300 MW 机组无电动给水泵运行方案

第37卷第6期2015年6月华电技术HuadianTechnologyV01．37No．6]un．2015300MW机组无电动给水泵运行方案王平波(湖北华电襄阳发电有限公司，湖北襄阳441100)摘要：电动给水泵功率较大，降低其使用率可有效降低厂用电率。通过对机组增加一路辅助汽源，可扩大汽动给水泵的工作范围，在机组启动和停止阶段替代电动给水泵，从而减少厂用电；同时，在事故处理中可以减少机组非计划停运时间。某300MW火电机组实践证明，辅助汽源引人手段可有效减少电动给水泵电耗，提高机组运行可靠性。关键词：电动给水泵；汽动给水泵；再循环阀门；300MW火电机组中图分类号：TM621．2文献标志码：B文章编号：1674—1951(2015)O6—0052一O21问题的提出近年来，火力发电行业发电成本不断攀升，各电厂之间的上网电量竞争日趋激烈。有效提高上网电量，降低厂用电率，是每一个发电厂所面临的重要课题。厂用电率包括供电厂用电率和发电厂用电率，发电厂用电率是指发电消耗的电量和发电量的比值，发电消耗的电量包括各种风机、油泵、给水泵、磨煤机等部件发电过程中产生的电耗。湖北华电襄阳发电有限公司一期工程4×330MW燃煤机组，给水泵的配置是2台50％额定容量的汽动给水泵(以下简称汽泵)和1台50％额定容量的电动给水泵(以下简称电泵)，给水泵主要参数见表1。表1给水泵主要参数湖北地处华中地区，水力发电机组装机容量大，受雨水影响较大，火电厂主要用于调峰，启、停次数比较频繁，平均每年启、停达4O多次，电泵的运行主要集中在机组启、停阶段和事故处理阶段。电泵功率较大，高达5500kW，对降低厂用电率具有举足轻重的作用。本文主要分析减少电泵运行时间对厂用电率的影响。2原设计方案在机组正常运行时，2台汽泵运行，电泵作为启、停机及正常运行中的备用泵。汽泵的用汽来自收稿日期：2014—03—11；修回日期：2014—11—26四段抽汽和主蒸汽，由于主蒸汽参数(温度540℃、压力16．700MPa)与四段抽汽参数(温度337oC，压力0．825MPa)相差太大，为了防止小汽轮机由于温差过大而产生热应力或压力过高而造成调节系统不稳定，自投产以来，主蒸汽汽源一直没有投入使用。在机组启动初始阶段，由于没有低压汽源，一般采用电泵供水；机组并网以后，在机组负荷达到90MW时开始冲转小汽轮机，负荷达到120MW时将第1台汽泵并入系统运行，负荷达到150MW时并入第2台汽泵，并将电泵退出系统运行；在停机过程中，同样的原因，在低负荷阶段，由于低压汽源不足，采用电泵供水。相关逻辑为：汽泵跳闸电泵联动一给水流量小于130t／h时强开再循环一给水流量大于260t／h时强关再循环再循环关闭，给水流量小于130t／h联跳汽泵一锅炉主燃料跳闸(MFT)动作，跳闸汽泵联启电泵3热力系统改进方案原低压汽源热力系统如图1所示。该厂每台机组都配有1个辅汽联箱，其工作压力为0．60—0．85MPa，辅汽来源为四段抽汽和全厂辅汽母管供汽，正常运行中为四段抽汽供汽，机组启动、停机及事故情况下为辅汽母管供汽。辅汽母管汽源为相邻机组的冷段再热蒸汽，冷段再热蒸汽压力为2—3MPa，温度为320℃，完全能够作为小汽轮机的汽源。为了保证机组在四段抽汽汽源不足的情况下也能使小汽轮机运行，从辅汽联箱引入一路汽源作为启、停机时的汽源。相关热力系统如图2所示，其疏水直接排入疏水扩容器，能满足启动及运行中热备用的要求。4系统技术改造后的运行控制方案4．1启动阶段汽泵前置泵的人口压力为0．998MPa，出口压第6期王平波：300MW机组无电动给水泵运行方案·53·四段抽f[图1原低压汽源热力系统轮机轮机图2相关热力系统力为1．435MPa，扬程为49．5m，除氧器布置在水平面上24．0m，前置泵可以将水送到73．5m位置，而锅炉汽包中心线在竖直方向上64．3m，在锅炉上水阶段，完全可以采用前置泵进行上水。但是由于前置泵与汽泵在同一管道系统中，在上水时应将汽泵系统的润滑油系统投入运行，并强制再循环的强开、强关信号，否则如果再循环开启水将无法送到汽包。一般在锅炉点火之前需要建立真空，真空建立之后即可将小汽轮机冲转起来，在初始阶段转速一般维持在2000r／min。在初始阶段锅炉不需要上水，此时为了保护汽泵，防止汽泵汽蚀，应将再循环强开强制信号恢复，但由于汽泵不可能像电泵那样随时调节转速，所以强关强制信号保留，采用手动控制，采用再循环与汽包上水调节门配合调节汽包水位，根据汽包压力调节汽泵转速，且应避开小汽轮机的临界转速。随着蒸汽流量的建立、负荷的升高，逐步提高汽泵转速到达3100r／min以上，并投入锅炉自动运行方式，使汽泵转速配合上水旁路调节汽包水位。当负荷达到60MW以后开启四段抽汽汽源，此时小汽轮机采用辅汽与四段抽汽联合供汽