大同第二发电厂200MW机组汽动给水泵改造国电电力大同第二发电厂（山西大同037043）刘文发量，使机组供电量增加，相当于主机增容，又因为汽动给水泵运行稳定性较好，调节性能良好，因此而替代电动给水泵介绍了大同第二发电厂2~4号机组电动给水泵改汽动给水泵，给水系统、供排汽系统及油系统的改造情况通过改造前后运行状况及经济效益的对比分析，说明了这次改造是成功的，可作为同类机组改造的：200MW机组；汽轮机；电动给水泵；汽动给水泵；运行；经济效益：TK264.9：B年代初，原设计考虑采用小汽轮机驱动给水泵，并已通过了设计审查，后因当时国内变速汽轮机的设计与制造尚未成熟而改用了电动给水泵，由于主机的设计未能作相应更改，遗留下锅炉、汽轮机及相关辅助设备余量过大，机电炉三大主机容量匹配不当等缺点，机组的热效率也随之下降，同时电动给水泵消耗大量的厂用电4号汽轮机组采用的是东方汽轮机厂生产的200MW三缸三排汽凝汽式汽轮机，于1984~1986年间分别投产运行汽轮机型号为N200-127/535/535，额定功率为200MW，大功率为220MW，主蒸汽流量为610t/h；锅炉型号为DG670A40-540/540，额定蒸发量为670t/h，汽包压力为15.卜4号汽轮机组通流部分改造后，主蒸汽耗汽量为610t/h时，汽轮机额定功率为210MW；但由于发电机和主变压器容量限制，目前机组的额定出力仍为200MW，因此汽轮机和锅炉的效率不能充分的发挥此外，1~3号机原配备为3台沈阳水泵厂生产的DG400-180C型半容量电动厂生产的DG380-200型半容量电动定速给水泵，单台电动泵运行可带负荷140MW，2台泵运行可带满200MW负荷（有较大裕量），且电泵运行厂用电耗费严重，每台电机额定功率约为4000kW，按每机全年运行6 000h计算，每年耗费大量的厂用电。由电泵改为汽泵运行，汽泵前置泵的额定功率为250kW，能够节约大量的厂用电，采用汽动调速给水泵，利用了锅炉部分富裕蒸发量，使供电量增加，相当于主机增容，且汽泵运行稳定性较好，调节性能良好。
1改造设备介绍我厂由于1号机组现场位置所限，不能进行汽泵的安装；2~4号机组分别进行汽泵的改造24号机组小汽轮机选用的是北京电力设备总厂生产的GT01A型冲动式汽轮机，3号机组小汽轮机选用的是杭州汽轮机有限公司生产的NK50/56型反动式汽轮机，主给水泵均配备的是北京电力设备总厂生产的HPTmk200-32-5S锅炉给水泵，前置泵是由北京电力设备总厂配置的上海电力修造总厂生产的FAID56型水泵汽泵布置在主机运转平台，采用下进排汽进出水接口方式。GT01A型冲动式汽轮机配有低速电动盘车装置，使用过程中，盘车装置在汽轮机转子达到开环转速时，不能可靠地脱开。经与厂家商议及现场实际表明，GT01A型冲动式汽轮机启停时可以不进行盘车NK50/56型反动式汽轮机配有高速油涡轮盘车装置，为减小盘车时的力矩，配置有顶轴油系统，盘车投运状况良好，投运方便。此外，在排汽端还配有手动盘车装置，用于检修盘车和油涡轮盘车力矩不足时，进行转子的初始盘动NK50/56型反动式汽轮机启停时必须进行盘车。
2系统改造2~4号机组系统改造基本相同，但由于小汽定速给4号机原配备为3台北京电力设备轮机生产厂家不同，个别系统略有区别相应系统改造简述如下。
2.1给水系统将原1号电动给水泵拆除，在此位置进行汽泵基础和主设备的安装；将高压给水调整门由高加后改至2 3号电动给水泵出口，电泵运行时由主给水调整阀调整给水流量，汽泵运行时通过调节汽泵转速来调整给水流量。原锅炉一级减温水系统由主给水调节阀前、后各接一路管道，在减温水平台处合并，改为给水调节阀前一级减温水供水阀门和给水调节阀后一级减温水供水阀门分别装于汽轮机零米处，高加给水旁路加装模拟压差节流孔板1个，相应抽头再循环入口均与原系统相连2.2供、排汽系统给水泵驱动小汽轮机（下称小机）汽源分高低压2路，1路以主机四抽作汽源的低压汽源，是给水泵驱动汽轮机的主汽源将主机四抽管道直径由219mm加大至377mm，以确保主机除氧器及小机汽量充足，原主机四抽至除氧器管道直径仍为219mm，供汽管道直径为273mm管）另1路汽源为高压辅助汽源，在机组低负荷运行时，四抽蒸汽满足不了小机供汽量时，补充高压蒸汽由于汽轮机结构设计不同，杭州汽轮机厂生产的汽轮机备用汽源取自主机再热冷段，24号机组小汽机备用汽源取自主机新蒸汽从我厂目前运行情况看，由于有电泵作为机组启动给水泵，认为不必安装汽泵高压备用汽源管道系统小机排汽采用直排主机凝汽器的方式，小机排汽总管道安装有电动排汽蝶阀，排汽分别接至主机1 2号凝汽器喉部。
小机轴封供汽和漏汽系统分别与主机低封系统相连，轴封供汽由主机供给2.3油系统小机采用集中油箱，油箱顶部装有排烟风机1台、浸油式主油泵2台。油箱旁装有事故直流油泵1台。NK50/56型反动式汽轮机还装有顶轴油泵1台。油箱补油管道由高位油箱接出，油箱排油管接至事故油坑或主机油净化器油泵入口，以达到废油回收的目的。
小机主油泵出口油分别供给小机调速系统，小机主泵轴瓦润滑系统，和小机启停机时油涡轮盘车用油，润滑油出口分1支管至顶轴油泵入口，由顶轴油泵供转子盘车时的顶轴池3运行状况3.1主要运行方式汽轮机启动采用电动给水泵，当机组负荷达40以上时，投入汽泵运行。GT01A型冲动式汽轮机和NK50/56型反动式汽轮机运行状况均良好，调节性能稳定，轴振动大值不超过20m，给水泵轴承振动值均小于15m3.2210MWT电泵运行与汽泵运行工况对比3号机组汽泵改造后的热力测试结果目前还没有整理完，因此下面以4号机组的试验数据进行对比分析，见表1 4结语由表1可见，在发电机功率相近的情况下，电泵运行工况和汽泵运行工况净热耗分别为2022.072< 2051.930<4.19kJ/（kW°h），即在汽泵运行下机组净热耗比电泵运行高29.858<4.19kJ/（kW.h）使机组供电煤耗增加4g/（kW.h），这是由于主机已完成了通流部分改造，三缸效率有很大的提高，但小机的效率低，使机组整体效率有所降低但汽泵投运后，使厂用电率下降了2.3左右，小机用汽采用了锅炉富余的蒸发量，相当于对主机发电量的增表1 210MW下电泵运行工况与汽泵运行工况主要试验结果和技术数据对比项目电泵运行工况一电泵运行工况二汽泵运行工况发电机功率/MW/主蒸汽压力/MPa主蒸汽温度/c再热压力/MPa再热温度/c排汽压力/MPa主蒸汽流量/（rh-1）试验净热耗/丨4.19kj二类修正后净热耗/|4.19kJ二类修正后功率/MW容，因此机组的实际供电煤耗下降了，而且大同第二发电厂是坑口电厂，煤价较低，经济效益相对较高。给水泵的耗电率由原来的2. 5下降到了0.2，相当于年供电量增加3000万kW.h（1kW.h电按0.15元计算），折合人民币450万元；但由于汽泵采用蒸汽驱动，使机组发电煤耗增加4g/（kW.h）左右，年耗标煤4 1t标煤按160元计算），折合人民币64万元；投入汽动给水泵运行，年综合经济效益为386万元下期华北电网联络线控制方式探讨发电厂电能计量装置综合误差实时动态自动补偿影响火电机组AGC投运指标的若干问题及对策大房双回500kV线路蔚县串补站二次系统及试验（续前）火电厂水汽质量监控系统的UML模型分析亚临界进口机组主机润滑油系统腐蚀情况分析要目应用特征气体图形法诊断变压器故障基于热电联产多样性的热电成本分摊新构想韶关发电厂200MW机组“九五”期间可靠性分析蒙达公司2号机组给水温度低原因分析及处理配电网络重构算法比较徐州发电厂热力设备停用保护发电厂管理软件的选型和实施消息2002年京津唐电网汽机专业会在华北电力科学研究院有限责任公司召开为了加强京津唐电网各发电单位之间的联系，总结网内电厂近年来在汽轮机专业技术管理和新技术推广应用方面的成功经验，提高汽轮机的检修和运行水平，华北电力集团公司、北京大唐发电有限股份公司和中电国华发电有限公司联合召开“京津唐电网汽轮机专业技术交流会”。专业会于2002年1月11日到12日在华北电力科学研究院有限责任公司（下称华北电科院）沙河试验站召开。北京大唐有限股份公司副总经理金耀华、集团公司生技部副经理佟义英、华北电力技术院名誉专家徐贞禧以及大唐公司发电部、国华公司发电部和网内各发电厂的有关专业和技术管理人员参加了会i议会议由华北电科院汽轮机技术研究所承办。
本次会议重点就8个技术专题进行了讨论，这些专题涉及到原国产200MW汽轮机轴封结构改造、汽动给水泵改造、凝汽器改造、发电机密封油系统改造，以及国产机组汽缸膨胀不畅的原因分析及处理汽轮发电机转子轴颈的表面处理、低压透平油电调系统的运行情况等问题会上各电厂对本厂2001年度汽机专业的工作经验和存在的问题进行了书面总结华北电科院汽轮机技术研究所就2001年度网内各电厂的振动和经济运行情况进行了总体的分析和总结，并介绍了有关机组状态检修和四大参数测试方面的情况。在专业讨论会上，重点就25项反措的有关条款进行了热烈的讨论。专业会为各个电厂创造了一个相互交流，相互借鉴的机会，大家反映专业会作为一个专业技术交流活动应每年定期举行。
北京大唐有限股份公司副总经理金耀华、集团公司生计部副经理佟义英在会上作了重要讲话。金耀华副总经理的讲话，首先肯定近年来网内汽机设备的安全运行情况有了很大的提高，但也存在着诸如汽机缸体膨胀不畅、高加投入率不高、低负荷下辅机效率低等问题，并就如何充分发挥电液控制系统的优势进行了启发性的阐述；后，就华北电科院在电网内技术交流活动中的作用强调指出，虽然华北电力集团在结构和经营方式方面有所调整，但华北电科院作为电网技术服务中心的位置没有改变，华北电科院应该继续把这类专业会形式的技术交流活动组织起来。
田云峰供稿
