1000MW机组单汽泵入口流量波动大的问题探究

袁博

摘要：为确保1000MW超超临界机组长周期、安全稳定运行，针对某厂几次典型的给水流量波动大的异常事件，进行原因分析与整理，指出防止给水流量波动大的有效控制措施、技术改造途径及方法，为发生给水流量异常时，正确分析原因、有序处置以及为后期设备改造和维护保养提供思路。

关键词：汽泵；LVDT装置；再循环阀

DOI：10.12433/zgkjtz.20232939

一、前言

广东大唐国际雷州发电有限责任公司1、2号机组（以下简称“雷州发电公司1、2号机组”）汽轮机，采用上汽西门子N1000-31/600/620/620型超超临界、二次中间再热、单轴五缸四排汽、凝汽式汽轮机。两台机组均采用单元制给水系统，各配置1台30%容量的电动给水泵和1台100%容量的汽泵。汽动前置泵和主泵均由KSB公司提供，主泵由小汽轮机（以下简称“小机”）直接驱动，前置泵由小机通过减速箱驱动。小机采用上汽生产的SD（Z）91/84/10型变转速凝汽式汽轮机，设有五抽、二次冷再（三抽）、辅汽三路汽源，小机进汽方式为四个调节汽阀组合的喷嘴配汽方式。

二、典型异常事件分析

（一）异常事件一

1.事件经过

2020年3月28日19时20分，2号机负荷630MW，主汽压22.41MPa，过热度52℃，给水流量1610t/h，小机转速3467rpm。

19时22分，省煤器入口流量在1240～1650t/h范围内大幅波动，小机转速在3378～3490rpm范围内摆动，小机四个进汽调阀大幅摆动，给水指令与反馈偏差＞300t/h，给水自动解除，机组切至TF方式运行。工作人员立即将汽泵再循环调阀开至68%，稳定给水流量在1610t/h。

19时25分，重新投入给水自动、CCS方式。异常处理期间，水煤比短时失调、过热度由52℃涨至72℃，一级过热器出口温度由528℃最高涨至592℃（此时一级过热器出口保护定值604℃），险些造成机组跳闸。

2.原因分析

为彻底排查本次给水流量波动大的原因，从以下几方面进行分析：

（1）小机进汽量的影响

给水流量波动期间，小机进汽压力、温度均稳定，进汽调阀裕量充足，排除小机进汽能量不足对汽泵出力造成的影响。

（2）小机进汽方式的影响

给水流量波动期间，小机调门指令与反馈自动跟踪良好，未产生大幅偏差。现场采用改变小机进汽调阀阀序和重叠度的方式，给水流量波动现象未得到消除。

（3）汽泵组“扬程—流量”特性曲线的影响

根据离心泵的相关知识，给水泵工作点为水泵“扬程—流量”特性曲线与系统阻力曲线交点，当汽泵工作点接近最小流量Qmin区间时，当系统受到一定扰动（如汽轮机调门开度、小机进汽量改变等）时，系统将克服扰动进入新的平衡状态，汽泵转速、流量将发生大幅扰动。

经调研，国内多家采用100%容量单汽泵的1000MW发电单位，均存在特定负荷区间给水流量波动的问题，被迫开启再循环阀稳定给水流量。综合数据对比分析，确认给水流量波动大的根本原因为锅炉水动力多值性和汽泵“扬程—流量”特性曲线平缓的共同作用。

3.控制措施

在机组设计不发生改变的情况下，为防止锅炉水动力多值性和汽泵“扬程—流量”特性曲线作用导致的给水流量大幅波动，可采取以下几种措施：

（1）使汽泵运行流量高于最小流量Qmin区间

一方面，可通过涨负荷避开汽泵不稳定工作区间，但受限于火电机组调峰要求，很难实现机组长时间高负荷运行。另一方面，可开启汽泵再循环阀，使汽泵摆脱最小流量Qmin区间，但该方法会严重影响机组运行的经济性。查阅雷州发电公司两台机组运行数据，单机每年400～700MW区间发电量约46亿kWh，折算因汽泵再循环阀开启影响供电煤耗升高约1.12g/kWh（见表1）。

（2）汽动给水泵改造

采用合理的汽泵改造方案，可从根本上解决给水流量波动的技术难题，有效保障机组运行的安全性和经济性。具体可采取以下几种改造方案：

第一，增加50%容量汽动给水泵或电动给水泵。增加50%容量汽泵或电泵可避免部分负荷区间给水流量波动的问题，但一方面，现场给水系统空间布局上可能无法实现；另一方面，该方案与100%容量汽泵的设计理念相悖，对机组效率和运维成本均会产生负面影响。

第二，切割给水泵叶轮。切割叶轮外径，可调节离心泵的扬程特性曲线。但一方面，切割叶轮的操作具有不确定性，改造后汽泵的运行情况也具有不确定性；另一方面，切割原汽泵芯包叶轮，会使小机运行转速上涨，可能超出设计转速区间，故该方案实施前需要进行充分论证。

第三，给水泵芯包去掉一级叶轮。将汽泵芯包多级叶轮去掉一级，可改变泵的特性曲线，但也会造成小机运行转速上涨，可能超出其设计转速区间。而且，整体动平衡校验工作量增加，可能会带来给水泵振动的问题，故该方案需慎重实施。

第四，重新设计给水泵芯包。重新设计给水泵芯包的关键在于降低芯包的比转速，给水泵比转速降低后，增加了“扬程—流量”特性曲线的陡度，可有效避免给水泵出现多个工作点，彻底解决给水流量波动的技术难题。目前，该设计思路已在大唐东营1000MW机组得到成功应用。但是，该方案需重点考虑以下几方面问题：一是给水泵效率。降低给水泵比转速，可能会造成高负荷运行时，给水泵效率降低；二是小机转速适配问题。若设计不当，可能导致小机转速超出设计转速区间，影响机组带负荷；三是给水管道、高加、锅炉受热面的超压问题。芯包改造后，需重新核算沿程管路、设备、受热面的承压能力，防止给水泵出口阀、高加三通联成阀、主电动阀、大机主汽阀或调阀关闭后，引起汽水系统严重超压。

（二）异常事件二

1.事件经过

2020年2月5日21时56分，1号机停机过程中，负荷500MW，CCS方式运行，小机由五抽供汽，供汽压力0.42MPa、温度392℃，辅汽及二冷至小机汽源处于备用状态，小机转速3352rpm，四个调阀开度为99.9%、80.5%、22.1%、11%，省煤器入口流量1530t/h。

21时57分，将辅汽至小机供汽电动阀开至5%进行暖管。21时58分，省煤器入口流量突降至0，小机供汽温度由395℃降至302℃，小机转速由3357rpm突降至2794rpm，小机四个调阀全开；21时58分26秒，运行人员立即开启小机进汽管道各疏水阀，小机供汽温度缓慢上升至390℃，小机转速恢复至3360rpm，省煤器入口流量1536t/h，各运行参数恢复正常。

2.原因分析

第一，未对辅汽至小机供汽管路进行充分暖管疏水，是造成本次事件的直接原因。辅汽供小机电动阀开启前，未对其阀前管道进行充分暖管疏水。开启辅汽至小机供汽电动阀后，管道内的水、冷汽在蒸汽携带下迅速进入小机，造成小机出力急剧下降，最终造成锅炉给水短时中断。

第二，机组停运后，对小机供汽沿程各疏水器进行解体检查，发现个别疏水器前后管路被铁锈等杂质堵塞。辅汽至小机供汽管路各疏水器卡涩、不能及时排尽疏水，是导致本次事件的又一原因。

3.控制措施

为充分防止辅汽至小机供汽管道积水、冷汽，可以采取以下措施：

第一，运行管理方面。制定专项措施，明确启停机过程中投入辅汽至小机汽源前，必须开启沿程管路各疏水器前、后隔离阀及旁路阀，进行充分的暖管疏水。

第二，设备改造和维护方面。一是在辅汽至小机供汽阀前后加装小旁路，确保机组运行中，辅汽至小机汽源热备用；二是定期开展小机供汽管路疏水器维护工作，保证疏水器正常工作；三是将辅汽至小机供汽管路疏水器改造为由DCS控制的气动疏水阀，当疏水罐液位高报警时，联锁开启疏水阀疏水。

（三）异常事件三

1.事件经过

2023年04月06日7时53分，1号机负荷748MW，给水流量1988t/h。小机转速3727rpm，小机四个调阀开度分别为68.8%、25.2%、8.4%、0.5%，二冷至小机进汽阀开度35%。

07时54分，小机转速3745rpm，DCS画面发出“汽泵异常”“小机调阀反馈偏差大”光字报警，小机1号调阀反馈跳变，2、3、4号调阀迅速开大，1A EH油泵电流由28.4A上涨至33.8A，EH油压由16.16MPa降至16.02MPa，省煤器入口流量波动约100t/h，小机转速波动约50rpm，立即退出AGC稳定负荷。就地检查小机1号调阀实际开度为10%，1号调阀EH供、回油管道大幅摆动。

现场检查判断为小机1号调阀LVDT装置故障。工作人员立即采取隔离检修措施：一是将小机1号调阀的阀限由105%设定至-5%，强置1号调阀指令为-15%，确保调阀全关；二是关闭小机1号调阀进油手动阀。

更换小机1号调阀LVDT装置后，押票试运正常。

2.原因分析

第一，小机1号调阀LVDT装置损坏是事件的直接原因。

第二，小机调阀LVDT接线盒长时间工作温度过高，导致LVDT装置老化、使用寿命缩短，是事件的间接原因。

3.采取措施

第一，加强主、小机各进汽阀及旁路阀的巡视检查工作。定期对主、小机进汽阀、调节阀以及汽机旁路阀LVDT装置进行测温检查，采取加装通风机等手段进行物理降温。

第二，开展小机LVDT装置双支改造工作。通过小机LVDT装置双支改造，避免单支LVDT装置故障引发不安全事件。

第三，重新敷设主、小机进汽阀外部保温材料。主、小机进汽主汽阀、调节阀等关键部位采用优质保温材料或定期更换保温材料，确保LVDT装置运行温度不超设计值。

（四）异常事件四

1.事件经过

2020年7月16日1时03分，1号机负荷480MW，CCS投入，省煤器入口流量1131t/h，汽泵入口流量1991t/h，小机由五抽供汽，二冷至小机供汽未投入备用。小机进汽压力0.38MPa、温度413℃，汽泵再循环调阀开度100%。

1时07分，涨负荷至545MW，省煤器入口流量1532t/h，汽泵入口流量2393t/h，小机四个调阀开度均涨至100%，小机进汽压力0.36MPa，汽泵再循环调阀开度92%。

1时14分，负荷644MW，小机转速设定值与实际值偏差大，给水自动切除，机组转入TF方式运行。立即关闭小汽泵再循环阀，手动调节水煤比，暖投二冷至小机汽源。待参数稳定后，重新投入给水自动、CCS运行。

2.原因分析

第一，五抽至小机供汽逆止阀卡涩是本次异常事件的直接原因。相同负荷下，小机进汽压力较正常低0.06MPa、且五抽至小机供汽逆止阀报故障，涨负荷过程中，小机汽源压力偏低、进汽能量不足，最终造成给水自动切除。

第二，调节汽泵再循环阀开度滞后是本次异常事件的又一原因。涨负荷时，汽泵再循环阀关闭不及时，在小机进汽调阀全开的情况下，仍不能满足锅炉给水流量要求，最终导致给水自动切除。

3.采取措施

第一，优化DCS系统光字报警。设置小机综合阀位高和五抽至小机供汽逆止阀状态异常光字报警，当逆止阀开度小于对应负荷下的正常开度或小机综合阀位高时，发出光字报警，帮助运行人员及时进行应急处置。

第二，制定汽泵再循环阀的专项控制措施。防范涨负荷时，汽泵再循环阀关闭不及时，会影响机组的安全运行；防范降负荷时，汽泵再循环阀开启不及时，造成省煤器入口流量大幅摆动。

三、结束语

通过对雷州发电公司两台机组运行中几起给水流量波动异常事件的分析，针对1000MW单汽泵，布置机组发生给水流量波动的给水泵“扬程—流量”特性曲线平缓、小机进汽管路积冷水、小机调阀LVDT装置故障、小机供汽管道逆止阀卡涩等几方面的原因进行探究，提供了切实有效的控制措施和设备改造思路，在保障机组长周期安全稳定运行的基础上，为进一步优化给水系统设计、节能降耗工作，提供了可借鉴的途径。

参考文献：

[1]安连锁.泵与风机[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]王锡辉，陈厚涛，彭双剑，傅强，寻新.630 MW燃煤机组给水泵自动并泵过程控制策略[J].热力发电，2017（11）：91-96.