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[摘 要]针对300MW 机组锅炉启动时给水泵运行启动方式存在冷态启动须暖机暖泵，从启动电动泵至机组带150 MW负荷（停泵时）要耗15 h或更长，耗用大量厂用电，本文对锅炉启动上水运行方式进行了优化研究，提出了一种机组启动无电泵上水方案，并对此方案的优越性进行了阐述。
[关键词]300MW 机组 无电泵上水 机组启动
中图分类号：S723.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）19-0084-01
1.概述
现在我国300MW汽轮发电机组，一般配置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。辅汽汽源可由三个方面提供：本机四段抽汽；邻机辅汽联箱；二段抽汽（冷再）。
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。机组给水系统设计原则为：在开停机组时利用电动给水泵组作工作泵，机组负荷大于90 MW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，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，使设备的可靠性降低。因此，机组启动时，锅炉采用无电泵上水不失为一个可行的优化方案。
3.锅炉启动无电泵上水具体优化方案
3.1 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2300mm时，停止上水泵运行；
④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0.3MPa；
⑦启动上水泵向除氧器补水至2300mm，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。
3.2 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，可启动汽泵前置泵，增加上水压头。
3.3 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一85kPa左右，利用辅汽联箱汽源冲动一组汽动给水泵组，提速到1500 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。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锅炉主给水门开度大小联合调节，直到机组负荷达90 MW 时，全开主给水门（建议：加装锅炉主给水门旁路调节门）。
3.4 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，随着机组负荷的增加，给水量不断增大，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。
4.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，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，不需要任何改动和投资。300MW 机组锅炉点火给水泵需运行4～5 h，耗电约为17500一27500 kW·h，因此此方法机组一次冷态启动可节约厂用电20 MW·h.
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。传统启动方式向锅炉上水，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。改进后，按热值折合成约26 MW·h，每次要少耗能量12～16 MW·h。
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，用汽泵组也比用电泵组其可靠性更高。
④运行操作上，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。
5.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。
参考文献
[1] 杨敏媛，火电厂动力设备，1996.
[2] 郑体宽，热力发电厂，1997.
作者简介
刘继成，（1979.05-），男，河北唐山人，专科，河北大唐国际唐山热电有限责任公司工程师。
[关键词]300MW 机组 无电泵上水 机组启动
中图分类号：S723.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）19-0084-01
1.概述
现在我国300MW汽轮发电机组，一般配置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。辅汽汽源可由三个方面提供：本机四段抽汽；邻机辅汽联箱；二段抽汽（冷再）。
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。机组给水系统设计原则为：在开停机组时利用电动给水泵组作工作泵，机组负荷大于90 MW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，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，使设备的可靠性降低。因此，机组启动时，锅炉采用无电泵上水不失为一个可行的优化方案。
3.锅炉启动无电泵上水具体优化方案
3.1 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2300mm时，停止上水泵运行；
④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0.3MPa；
⑦启动上水泵向除氧器补水至2300mm，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。
3.2 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，可启动汽泵前置泵，增加上水压头。
3.3 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一85kPa左右，利用辅汽联箱汽源冲动一组汽动给水泵组，提速到1500 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。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锅炉主给水门开度大小联合调节，直到机组负荷达90 MW 时，全开主给水门（建议：加装锅炉主给水门旁路调节门）。
3.4 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，随着机组负荷的增加，给水量不断增大，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。
4.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，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，不需要任何改动和投资。300MW 机组锅炉点火给水泵需运行4～5 h，耗电约为17500一27500 kW·h，因此此方法机组一次冷态启动可节约厂用电20 MW·h.
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。传统启动方式向锅炉上水，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。改进后，按热值折合成约26 MW·h，每次要少耗能量12～16 MW·h。
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，用汽泵组也比用电泵组其可靠性更高。
④运行操作上，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。
5.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。
参考文献
[1] 杨敏媛，火电厂动力设备，1996.
[2] 郑体宽，热力发电厂，1997.
作者简介
刘继成，（1979.05-），男，河北唐山人，专科，河北大唐国际唐山热电有限责任公司工程师。