托电五期新型汽泵密封水自动增压系统研究与应用

王三明

【摘要】内蒙古大唐国际托克托电厂五期2×660MW超超临界空冷机组汽动给水泵采用浮动环密封结构，KSB水泵厂规定浮动环密封水压力应比汽泵入口压力高300kpa，不得低于250kpa。但由于高负荷运行工况时，汽泵入口压力较高，凝结水母管压力无法维持上述保证值；在低负荷运行时，为维持密封水压差，凝结水泵无法变频运行。需要增加汽泵密封水增压系统。同时汽泵密封水取自轴封加热器后，密封水供水温度偏高，需要增加密封水冷却器。因此，为实现凝结水泵深度变频，保证机组安全稳定运行，需要对汽泵密封水系统进行优化改造。

【关键词】汽泵；密封水；控制；优化；改造

汽动给水泵是大型汽轮发电机组的重要设备之一，汽泵密封水回水温度高是汽泵的重要保护，对保证机组安全运行意义重大。对汽泵密封水系统存在的问题，我们进行了深入的研究探讨，提出改造方案并予以优化实施，取得良好效果，为同类型其他汽轮机组提供了宝贵经验。

1、概述

1.1 改造前汽泵密封水系统介绍

托电公司五期每台660MW超超临界空冷机组设置1台100%BMCR容量的汽动给水泵，生产厂家为KSB水泵厂。汽动给水泵前置泵与主泵同轴布置，由小汽机驱动，小汽轮机生产厂家为东方汽轮机厂。汽动给水泵采用浮动环密封结构，汽泵密封水取自轴封加热器后的凝结水，到达汽泵轴端。

1.2 改造前汽泵密封水系统存在的问题

我厂汽泵密封为浮动环密封， KSB水泵厂规定浮动环密封水压力应比汽泵入口压力高300kpa，不得低于250kpa。机组投入运行后发现，由于高负荷运行工况时，汽泵入口压力较高，凝结水母管压力无法维持上述保证值；在低负荷运行时，为维持密封水压差，凝结水泵无法变频运行。汽泵密封水供水压力不满足要求。同时汽泵密封水供水允许温度20-60℃，密封水温升最大允许10℃。密封水回水温度65℃报警，90℃跳闸汽泵。汽泵密封水取自轴封加热器后，在夏季时，直接空冷机组凝结水温度最高达到75℃左右，汽泵密封水供水温度不满足要求。特别是在机组升负荷时，汽泵密封水系统若调整不当，将会影响机组安全运行。变负荷机组相关运行参数如表1：

2、解决方案

2.1 解决方案的制定与实施

通过对问题的认真分析，我们充分的进行了调研论证，提出了相应的优化解决方案并予以实施。

为提高汽泵密封水供水压力，实现凝结水泵深度调频，每台机组增加两台汽泵密封水增压泵，增压泵额定流量约20t/h，扬程约为1.5-2MPa。一台设置变频器作为正常运行调节用，增压泵变频器投入自动调节，减轻运行人员劳动强度，密封水与汽泵入口压差作为变频器的被调量，设定值由运行人员手动设定。另一台增压泵不设变频器工频备用。每台增压泵出口均设置电动门，增压泵出口电动门与增压泵运行状态设置联锁。密封水增压泵设置旁路，旁路管路安装密封水增压泵旁路电动门，两台增压泵同时停运时联锁开增压泵旁路电动门。为保证汽泵密封水系统安全运行，密封水增压泵同时设置再循环，再循环管路安装再循环电动调节门，再循环管路工质接入排气装置回收利用，增压泵出口母管压力高联锁开增压泵再循环电动门，增压泵出口母管压力低联锁关增压泵再循环电动门，保证增压泵在安全工况下运行。增压泵的入口、出口、入口母管、出口母管均设置压力测点，增压泵出口母管设置供水流量测点。增压泵供水管路设置滤网系统，滤网设置差压大监视测点。

为满足汽泵密封水供水温度要求，增压泵出口母管设置闭式水冷却器，冷却水使用闭式水冷却。我厂闭式水设计最高温度为37℃，汽泵密封水供水夏季最高温度约为75℃，预计将汽泵密封水温度降至50℃左右。

汽泵密封水增压系统如下图：

2.2 汽泵密封水增压系统控制逻辑

此次改造我们对汽泵密封水系统逻辑进行了深入的探讨和論证，为确保机组安全，对凝泵系统逻辑同时进行了优化修改。相关逻辑如下：

1、1号增压泵变频器控制

1）启、停允许条件：

●变频器无故障。

2）联锁启动条件：（或逻辑）

●2号增压泵跳闸。

●2号增压泵运行时差压低于0.1MPa，延时2秒，联锁启动1号泵。（差压为汽泵进水端、出水端密封水供水两个调门后压力低选值与汽泵入口压力差值）

3）变频器控制

汽泵进水端、出水端密封水供水两个调门后压力低选值与汽泵入口压力差值作为变频器被调量，输出控制1号增压泵变频器频率，设定值运行人员手动给定。

2、2号增压泵控制

1）启、停允许、联锁停条件：

●无。

2）联锁启动条件：（或逻辑）

●1号增压泵跳闸。

●1号增压泵运行时差压低于0.1MPa，延时2秒，联锁启动2号泵。（差压为汽泵进水端、出水端密封水供水两个调门后压力低选值与汽泵入口压力差值）

3、增压泵出口电动门控制

1）开、关允许条件：

●无。

2）联锁开条件：

●对应泵启动。

3）联锁关条件：

●对应泵跳闸。

4、增压泵再循环电动门控制

●增压泵出口母管压力高于4.5MPa时开启，低于4.5MPa时关闭。

5、凝泵联锁启逻辑优化（与逻辑）

●汽泵实际转速高于1800RPM。

●汽泵进水端、出水端密封水供水两个调门后压力低选值与汽泵入口压力差值低于0.1MPA。

●汽泵进水端密封水温升大于15℃ 或 汽泵出水端密封水温升大于15℃

3、汽泵密封水系统增压改造效果分析

3.1 安全效果分析

托电五期汽泵密封水系统增压改造后，汽泵密封水压力与汽泵入口压力差满足机组变负荷要求，由于改造后密封水增加了闭式水冷却器，汽泵密封水出水温度也得到了保障，彻底避免了因调节不当导致汽泵密封水回水温度高跳闸汽泵的事件发生，经济效益不可估量，机组安全性大大提高。改造后的汽泵密封水系统调节投入自动控制，运行人员劳动强度得到很大改善，从改造完成运行至今，尚未发生由汽泵密封水系统问题导致的机组安全事故。

此次汽泵密封水系统增压改造成功，可给国内同类型机组的发电企业提供相应的技术支持。

3.2经济效果分析

汽泵密封水系统增压改造后，低负荷时凝泵可以实现深度变频调节，节能效果明显。另外，汽泵密封水出水温度高一值65℃报警，高二值90℃跳闸汽泵。托电五期每台660MW超超临界机组设计为单台给水泵汽轮机，电泵为启动电泵不作为联锁备用，汽泵跳闸主给水中断，就意味着机组跳闸。优化后的汽泵密封水系统，能够保证机组安全、稳定运行，提高机组发电能力，对机组发电效益的影响无法估算。若660MW机组一年由于汽泵密封水系统保护误动非停1次，按5小时计算，不考虑机组非停对设备的损坏，只从机组非停影响电量、两个细则考核、启停机燃油消耗方面考虑，至少影响效益200万元。

4、结论

托电五期汽泵密封水系统增压改造以来，运行人员监盘压力得到减轻，系统没有出现过问题，该系统技术领先、安全可靠、效果明显，在机组运行过程中应用很好。既为用户提供了更加优质可靠的用电，又为其他火力发电机组提供了宝贵的借鉴经验。汽泵密封水系统增压改造不仅仅为了提高机组经济性，而是更多的考虑到机组的安全性。

参考文献：

[1] 《KSB汽泵维护安装手册》

[2] 《内蒙古大唐国际托克托电厂五期空冷机组给水泵组技术协议》