汽动辅助给水泵

汽动辅助给水泵（精选7篇）

汽动辅助给水泵 篇1

摘要：汽动辅助给水泵(以下简称汽辅泵)调试期间,发现若干缺陷,主要表现为机械打闸装置无法挂闸、额定转速不合格、机械脱口转速不合格等。通过分析和处理,目前缺陷已经全部得到解决。本文主要结合缺陷处理的经验反馈,对汽辅泵结构设计进行全面的研究与探讨,为汽辅泵今后的运行与维护提供技术支持。

关键词：汽辅泵,无法挂闸,额定转速不合格,脱口转速不合格,结构设计

1 概述

汽辅泵是蒸汽发生器辅助给水系统的重要组成部分[1],为卧式两级离心式结构,由单级汽轮机来驱动,汽轮机包含在与泵壳成整体的汽缸中。泵叶轮、汽轮机叶轮和导叶都安装在公共轴上,该轴由两只水润滑的径向轴承来支承。

汽辅泵的额定转速为7 750rpm,由汽机控制装置调节进汽量进行控制,蒸汽为VVP系统供应的饱和蒸汽。介于汽泵的超高转速,为了保证其安全可靠的运行,该泵设计了两个不同类型的超速脱扣保护装置,一个是电子超速脱扣保护,它由电子测速器所感受的转速来动作;第二个机械超速脱扣保护由含在泵轴内的一个脱扣螺栓来实现。海南昌江汽泵的脱扣转速分别为:电子脱扣转速9 058~9 226(108%~110%)和机械脱扣转速9 477~9 645(113%~115%)[2]。

2 调试期间若干缺陷及处理方案

2.1 机械打闸装置无法挂闸

超速脱扣后,触发器与脱扣杆脱开,脱扣杆处于自由状态,此时通过主控远程复位、就地控制面板复位或泵本体复位,使脱扣杆与触发器重新挂闸,回到正常启泵状态。调试期间出现脱扣杆无法挂闸,导致泵无法使用的情况。

打开汽辅泵轴承室上盖进行检查,发现此时触发器与脱扣螺栓间隙由原来的0.68mm(调试前期测量数据),变为1.68mm,怀疑触发器存在卡涩情况。

通过拆卸机械打闸装置,发现触发器表面有大量的水垢、浮锈物,动作触发器能明显感觉卡涩。对触发器进行解体,零部件清理打磨后,回装触发器,动作灵活。因此,造成触发器倾斜的直接原因是由于销轴卡涩,根本原因是系统冲洗不到位,同时泵长期停运,且未充满介质隔绝氧化物,导致泵体内局部产生浮锈[3],沉积在触发器上,导致销轴卡涩,如图1所示。

机械打闸装置回装后,脱扣杆正常挂闸,缺陷消除。

2.2 额定转速不合格

调试期间,汽辅泵汽侧由主蒸汽供汽,提供动力,蒸汽压力约7.2MPa;水侧则由ASG水箱供水,走小流量管线,回到ASG水箱,流量约30m3/h。根据厂家EOMM手册中提供的蒸汽压力-流量-转速关系曲线,可以看出此时的额定转速应约为8 300rpm。

由于汽辅泵转速是由调节阀进行控制,而调节阀的开度是由泵出口压力Pd、文丘里管压力Pt和弹簧力Fk共同作用来实现。汽辅泵额定转速可以通过调整弹簧力Fk的大小来实现改变,如图2所示。

额定转速的调整涉及蒸汽压力,泵水侧出口压力、泵体流量,以及压力平衡装置的调整原理,是值得研究的部分。

2.3 机械脱扣转速不合格

机械超速试验会出现3种情况,一是汽机在规定的脱扣转速9 477~9 645(113%~115%)范围内实现脱扣;二是在达到脱扣转速之前汽轮机脱扣;最后是脱扣转速已达到而汽轮机不脱扣。在机械超速试验中,其中1台汽辅泵脱扣转速为8 966rpm,在未达到标准前汽轮机已脱扣,需作出调整。

机械超速脱扣机构分为两个部门:一是脱扣螺栓在达到规定转速时能够在离心力的作用下伸出击打触发器;二是触发器能够联动锥形阀动作使得主汽阀动作,从而关闭小汽机进汽。因此,要调整泵的脱扣转速,就有必要通过改变脱口螺栓相对于轴的轴向中心位置来实现。厂家技术文件指出,如果在达到脱扣转速之前汽轮机脱扣,则必须将调整塞少量旋出轴。按厂家技术文件调整塞每移动一度,脱扣转速将变更约50rpm。003PO的脱扣转速为8 966rpm,则至少要将调整塞旋出轴10.2°。

现场经过调整,机械脱扣转速变为9 421rpm、9 414rpm和9 436rpm,在要求范围内,数据合格。

3 结论

汽泵作为核电厂的专设安全设备,同时又是由汽机直接带动的高速旋转离心泵,如果蒸汽量控制不当,转速能在瞬间超过10 000rpm,不仅造成设备本身的损伤,还极有可能出现飞车造成人员伤亡。

本文主要结合调试期间的若干缺陷处理情况,为今后处理汽辅泵提供相关经验反馈,保证设备的安全可靠运行。

参考文献

[1]中核集团海南核电有限公司.核电厂中级运行,2012,77.

[2]CLYDE UNION LIMITED.Turbine Driven Auxiliary Feedwater Pump.EOMM手册,2013(12).

[3]蔡元兴.常用金属材料的耐腐蚀性能[M].北京:冶金工业出版社,2012.

汽动辅助给水泵 篇2

辅助给水系统ASG作为核安全专设系统, 能在失去正常主给水时, 应急启动向蒸汽发生器二回路侧供应给水。特别是ASG003PO还能保证在全厂失电事故时, 由VVP新蒸汽驱动供水。而ASG003PO由ASG001TC驱动, ASG001TC转速由ASG136VV调节, 本文重点介绍ASG136VV的调节原理。

1 ASG136VV工作原理

ASG136VV的转速调节器为PG-PL调速器, 调速器为四层调速反馈控制:调速信号接收组件、速度设定组件、缓冲缸组件、动力缸组件四大部分。

(1) 调速信号接收组件接收ASG003PO的电气或手动设定调速信号, 并传递到速度设定组件;

(2) 速度设定组件将速度设定值传到缓冲缸组件, 同时反馈到接收组件以稳定调速系统;

(3) 缓冲缸组件将速度设定值传到动力缸组件, 并反馈信号到速度设定组件稳定系统;

(4) 动力缸组件的动力活塞最终驱动ASG136VV, 调节进入ASG00TC的蒸汽量, 达到调整ASG003PO转速的目的。

2 ASG136VV调节原理

正常自动调速来的电气信号经E/P转换为一空气压力信号, 传送到调速器的信号接收组件的气缸内。当自动调节回路失效或压缩空气不可用时, 调速器还有一手动设定旋钮可以手动调节转速。调速器内部调节转速的工作原理大致如下:

(1) 动力缸内的动力活塞直接连接ASG136VV阀杆, 通过控制动力活塞位置就可以调节ASG136VV;

(2) 动力活塞下部持续有油泵出口油流保持油压, 通过注入或排出动力活塞上部的压力油就可以使动力活塞上移或下移;

(3) 由缓冲油缸内的缓冲活塞左移或右移以排出或注入动力活塞上部压力油;

(4) 缓冲活塞的位置移动由调速器活塞上、下移动使控制端口和卸油口或注油口连通以实现;

(5) 调速器活塞位置由调速器速度设定弹簧力和调速飞锤力共同决定;

(6) 调速飞锤随汽机旋转, 其离心力以克服弹簧力;

(7) 速度设定弹簧力大小由其顶部速度设定活塞上部油压大小决定;

(8) 速度设定活塞上部油压大小由先导活塞控制其压力油排出或注入;

(9) 先导活塞位置由自动调速空气压力信号或手动调速旋钮决定。

下面详细介绍调速过程:

自动调节:以汽机转速偏低要增大汽机转速为例:

(1) 要增大转速, 对应的调节空气压力降低, 信号接收气缸内的波纹管由压紧状态变为松驰;

(2) 波纹管通过弓形链杆带动先导活塞向下移动, 同时将连接在复位杆上的复位弹簧放松;

(3) 先导活塞下移, 使压力油注入到速度设定活塞上部;

(4) 速度设定活塞受压下移, 增大速度设定弹簧紧力, 弹簧力大于调速飞锤离心力, 推动调速器杆下移、调速器活塞下移;

(5) 复位稳定:

(1) 速度设定活塞下移同时带动复位杆右端下移, 复位杆以球形轴承为支点其左侧上移, 重新拉紧复位弹簧, 同时将弓形链杆向上拉;

(2) 弓形链杆将先导活塞拉回中间位置阻断速度设定活塞上部进油;

(6) 调速器活塞下移使泵出口动力油注入到动力缸内动力活塞上部, 将动力活塞向下压;

(7) 动力活塞下移, 控制ASG136VV开大, 以增加汽机转速。

手动调节:通过手动调节旋钮来调整球形轴承的上、下位置从而改变转速。

(1) 当顺时针向增大转速方向调节旋钮时, 通过连杆传动使作为支点的球形轴承向下移动, 复位弹簧向下顶动弓形链杆, 使先导活塞下移注油, 后续调节过程和自动调节是一致的;

(2) 当逆时针向降低转速方向调节旋钮时, 通过连杆传动使作为支点的球形轴承向上移动, 复位杆会向上移动, 复位弹簧带动弓形链杆向上动, 使先导活塞上移排油, 后续调节过程和自动调节是一致的。

3 结论

ASG136VV的调节原理相对来说比较复杂, 而且较精密。这与ASG系统对电站安全功能的贡献密不可分。在电站失去主给水或失电的情况下, ASG003PO的安全可靠运行给堆芯提供了冷却水源, 为机组的安全提供了坚实可靠的保障。

参考文献

[1]ZJ-ASG-001操作总结[Z].

[2]L-OP-S-1-ASG-001岭澳核电站定期试验规程[Z].

汽动给水泵寿命分析与节能研究 篇3

随着电力事业发展, 给水泵能耗已成为机组一项重要经济指标。汽动给水泵是高参数﹑大容量机组的重要辅助设备, 它运行情况的好坏关系到大机组的安全运行[1]。所以, 增加寿命、功率消耗, 也就降低厂用电、提高了整个热力系统的经济性[2]。大型机组给水泵的运行方式采用调速运行, 采用小汽轮机驱动是给水泵驱动方式之一[3]。以小汽轮机为研究对象, 分析其流动参数对给水泵寿命的影响。

1 小汽轮机的概述

小汽轮机是大型汽动给水泵精密﹑重要的组成部分, 也是最容易出现问题的部件, 如果出现问题, 就会导致给水泵停运, 降低了机组等效可用系数。小汽轮机是一种变参数﹑变转速﹑变功率的动力机械, 小汽轮机和主汽轮机均以蒸汽作为工质, 其工作原理相同。在正常工作时, 工作蒸汽来自主汽轮机的中压缸或低压缸抽汽, 它的排汽排入自备凝汽器或主凝汽器, 发出的功率又直接用于驱动锅炉给水泵, 所以其工作情况除与主汽轮机的工况相关外, 还与被驱动的给水泵﹑凝汽设备的特性有关。

驱动给水泵的小汽轮机的型式主要有背压式﹑背压抽汽式和凝汽式。为简化系统、增加运行灵活性, 目前, 广泛采用凝汽式汽轮机[4]。主汽轮机压力随负荷下降而降低, 因此, 当主汽轮机负荷下降至一定程度时, 需采用专门的自动切换阀门, 将高压蒸汽引入小汽轮机, 或从其它起源引入一定压力、温度的蒸汽。

2 小汽轮机对给水泵的影响

小汽轮机的功率﹑转速及进汽压力和温度等工作参数, 在主汽轮机负荷改变时的变化规律与主汽轮机采用定压运行或滑压运行方式有关。

2.1 主机负荷对小汽轮机的影响

将机组分别处于280 MW、180 MW 2个典型负荷段, 来观察主汽轮机在不同负荷变化对小汽轮机影响, 得出小汽轮机在调速汽门开度下对应的转速关系。绘制汽动给水泵在机组不同负荷下的调速特性曲线, 如图1所示。

由图1清楚地看到:在高负荷时, 小汽轮机转速在4 000 r/min~5 600 r/min范围内基本可随着操作器开度的变化均匀变化;在低负荷时, 小汽轮机转速到4 800 r/min已趋于饱和。

2.2 小汽轮机调速对水泵流量的影响

给水信号通过小汽轮机调速系统, 控制小汽轮机转速, 小汽轮机驱动给水泵, 给水泵流量随转速发生变化, 满足锅炉给水需求。由离心泵的比例定律, 对同一型号和规格或同一台离心泵在不同转速下, 其各个性能参数存在下列关系:

式 (1) 中, Q为流量, m3/s;H为扬程, m;N为功率, k W;n为转速, r/min。Q、H、N为转速在n的已知性能曲线上对应的各点参数;Q1、H1、N1为转速在n1时曲线上对应的各点参数。n为出厂试验固定转速, r/min;n1为工作时任一可能转速, r/min。经过变形可得:

式 (2) 中, k1、k2、k3分别为相似比例系数, 单位分别为m3/r、m2·s/r2、k W·s3/r3。由式 (2) 可知, 对于同一台泵, k1、k2、k3一定, 流量与转速成正比, 扬程与转速的二次方成正比, 功率与转速的立方成正比。只要知道了小汽轮机的调速汽门开度与转速的曲线关系, 也就知道了小汽轮机的调速汽门开度与流量的关系曲线。由图1可知, 随着转速增加, 调速汽门不断开大, 但达到某一转速时, 不管调速汽门开得多大, 转速将不变, 维持机组的稳定运行。

2.3 小汽轮机相对内效率与给水泵焓升的关系

大容量火电机组往往采用汽动给水泵, 汽动给水泵系统中的小汽机用汽属于回热系统的一部分, 需正确处理小汽机用汽在主机中的做功及小汽机排汽的冷源损失, 给水在泵中绝热压缩, 如图2所示, 等熵焓升△h:

式 (3) 中, △h为等熵焓升, k J/kg;v为给水泵出口平均比容, m3/kg;p1、p2分别为给水泵进、出口压力, MPa。

p1为给水泵进口压力, MPa;p2为给水泵出口压力, MPa;τp为第一个泵内压力升高值, Pa;αq为小汽机抽汽份额;hq为小汽轮机进气焓值, k J/kg;hqc为小汽轮机出气焓值, k J/kg

考虑给水泵效率, 给水实际焓升τp:

式 (4) 中, τp为给水实际焓升, k J/kg;ηp为给水泵效率。

根据能量平衡得:

式 (5) 中, αq为小汽机抽汽份额;Htt为小汽轮机中理想焓降, k J/kg;ηri为小汽轮机相对内效率;ηjx为小汽轮机与给水泵之间的机械效率。

根据 (5) 式可算出小汽机抽汽份额αq, 焓值为hq的抽汽并未在主汽机中做功, 因此, 不能将其作为循环内功W的一部分, 主蒸汽真实做功量W (k W) 为:

式 (6) 中, αi为包含τ影响后第i级抽汽份额;ΔHi为第i级回热汽流在主机做功, k J/kg;αc为主机排汽份额;ΔHc为凝汽流在主机中的做功, k J/kg;ΔHq为小汽机抽汽在主机中的做功, k J/kg。

但也不能将其全部作为冷源损失, 因为这部分蒸汽在小汽机中做功, 驱动给水泵, 使给水焓升增加, 即有部分热量利用于系统, 汽动给水泵系统的广义冷源损失应为:

式 (7) 中, ηjx为小汽轮机与给水泵之间的机械效率。

系统的冷源损失Qc为:

式 (8) 中, hc、hwc分别为大汽轮机进排气焓值, k J/kg;hqc为小汽轮机进气焓值, k J/kg;ηj为小汽轮机与给水泵系统总效率;hqwc为为小汽轮机排气焓值, k J/kg。

将小汽轮机抽汽做功作为系统的损失, 同时引起的给水焓升回收于j+1级加热器, 则汽动给水泵系统的功损失为:

式 (9) 中, Δ∏为每级中的功率损失, k J/kg;ηjx为小汽轮机上一级的效率;ηj+1为小汽轮机下一级的效率。

新汽等效焓降为:

式 (10) 中, H0、h0分别为总进气量、总做功量焓值, k J/kg;σrh为给水泵中间抽头焓值, k J/kg。

从上面的分析可得出:a) 在给水泵等熵焓升不变时, 小汽机相对内效率会影响给水泵焓升, 从而会影响给水泵效率和安全性;b) 小汽机做功所产生的能量被给水泵消耗, 产生额外损失的同时, 也使给水获得了焓升, 用于加热给水, 排挤了一部分抽汽, 使主汽机做功增加, 给水泵效率变化会使给水泵焓升和小汽机进汽系数发生改变, 这对机组的经济性影响是双向的;c) 当给水泵焓升不变时, 小汽机内效率变化直接引起小汽机进汽系数变化, 根据等效焓降理论, 与设计工况相比, 当给水泵等熵焓升不变时, 给水泵效率降低引起的做功量变化有小汽机抽气量增加, 主机做功减少, 使给水焓升增加。

3 结语

a) 对于汽动给水泵组, 主汽轮机负荷在100%~80%范围内, 主汽轮机负荷对汽动给水泵的出力有影响, 但基本是线性的;b) 当负荷为180 MW左右时要注意对小汽轮机的控制, 可开启汽动给水泵再循环阀提高小汽轮机转速, 给水流量切为手动控制;c) 小型汽轮机运行转速调节范围比较宽, 可稳定运行在2 000r/min~3 100 r/min, 这对汽轮机本身没有太大损害。

参考文献

[1]刘永生, 牟长婧.300 MW机组汽动给水泵控制系统改造[J].吉林电力, 2007 (6) :33-35.

[2]刘志海, 邓彪.超临界汽轮机深度滑参数停机探索[J].电力建设, 2013 (4) :67-70.

[3]李兵, 王培红.给水泵焓升对机组经济性影响算法研究[J].华东电力, 2009 (9) :1068-1070.

浅析汽动给水泵启动的节能分析 篇4

为了更好地与我国提倡的节能型经济发展思路接轨, 找到一种既经济, 又可以在实践过程中可行的机组启动方式, 福建华电可门二期工程3号机组不再使用以前的电动给水方案, 这不仅减少了投资支出, 降低启动时期的用电消耗, 而且大大地节省了电动给水泵备品配件费用以及所需要的维护支出。本文主要是就纯汽动给水泵启动方式的节能情况做了深入的阐述, 并就其在福建华电的应用情况进行了分析。

2 实例分析

2.1 工程概况

福建华电发电有限公司3号机组配备两台50%容量的汽动给水泵。驱动汽动给水泵的小汽轮机为杭州汽轮机股份有限公司生产的, 变转速、变参数、单缸、单轴、多级、反动式。小汽轮机正常运行时工作汽源采用主机四段抽汽, 备用蒸汽汽源来自再热器冷段蒸汽, 切换方式为再热器冷段蒸汽外切换。工作汽源、备用汽源以及汽源的切换均由MEH自动控制完成。当机组调节汽门全开仍然满足不了功率需求时, 备用蒸汽经由管道调节阀调节后, 经速关阀、调节汽阀等进行做功, 使蒸汽流量与所需功率保持一致。经由在2015年7月28日到8月上旬, 所做的三号机组之中汽动给水泵组的工作效率的实验, 笔者已经得知了这一给水泵组在进行小修后的运行能力。该设备于2012年2月11日开始了第1次运行, 工作时间和预期转速分别是10分钟与600r/分, 对该设备各指标检查与本体碰摩检查, 都显示合格。次日, 对该设备继续冲转到3000r/分, 使之达到限定转速值时, 该设备振动峰值亦达到最大, 即为小汽轮机之中, 前轴承部分沿x方向的振动值57.3微米, 且对其中的MEH控制系统做了试运行, 了解了设备的具体情况。

2.2 设备情况及主要参数分析

在三号机组之中, 仅设1台可达到100%锅炉最大持续蒸发量 (BM-CR) 的高性能汽动给水泵, 该设备前置泵的工作需要小汽轮机经由减速箱里面的联轴器来进行驱动, 安设于汽机主作业区的0m位置。小汽轮机具有冲动式、单轴、单流、上排汽、单缸与纯凝汽的特点, 它仅设有低压汽源, 也就是平时运行所需的汽源主要由四段抽汽 (简称四抽) 提供, 而将辅助蒸汽作为备用与检查所用的汽源。机组的启动是通过汽动给水泵来完成的, 经由对给水旁路调节阀与给水泵转速进行控制, 可做到对给水流量与压力的有效调节, 从而达到快速启停的目的, 具体各参数见表1。

2.3 汽动给水泵启动的节能分析

通过比较汽动和电动给水泵在同样工作条件下, 以及相同时间内所需要的能量, 来评价它们在启动中的能耗情况, 以发现哪种启动的能耗更少。 (1) 电动给水泵启动所需的能量。将它的功率因数与电压分别设为、U, 电动机电流与给水泵流量分别设为I、q, 则所需的能量如下:

(2) 汽动给水泵启动所需的能量。将它的流量设为q, 并将它的小汽轮机排出蒸汽与进口蒸汽的比焓值, 以及蒸汽流量分别设为h2、h1和qstm。由热力学方面的相关定律可知, h1与h2的差值就是1千克蒸汽在给水泵汽轮机之中所产生的功w, 也就是在t时间段内, qstm流量的蒸汽所做的功是:

下式为它的功率:

利用三号与二号机组电动给水泵的有关工作参数, 求出了这两种启动方式中所需的功率, 见表2。由K=S/E可知, 若K小于1时, 则表明汽动给水泵启动所需的能量少。从以上数据看出, 在锅炉清洗阶段如果采用汽动给水泵, 则可大幅减少能耗, 减少能耗43.1%;175MW与100MW工况分别减少能耗26%、37%。

3 工程经济效益结果分析

3.1减少了设备用电开支

在使用以后, 该厂把蒸汽都转化为电能, 因此直接用蒸汽作为动力要优于电能, 更好地体现了经济性。以福建华电可门二期工程为例, 电动给水泵电机功率大小达到了4500k W, 正常冷态启动至退电动的给水泵大约是18h, 滑停时间大约只有2-3个小时, 机组启停1次瘵会增加到大约8万k W·h的用电量, 所以全厂的电力供应有明显的增加, 所以使机组的经济性有明显的降低。若全程都使用了汽动给水泵启动, 机组只能消耗一次能源 (蒸汽) , 所以厂用电率就有较大的减少。

3.2 提高了设备的稳定性

机组采用电动给水泵启动要通过电动给水泵系统做好大量的辅助工作, 机组并网后还要通过安排冲转汽动给水泵备用, 从而使工作组的启动时间有所推迟, 所以也就等同于增加了启动时间。机组采用汽动给水泵启动则可以减少一些不必要的工作, 以及让那些运行人员可以减少不必要的工作流程, 在保证设备运行的同时, 也使设备得到了全面的维护, 有力地提升了设备的稳定性。

3.3 提速了整个工作流程

福建华电的所有机组都投入使用以后, 辅汽系统都采用了母管制, 为小汽机汽源提供了切实可行的保障, 所以在任何情况下, 汽动给水泵都可代替电动给水泵把水直接注入锅炉内, 使汽动给水泵的可靠性有所提升。

结束语

通过上面的分析, 不难发现采用汽动给水泵启动, 可减少电厂建设投资, 节省电量和省下不必要的工作时间。在机组启动时期, 采用汽动给水泵直接启动机组的经济效益十分显著, 所以相对于其他的方式更加节能, 通过机组启动方式可以进行更好的控制和调整。通过这次运行实践, 不难发现福建华电汽动给水泵启动方式在实践工作中更加经济和合理, 为同类机组的启动以及运行等工作提供了一定的借鉴作用。

摘要：在本文中, 笔者针对福建华电可门二期工程3号机组的锅炉的工作特点, 就汽动给水泵的作业情况, 计算了机组在启动过程中, 给出了纯汽动给水泵的启停情况, 并为汽动给水泵启动的节能工作的开展奠定坚实的基础。

关键词：汽动给水泵,启动,节能分析,福建华电

参考文献

[1]孙树哲.600WM机组无电泵启停方式研究与应用[J].科技信息, 2010 (35)

[2]胡洲.1000MW机组无电泵启动方式及特点[J].浙江电力, 2010 (09)

汽动辅助给水泵 篇5

浙江金甬腈纶有限公司热电站有4台35t/h中温中压锅炉和2台3000kW抽背式汽轮发电机组配置, 5台46t/h锅炉给水泵由5台132kW电动机驱动, 一般是3开2备。实际运行中测算, 锅炉给水泵耗电量约占热电站自用电总量的1/2。

目前浙江金甬腈纶有限公司2台锅炉除氧器为大气式除氧器, 运行中采用0.28MPa (表压) 、250℃蒸汽降压后来保证热力除氧。由于这部分蒸汽存在着“节流降压”的不经济运行方式, 故提出:将这部分蒸汽来推动小汽轮机驱动锅炉给水泵运行, 使自用电量大大下降。同时又可用小汽轮机排汽0.05MPa (表压) 、150℃的蒸汽来满足大气式除氧器的工作要求。

2 除氧器热力计算

热力除氧器的实质是混合式加热器, 加热除氧过程是个传热传质的过程, 传热过程就是把给水加热到除氧器压力下的饱和温度, 传质过程就是使溶解的氧气从水中离析出来。锅炉、汽轮机生产运行情况如表1所示。

除氧器热力计算如下。

1) 原来2台除氧器加热蒸汽为0.28MPa, 250℃的蒸汽, 则除氧器热力示意图如图1所示 (混合式加热器蒸汽利用系数取A=0.98) 。

根据表1中锅炉、汽轮机实际运行参数情况, 结合图1除氧热力示意图, 可以通过热力平衡计算得到:加热蒸汽流量4.898t/h。

2) 若2台除氧器加热蒸汽采用小汽轮机排汽0.05MPa, 150℃的蒸汽, 则除氧器热力示意图如图2所示 (混合式加热器蒸汽利用系数取A=0.98) 。

根据表1中锅炉、汽轮机实际运行参数情况, 结合图2除氧热力示意图, 可以通过热力平衡计算得到:加热蒸汽流量5.277t/h。

由以上两种情况计算可知, 原来2台锅炉除氧器加热蒸汽改为0.05 MPa, 150℃加热蒸汽后, 则可有5.277t/h流量的0.28MPa, 250℃蒸汽用于小汽轮机来驱动锅炉给水泵的运行。

3 小汽轮机热功计算

根据除氧器热力计算可知, 设有0.28MPa、250℃、流量5.27t/h的蒸汽进入汽轮机作功, 汽轮机排汽参数为0.05MPa, 150℃, 计算该小汽轮机输出轴功率。汽轮机蒸汽参数如表2所示。

由汽轮机叶轮设计要求可知:单级汽轮机临界设计焓降为335kJ/kg, 而实际上单级小汽轮机全部蒸汽焓降仅为192kJ/kg, 远远小于临界设计焓降。所以要完成192kJ/kg热功能量转换, 仅需要单级冲动式汽轮机就足够了。参考杭州汽轮集团热能公司汽轮机设计参数:低压等级纯冲动式单级汽轮机效率η=50%～60%, 设计计算取η=55%。

小汽轮机热功能量转换计算如下。

假设小汽轮机输出轴功率为P, 汽轮机焓降为ΔH=2780kJ/kg, 汽轮机进汽量为D=5.27t/h, 汽轮机效率为η=55%, 则P=ΔH×D×η=192×5.27×1000/3600×55%=154.6kW。

原锅炉给水泵电动机额定功率为132kW/台, 所以完全可用该小汽轮机代替电动机驱动锅炉给水泵, 将大大降低热电厂用电量, 同时能满足2台除氧器运行的工艺要求。

4 应用实例

通过汽动给水泵技改项目的实施, 1台锅炉给水泵由杭州汽轮集团热能公司生产的小汽轮机 (机组代号:HS744, 机组型号:B0.13-3.8/1.5, 调速器:woodwardTG13) 来驱动, 该汽轮机的排汽进入除氧器进行热力除氧, 实现了蒸汽能量的递级利用。汽动给水泵技改项目流程示意如图3所示。

整个项目经过公司领导层批准后, 立即实施。方案实施资金全部由企业自行解决。表3所示为该项目实施计划表。

整个项目投资额80万元, 笔者作为该项目主要负责人, 全程参与了整个项目设计、立项、实施、试投用、竣工验收及培训和编写操作法等工作。

5 节能效益计算

通过以上除氧器热力计算和小汽轮机热功计算可以知道:在满足除氧器运行的前提条件下, 投用汽动给水泵将多消耗0.28MPa (表压) 、250℃蒸汽量:ΔD=5.277-4.898=0.379t/h (原设计除氧器加热蒸汽用量4.898t/h) , 同时使汽轮发电机组多发电量37kW;使锅炉给水泵少消耗电量132kW;即可以产生综合节电效益为169kW。由于目前市场上原煤价格有波动, 而电价0.8元/kWh相对稳定。按照锅炉实际运行水平, 吨原煤产汽率为6t/t。故综合以上情况, 投用汽动给水泵节能效益:节能效益=发电收益-蒸汽消耗。按照目前宁波煤市场原煤价格在800元/t左右, 则汽动给水泵的投用后年产生经济效益为50万元以上。

6 结论

1) 汽动给水泵产生的节能效益, 在目前原煤价格800元/t, 年节能效益50万元以上。投资回收期1年半即收回成本, 节能效益相当可观。

2) 汽动给水泵技改项目的实施, 使目前5台锅炉给水泵驱动方式可分为三种:1#、2#锅炉给水泵工频驱动;3#、5#锅炉给水泵变频驱动;4#锅炉给水泵小汽轮机驱动。实际运行中一般是3开2备, 按照5台锅炉给水泵最佳组合运行方式的原则。笔者认为可这样:4#汽动锅炉给水泵按基本负荷运行, 输出127.6～154.6 kW功率驱动1台给水泵;1#锅炉给水泵工频驱动按基本负荷运行, 输出132kW功率驱动1台给水泵;2#锅炉给水泵作为1#、4#锅炉给水泵的备台。3#锅炉给水泵变频驱动, 随外界流量变负荷运行, 5#锅炉给水泵作为3#锅炉给水泵的备台。

3) 汽动给水泵的投用将多耗用锅炉0.379t/h蒸汽, 对于目前锅炉总负荷而言, 增加这点蒸汽负荷量锅炉本身并不是大问题。只要在汽动给水泵设备完好的情况下, 尽可能地投用汽动给水泵, 其带来的节能效益相当可观。

4) 另外汽动给水泵还具有一定的超负荷能力;厂用电中断时, 仍能保证向锅炉正常供水。

汽动辅助给水泵 篇6

京泰电厂汽动给水泵的密封方式为机械密封,其工作原理如下:机械密封装置是由动静两部分组成的,转动部分包括动环、动环座和保护轴套等组成,它们之间由销子连成一体,通过保护轴套上的键传动随轴一起转动;静止部分由静环、静环座推环、弹簧、固定销和端盖组成。静环通过弹簧、推环、静环座将其压紧在动环上如图1所示。

机械密封在工作过程中由于转动部分和静止部分发生磨擦,会引起密封腔室B内的水温升高,甚至汽化,从而造成动静环之间发生干磨擦。因此,在机械密封装置中设有冷却器和磁性滤网,用于冷却和净化B腔室中的水。动环座的外缘设有水槽(相当于水泵叶片的作用),当它随泵轴旋转时,沿着机械密封压盖的反向螺旋槽,将C腔室中进入机械密封壳内的冷却水送到冷却器后再返回B腔室,再经过密封面和反向槽泄漏到C室,就完成一个冷却密封循环。这样,C腔室中的水就在动环座的推动下,不断在回路中循环冷却,同时产生一定压力的自身密封水。

2 存在问题及危害

京泰电厂2号机21小机至2016年上半年运行过程中多次出现水份超标现象,最严重时油中水份达4024.4mg/L。润滑油水份超标不仅降低了对轴承的润滑冷却能力,还容易破坏油膜,造成烧瓦事故。同时油中带水,还会影响小机调节系统,严重危害机组安全运行。

3 油中带水原因分析

3.1 机组轴封影响

小机轴封蒸汽引至主机低压轴封母管。主机轴封通过供汽调节阀与溢流阀共同保持轴封压力在10~17KPa。因小机轴封供汽管道上未设立调节汽阀致使小机轴封压力与大机低压轴封压力基本保持一致。机组长时间运行过程中导致轴封间隙比安装时大,要想维持真空,就得提高轴封供汽压力,这样就导致轴封漏汽量大,蒸汽进入轴承室而导致油中水份超标。

3.2 冷油器泄漏

小机润滑油冷油器泄漏,冷却水经过冷油器直接进入油系统,导致润滑油水份超标。

3.3 滤油机运行不正常

如果滤油机运行方式不正常,长期停运或者滤油机运行方式正确,但滤油机本身故障,滤油效果下降也会影响油质。

3.4 小机润滑油箱负压影响

本机组每台小机油箱顶部设置一台排烟风机,且油泵启动时排烟风机联锁启动建立微负压。排烟风机出入口无可调挡板,负压不可调。如果小机油箱负压高,也会造成蒸汽通过油挡进入轴承箱,造成水份超标。

3.5 给水泵密封水泄漏

给水泵密封水泄漏也是造成油中水份超标的原因。当密封端面有缺陷或者辅助密封圈故障再或者弹簧有缺陷都会引起密封水泄漏,导致水通过油挡漏入润滑油系统。

4 解决方案

4.1 降低轴封供汽压力

在确认主机低压轴封合格的情况下,将轴封压力维持在低限运行。若经过此举仍不能改善,则可以将供小机轴封进汽手动门关小,调整小机轴封压力合适。这样小机轴封漏汽量会明显减少。

4.2 切换冷油器

在运行中无法检查冷油器是否泄漏,可以将冷油器切换运行。切换后将怀疑泄漏冷油器隔离放水。确保冷油器泄漏后不影响润滑油油质。

4.3 加强滤油

若出现油质水份超标,可加强滤油。在正常滤油机基础上增加滤油机。同时保持滤油机长时间运行,确保油质合格。

4.4 调整油箱负压

可以通过开启油箱人孔门,降低油箱负压。减小油系统吸入蒸汽和水的可能性。或者在停机后,加装排烟风机可调挡板调整油箱负压。

4.5 治理给水泵密封水泄漏

机组启动前,应对泵和密封水系统进行充分注水排气,保持密封腔内充满水。机组运行过程中,严密监视机械密封水温度以及机械密封水泄漏量。发现温度上升,就地密封水漏量大,就应该注意小机油质情况,特别是在高负荷工况下,更应该严密监视机械密封水温度及就地泄漏量,同时取样化验油质。

5 结束语

经过上述解决方案的实施后,小机润滑油中进水量明显得到改善,定期取样化验油质,水份都在50mg/L以下,基本解决了小机润滑油进水问题,也未发生过小机调门突变情况,保证了小机的安全运行。

参考文献

[1]范振宁.一起汽动给水泵机械密封损坏的故障分析[J].华中电力,2005,2(18).

[2]张勇.博格曼机械密封常见故障分析和处理措施[J].设备管理与维修,2011(S1).

汽动辅助给水泵 篇7

机组锅炉为亚临界压力, 一次再热, 单炉膛平衡通风, 自然循环, 单汽包“W”型锅炉。锅炉型号:B&WB-2028/17.4—M型;汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴三缸四排汽、冲动凝汽式, 设计额定功率为600MW, 型号为 N600—16.7/538/538, 本机共设有八段抽汽, 分别供给三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器;每台汽轮发电机组采用2台50% 额定给水流量汽动给水泵组和1台30% 额定给水流量的电动给水泵, 用于机组启停时及低负荷时给锅炉上水;给水操作台设置100%主路和30%旁路上水两种方式, 机组启停时采用30%旁路上水, 负荷达到180MW以上时倒换为100%主路上水。

2 机组启停锅炉上水方式

机组启停锅炉上水方式的现状给水泵所配套使用的2台主给水泵汽轮机 (以下称小汽机) 为单缸、冲动、冷凝式, 型号为G7-1.0, 是变参数、变转速、变功率和能采用多种汽源的汽轮机, 额定功率为7000KW, 额定转速为5000r/min, 控制系统采用MEH控制方式, 一阶临界转速2365 r/min, 二阶临界转速7133 r/min。正常运行转速范围2900～6100 r/min 。它的三路汽源均为主蒸汽、四抽汽源、辅助蒸汽见图1。

汽动给水泵正常运行时, 汽源由主汽轮机四段抽汽提供, 主蒸汽作为高负荷时的备用汽源, 由于四抽的参数随着主机负荷的降低而降低, 在运行中, 当主汽轮机负荷下降到额定负荷的40%以下时, 四抽蒸汽已经不能满足主给水泵功耗的需要, 此时要在小汽机低压主汽阀门前通入相应压力、温度的辅助蒸汽, 该辅助蒸汽由相邻机组提供, 两个低压汽源不能自动切换。电动调速给水泵所配套使用的是1台功率为6300 kw 的6kV电机, 在机组启动、停止以及事故处理时使用, 机组运行时作为汽动给水泵的备用泵。早期600 MW机组启动时, 锅炉上水多采用电动调速给水泵的上水方式, 因为电动调速给水泵具有转速可以从1600～5300 r/min大范围内平稳连续调节、汽包水位易于控制的优点, 但同时带来两方面的主要问题:一方面使厂用电量增加, 因为机组冷态启动从点火到机组带300 MW 负荷约需10h, 如果做电气和汽机等专业试验, 时间将增加4～5 h, 如果是新机组试运或大修后试运, 时间会更长。机组滑停时间正常在2 h, 机组的一次启停将增加4×10 ～6×10 kW·h的用电量, 很不经济。另一方面, 因没有备用给水泵, 使可靠性降低。若电动给水泵故障跳闸, 将使锅炉灭火, 机组启动失败。因此实践证明, 探讨在机组启动、停止时采用辅助汽源驱动汽动给水泵向锅炉上水的方式, 是一项经济、安全、可靠的措施.。

3 启动全程采用汽动给水泵上水

1) 汽动给水泵汽源由相邻机组辅助汽源供给, 控制蒸汽参数0.8MPa, 280℃, 冲转小汽轮机时, 疏水要充分保证有50℃以上过热度。为此保证冲转蒸汽温度高, 在辅汽供小机气源管最低处新加一路Ф32疏水管, 保证进入小机的蒸汽疏水充分。

2) 机组冷态启动时, 汽包压力为无压状态, 利用相邻机组汽源对A汽动给水泵冲自2050rpm暖机 (考虑一阶临界转速2365 r/min) , 检查给水泵出口压力在5.5Mpa左右, 保持再循环全开。此时小机因蒸汽流量低, 排汽缸因鼓风摩擦过热造成排汽温度高达80度以上, 应注意将大机低压缸真空提至-70Kpa以上 (大气压为83Kpa) , 适当降低进入小机的蒸汽压力, 以提高进汽量, 同时冲转小机时须将小机排汽减温水开启, 保持排汽温度为75℃以下。在小机2050rpm暖机20分钟后检查各轴承振动、轴向位移、各轴承温度、小机排汽缸温度正常, 开启给水泵出口门通过水旁路调整门向锅炉汽包上水, 维持上水流量为100 ～150 T/H (夏季可增大流量至200 T/H) 。在上水时着重检查汽前置泵轴承温度, 是否有串轴现象。同时维持运行机组安全运行时, 辅汽联箱汽源高负荷时采取四抽供汽, 低负荷切换为冷再供汽, 稳定#1机辅汽联箱蒸汽压力在0.8Mpa左右。

3) 汽包上水到0～50mm后, 锅炉进行点火, 升温升压, 当汽包压力升至4.5Mpa, 将汽泵冲转至2800rpm (避开一阶临界转速2365 r/min) , 泵出口压力8.5Mpa, 继续向锅炉补水, 过程中应全面检查小机及给水泵各轴承振动、轴向位移、各轴承温度各TSI参数正常。

4) 当主再热蒸汽参数达到大机冲转条件, 对汽轮机开始冲转, 冲转暖机过程中, 根据蒸汽流量、汽包水位的变化情况, 相应提高汽动给水泵转速。此时检查电泵应在紧急备用状态, 防止小机出现异常, 锅炉缺水事故。同时用辅汽对B小机进行冲转至2050 rpm暖机20分钟, 后速率300 rpm继续冲转至3100 rpm, 维持给水泵循环运行, 因用汽量增大, 注意运行机组辅汽联箱压力正常。

5) 小机汽源切换, 为防止机组负荷快速升高造成辅汽汽源供汽不足, 当机组并网带负荷到200MW以上时, 逐步将B汽动给水泵并入系统接带负荷。当负荷达到300MW稳定后, 四段抽汽压力与辅汽压力接近时, 可先将一台汽动给水泵的汽源又辅汽倒换至四段抽汽供。第一台小机汽源倒换四段抽气稳定后, 再将第二台小机汽源也倒换成四段抽汽供, 注意在倒换中防止汽源压力突变引起转速和给水流量大幅波动。汽源倒换完毕后投入小机高压汽源备用小机各汽源见图1。

6) 机组启动汽泵上水过程中, 要监视好小汽轮机机及给水泵各轴承振动、轴向位移、各轴承温度及声音正常, 各TSI参数正常, 电泵投入备用。

4 停运全程采用汽动给水泵上水

机组正常运行时, A.B汽动给水泵各带50%负荷, 汽源均为四段抽汽供, 辅助汽源备用, 辅助汽源由邻机辅肋联箱供供给。停机过程中, 当负荷降至300MW, 逐步将A汽动给水泵的汽源由四段抽汽倒至辅助汽源, 以后滑参数降负荷过程中并将B汽动给水泵的负荷全部倒至A汽动给水泵, 此时可将辅助汽源压力适当调高一点。防止压力太低引起A汽动给水泵调门全开失去调节能力。B汽动给水泵负荷全部倒至A汽动给水泵后, 检查A汽动给水泵运行无异常, 给水流量, 汽包水位稳定。将B汽动给水泵转速降至3100rpm, 关汽泵出口门, 维持泵循环运行列为备用状态。以防止A汽动给水泵故障跳闸后的紧急备用上水。负荷降到零发电机解列, 停运B汽泵, 维持A汽泵运行, 间断性给汽包上水, 当汽包压力降至0.5Mpa带压放水后再停止汽泵运行。停机过程中电泵一直保持备用状态。

5 上水方案分析

1) 从锅炉上水至锅炉点火升压这个阶段, 与传统的利用电泵上水的方法相比, 利用汽泵完成率锅炉供水任务, 其优越性可以先从节能方面可以做如下比较。

以600 MW机组启动为例, 上水的电泵平均电流取400A, 其功率undefinedkW, 从电泵启动到机组负荷350MW以上退出电泵总用时大约15小时。其耗能为, W=P*T=3803.58*15=57053.7 kW*h, 如果以外购电价0.6元/ kW*h, 其总费用为:34232元。

如果同样条件下以汽泵代替电泵上水其耗能为汽前泵耗电能与汽泵耗汽所用的热能之和。汽前泵耗电能W=P*T 其中undefined

总耗电量为W=P*T=5472kW*h, 其总费用为3283元。

汽泵耗汽量为平均12t/h, 蒸汽参数0.6MPa, 280℃, 其焓值h为:3022kJ/kg, 锅炉效率为91.8%, 标煤低位发热量为29271kJ/kg, 各管道损失为2%, 锅炉产生1kg参数为0.8MPa, 280℃的蒸汽所消耗的煤量为:3022/ (29271*91.8* (1-2%) ) =0.11476kg, 总耗煤量为20.66吨, 以每吨标煤进价650元, 总费用是13429元。汽泵上水总耗费13429+3283=16712元。

2) 从安全性上分析, 由于整个启动过程中, 汽泵上水, 排除了电泵上水时, 电泵因液力偶合器传动部件磨损、卡涩、工作油系统和润滑油系统等故障, 不能正常投运, 延误启机时间或造成给水中断。而汽泵上水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, 用汽泵组上水比用电泵组上水其可靠性更高, 因而提高了启动的可靠性。

3) 运行操作上, 汽泵上水调节裕度大, 给水由30%旁路切主路运行时扰动小, 利于汽包水位控制, 特别是机组热态启动时, 利于机组迅速带负荷。

6 结论

综上所述, 在两台机组启停过程中全采用汽动给水泵给向锅炉上水, 电动给水泵处于紧急备用, 达到了降低成本的目的, 有效提高机组经济运行水平。

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.

[2]郑体宽.热力发电厂节能分析[M].北京:中国电力出版社.

[3]严家騄, 余晓福.水和水蒸气热力性质图表[M].哈尔滨:高等教育出版社.