进行机组启动,耗用的电量将非常可观。电动给水泵为6 kV设备,功率Pe=3 700 kW,额定电流Ie=408 A,运行平均电流IAvg>280 A,取IAvg=280 A,电动给水泵功率因数cosφ=0.907,其开机过程电动给水泵节约电量可用式(1)计算。
(1)
式中:Ue为电动给水泵额定电压;IAvg为运行平均电流;cosφ为电动给水泵功率因素;t为开机过程电动给水泵运行时间。
根据计算可知,本次机组采用无电泵启动,整个开机过程约节省电量50 143 kW·h。
4.1.2 节煤
本火力发电机组无电泵启动技术,是利用汽泵冲转和暖机过程的能量。在没使用该技术前,汽泵驱动小汽轮机的冲转和暖机过程所产生的蒸汽是白白浪费掉的,而该技术则充分利用了这部分能源。该部分蒸汽的焓值可用过热蒸汽焓的计算公式计算。
h=h1+Cp·(T-T1)
(2)
式中:h为过热蒸汽的焓;h1为饱和蒸汽的焓;Cp为过热蒸汽比热容;T为过热蒸汽温度;T1为饱和蒸汽温度。
取相邻发电汽轮机四段抽汽(即备用汽源蒸汽)参数:温度T=356 ℃,压力P=0.96 MPa时的蒸汽。查焓熵图可得:h1=3 069 kJ/kg,Cp=2.60 kJ/(kg·℃),该参数下单位质量蒸汽的焓h计算为586.14 kJ/kg。
给水泵小汽轮机的额定蒸汽用量为19.48 t/h,拟取开机过程平均用汽量MIS=9 t/h,取开机过程汽泵从冲转到常规开机小机并入过程用时t=5 h,取标准煤的低位热值LHV=29 307.6 kJ/kg。开机过程使用的蒸汽折算为标准煤质量可用式(3)计算。
(3)
式中:Mc为标煤质量;h为过热蒸汽焓;MIS为开机过程平均蒸汽用量;t为开机时间。计算可得,折算的标准煤质量为8.99 t。
从式(1)、式(3)可以看出,本次开机可节省电量约5万kW·h,节约标煤约8.99 t。而在目前电力现货市场模式下,火力发电机组启、停次数空前增加。据统计,为满足电力现货市场模式及平衡发电厂成本,该厂在2022年2台机组共启、停34台次,若采用无电泵启动技术,可以为电厂取得显著的经济效益。
4.2 提高能源利用效率
从能源转换角度看,汽泵直接使用蒸汽内能转换为泵的机械能,相比将蒸汽内能通过系列过程转换为电能、电能再转换为电动给水泵机械能,其能源转换过程减少,能源利用效率明显增加。由研究可知,同种给水量工况使用汽泵供水比电动给水泵节能11%～27%[18]。
4.3 增加机组启动过程给水系统安全性
传统启动方式采用单电动给水泵运行,若电动给水泵故障会导致给水中断,进而导致机组启动过程中断[19]。若机组采用无电泵启动技术,因其采用汽泵为锅炉供水,相当于多了1台给水泵运行,给水系统也多了一层保障。
4.4 减少操作量,降低危险系数
给水泵并列操作是一个危险系数较高的操作,直接使用1台汽泵启动,只需要对第二台汽泵并列一次,减少了操作量,降低了操作不当带来的系统风险,降低了给水系统危险系数。
4.5 提高机组启动灵活性
实际开机过程中,汽泵启动操作项目比较多,且暖机时间长,时间上和主机启动经常不能顺利衔接,主机等泵的问题突出。采用无电泵启动技术,可实现暖机和供水同时进行。主机连续升负荷无需再受汽泵启动暖机的制约,可实现按主机开机曲线连续升负荷,因而机组启动更加灵活快捷。
5 结论
本文通过对330 MW热电联产机组无电泵启动技术的分析及实施验证,证明无电泵启动技术完全可以在火力发电机组启动过程中安全应用。本文提出的热电联产发电机组无电泵启动技术,与传统启动方式相比,主要创新如下:该技术未改变机组现有给水系统的任何软、硬件设施,只通过优化汽泵的控制方式及对系统相关阀门选择应用,即可实现无电泵启动技术的运用;该技术不但能有效降低开机过程中的能耗,更减少了操作量,简化了开机流程,并提升了机组启动过程中安全性,使得机组启动更加灵活。无电泵启动技术是火力发电机组启动过程节能增效的一个上佳选择,同类发电机组可参照本技术的技术原则进行复制实施。
