（山西大唐国际临汾热电有限责任公司山西临汾041000）
摘要：随着发电厂煤价的日益攀升，环保要求越来越高，通过运行方式的调整不断刷新厂用电率的新低。本文主要研究在55%负荷以下时采用单台凝结水泵来降低厂用电率的运行最佳方式即在追求电耗较低的同时最大程度的保障机组运行安全。
关键词：300MW燃煤电厂；单台凝结水泵厂用电
1、引言
燃煤发电厂如何最大程度的降低厂用电率，提高企业的竞争力，是摆在发电企业面前的一大难题。凝结水泵电机属于电压等级较高的设备，通过运行调整两台凝结水泵运行变为单台凝结水泵运行可节省数量客观的厂用电量。本文主要研究在55%负荷以下时采用单台凝结水泵来降低厂用电率的运行方式是否可行。
2、55%负荷以下运行单台凝泵的意义
1）如仍然按部就班，则面临落后淘汰的风险。因此只有转变思想，更新观念，顺势而为，努力提高机组的竞争力。
2）发电厂的运行成本过高，会在行业中失去竞争力，面临淘汰的风险。
3）我厂配置三台凝结水泵，每台泵的额定流量较大。机组负荷在55%以下时凝结水流量低于430t/h，单台凝结水泵能满足流量的要求。
3、运行方式和设备性能分析
1）结合我厂两台300MW燃煤机组来分析，2018年以来都是投入计划模式，负荷下限为150MW。零点后调度会统计当天的负荷曲线。通过统计数据可预知，每天随着电网负荷的高低缓慢均匀变化。23点至次日早上7点间是电网负荷最低谷的时段，在这期间机组负荷经常低于165MW。且受越来越多的风电机组和光伏发电的影响，白天时段的负荷也会频繁低于165MW。
2）我厂1、2号机组各配有3台50%容量电动凝结水泵，凝结水泵将凝结水箱中的凝结水抽出经轴封加热器后依次进入表面式低压加热器加热，最后送入除氧器。配置了3台同型号凝结水泵，自投产机组正常运行中均为两台凝泵运行，一台备用。我厂机组背压在低负荷时段维持在8—11KPa间，排汽装置水位保持在1000mm。有效汽蚀余量为1.8—2.1m间。如长时间高于额定流量会导致泵发生严重的汽蚀现象。单台凝结水泵额定流量为431.08t/h。所以须严格控制单台凝结水泵的流量不大于431.08t/h。
3）因主汽压力变化对凝结水流量有一定影响，而背压微小变化的影响可忽略不计，可按照主汽压力跟踪机组滑压曲线进行分析。
①通过查找机组的非供热期负荷与凝结水流量运行历史记录可知，在机组四个月的供热期间，自五段抽汽的蒸汽在热网加热器内凝结换热后，经疏水泵直接输送至7号低加出口。较大程度降低了凝结水泵的输送流量。供热高峰时段热网疏水经疏水泵的输送量达到300t/h，在机组负荷达到210MW时经凝结水泵流量仍不超过430t/h。
4、经济性分析
1）通过历史数据分析我厂去年2017年7月1日至2018年7月1日，两台机组运行中凝结水流量低于430t/h且持续一小时以上的时间高达1600小时左右。
2）在允许的范围内凝结水流量越大，单台凝泵节能越显著。按照凝结水流量低于400t/h且持续一小时以上情况计算全年可节约电量约232320KWh。按照每度电0.3元计算，全年可节约发电成本约6.97万元。
5、可行性原因分析
1）凝结水泵的可靠性高。自我厂投产8年多来，凝结水泵的故障次数仅有3次。
2）负荷快速上涨的影响。每台凝结水泵的功率达到500KW，单台凝泵的短时最大出力能达到480t/h，备用状态的凝泵启动后频率增加至30Hz只需55秒。除氧器储水量大，有较大的缓冲，即使遇见快速涨负荷仍有充足的时间启动备用泵，完全能满足负荷响应的要求。
3）运行人员对设备的掌控程度的影响。设备监视参数全面，能全方位的掌握凝泵的运行状况。自动化程度高，报警可靠，能及时发现凝结水泵及其附属设备的异常。
4）每次大小修都对凝泵相关设备进行全面检查。主要对泵体汽蚀情况检查、对开关和变频器清扫、保护定值校验和逻辑传动。有效的提高了设备可靠性。
5）凝泵的启停操作简单，运行人员操作水平能满足要求。启停过程重点控制凝结水流量和母管压力不要大幅波动，操作缓慢进行，及时投入凝泵备用。
6）对杂用户的影响。正常运行中主要的用户是轴封减温水、汽泵密封水、汽前泵密封水。凝结水流量低于600t/h时凝结水母管压力一般控制在1.20—1.30MPa间，在满足杂用户对凝结水流量的要求的前提下最大限度的节能。凝结水压力为1.2MPa时轴封减温水调门开度为45%，有较大的余量满足对低压轴封蒸汽的冷却要求。同时能维持汽泵密封水的压力150KPa以上和汽前泵轴端密封的要求。
7）极端情况下经过运行人员的操作能否保证机组安全运行。比如凝结水泵跳闸会导致多种后果：凝结水流量为零，除氧器水位快速下降，排汽装置水位上涨；对应的抽汽电动门、逆止门关闭；轴封加热器因无冷却水的冷却，蒸汽量急剧增加导致运行轴封风机因过载跳闸，备用风机联启后也跳闸等。
通过上述分析可知55%负荷以下运行单台凝泵是很有必要的，全年两台机组可节省约6.97万元的成本。但这种运行方式最主要的危险点即极端情况凝泵跳闸。这对设备的可靠性和运行人员的操作水平是很大的考验。
6、事故预想分析
针对165MW负荷下单台凝泵运行时发生凝泵跳闸的情况分析。
1）运行方式调整。单台凝结水泵运行时为防止凝泵跳闸发生事故扩大，可适当的改变以下运行方式：
①适当提高除氧器水位。②投入两台凝泵备用。
2）异常现象如下：
①凝结水流量为零，除氧器水位快速下降。②五段、六段抽汽电动门、逆止门关闭。疏水气动门联开。③七号低压加热器内部压力升高，抽汽量减少。④轴封加热器因无冷却水的冷却，蒸汽量急剧增加导致运行轴封风机因过载跳闸，备用风机联启后也跳闸。⑤低压轴封蒸汽温度上涨。⑥汽泵及汽前泵轴端漏水。
⑦主汽压力小幅上涨，机组轴向位移小幅增大。⑧因流量低于110t/h，凝结水再循环调门会超驰全开。
3）异常处理方法
①运行泵发生跳闸后第一时间检查备用状态下的两台凝泵联启并增加其频率至35Hz，保证除氧器水位不低于给水泵跳闸值1000mm。②及时关闭凝结水再循环调门。③及时调整除氧器上水调门开度，维持凝结水母管压力1.2—1.3MPa。
④适当的降低机组负荷至150MW。⑤监视汽轮机轴向位移、振动、轴承温度、主汽压等参数。⑥轴封风机跳闸后及时复位其开关报警。⑦除氧器水位恢复正常，凝结水流量调整至正常值时逐渐投入三台低压加热器。⑧全面检查机组参数。
7、对策实施过程中管控分析：
1）为了有效减缓凝泵汽蚀，适当提高排汽装置水位，巡检时倾听凝泵入口管道声音有无异常。控制凝结水泵长时间运行流量不大于431t/h。短时间运行流量不大于486.3t/h。
2）为了减少凝泵的启停次数，建议在机组负荷低于165MW，且持续时间大于1小时的情况下考虑停运一台凝泵。负荷大于170MW时运行两台凝泵。
3）因夏季和冬季机组背压差别较大，对凝泵入口的有效汽蚀余量影响较大。可参考背压值来确定单台凝泵的最大出力。
4）单台凝泵运行时建议两台凝泵投入备用。可第一时间同步启动，最快的恢复凝结水流量。
5）适当的提高除氧器水位，事故情况下可缓解除氧器水位的下降速度。
6）做好凝结水系统异常的事故预想。在仿真机上勤加练习，提高运行人员操作水平和事故处理能力。
7)机组控制方式为ACE模式或某一台凝结水泵有故障时单台凝泵运行不适用。
8、结语
经过实践，笔者认为在55%负荷下运行单台凝结水泵节能显著，每小时至少可节约电量145.2KWh。且安全可靠，在极端情况下经过运行人员一系列的调整操作，能保证机组的安全运行。