（陕西商洛发电有限公司陕西商洛）
摘要：随着1000MW等级超超临界参数机组在国内逐渐建设投运，且各项技术日益发展成熟，人们对锅炉给水泵的工作性能和调节性能也提出了愈来愈高的要求，大型火力发电机组配置单台100%汽动给水泵在国内电厂被逐渐采纳使用，全面实现锅炉给水全程变速调节，从而提高机组效率、节约厂用电耗，对节能降耗有重要的意义。
关键词：汽动给水泵；调节；经济；分析
一、工程总体介绍
本期工程2台1050MW超超临界燃煤机组，其锅炉为超超临界参数变压运行，一次中间再热，燃煤直流π型炉。主要参数为：蒸发量3035t/h，主蒸汽压力/温度：29.3MPa/605℃；再热蒸汽压力/温度为：5.8MPa/623℃，汽轮机为四缸四排汽、单轴、双背压凝汽式汽轮机，额定功率1050MW，给水系统配置1*100%BMCR汽动给水泵，带独立凝汽器，并配有一台40%容量的电动给水泵，仅供无临机汽源情况下机组启动用。
二、单台汽泵在超超临界电厂经济分析
采用1X100%汽动给水泵组，与前置泵同轴布置，降低热耗约15kJ/KW.h，驱动给水泵汽轮机国内首次采用国产化—杭州汽轮机厂生产，降低发电标煤耗约0.55g/KW.h，两台机组寿命期内（20年）收益约2686万元，提高机组运行效益。
三、单台汽泵在超超临界电厂运行分析
百万机组配置单台汽动给水泵一方面节能降耗，保证锅炉给水稳定，另一方面也存在一定的风险，在运行过程中，随着机组负荷、运行方式及其他因素变化的影响，对给水流量也产生了很大的扰动，就本厂单台汽泵在运行过程中出现的典型问题以及采取的对策进行简要分析。
（一）机组启动时汽动给水泵并泵时机选择
本期工程单台机组配置100%汽动给水泵和40%的启动用电动给水泵，正常在机组启动阶段电泵保证锅炉给水，在25%负荷时并入汽泵运行，电泵逐渐退出运行。由于电泵特性为在出口压力达到10MPa，流量在600t/h-800t/h，轴承振动发散增大，可能导致电泵跳闸给水流量低MFT，故一般选择在并网前并入汽泵运行或锅炉点火前用辅汽冲汽泵运行，电泵只作为备用。
（二）汽泵汽源切换时给水扰动分析
汽泵汽轮机有三个汽源，正常工作汽源采用四段抽气，启动用汽采用辅助蒸汽，高负荷时五抽作为补气工作汽源。机组正常工况：汽轮机额定进气压力1.14MPa（a），温度384℃，流量144T/H，调节转速范围2650-5100rpm，额定输出功率33024KW。
由于属于地区调峰机组，所以机组负荷在450MW-1050MW之间变化。随着负荷的变化，小机汽源四抽和辅汽存在汽源的切换问题。正常运行时辅汽压力设定0.8MPa，四抽压力随着负荷在0.58MPa-1.1MPa变化，四抽压力0.8MPa时对应负荷应在750MW，由此可知，在机组升降负荷在750MW左右时，存在两路汽源相互切换的过程，为了防止汽源切换导致给水流量波动，采取以下措施：1、降低辅汽压力至0.6MPa，尽量由四抽一路汽源供小机，减小给水流量波动的负荷区间；2、当四抽压力低于0.6MPa（对应负荷500MW）时，缓慢提高辅汽压力至小机汽源全部切至辅汽带，以防四抽压力过低，小机调门全开给水调节性能差。3、在辅汽带小机运行时，为了防止辅汽压力波动，尽量减少辅汽大用户，如空预器吹灰切至冷再汽源等，同时在辅汽供小机用汽增设暖管管路，从辅汽供小机逆止门后加一根管道至五号低加进气口管，确保辅汽汽源处于热备状态。
（三）高负荷时小机补气阀参与调节分析
在机组负荷达到950MW以上时，小机进汽调节阀基本全开，这时第三路汽源五段抽气经补气阀进入小机13级后的扭叶片做功，进一步提高小机转速，增加汽泵出力，保证负荷带到额定1050MW，这时补气阀开度在50%左右。当主机负荷重新下降时，调节器又能自动关闭补气阀。为了保证高负荷时补气汽源能够快速参与调节，在正常运行中补气管路增设暖管管路，从五抽供小机补气电动门前加一根管道到六号低加进汽口管道，确保补气汽源处于热备状态。
（四）小机轴封运行分析
汽轮机轴封系统用来建立真空，阻止空气进入汽轮机汽水系统。来自轴封蒸汽的封汽经节流降压至0.101~0.108MPa后，由封汽管路导入前、后汽封体，少量蒸汽经前、后冒汽管排出，进入主机汽封冷却器。
小机轴封采用辅汽供给，轴封回汽至主机轴封加热器。由于小机轴封用汽量较小，当辅汽在运行中压力稍有波动，就会导致小机轴封压力波动，压力过高时轴端冒汽，小机油中水分增加；压力过低时，小机真空下降。针对这些问题我们采取以下措施：1、为了保证小机两端轴封进汽均匀，在供小机两端轴封管路上各加装一个手动门，调节两边进汽流量均衡；2、在小机两端轴封处加装气密性油档，保证蒸汽不进如油系统，气密性油档采用仪用压缩空气，经过过滤器、减压阀到两边轴封外端，一般压缩空气压力控制在0.2MPa左右。
（五）小机凝结水泵运行分析
本期工程小机凝结水系统配置两台凝结水泵，一用一备，正常运行中将小机凝结水输送至主机凝汽器，以减少热量的损失。小机凝泵进口滤网设计抽空气管路至小机凝汽器，且正常备用时抽空气门开启，在凝泵备用情况下存在不出力的情况，查其原因怀疑可能有空气漏入，导致备用凝泵不能正常运行。另外在小机运行而主机未建立真空情况下，存在小机凝泵压头过低，不能将水打至主机凝汽器。针对以上问题我们采取以下措施：1、在A小机凝结水泵出口和B小机凝结水泵入口加装连接管，并装设手动门，主机未建立真空时两台小机凝泵串联运行，确保小机凝结水正常回收；2、在两台小机凝泵出口管路加装注水管，正常运行微开备用泵连续注水，保证备用泵处于正常备用状态。
四、单台机泵给水运行中出现事故分析
（一）汽动给水泵非驱动端机械密封水温突升导致机组跳闸：
事故前机组负荷905MW，汽泵转速4387r/min，汽泵非驱动端机械密封水温58.57℃，驱动端机械密封水温61.07℃。汽泵在正常运行中非驱动端机械密封水温度一般小于驱动端，此次事故机械密封水温在2分48秒由58.78℃突升至90℃，达跳泵值，导致汽泵停运，锅炉断水，触发锅炉MFT，导致机组跳闸。分析原因，跳闸后在汽泵组盘车状态下检查各项参数均正常，汽泵非驱动端及驱动端机械密封均无外漏。汽泵盘车转速下解体检查汽泵两端机封水过滤器，发现非驱动端机封水过滤器滤芯堵塞严重，滤芯内壁附着大量黑色粉末状粘稠物（黑色附着物疑似碳粉末），附着物保留封存；驱动端机械密封水过滤器滤芯检查较为清洁。经过对堵塞物质化验分析，确定为机组汽动给水泵非驱动端机械密封动、静环运行过程中磨损，产生碳晶粉末堵塞该端机封冷却水系统过滤器滤芯是产生本次机组调整事件的间接原因。
（二）小机汽源不足导致锅炉MFT
事故前机组正减负荷停机至116MW，给水流量840.02t/h，主汽压力8.83MPa，再热汽压力1.02MPa，辅汽联箱压力0.4MPa。汽泵来“小机升速失败”（转速指令与实际转速偏差超500rpm），小机跳闸，锅炉给水流量低手动MFT，锅炉MFT首出为给水泵全停，小机首出为“小机升速失败”。
分析原因，1、小机汽源由本机冷段供给，小机在250MW减负至停机过程中辅汽联箱压力由0.71Mpa降至0.39Mpa小机调阀由59%至全开，小机汽源不足致转速指令与实际值偏差超过500rpm来“小机升速失败”致小机跳闸。
2、冷段至辅汽调节门DCS显示全开，调门节流严重，且调门线性很差，在冷段压力较低时致小机进汽不足。
3、运行值班员估计不足，未考虑到小机汽源问题，本次在减负荷中高旁未提前开启，辅汽汽源只靠高压缸做功后的蒸汽提供，低负荷时小机汽源严重不足。
结束语：
技术成熟的1000MW等级超超临界参数机组在国内逐渐投产使用，所以进一步提高机组效率、降低煤耗和厂用电率，提高机组的经济性也被广泛关注。采用单台汽动给水泵成为目前百万机组的主要配置，但目前国内百万级超超临界机组采用单台100%汽动给水泵运行技术还不成熟，还需要在运行实践过程中多总结，多积累，提高机组的可靠性。