发电厂给水系统电泵倒换为汽泵过程真空下降原因分析

发电厂给水系统电泵倒换为汽泵过程真空下降原因分析

白晶恩

华能左权煤电有限责任公司032600

一、设备简介

给水泵的驱动汽轮机也称驱动汽轮机或小汽轮机。与电动机作为动力相比，汽轮机驱动给水泵虽然有启动时间长，汽水管路复杂，还需要设置备用汽源等缺点，但是其优势仍然十分明显，因而得到广泛应用。600MW超超临界机组50%容量的主给水泵出口压力在30MPa以上，流量达到1400t/h左右，耗功达到9～11MW，由此采用小型汽轮机来驱动更有必要，其优点主要体现在：

a．汽动给水泵转速高、轴短、刚度大、安全性好。当系统故障或全厂停电时，仍可保证锅炉用水。

b．采用大型电动机驱动给水泵时启动电流大，启动困难，而汽动给水泵不但便于启动，而且可配合主机的滑压运行进行滑压调节。

c．大型机组若采用电动给水泵，其耗电约为全厂厂用电的50％，采用汽动给水泵则可降低厂用电，增加供电量3％～4％。

d．可以变速运行来调节给水泵的流量，因而可省去电动给水泵的变速器及液压联轴器。

本机组所采用的G16-1.0-2型给水泵驱动汽轮机是东方电气集团东方汽轮机有限公司从西屋公司引进的技术，为600MW等级汽轮机2×50%容量锅炉给水泵配套而设计和制造的驱动汽轮机。

该汽轮机在额定工况下提供600MW等级汽轮机给水循环的50%负荷，最大工况下可提供大机给水循环的60%负荷。工作汽源的主蒸汽来自主汽轮机四段抽汽，备用汽源来自主汽轮机的再热冷段抽汽。其中工作汽源既能适应THA工况时1.11 MPa的抽汽压力（如上汽、东汽机组），也能适应0.83MPa的抽汽压力（如哈汽机组）。

二、事前工况

机组正在进行启动前系统恢复操作，高低背压凝汽器并列运行，单台真空泵运行，电动给水泵运行。一台小机已冲转至3000rpm,投入CCS控制，准备进行汽泵切电泵操作。

三、事件经过

   通过增加小机转速来逐步提升小机出力，事发时参数具体如下：小机转速3595rpm/min,汽泵入口流量438T/h,再循环调门开启20%，小机进汽压力0.27MPa,#2-2小机调门开度57%，#2机凝汽器真空-77.98KPa。小机汽源来自于临机辅汽，辅汽压力0.4MPa。

由于辅汽用户较多，包括大机轴封、小机轴封、除氧器加热、暖风器及微油点火暖风器。辅汽用量增大后压力微降，导致小机进汽压力随之下降，小机供汽调门开启，小机调门已处于非线性区间，小机出力下降，汽泵入口流量下降低于380T/H，联锁全开汽泵再循环，小机调门进一步开大，系统逻辑判断小机进汽不足开启冷再供小机汽源切换阀及其管路疏水，此时凝汽器真空下降。

四、处理过程

1、立即启动备用真空泵维持真空；

2、关闭冷再供小机汽源管路疏水门；

3、降低小机出力，切换阀关闭。

五、原因分析

参数分析

1、通过汽泵入口流量438T/H及再循环开启20%，小机调门开至57%，小机阀位即将进入不稳定线性区间，判断无法继续增加汽泵出力。

2、电动给水泵入口流量415T/H,电流260A，总给水流量340T/H。通过流量分析就地可进行缓慢关闭电动给水泵出口门，维持总给水流量340T/H不变进行将电泵逐步退出运行。此项操作需注意：远方就地操作需联系顺畅，就地俩人进行；总给水流量波动时及时调整汽泵转速调整。

3、通过联系临机增加辅汽压力，临机通过关闭中排33%关至30%，抽汽压力0.37MPa上涨为0.38MPa,辅汽压力未发生明显变化，四抽温度上涨至380℃，故停止关闭中排。

原因分析
A、机组凝汽器真空下降原因分析：

1、循环水系统影响：机组循环水温度维持在33℃左右，对凝结水冷却足够充足，凝结水与循环水温度未发生明显变化，故排除此因素。

2、抽真空系统影响：机组高低背压凝汽器并列运行，真空泵运行正常，电流195A，出力正常，备用真空泵启动后出力正常，排除此因素。

3、大机轴封系统：大机汽轮机未冲车，盘车运行正常，电流13.4A，大机轴封压力维持75KPa,未发生变化，就地未发现冒汽，故排除此因素。

4、小机轴封影响：根据大机轴封压力未发生改变，且就地检查小机防爆膜未动作，小机高压侧及低压侧轴封系统运行正常，就地检查未见有汽外冒，排除小机轴封处漏空影响。

5、大量不凝结气体进入凝汽器：此时大机及机前疏水未开启，排除此因素影响；小机切换阀前俩路疏水均开启。通过真空下降趋势排除冷再供小机电动门后疏水，此段管路较短，通流截面小，且在切换阀开启后会由小机主汽门处蒸汽通过，影响较小，非主要因素；冷再供小机逆止门前疏水门前存在大量不凝结气体，由于锅炉刚点火，未见压，此段疏水门前包过冷再总管及炉膛内管束存在大量空气，炉顶排空门开启状态，都会导致大量不凝结气体通过疏水门进入凝汽器，导致凝汽器真空下降。机组凝汽器真空下降直接原因为冷再供小机供汽管逆止门开启，导致大量不凝结气体进入凝汽器。

B、冷再供小机供汽管路疏水门开启原因：小机主汽门阀位至65%时冷再供小机切换阀开启，联开冷再供小机供汽管路疏水门。

C、小机切换阀开启原因：机组辅汽压力0.43MPa,小机转速3590rpm/min,小机进汽压力0.24MPa,小机调门开度58%，辅汽压力由0.43MPa降为0.41MPa,小机进行压力由0.24MPa下降至0.237MPa，小机调门继续开大，小机出力不足，汽泵入口流量降至380T/h,汽泵再循环自动由20%开至100%，，进汽压力继续下降至0.195MPa，导致小机调门继续开大超过65%,最终小机切换阀开启。

D、未调整本机辅汽压力原因：

1、暖风器退出运行，供汽调门全关；

2、大机轴封压力维持75KPa,可调余量小；

3、微油点火暖风器疏水门微开；

4、灰斗伴热供汽门微开过汽；

5、为了进一步提高给水温度及工质温度至75℃，有利于锅炉升温升压，辅汽至除氧器调门由80%关至35%后未进行调整。

六、暴露问题

1、机组启动时临机汽源不足导致小机出力受限，无法提前将电泵切为汽泵运行。

2、运行人员未监视到小机进汽压力及调门开度变化并进行相应调整，导致切换阀开启。

3、运行人员对机组启动初期切换阀开启后，转速失控的认识及影响预判不足，对给水流量影响。

七、防范措施

1、小机进汽压力维持在0.25MPa以上，小机调门开度不得超过50%。发现汽泵汽源不足时立即停止增加出力操作及切泵操作。

2、发现小机切换阀开启后的处理方法:小机切换阀开启后，严密监视 MEH 转速设定与实际转速偏差值，应在给水控制 手动方式下或 MEH 转速控制方式下，适当降低给水泵转速设定值低于实际转速 20-50rpm， 待切换阀关闭，调门正常控制转速后，根据情况投入自动运行。给水流量在无法调整过程 期间，通过锅炉调整保证煤水比，以及汽温、壁温等参数稳定。（重点：控制转速设定值 与实际转速之间偏差＜20-50rpm，让切换阀缓慢关闭，调门恢复转速调节功能。）

3、冷再供小机在机组切缸完毕后投入，投入正常后投入冷再供辅汽调门自动。

4、在机组负荷240-260MW左右，进行小机汽源切换，小机汽源切至四抽供并且冷再供小机汽源暖管投入正常后，方可继续升负荷，方式升负荷时辅汽压力不足。

5、汽源切换、管道暖管时压密切关注前后压差，在未保证管道暖好之前，电动门开度控制在小开度，防止因压力变化而使过汽量徒增，导致未充分暖管疏水使进汽温度下降。

6、机组启动期间，两台机组辅汽汽源并联运行，当小机汽源全部切至四抽供，辅汽供小机电动门关闭后，方可进行两台机组辅汽联箱分裂操作，防止辅汽压力、温度变化引起小机进汽压力、温度异常。

7、机组人员进行进行各项操作时，机组负责人应加强协调，保证各项操作能按时间节点顺利完成，各项要操作要分清主次。

8、加强监盘，发现参数异常要及时沟通，并采取有效调整手段，保证参数控制在正常范围内。

9、机组运行方式未完全正常时，机组人员进行下一步操作时，要进行全面分析和评估，不要盲目进行操作。