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300MW火电机组锅炉无电泵上水优化方案
发布时间：2013-09-11 09:17 来源：未知
1、概述
十里泉发电厂6，7号机组，单机容量300 MW;采用哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG - 1025/18.2 -YM8、设计额定蒸发量910 t/h锅炉，采用哈尔滨汽轮机厂制造的型号为N300-16.7/537/537、具有8段不可调整抽汽汽轮机；系统配置2×50%容量汽动给水泵组及1×50%容量电动给水泵组，单台机组均设有独立的辅汽系统，两机辅汽采用母管连接。辅汽汽源可由两个方面提供：邻机辅汽联箱；二段抽汽（冷再）。辅汽系统主要为满足机组启、停及非正常工况下有关燃油雾化、汽机轴封、除氧器加热等的用汽需要。
2、传统上水方式及存在的问题
小汽轮机有高压和低压两个相互独立的汽源，低压汽源为主机四段抽汽或高压辅汽连箱来汽，高压汽源为新蒸汽。小汽轮机排汽到凝汽器�；楦低成杓圃蛭涸诳；槭崩玫缍米樽鞴ぷ鞅�，机组负荷大于90MW后，随着负荷的增加，投入一套或两套汽动给水泵组，负荷大于150MW退出电泵组作正常运行时的备用泵。
传统上水方式存在以下问题：
①机组冷态启动时，从启动电动泵至机组带150MW负荷（即停止电动泵时），需要15 h甚至更长时间，这段时间内，电动给水泵要消耗大量的厂用电。
②汽动泵启动时，暖机暖泵需要一段时间。因此，在机组负荷150 MW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，从而使整台机组启动工作失败。使设备的可靠性降低。
因此，如何使锅炉给水泵运行方式更加安全、经济、合理，是必须考虑的问题�；槠舳�，锅炉采用无电泵上水不失为一个可行的优化方案。
3、上水方式优化方案及可行性分析
3.1上水方式优化方案
提出以下3种上水方式优化方案：
①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（温态时启动汽动泵的前置泵）向锅炉进水代替电动给水泵向锅炉上水。当汽包起压，静压上水困难时，可以启动汽泵前置泵，增加上水压头。此方案可称为静压上水。
②由于汽动泵前置升压泵的扬程低(出口压力1.34 MPa)，当汽包压力达到近0.5 MPa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，而是直接启动汽动主给水泵（这时小汽轮机汽源为高压辅汽联箱来汽），利用汽泵小汽轮机升速暖机的机会进一步提高给水压力，以满足锅炉供水的需要。当负荷升至120 MW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四段抽汽直至满负荷，富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗�；�、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料。
③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，启动汽动主给水泵上水。
3.2优化方案可行性分析
除氧器加压向锅炉上水可行性分析。如图1所示，由理想流体的伯努里方程有：由此理论计算可知，只要除氧器水位表面蒸汽压力达到0.51 MPa，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0.6 MPa，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。
3.3 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。
辅汽正常运行由冷再供汽，机组启停中由邻机供汽，其压力定值为0.85 MPa，温度为350℃。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一般己具备冲转条件。
从热力系统及汽泵组本身的特性来分析，小汽轮机辅汽联箱来汽完全可以满足小汽轮机冲转所需蒸汽量。因此，可以看出只要通过有关试验，在运行操作上加以补充，机组热态启动或冷态启动当汽包压力达到近0.5 MPa时，利用汽泵组作为开机的工作泵也是可行的。
4、锅炉启动无电泵上水具体优化方案
4.1 点火前利用除氧器加压向锅炉上水
利用除氧器加压向锅炉上水方案如下：
①锅炉汽包压力为零时，采用静压上水方法；
②高加水侧走旁路；
③开启上水泵，向除氧器补水；除氧器水位达
2、300 mm时，停止上水泵运行；
④开启除氧器再沸腾门，利用辅汽将除氧器加热至压力0.75 MPa，温度60～90℃；
⑤开启主给水电动门，向汽包上水；上水期间利用辅汽加热，保持除氧器压力在0.65～0.75MPa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1800 mm时，暂停除氧器加热，开启排氧门，将除氧器压力降至0.3 MPa;
⑦启动上水泵向除氧器补水至2 300 mm，停止上水泵运行，继续利用辅汽将除氧器加热至0.75MPa，向汽包上水；重复上述除氧器补水、加热、汽包上水过程，直至汽包达到正常水位。
4.2投入邻炉加热后利用前置泵上水
锅炉上水至正常水位后，关闭锅炉主给水电动门，利用给水旁路调节门调节水位，根据需要投入邻炉加热，汽包压力上升后（或温态汽包压力较高时），采用除氧器充压法不能满足锅炉供水要求，可启动汽泵前置泵，增加上水压头。锅炉点火后可利用炉水温度升高时的膨胀，开启锅炉侧放水门来保持汽包水位。
4.3 锅炉升压后利用汽泵上水
按运行规程要求锅炉开始升压前半小时，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，利用辅汽联箱汽源冲动一组汽动给水泵组，提速到1 500 r/min处，暖机30 min，利用汽泵出口压力对锅炉上水，待锅炉汽包升压至0.5MPa，旁路开启后锅炉蒸发加强，汽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3 000 r/min，对锅炉进行供水。在此种情况下，锅炉升温升压到满足主机冲转参数(P-3.5～4.2MPa，t＝320～360℃)需用3.5 h。汽泵组的实际特性范围为：通过再循环系统，在维持最小流量160t/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，出口扬程在4.0～9.0 MPa范围，耗功不大。锅炉汽包水位的调节靠小汽机转速与主给水旁路调节门开度大小联合调节，直到机组负荷达90MW时，将给水控制由旁路门切至主给水门。
4.4汽机冲转、升速、暖机并网、带负荷
主汽轮机在冲转、升速、暖机及并网带负荷至120 MW过程中，按运行规程要求锅炉分阶段逐渐提压及升温。发电机并网以后，机组在150 MW负荷以下按滑压运行，汽动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，这样靠通过开大小汽轮机调门增加进汽量来实现。
随着机组负荷的增加，给水量不断增大，由于辅汽联箱至小汽机用蒸汽系统管路及汽源条件所限，小汽机用汽量的增加使小汽机进口压力也不断降低，从最开始的接近辅汽联箱处压力逐渐降低至0.4 MPa以下，由辅汽联箱处蒸汽驱动的汽动给水泵组承担锅炉的上水任务与主机对照存在一个极限负荷点。试验表明，此点在主机负荷约120 MW附近，这时主机四段抽汽压力达0.4 MP以上，应迅速进行小汽机的汽源切换工作，运行的汽泵组工作汽源由辅汽联箱供汽切换到四段抽汽上。随后，按运行规程要求开出第二组汽泵组，电动给水泵组一直作备用状态，机组继续升负荷到调度要求的水平上。
5、无电泵启动上水方案优越性分析
①从锅炉上水至锅炉点火升压至汽包压力0.5MPa这个阶段，与传统方法相比，利用除氧器压力或用一台小泵（前置泵）代替一台大泵（电动给水泵）完成了锅炉供水任务，节省了厂用电，对节省给水泵的耗电量有利。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。300MW机组给水泵低负荷下功率范围为3 500～5 500kW，开机一次，从锅炉进水至锅炉点火给水泵需运行4～5 h，耗电约为17 500～27 500 kW h，因此采用除氧器加压向锅炉上水的方法机组一次冷态启动可节约厂用电20 MW h，并且避免频繁启停给水泵对厂用电系统造成的冲击，避免给水泵长期处于低负荷运行，延长了给水泵寿命。
②从锅炉点火至机组带上150 MW负荷再到电汽泵切换完毕阶段，约需7.5 h。传统启动方式采用调速电动泵向锅炉上水，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。采用电泵组做工作泵，要耗厂用电38～42 MW h，改进启动方式后，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15 t左右，按热值折合成约26 MW h，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，每次要少耗能量12～16 MW h，因而热经济性好。
③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�？欤士讨卸愿低忱此�，用汽泵组也比用电泵组其可靠性更高，因而提高了启动的可靠性。
④运行操作上，二者比较，用汽泵组开机增加的操作量为辅汽联箱至小汽轮机调试汽源系统的操作，减少了开停电泵组的操作，所以二者没有太大的差别。从时间上来看，锅炉点火时，就开出一套汽泵组，比等主机负荷到90 MW以上再接着连投两套汽泵组，这样对减少运行人员集中在一段时间内完成过多的操作比较有利。
6、结论
经过几年多次启动经验和上述分析计算表明，机组启动过程中对锅炉给水泵系统操作方法的改进．一方面减少了电动给水泵的运行时间，节约了厂用电；更重要的是，可以使整个启动过程始终有一台电动泵作备用，提高了机组启动过程中的可靠性。因此，采用此优化上水方案后，使锅炉给水系统运行的安全性和经济性都有了较大的提高。
