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摘要 外二公司对#5机组两台汽泵的辅汽进汽管道进行更换，利用辅汽进行汽泵冲转，同时增加省煤器进水旁路调节门，对启动时给水流量控制方式的逻辑修改等进行一系列改造，成功利用单汽泵完成了机组整组启动，并对启动过程中产生的问题及时进行了解决和完善。 外高桥第二发电有限责任公司（以下简称外二）装机两台900MW超临界机组，汽机侧常规配置有两台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台40%容量电动给水泵，电给泵主要在机组启停阶段发挥作用，同时在机组正常运行时起事故备用的作用，其中电泵出口设计有启动流量调节阀，用于机组启动时调节给水压力。而电泵应该是电厂中容量最大的辅机，外二电泵马达的额定功率达到了14200kW，在机组启停阶段光是电泵的用电就占了启停费用的较大部分。随着公司节能工作的不断深入，在启停阶段使用汽泵代替电泵便成了节能项目之一。 机组启动时，采用汽动给水泵替代电动给水泵实现机组启动，实质上就是用蒸汽热能代替电能。从能源转化效率来看，我国能源利用效率约为33％，电动给水泵作为终端用户，每节省1 kW·h的电能就相当于可节约3 kW·h(折合热能3 600 kJ)数量的一次能源(蒸汽热能)。因此，采用汽动给水泵替代电动给水泵实现机组启动，相当于可节约2／3的一次能源，具有显著的经济性。 2.1 启动时的给水流量控制 公司两台汽泵的小汽轮机是西门子公司生产的，其正常运行时控制最低转速为3065rpm。而锅炉进口本来未设置进水调节门，若要在启动阶段调节给水流量，势必要增加一个给水调门。在原省煤器进口旁路门后加装了一个调节门（以下简称省进旁路调门），下图为改造前后的对比。 锅炉上水时，选择一台汽泵作为启动泵，被选汽泵的启动冲转方式维持现有的程控方式启动,在DEH中用辅汽将汽泵冲转至最低转速3065rpm，然后交给DCS控制。由于此时给水泵最低转速的限制，泵转速无法参与给水调节，给水流量由改造时新增的省进旁路调门来控制，进行锅炉上水和冷态冲洗。 汽泵运行后，转速控制汽泵出口压力，并兼顾给水母管及省煤器出口差压。其再循环门投自动，是保证汽泵流量达各个转速下的最小流量时自动开启，保证给水泵的工作点在安全区域内。省煤器进口旁路门投自动调节给水流量。 锅炉点火后，随着锅炉起压，省煤器旁路调门的开度会逐渐打开以维持给水流量250-270kg/s，当该阀开度大于80%时，运行人员手动抬高汽泵转速，转速提高后，该阀的开度会自动减小。当给水流量大于一定值，省进旁路调门开度大于90%，并且汽泵转速大于3200rpm，给泵由调节给水母管压力切换成控制给水流量方式。当给水流量控制方式切换成功后，在运行监视画面中将显示省进主阀允许开启指示，由运行人员将省进旁路调门切手动并开足，并在DCS操作框确认后即会自动开启省进主阀。 2.2 启动汽源问题 汽泵原汽源主要有两路，分别为汽轮机五抽汽和锅炉冷再汽，正常运行中使用五抽汽，冷再汽作为备用。原设计有一路辅汽仅作为调试小汽轮机用汽。遂将此辅汽管道更换成与五抽汽相同管径，辅汽本身来源于邻机冷再，完全能达到汽泵用汽的品质要求。但是辅汽母管压力维持在1.8MPa，而汽泵所需压力只需1MPa不到，故必须在汽泵辅汽进汽管道安装一个调压门，来调节汽泵所需辅汽的压力。
2.3 汽源切换 当机组达至一定的负荷后应尽快安排小机低压汽源切换，从辅汽供汽切换为五抽供汽。目前初定为负荷350MW左右时，当五抽蒸汽品质合格时，开始小机的汽源切换。五抽逆止门打开后，由于五抽压力高，辅汽到小机的逆止门自动关闭，同时辅汽到小机的调压门也自动关闭。 2.4 程控修改 由于机组启动时，作为启动泵的汽泵是不指定的，可根据运行要求选择先启动A泵或B泵，因此需增加操作窗口，方便运行选择启动泵。 取消电泵启动后，两台汽泵之间的启动方式有所不同。作为启动泵的小机程控启动时，由于给水母管压力较低，和启动第二台汽泵时方式略有不同。因此汽泵程控SGC需结合启动泵的选择进行调整。 2.5 电泵备用 改造后机组在启动过程中，电泵开始先不投备用，在机组并网前，运行人员可选择手动将电泵投入备用。机组停运时，当汽泵停运前，需将电泵撤出备用状态。另特殊工况发生时，如发生MFT、RB时，电泵在小机跳闸后自启动，备用方式与改造前相同。 外二#5机组在2011年的11月的小修中进行了汽泵辅汽冲转的改造，并于11月19日进行了首次辅汽冲转试验，本次冲转汽泵的出口门未开启，只是汽泵走再循环通道，试验情况基本正常，仅暴露出的问题是汽泵辅汽调压门的自动调节问题，主要是在汽泵升速的过程中辅汽调压门自动来不及跟上，汽泵升速过程中发生了汽泵进汽压力跌至0，导致汽泵实际转速与设定转速偏差大跳闸。解决措施是依靠运行人员将该调压门切至手动，在升速过程中手动增加该调门的开度，维持汽泵进汽压力。 #5机组在11月25日进行整组启动，在此次整组启动中汽泵辅汽启动主要出现了以下问题，并同时进行了调整和修改，最终顺利完成了这次整组启动。
1) 给水流量大于255kg/s； 2) 省进调门前后压差小于定值； 3) 作为启动泵的转速大于3200rpm； 上水的电泵平均电流取500A， 其功率P = √3UIcosφ = 1.732×10×500×0.9 = 7794kWh， 从电泵启动到机组负荷450MW以上退出电泵总用时大约10小时，其耗能为，W=P×T=77940kWh，如果以外购电价0.63元/kW h计算，其总费用为：49102元。 汽泵耗汽量为平均15t／h，蒸汽平均参数0.6MPa，280℃，其焓值h为：3022kJ／kg，锅炉效率为92.5％，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0.6MPa、280℃的蒸汽所消耗的煤量为：3022／(29271×92.5×(1—2％))=0.1139kg，总耗煤量为17.09吨，以每吨标煤进价650元，总费用是11105元。 可见，机组一次单汽泵启动可节省的费用为49102-11105=37997元，也基本符合文章开头所说节约2/3一次能源的论断。 在节能减排工作日益深入的当下，通过对单汽泵辅汽启动的成功改造，首先节约了能源，其次增加了电厂启动方式的灵活性，最后在运行的操作上也达到了简化的目的，避免了汽电给水泵的切换操作，尤其是在热态启动中机组并网后可快速加负荷至50%。希望外二公司单汽泵启动的成功改造对类似电厂起到一定的借鉴作用，尤其对新建机组可以完全取消电泵的配置，节省一大笔投资成本。 参考文献：陈涛《900MW超临界机组单汽泵启动的改造和探讨》 |
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