摘要： 十里泉发电厂300 MW机组的传统上水方式采用电动给水泵作启动工作泵，机组负荷大于90MW时投入汽动给水泵，当负荷大于150MW时电动泵退出运行作备用泵。通过运行实践表明，这种启动方式存在可靠性低、厂用电率高等问题。文章旨在探讨一种安全、经济、合理的给水泵运行方式，提出了一种机组冷态启动无需凝结水泵、电泵启动，热态启动无电泵上水优化方案，及具体实施情况。分析表明：采用此种工作方案提高了机组启动过程中的安全性和经济性。
关键词： 发电厂；汽轮机；给水泵；上水方式；优化方案
十里泉发电厂6、7号机组,单机容量300MW；锅炉型号为HG－1025/18.2－YM8，为亚临界一次中间再热自然循环汽包炉，设计额定蒸发量为910
t/h；汽轮机型号为N300－16.7/537/537,具有8段不可调整抽汽；除氧器型号为YYW－1050，设计压力为0.98MPa，工作压力为0.74MPa,工作温度为335℃,水箱容积为160m3。系统配置2台50%容量的汽动给水泵组及1台50%容量电动给水泵。小汽轮机配有高压和低压两个相互独立的汽源，高压汽源为新蒸汽，低压汽源为主机4段抽汽或高压辅汽连箱来汽。单台机组均设有独立的辅汽系统，辅汽汽源可由邻机辅汽联箱、二段抽汽(冷再)提供，辅汽系统主要为满足机组启、停及非正常工况下，小汽轮机冲转、燃油雾化、汽机轴封、除氧器加热等用汽的需要。
1 传统上水方式及存在的问题
1.1 传统上水方式
机组给水系统设计原则为：在机组启动时首先启动凝结水泵，利用凝结水泵向除氧器上水，锅炉上水利用电动给水泵组作工作泵，机组负荷大于90MW后，随着负荷增加投入1套或2套汽动给水泵组，负荷大于150MW时退出电泵组作正常运行时的备用泵。
1.2 传统上水方式存在的问题
(1) 厂用电率高。机组冷态启动时，从启动电动泵至负荷150MW(即开启汽动泵时)，需要15h甚至更长时间，电动泵要消耗大量的厂用电。另外，除氧器上水采用凝结水泵上水方式，凝结水泵要消耗大量的厂用电。
(2) 设备可靠性低。汽动泵启动时，暖机暖泵需要一段时间。因此，在机组负荷150MW之前，若电动泵发生故障，汽动泵不能立即投运，则势必要造成锅炉给水中断，机组启动将被迫中止。
因此，为进一步挖掘辅助系统及设备的节能潜力，十里泉发电厂对机组启动上水方式进行了优化，使给水泵运行方式更加安全、经济、合理。
2 给水泵上水方式优化方案及可行性分析
2.1 上水方式优化方案
(1) 机组冷态(或温态)启动时，除氧器不再利用凝结水泵进行上水，而采用凝结水上水泵上水，直到锅炉点火前凝汽器要抽真空时方启动凝结水泵。
(2) 机组冷态(或温态)启动时不再启动电动给水泵，而是首先采用除氧器充压法，向锅炉上水。此方案可称为静压上水。
(3) 当汽包起压，静压上水困难时，在温态时可以启动汽泵前置泵，增加上水压头。由于汽动泵前置升压泵的扬程低(出口压力1.34MPa)，当汽包压力达到近0.5MPa时，前置升压泵无法进一步满足锅炉给水压力的需要。这时，仍然不启动电动给水泵，而是直接利用高压辅汽联箱来汽作为小机汽源，启动汽动主给水泵，进一步提高水压力，以满足锅炉供水的需要。当负荷升至120ＭＷ时，进行小汽轮机汽源的切换，即从高压辅汽连箱来汽切换到4段抽汽直至满负荷。
(4) 机组热态(或极热态)启动时，直接利用高辅汽源冲动小汽轮机，启动汽动主给水泵向锅炉汽包上水。
2.2 除氧器加压向锅炉上水可行性分析
主给水管路系统简图如图1所示，由理想流体的伯努里方程有［1］:
图1 主给水管路系统简图
式中，Z1、Z2为过流断面至基准面的位置高度，Z1=23.5m，Z2=64.5m；P1为过流截面上的压力，P2为大气压力，MPa;C1、C2为过流断面的平均流速，水箱自由表面取C≈0，m/s；ρ为水的密度，在压力为0.7MPa,温度为80℃时水的密度ρ=972kg/m3。
则 P1＝(Z2-Z1)×γ+P2＝0.486MPa
由此理论计算可知，只要除氧器水位表面蒸汽压力达到0.486MPa，即可将除氧器水箱的水压至锅炉汽包。为克服沿程阻力和局部节流损失，将除氧器压力提高至0.6MPa，就能克服上述阻力。因此理论上采用除氧器加压向锅炉上水是可行的。
2.3 机组启动中采用汽泵组上水可行性分析
小汽轮机及汽动给水泵在设计工况下的运行参数见表1。
表1 小汽轮机及给水泵技术规范
序号
项 目
参 数
1
小汽轮机型号
NGZ84.6/83.5/06
型双汽源冷凝式调速汽轮机
2
连续运行转速范围/r·min-1
3100～5900
3
低压侧进汽压力/MPa
0.7934
4
低压侧进汽温度/℃
333.4
5
排汽压力/kPa
7.1
6
汽耗量/kg·kWh-1
5.368
7
汽动给水泵型号
50CHTA/6SP － 3
简式多级离心泵
8
汽动给水泵调速范围/r·min-1
1500～6100
辅汽正常运行中由冷再供汽，机组启停中由邻机供汽，其压力定值为0.85MPa，温度为350 ℃。据机组设计参数，辅汽联箱供汽量可以满足小机冲转及带负荷的要求。运行规程要求锅炉开始点火升压前半小时，汽机侧投上真空及轴封系统，使凝结器真空逐渐提高到-85
kPa左右。因此，锅炉点火升压前小汽轮机已具备冲转条件。
从热力系统及汽泵组本身的特性来分析，可以看出只要通过有关试验，在运行操作上加以补充，利用汽泵组作为开机的工作泵也应该是完全可行的［2］。
2.4 启动前由凝结水上水泵向除氧器上水的可行性分析
上水泵技术规范见表2。对于300MW机组，凝结水上水泵布置于锅炉0m,而除氧器布置于22m的平台。利用由理想流体的伯努里方程，及热力系统及上水泵泵组本身的特性来分析计算，若除氧器压力降到0.4MPa以下时,利用上水泵作为机组启动时除氧器的工作泵也应该是完全可行的。
表2 上水泵技术规范
序 号
项 目
参 数
1
上水泵型号
1H - 100 - 65 - 250
2
流量/m3·h-1
100
3
扬程/m
80
4
水泵转速/r·min-1
2 900
5
配用电机型号
Y280N - 4
6
电机功率/kW
90
3 无电动给水泵启动的具体优化方案
3.1 点火前利用除氧器加压向锅炉上水
锅炉汽包压力为零时，采用静压上水方法；具体操作顺序如下：
(1) 高压加热器的水侧走旁路；
(2) 开启除盐水上水泵，向除氧器补水；除氧器水位达2 300 mm时，停止上水泵运行；
(3) 开启除氧器再沸腾门，利用辅汽将除氧器内的给水加热至温度60～90 ℃，关闭再沸腾门；
(4) 开启辅汽至除氧器压力控制调节门，将除氧器压力控制至0.75MPa;
(5) 调节主给水旁路调节门，向汽包上水，依据锅炉上水要求控制上水速度，上水期间利用辅汽加压，保持除氧器压力在0.65～0.75之间，上水过程要保持除氧器汽源稳定、压力稳定、避免超压；
(6) 当除氧器水位降至1800mm时，关闭主给水旁路调节门，辅汽至除氧器压力控制调节门，开启排氧门，将除氧器压力降至0.3
MPa以下；
(7) 启动凝结水上水泵向除氧器补水至2 300 mm，然后停止上水泵运行，继续利用辅汽汽源将除氧器加热至60～90℃,加压至0.75MPa，再向汽包上水；重复上述除氧器补水、加热、加压之后，关闭主给水旁路调节门，根据需要投入临炉加热，保持汽泡水位。汽包上水过程，直至汽包达到正常水位。
3.2 投入临炉加热后利用前置泵上水
锅炉投入临炉加热，汽包压力上升后（或温态汽包压力较高时），利用除氧器压力不能满足锅炉供水要求，可启动汽泵前置泵，增加上水压头。
3.3 凝结水泵的启动
按运行规程要求锅炉开始升压前半小时，汽机侧投上真空系统及轴封系统，对凝汽器抽真空。轴封系统投入前，需启动凝结水泵运行，以投入轴封冷却器，之后即可利用凝结水泵对除氧器上水。
3.4 锅炉升压后利用汽泵上水
当凝汽器真空逐渐提高到-85 kPa左右，利用辅汽联箱汽源冲动一组汽动给水泵组。提速到1800r/min处，暖机30
min,待锅炉升压至0.5 MPa，旁路开启后锅炉蒸发加强，汽泵前置泵出力不能满足锅炉供水要求，汽包水位开始降低时，将汽泵组升速至3
100 r/min，利用汽泵组对锅炉进行供水，汽泵转速调整过程中，应避免在一阶临界转速附近停留，在通过临界转速时，要注意汽包水位的调整和控制。锅炉升温升压到满足主机冲转参数(P=3.5～4.2
MPa,T=320～360 ℃)需要3.4 h。汽泵组的实际特性范围为：通过再循环系统，维持最小流量160 t/h以上，同时为锅炉提供受热面蒸发及升温升压发生的疏放水消耗所需的供水量，给水泵出口压力在4.0～9.0
MPa。锅炉汽包水位的调节靠主给水旁路门开度大小调节，小汽轮机可维持转速3100r/min不变。
3.5 逐渐提升汽动给水泵的转速
主汽轮机冲转、升速、暖机及并网后到带负荷至120MW，在这个过程中，按运行规程要求锅炉分阶段逐渐提压及升温。并网以后，汽机在150MW负荷以下按滑压运行，汽泵组随着给水量的增加及压力的提高，需分阶段逐渐提升汽泵组的转速，通过开大小汽轮机调门增加进汽量来实现。
3.6 机组启动中小汽轮机汽源切换方式
随着机组负荷的增加，给水量不断增大，主机4段抽汽压力、温度也不断升高，当主机负荷大于120MW时，4抽压力达045MPa,温度达250℃时，根据机组设计参数和试验结果表明，此时4抽供汽已能够满足小汽轮机驱动用汽的要求，可以进行小汽机汽源的切换工作，将汽泵组工作汽源由辅汽联箱供汽切换到四段抽汽上来。
在小汽轮机供汽采用辅汽调试运行时，4抽供汽电动阀门处于关闭状态。机组负荷达到120MW时，检查确认4抽逆止阀门前后疏水处于开启状态，4段抽汽压力达0.4MPa以上，4抽温度与调试用汽温度之差小于20℃。联系热工解除4段抽汽电动阀门自保持，缓慢开启4段抽汽电动阀门，此时要注意小汽机转速、串轴、供汽温度、压力变化。逐渐关小调试用汽截阀门，注意小汽机进汽温度变化小于3℃/min,并且最终进汽温度要有足够的过热度。小汽机用汽切换过程中，如进汽压力低时，可暂缓关闭调试用汽截阀门，待负荷上升后，再逐渐关闭。在汽源切换过程中应特别注意防止系统内疏水未疏净，发生水冲击引起轴向位移增大，推力轴承烧损的情况。
4 优化启动上水方案优越性分析
(1) 机组冷态启动时，真空泵启动前利用上水泵代替1台凝结水泵运行，凝结水泵功率为1 000 kW，上水泵功率90
kW，冷态开机一次，可减少凝泵运行5 h左右，节约厂用电4 500 kW。同时，由于锅炉上水前凝结水泵不运行，所以能避免启动前因汽机侧有检修工作而延误锅炉上水。
(2) 从锅炉上水至锅炉点火升压至汽包压力0.5 MPa这个阶段，和传统方法相比，利用除氧器压力或用1台小泵(前置泵)代替1台大泵(电动给水泵)完成了锅炉供水任务。采用除氧器加压向锅炉上水法可充分利用现有设备，不需要任何改动和投资。可节约启动给水泵所消耗的电能。从锅炉进水至锅炉点火，给水泵需运行5～6
h，耗电约为25 000～30 000 kWh，因此采用除氧器加压向锅炉上水法机组一次冷态启动就可节约厂用电2.2万kWh，并且避免多次启停给水泵给厂用电系统造成冲击，避免给水泵长期处于低负荷运行,延长给水泵寿命［3］。
(3) 从锅炉点火、机组带负荷至电泵与汽泵切换完毕阶段, 上述过程需8 h,传统启动方式采用调速电动泵向锅炉上水，但是由于液力偶合器的效率在低负荷时比小汽轮机的效率低得多，并且还有机电损失和输变电损失，因此所损失的能量较多，采用电泵组作工作泵，要耗厂用电4.0～4.2万kWh；对机组启动上水优化后，由于小汽机在负荷变化时效率变化较小，又是直接驱动给水泵，中间能量转换的环节少，辅助汽量计算只有10t左右，按热值折合成约3.25万kWh，降低厂用电不说,单从能源消耗上比较，采用汽泵组比采用电泵组，每次要少耗0.8～1万kWh，因而热经济性好。
(4) 从安全性上分析，由于整个启动过程中，电动给水泵组始终处于备用状态，并且其启动速度非常快，故开机过程中对给水系统来说，用汽泵组也比用电泵组其可靠性要更高，因而提高了启动的可靠性。特别是当电动泵不能备用时，直接使用汽动给水泵上水能及时按调整要求并网发电，经济效益显著。
（5） 运行操作上，用汽泵组开机增加了辅汽联箱至小汽轮机调试汽源系统的操作，但减少了开停电泵组的操作，所以二者没有太大的差别。
5 结论
在机组启停过程中，提出了除氧器上水采用凝结水上水泵代替凝结水泵上水优化方案，锅炉汽包上水采用除氧器加压法上水和汽泵组上水代替电动给水泵上水的锅炉上水优化方案。经过计算分析表明，对于300MW火电机组利用此运行方案，一方面减少了电动给水泵与凝结水泵的运行时间，节约了厂用电；更重要的是，整个启动过程中，始终有1台电动给水泵作备用，提高了机组启动过程中的可靠性。因此，机组启动采用此上水方式优化方案后，能使锅炉给水系统运行的安全性和经济性都有较大的提高。该项技术已经在华电国际十里泉发电厂300MW机组中正式实施，由于该技术简便易行，运行可操作性强，而且无须增加额外的支出，在电力行业中有较高的推广应用价值。
6 参考文献
［1］ 杨敏媛.火电厂动力设备［M］. 北京：中国水利电力出版社，1996.
［2］ 山东十里泉发电厂. 300 MW机组集控运行规程［S］.山东十里泉发电厂.2004.
［3］ 林万超.火电厂热系统节能理论［M］.西安：西安交通大学出版社，1994.
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