给水泵汽轮机高低压汽源切换方式的改进
给水泵汽轮机调速系统的改造及优化运行
１ ２ Ｍ Ｈ改 造原 因 ． Ｅ
电子 调 节 器 ＷＯ Ｄ Ｒ ０ Ｏ ＷＡ Ｄ ５ ５与 机 械 调 节 器 ＷＯ Ｄ Ｒ Ｇ Ｏ ＷＡ Ｄ Ｐ Ａ—Ｅ Ｇ等 调 速 部 件 为 国外 进 口产
品， 型号较老 ， 备品备件无法保障。ＷＯ Ｄ Ａ Ｄ５５ ＯＷ Ｒ ０ 调节器 的信 号 输 入 到 ＷＯ Ｄ Ｒ Ｇ —Ｅ Ｏ ＷＡ Ｄ Ｐ Ａ Ｇ调 节
第３ ３卷 第 ２期
２ １ 年 ２月 ０１
华 电技 术
Ｈｕ ｄ ａ ｃ ｎｏｏ ｙ ａ ｉ ｎ Ｔｅ ｈ ｌ ｇ
Ｖｏ Ｉ ３ Ｎｏ． ｌ３ ２ Ｆｅ ２ １ ｂ． ０１
给 水 泵 汽 轮 机 调 速 系 统 的 改 造 及 优 化 运 行
赵 玉柱 ， 王章生 ， 徐厚达
１ ＭＥ 改 造 项 目 Ｈ
１ １ 调速 系统概 述 ．
包括 １ 个高 压蓄能器 、 个 低压 蓄 能器和 １ １ 套控 制块 组 件 ； 留原 汽轮 机透 平安 全油 系统危 急 遮 断器 、 保 危 急遮断油 门 、 力断路油 门 、 磁 手动遮 断装置 等 ， 其他部 套拆 除 ；ｔ 速关 阀活动试 验 电磁 阀等 。 ｉ置 Ｓ ，
器， 然后经过 电液 转换 装 置转换 成 液 压控 制 ， 间环 中 节较多 ， 尤其 在低负荷 阶段 ， 调节系统无法 满足要求 。 杭 州半 山汽轮机 厂 生产 的给 水泵 汽轮 机 轴封设
的开 度 ， 以阀 门位 移 反 馈 器 （ Ｖ Ｔ 为 反 馈装 置 ， 并 ＬＤ ）
从而 形成 闭环 控制 ， 自动 调节 汽轮 机 的转 速 ， 转速控
（ 电电力科学研究院 ， 华 浙江 杭州 摘 ３０３ ） １０ ０
给水泵汽轮机资料介绍
• 2、给水泵汽轮机采用主机抽汽作为汽源，可使 主机末级蒸汽量减少，从而降低了末级叶片高度 和末级汽流全速损失，提高了主机的内效率。
• 3、给水泵汽轮机与给水泵独立于电网之外，不 受电网周波的影响可保持给水泵转速的稳定。
• 4、给水泵汽轮机与给水泵直接相连，传动效率 高于液力偶合器。
五、给水泵汽轮机参数
汽缸材质 转子材质
脆性转变温度 （FATT） 各级叶片材质
汽缸螺栓材质
ZG20CrMo
30Cr2Ni4MoV
℃
≤13
第一级至第三级：1Cr11MoV 第四级至第七级：2Cr13
25Cr2MoVA
转子转动惯量 Kg. m2
406
GD2
五、给水泵汽轮机参数
Байду номын сангаас
最大噪声值 安装方式 排汽口方向 排汽口尺寸 外形尺寸
六、技术特点
• 3、可靠性第一的设计思想
为确保汽轮机安全可靠、长期稳定运行， BPEG给水 泵汽轮机主要部件根据其使用条件选择较高等级的材料， 结构上也采用以下一些成熟可靠的设计： • 整锻转子，具有高强度和低振动敏感性。 • 双菌形叶根和轮缘，具有高机械强度和抗疲劳能力。 • 各级动叶片为不调频叶片，叶片顶部用围带连接，增加阻 尼，提高抗振能力。 • 各级隔板均为焊接结构，具有足够的强度和刚度。 • 主汽门、调速汽门操纵机构均为垂直布置，动作灵活、可 靠。
六、技术特点
• 2、 、内切换
新颖独特的新蒸汽内切换汽源切换方式，除 能实现0-100%负荷平稳运行外还具有以下特点： • 简化配汽系统，操作更加可靠。 • 汽源切换平稳，无扰动。 • 高压进汽系统与汽轮机本体分离，减少对汽轮机 的热冲击。 • 可用高压蒸汽直接启动，运行灵活。 • 高压蒸汽运行时排汽湿度较小。 •
机组深度调峰对汽轮机运行的影响
机组深度调峰对汽轮机运行的影响摘要：众所周知，大型燃煤机组深度调峰已成为不争的事实，大多数汽轮机在深度调峰期间机器辅助设备实际运行时状况与设计工况不符，因此对机组运行安全产生一定的影响。
作者结合部分机组在深度调峰期间运行情况，阐述了机组深度调峰对汽轮机运行、汽轮机本体及其辅助设备寿命的影响，总结了普遍存在的问题以及相应的处理措施。
关键词：机组；汽轮机；深度调峰；1 机组深度调峰对汽轮机运行的影响1.1 给水泵再循环阀投运方式机组负荷降低，给水流量也随之降低，当给水流量降低至接近再循环阀保护开启值时，需提前开启给水泵再循环电动门和最小流量阀。
部分机组发生过再循环阀突开启，造成给水流量降低引起机组跳闸的事故。
调峰降负荷过程手动控制给水泵再循环阀开度。
深度调峰负荷较低，辅汽压力较低时，需要将一台给水泵退出带给水，并开启再循环阀，另一台给水泵遥控投入手动调整给水，或者启动电动给水泵，这种运行方式能够有效提高机组在深度调峰时给水调整的稳定性，但会导致机组经济性降低。
1.2停运1台汽动泵的影响机组深度调峰时，若停运1台汽泵，则给水控制品质提高，但可能导致停运泵出现转子热弯曲现象。
泵停运时，泵内积存的水逐渐冷却降温，其中的冷水会下沉到泵底部，在泵体内部产生一定的温差，使转子产生热弯曲。
这种热弯曲一般在停运2 h左右达到最大，停运6 h后才会逐渐消除。
在此期间启动，可能会产生异常振动，引起动静碰磨。
如果有条件进行连续盘车的，应投入连续盘车；如不具备连续盘车条件，则应在启动前对给水泵进行充分的预暖，使水泵内各部位温度分布均匀，并尽量接近除氧器内给水温度。
如果深度调峰持续时间不超过6 h，建议给水泵采用最低转速旋转备用；如果深度调峰持续时间超过6 h，应停运小机汽泵至盘车状态。
1.3小汽轮机汽源的切换小汽轮机的汽源一般选择四级抽汽，同时设置冷段再热蒸汽和辅助蒸汽为备用汽源。
在深度调峰时，四级抽汽的压力较低，可能无法满足锅炉给水的需要，需要投入冷再或辅汽汽源。
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施姓名：XXX部门：XXX日期：XXX汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施0前言多年来，我国电力企业和设备制造企业都在全力以赴进行机组改造。
这是因为，在我国发电系统中，一些中低参数、小容量蒸汽发电机组还在运行，这些机组热效率很低，且大多属超期服役，如果将其在短期内全部拆除，从经济上和电力需求方面来看，是不现实。
同时，一些早期安装高参数机组，如100～200MW机组，由于受当时设计制造水平限制，运行时间较长，已接近或达到额定寿命(10万运行小时)，这些机组存在着效率低、煤耗高问题。
因此，将中低参数机组改造为既发电又供热“热电联产”机组，供生产和生活用汽需要。
同时用现代科学技术改造和翻新老机组，使老机组焕发青春。
机组通过改造不仅可以大大降低煤耗，提高机组经济性，而且可以提高运行可靠性和延长机组寿命，这一措施无疑有着深远意义和较高经济价值。
1机组改造几种技术形式汽轮机改造有多种技术形式，每种形式都有其特点，必须具体问题具体分析，全面考虑，达到改造目。
1.1通流部分现代化改造随着现代科学技术快速发展和设计方法不断完善，汽轮机设计水平较过去有了很大提高，全新高效新叶型、全三元气动设计技术系统、通流部分通道优化设计、自带围带动叶片、高效新型整圈阻尼长叶片设计和调频技术、弯扭型和马刀型叶片设计等新技术在各制造厂新产品开发中成功应用。
这些技术代表汽轮机领域内最新发展趋势，通过采用这些第 2 页共 9 页先进技术来改造老机组将使机组经济性、安全可靠性及运行灵活性达到国外同类机组先进水平。
这也是国外电站行业发展一个显著特点。
因此近几年来，各制造厂都在努力开展机组改造工作。
其中200MW机组改造已全面展开，并取得了很大成绩，为以后机组通流改造积累了很多经验。
1.2抽汽改造汽轮机抽汽改造是利用原回热抽汽口加大面积或利用汽缸开孔增加抽汽，供生产和生活用汽需要，实现热电联产；联通管开孔(如100MW 机组)抽汽也是一种特殊形式。
汽轮机灵活性运行的控制策略改进及具体措施
汽轮机灵活性运行的控制策略改进及具体措施摘要：提出以效率优先的控制策略，给变负荷运行的火电机组带来了一个新的控制理念，是一种有益的尝试。
关键词：配汽系统；曲线优化；阀门管理引言随着电厂机组“灵活性改造”的进行，关于“汽轮机旁路阀是否可以直接作为减温减压器使用”的问题：通常情况下，旁路阀不能直接作为减温减压(阀)器来使用。
原因如下：1灵活性改造的必要性随着国内外经济、能源和环保形势的发展，国家节能减排的要求也不断提升，高效低耗新电源点的不断投运，电能过剩现象日趋明显。
年发电利用4000小时左右远小于设计值5500小时，燃煤电厂经营压力越来越大。
国家能源政策要求机组保障供热能力的同时，提高机组的调峰能力，各地方政府根据各自区域的实际情况也出台了火电机组深度调峰阶梯电价政策。
2灵活性调峰存在的控制问题亚临界火电汽轮机的配汽系统一般采用喷嘴配汽，其目的就是在负荷变化时，能够顺次开关调节阀，适当降低阀门的节流损失，将节流损失控制在存在节流的阀门和其通过的流量范围内。
但是由于我国的大型火电机组长期处于基荷运行状态，高压调节阀基本不参与负荷调节。
因此，较少有团队对发电负荷和高调阀的开启情况进行深入研究。
导致电厂在调峰运行过程中并没有一个可供参考阀门管理标准或规范。
在电厂的实际应用当中，部分负荷的实际阀位情况、协调运行中阀位管理等问题均未引起足够的重视。
3汽轮机灵活性运行的控制策略改进3.1汽轮机组低压缸光轴改造技术低压缸转子更换为光轴，同时对轴瓦进行更换。
增加低压缸进汽堵板，对低压缸喷水减温系统进行改造，低压加热器供汽方式进行改造，增加凝结水减温装置，提升锅炉水质等措施。
该改造方案显著提高抽汽供热能力，但深度调峰能力差，投资较高，每年需要例行互换转子两次，检修维护工作量大，机组运行灵活性差。
3.2锅炉调峰、调频适应性锅炉是火电机组能量的源头，机组的调频和调峰就意味着锅炉热负荷的变化。
机组负荷调整过程中，锅炉各部分的压力、温度及部件的膨胀、炉膛燃烧强度都会发生变化；频繁的调峰、调频会使锅炉的各部件出现疲劳损伤，加速管道的爆管和损坏。
高背压供热汽轮机低压部分性能优化
高背压供热汽轮机低压部分性能优化摘要：汽轮机高背压供热方式可回收低压缸排汽余热，扩大机组的供热能力，减少高品位抽汽造成的可用能损失，能源转换效率高。
供热季运行背压高，低压转子采用了双转子互换技术，低压转子结构的变化使低压部分热力特性发生变化。
关键词：高背压供热；回热系统；低压部分；优化一、汽轮机高背压供热原理汽轮机排汽热损失是火电厂各项损失中最大的一项，若能利用起来机组的热效率将会大幅提升。
高背压供热即是通过调整空冷岛的运行方式来提高汽轮机的排汽背压，从而提高汽轮机对应的排汽温度，然后充分利用汽轮机排汽的汽化潜热来加热热网循环水回水，降低汽轮机的冷源损失，提高机组的循环热效率。
空冷机组的“直接利用原有高背压”供热技术，是在不改变空冷岛现状，增设一台水冷式高背压供热凝汽器，以提高全厂供热能力和供热安全可靠性。
在供热期，两台机组按一抽一背供热方式运行，提高一台汽轮机的背压，利用水冷凝汽器回收汽轮机排汽的余热进行一级加热和机组抽汽进行二次加热，满足热网供水要求，实现机组冷源损失为零，并提高采暖供热能力；在非采暖供热期，切除供热凝汽器，开启全部空冷岛对排汽进行冷凝，汽轮机由高背压运行工况切换为纯凝运行工况。
本技术特点是投资少，见效快，结构简单，可以实现纯凝和背压双模式运行。
改造后机组供热能力和热电比增加，回收冷源损失，增加了供热面积，经济效益增加。
回收冷源损失，增加了供热面积，经济效益增加。
但是凝汽器一次加热温度较低，需要抽汽二次加热。
节能减排是我国经济实现可持续发展的基本国策，对于发电行业，热电联产是实现国家节能减排的一项重要措施。
目前我国城市集中供热主要靠小型供热机组，但是其能耗高，能源利用率低，热电联产机组的大型化正在成为发展趋势。
二、汽轮机性能优化的原因汽轮机及其热力系统的性能受多方面因素影响，如外部因素、能效因素及运行因素。
外部因素如负荷率和环境温度等，一般属于客观因素，不易改变；能效因素可以通过改造、检修等方式降低辅机设备能耗，提高设备效率，执行起来比较困难；而运行因素可以通过一定的试验，得出比较经济的运行方式，从而提高机组性能。
某100%容量给水泵汽轮机经济性分析
卫栋梁,井芳波,果机小叶,于杨(东方电气集团东方汽轮机有限公司,四川德阳,618000)摘要:文章针对某100%容量给水泵汽轮机从配汽、汽源切换、通流能力等方面进行了论述,为以后此类100%容量给水泵汽轮机的设计提供了参考。
同时分析了100%BMCR容量给水泵汽轮机的实际运行经济性水平,结果表明:相较于2×50% BMCR容量汽动给水泵,采用100%容量汽动给水泵,给水泵汽轮机效率可提升6个百分点,可降低火电机组热耗率约16kJ/ (kW·h),提高整机效率约0.2%,降低供电煤耗约0.6g/(kW·h),年节省的煤碳成本约240万元。
关键词:100%容量,给水泵,汽轮机,经济性中图分类号:TK262文献标识码:A文章编号:1674-9987(2023)03-0006-04 Economic Analysis of a100%Capacity Feed WaterPump TurbineWEI Dongliang,JING Fangbo,GUOJI Xiaoye,YU Yang(Dongfang Turbine Co.,Ltd.,Deyang Sichuan,618000)Abstract:This article discusses the100%capacity feedwater pump turbine.from the aspects of steam distribution mode,steam source switching mode,flow capacity,et al.,providing reference for the design of such100%capacity feedwater pump turbines in the future.At the same time,the actual operating economic level of a100%BMCR capacity feedwater pump turbine is analyzed, and the results show that compared to2×50%BMCR capacity steam driven feedwater pump,using100%capacity steam driven feedwater pump,can improve the efficiency of the feedwater pump turbine by6percentage points,reduce the heat consumption rate of thermal power units by about16kJ/(kW·h),improve the overall efficiency by about0.2%,reduce the coal consumption of power supply by about0.6g/(kW·h),and save about2.4million yuan in coal cost annually.Key words:100%capacity,water supply pump,steam turbine,economy第一作者简介:卫栋梁(1977-),男,本科,高级工程师,毕业于太原理工大学热能与动力工程专业,长期从事汽轮机热力设计工作。
汽轮机高、低压加热器调试措施
汽轮机高、低压加热器调试措施1概述华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、直接空冷汽轮机。
机组配用的高压加热器（以下简称高加）系上海电气集团股份有限公司生产的JG-1025、JG-1110、JG-885型高压加热器。
所配用的低压加热器（以下简称低加）系上海动力设备有限公司生产的低压加热器。
该机组由新疆电力设计院设计，山东电建二分公司负责安装，新疆电力科学研究院负责机组的整套调试工作。
根据有关规程、规范，结合本系统的实际情况，特编制本措施。
2调试目的全面检查高、低加系统设计、制造及安装的质量，保证高、低加系统安全可靠地投运。
3依据标准3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》［DL/T5437-2009］。
3.2《火电工程启动调试工作规定》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。
3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》［电力部建设协调司建质（1996）111号］。
3.4《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）［DL5011-92］。
3.5《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》［国家电网安监（2008）23号］。
3.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》。
3.7《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号。
3.8高、低压加热器说明书及设计图纸。
4调试使用设备经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。
5组织与分工5.1建设单位的职责全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。
负责编制和发布各项试运管理制度和规定。
协调解决合同执行中的问题和外部关系等。
参加分部试运后的验收签证工作。
负责管理制造厂家的调试项目等。
660MW机组给水泵汽轮机汽源优化分析
660MW机组给水泵汽轮机汽源优化分析发布时间：2021-04-19T11:53:20.053Z 来源：《中国电业》2021年2期作者：杨晓波[导读] 浙能兰溪发电有限责任公司660MW机组给水泵汽轮机汽源分为四抽、杨晓波（浙江浙能兰溪发电有限责任公司，浙江兰溪 321100）摘要：浙能兰溪发电有限责任公司660MW机组给水泵汽轮机汽源分为四抽、辅汽两路，正常运行中负荷变化时存在汽源切换问题，影响主设备安全，同时辅汽汽源经冷再节流后提供，导致热耗损失较大。
本文针对给水泵汽轮机汽源进行优化实施，在确保安全性的基础上进一步提高机组的经济性。
【关键词】小机汽源辅汽优化0.引言浙能兰溪电厂给水泵汽轮机（小机）为东方汽轮机厂生产的G9.6-1.104凝汽式汽轮机，该转子包括调节级在内共7级叶轮，所有叶轮为等厚截面叶轮。
进汽分高低压两路，高压进汽由主汽提供，低压进汽由四抽提供，低压汽源和高压汽源之间采用自动内切换的方式，另外在低压进汽管路上又接入了一路调试用汽，由辅汽供。
经过系统改造，兰溪电厂四台机组的小机高压汽源已全部取消。
小机的汽源在机组正常运行时分别由四抽和高温辅汽两路提供。
1.辅汽系统介绍单元制机组均设置辅汽系统。
辅汽系统作为机组和全厂的公用汽系统，向有关辅助设备和系统提供辅助蒸汽，以满足机组启动、正常运行、加减负荷、甩负荷和停机等各种运行工况的要求。
辅汽系统主要包括：辅汽联箱（分高温辅汽联箱、低温辅汽联箱）、供汽汽源、用汽支管、减温减压装置、疏水装置及其连接管道和阀门等。
其中高温辅汽联箱是其核心部件，设计压力为0.5-1.0MPa，设计温度为320℃-370℃。
2.正常运行中存在的问题2.1.小机辅汽汽源经济性不佳当机组负荷低于400MW，辅汽系统切入小机供汽，影响机组经济性。
兰电辅汽母管的压力设定值为0.8MPa，从四抽的运行参数可以看出，机组负荷400MW左右四抽压力与辅汽压力基本一致，机组负荷继续下降的话，四抽压力低于辅汽压力，小机的进汽汽源由四抽供汽逐渐切至辅汽供汽，而辅汽本身是由冷再节流供汽，相当于通过冷再这路高品质汽源节流后对小机供汽，从而影响机组的经济性。
深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议
深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议葛㊀挺(大唐华中电力试验研究院,河南㊀郑州㊀450000)作者简介:葛挺(1968-),男,学士,高级工程师,从事汽轮机试验㊁调试㊁运行优化㊁故障诊断等工作㊂摘㊀要:目前火电机组深度调峰运行已成为常态,不同调峰方式在安全性㊁调峰深度㊁灵活性㊁经济性㊁操作复杂性等方面各有优缺点,其中变负荷调峰方式最为常见㊂变负荷深度调峰运行后,受汽轮机金属温度周期性变化㊁主再热汽温差加大等因素的影响,寿命损耗加剧;给水泵㊁凝结水泵㊁回热系统加热器等重要辅机的运行稳定性明显降低,调整不当易引起机组非停㊂需要在深度调峰目标负荷选择㊁辅机控制策略㊁小汽机汽源及轴封汽源可靠性等方面开展优化工作,以保证机组在深度调峰工况下,安全㊁稳定㊁经济运行㊂关键词:深度调峰;汽轮机;凝汽式;可靠性;寿命损耗;控制中图分类号:TK267㊀㊀㊀㊀文献标识码:B㊀㊀㊀㊀文章编号:411441(2019)02-0101-040㊀引言火电机组调峰运行时,负荷大幅变动或频繁启停,金属部件要承受剧烈的温度变化和交变应力,对机组的寿命㊁安全性㊁运行稳定性及经济性会带来不利的影响㊂但目前火电装机容量过剩㊁可再生能源消纳困难㊁电网峰谷差增大等问题越来越突出,为了维持发电与用电的平衡,火电机组参与调峰是必然的要求㊂火电机组常见的调峰方式主要有变负荷调峰㊁两班制调峰㊁少蒸汽无负荷调峰等,这些调峰方式在安全性㊁调峰深度㊁灵活性㊁经济性㊁操作复杂性等方面各有优缺点㊂最常见的调峰方式为变负荷调峰,深度变负荷调峰后,存在低负荷稳燃㊁环保设备投入㊁锅炉水动力安全性㊁直流炉干湿态频繁转换㊁汽轮机低压通流部分安全性㊁热应力控制㊁供热能力受限㊁辅机运行稳定性等等问题㊂深度调峰运行后带来的问题很多,这里不再一一阐述,仅就常见调峰方式对比㊁深度变负荷调峰对凝汽式汽轮机设备的影响进行简要分析㊂1㊀常见调峰方式对比1.1㊀常见调峰方式简介1.1.1㊀变负荷调峰方式变负荷调峰方式是指通过改变机组的负荷来适应电网负荷变化的调峰方式㊂在电网高峰负荷期间,机组在额定出力或最大连续出力下运行;在电网低谷负荷期间,机组在尽可能低的负荷下运行;当电网负荷变化时,能以较快的速度升降负荷㊂1.1.2㊀两班制调峰方式所谓两班制调峰方式,就是通过启㊁停部分机组来进行调峰;即在电网低谷期间将部分机组停用,次日电网高峰负荷到来之前再投入运行,通常这些机组每天会停用6~8小时㊂由于这种调峰方式启停频繁,会增加机组的寿命损耗㊂1.1.3㊀少汽无负荷调峰方式少汽无负荷运行方式,是在夜间低谷时段将机组负荷减到零,但不从电网解列,保持发电机带无功运行;向汽轮机供给少量低参数蒸汽,以冷却鼓风摩擦产生的热量;至次日电网负荷增加时转为发电方式,接带有功负荷运行㊂1.2㊀调峰方式对比分析1.2.1㊀安全性安全性方面,变负荷调峰方式,设备寿命损耗最小;两班制调峰方式对机组的寿命损耗最大,需进行大量的设备操作,易出安全问题;少汽无负荷调峰方式从运行操作量及所涉及的安全问题介于变负荷与两班制之间㊂1.2.2㊀调峰深度两班制和少汽无负荷调峰方式的均能降负荷至0,变负荷调峰方式调峰深度一般可达到40%,负荷继续降低则需投油稳燃,受入炉煤煤质的影响也较大㊂因此,从调峰深度方面看两班制和少汽无负荷调峰方式较变负荷调峰方式更具优越性㊂DOI:10.19755/ki.hnep.2019.s2.0291.2.3㊀灵活性变负荷调峰方式,负荷变化率一般控制2~5%/min范围内,20min负荷变动可达40%左右;两班制调峰方式,从锅炉点火到带满负荷的热态启动过程约需60~90min;少汽无负荷调峰方式,省去了抽真空㊁冲转升速㊁并网等操作,汽缸温度可保持较高水平,带满负荷的时间可缩短,一般30min的时间可以完成㊂可以看出:变负荷调峰方式灵活性最好,少汽无负荷调峰方式次之,两班制调峰方式最差㊂1.2.4㊀操作复杂性显然变负荷调峰方式在操作方面最为简单,只有当负荷很低时,才需对给水泵㊁凝结水泵㊁循环水泵进行一些操作;两班制调峰方式则需要进行停机和启动全过程操作,为减少寿命损耗还要增加额外一些特殊操作,操作量最大也最复杂;少汽无负荷调峰方式介于两者之间㊂1.2.5㊀经济性汽轮机在低负荷运行时,效率将随之降低㊂当负荷低于70%时,汽机热耗率会急剧增加,低谷负荷时段会对经济运行带来不利影响㊂变负荷调峰方式,由于负荷率降低,供电煤耗增加;两班制调峰方式,在启动过程中会产生燃料㊁厂用电㊁工质消耗;少汽无负荷调峰方式,汽轮机空转时同样会产生燃料㊁厂用电的损耗㊂造成的损失和低负荷运行时间相关,存在着一个临界时间,决定着到底何种调峰方式更为经济㊂对于不同的调峰方式,两两之间都会存在着一个临界时间,当低谷时段与临界时间相等时,两种调峰方式的损失相同,低于临界时间一种调峰方式经济性更好,高于临界时间则反之㊂2㊀深度调峰后对汽机设备的影响2.1㊀对汽轮机本体的影响机组深度调峰运行,如降到30%额定负荷或更低的负荷下运行后,对汽轮机本体的影响主要表现在汽轮机缸温周期性变化产生交变应力㊁缸温差增大㊁低压通流部分可能进入鼓风状态㊁低压末级及次末级动叶片的安全性等几个方面㊂2.1.1㊀深度调峰对汽轮机缸温㊁缸温差的影响不同负荷工况下,由于高压调门开度㊁汽轮机各级段压降发生变化,必然会引起通流部分各处温度的变化㊂低压通流部分由于进汽温度较低,各监视段温度变化幅度相对较小㊂高中压通流部分,由于调节汽门节流㊁压降变化较大等原因,温度会有较大变化;特别是在定压运行㊁高压调门节流严重的情况下,高压通流部分温度会有很大的下降㊂CLN600-24.2/566/ 566型汽轮机不同负荷下高中压通流部分监视段温度[3]的情况如图1㊁图2所示㊂图1㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机高缸监视段温度图2㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机中缸监视段温度(1)从图1㊁图2的数据看,滑压运行方式下,高压缸温度随负荷的降低,先升后降,但变化幅度不大;中压缸温度随负荷的降低呈下降趋势,负荷降至30%时,3段抽汽温度降低28ħ,4段抽汽温度降低15.3ħ;考虑到实际运行时,低负荷工况的再热汽温会有较大降低,3段㊁4段温度的降低幅度会有更大的增加㊂(2)如采用定压方式运行,各监视段温度均是下降的;负荷降至40%时,1㊁2㊁3㊁4段抽汽温度分别降低62.8㊁54.2㊁21㊁21.7ħ,如降负荷速度过快,会产生很大的热应力㊂如长期频繁深度调峰运行,即使采用滑压方式运行,并控制负荷升降速度,因缸温的周期性变化,也会产生低周疲劳,可能引起汽缸中分面张口㊁导汽管密封或其他密封部件破坏,造成漏汽,产生汽缸温度高㊁温差大㊁汽缸变形等问题,对汽轮机的寿命有一定的影响㊂2.1.2㊀主㊁再热蒸汽温差大,产生较大热应力由于低负荷工况再热汽温低的问题普遍存在,且负荷越低再热汽温越低,使得主汽温与再热汽温的温差增大,有可能超过制造厂规定的范围(一般为60ħ左右),对于高㊁中压合缸的汽轮机,高中压缸主汽及再热汽两个进汽口相临处的温度梯度过大将产生很大的热应力㊂运行时应注意控制主㊁再热蒸汽温差不超过厂家设计温差范围㊂2.1.3㊀深度调峰工况下,低压通流部分水蚀加剧深度调峰工况下,因再热汽温大幅下降及高真空的原因,低压通流部分蒸汽湿度大幅增加㊂图3为N1030-25/600/600[4]㊁CLN600-24.2/566/566[3]㊁C300/235-16.7/0.343/537/537[5]等汽轮机,50%负荷㊁额定再热汽温时的排汽湿度与排汽压力关系㊂图3㊀排汽湿度与排汽压力关系从图3可以看出,排汽湿度随排汽压力的降低有明显的增加,同时深度调峰时,再热蒸汽温度往往达不到额定,排汽湿度会进一步上升㊂最终由于湿度增加㊁湿区前移,将引起低压通流部分,特别末级叶片㊁次末级叶片水蚀的加剧,长期运行存在水蚀造成叶片损坏的风险㊂2.1.4㊀小容积流量运行,影响低压通流部分安全深度调峰工况下,随着容积流量的减小,汽流在静叶内挤向根部,而在动叶片内偏向外缘,动叶片根部可能出现脱流,进而在喷嘴与动叶片外缘间隙产生涡流;鼓风㊁叶片颤振㊁低压末级动叶片出口边背弧水蚀等风险明显增加㊂为保障低压通流部分的安全运行,汽轮机低压缸都有最小排汽量的限制;不同制造厂家的具体规定差别很大,如哈汽C250/N300-16.67/537/537/0.4型汽轮机的最小排汽流量约为140t /h [6],哈汽CLN600-24.2/566/566型汽轮机的最小排汽流量为270t /h 左右[3]㊂图4为CLN600-24.2/566/566型汽轮机排汽流量与负荷关系曲线[3]㊂从图4中的数据可以看出:在30%额定负荷时,设计低缸排汽流量365t /h;一般情况下实际运行性能达不到设计值,实际运行的低缸排汽流量应该更大一些㊂因此30%额定负荷时汽轮机不会进入鼓风状态,但负荷进一步降低,如20%额定负荷或更低时,汽轮机是否会进入鼓风状态则需要通过实际的试验确定㊂图4㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机低缸排汽流量2.2㊀对热力系统及辅机设备的影响深度调峰运行后,对机组热力系统及辅机设备的影响主要表现在小汽机汽源可靠性㊁给水流量控制稳定性㊁加热器水位控制㊁凝结水泵运行稳定性等几个方面㊂2.2.1㊀对小机汽源可靠性㊁给水流量稳定性影响深度调峰运行后,4段抽汽压力降低较多,如30%负荷下,CLN600-24.2/566/566型汽轮机4段抽汽压力仅为0.36MPa(绝压),可能会出现小汽机出力不足,影响锅炉正常上水的情况,需做好小汽机备用汽源的热备用工作㊂给水泵通流量会达到最小流量阀动作值,如最小流量阀控制逻辑不完善,可能导致两台给水泵负荷分配偏差大跳泵㊁给水流量大幅波动等问题㊂2.2.2㊀对加热器水位控制的影响深度调峰运行后,各段抽汽压力之间的压差降低,造成加热器间疏水压差降低,加热器容易发生疏水不畅问题㊂CLN600-24.2/566/566型汽轮机不同负荷工况下各段抽汽压力之间压差[3]如图5㊁图6所示㊂图5㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机高中缸各抽汽压差图6㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机低缸各抽汽压差从图5㊁图6中的数据,可以看出在30%额定负荷时,3抽/4抽间压差为330kPa㊁6抽/7抽间压差为22kPa㊁7抽/8抽间压差为12kPa,与实际需求相比显得不足;会使#3高加疏水至除氧器㊁#6低加疏水至#7号低加㊁#7低加疏水至#8号低加等疏水不畅的问题比较突出㊂2.2.3㊀凝结水泵运行稳定性凝泵变频运行转速过低时,凝结水泵振动大的问题也比较普遍,需除氧器水位调整门参与控制㊂机组负荷下降过程,如给水泵密封水是由凝结水供水,则需保证凝结水母管压力不低于1.0MPa(或按厂家要求),保证给水泵密封水压力正常㊂3㊀结论及建议3.1㊀变负荷调峰为最为常见的调峰方式,在安全性㊁设备寿命损耗㊁操作复杂性㊁带负荷速度等方面有优势,但调峰深度受最低稳燃负荷㊁达标排放的影响较大;两班制调峰及少汽无负荷调峰等调峰方式在调峰深度方面较好,各调峰方式经济性方面的优劣需结合当地负荷曲线㊁低谷时段长度㊁煤价等情况,具体比较分析后确定㊂3.2㊀深度变负荷调峰后,汽轮机本体金属温度发生周期性变化,厚壁部件寿命损耗增加,低压末级叶片㊁排汽导流环水蚀加剧,给水泵㊁加热器㊁凝结水泵等辅机的运行稳定会降低㊂3.3㊀对于凝汽机组,开展深度调峰前,应统计梳理机组主辅设备存在的㊁影响深度调峰的缺陷,择机处理;优化主辅设备运行方式㊁控制逻辑(如小机汽源㊁给水泵最小流量阀㊁除氧器水位㊁轴封供汽系统㊁加热器水位等),使之能够适应深度调峰情况,最终保证机组的运行稳定㊂3.4㊀综合考虑深度调峰政策及机组的实际调峰能力,从安全㊁稳定㊁经济㊁环保等方面进行分析㊁评估后,再确定机组长期深度调峰的目标值㊂参考文献[1]解春林.火力发电机组深度调峰下汽轮机系统特性研究[D].华北电力大学(保定),2013.[2]刘吉臻,曾德良,田亮,等.新能源电力消纳与燃煤电厂弹性运行控制策略[J].中国电机工程学报,2015,35(21)ʒ5385-5394.[3]哈尔滨汽轮机厂有限责任公司.CLN600-24.2/566/566型汽轮机热力特性书[Z].2005.[4]东方汽轮机有限公司.N1000-25.0/600/600型汽轮机热力特性书[Z].2011.[5]东方汽轮机有限公司.C300/235-16.7/0.343/537/537型汽轮机热力特性书[Z].2007.[6]哈尔滨汽轮机厂有限责任公司.C250/N300-16.67/537/537/0.4型汽轮机热力特性书[Z].2005.收稿日期:2019-06-03。
汽动给水泵汽轮机低压调阀控制优化
汽动给水泵汽轮机低压调阀控制优化作者：章校伟来源：《华中电力》2014年第03期摘要：2013年11月6日和2011年11月9日，平海电厂汽动给水泵汽轮机低压调阀开度分别出现了瞬时较大波动异常现象，控制逻辑判断为“阀门故障”，相应保护控制功能动作，致使出现不同程度影响。
关键词：给水泵、控制、缺陷一、汽动给水泵汽轮机简介平海电厂每台机组配置2台50%B-MCR的汽动给水泵，一台汽动给水泵工作时，保证机组负荷50%B-MCR的给水量，两台汽动给水泵工作时，保证机组负荷100%B-MCR的给水量。
给水泵汽轮机为ND（Z）89/84/06型汽轮机，该汽轮机是单缸、冲动、单流、纯凝汽式、具高排汽内切换，变参数、变转速、变功率和能采用多种汽源的汽轮机；汽源有冷再热蒸汽、四段抽汽和辅助蒸汽。
给水泵汽轮机疏放水至主机疏放水系统，排汽直接排入主机凝汽器。
二、汽动给水泵汽轮机低压调阀阀位控制异常三、汽动给水泵汽轮机低压调阀阀位控制异常原因分析造成汽动给水泵汽轮机低压调阀开度异常波动的原因分为以下两种情况：1阀门真实动作1.1进油管异常导通。
低压调阀电磁阀如出现失电、进回油异常导通均会导致阀门异常波动，且时间很短。
两次阀门异常波动过程持续了0.1秒，符合进回油异常导通等故障。
而电磁阀失电不会自动再次得电动作，可排除电磁阀异常失电故障。
1.2伺服阀异常。
汽动给水泵低压调阀此前频繁出现上下波动2%的毛刺情况，一直都没有有效遏制。
虽然经过伺服阀更换，但是阀门抖动无明显改善，继续恶化范围最大可达5%。
1.3给水泵汽轮机配汽分析。
低压调阀通过左右两根提升杆控制8只阀门，由于阀芯行程或左右提升杆因调整不当或设计不佳，造成阀门开度与小汽轮机的进汽量不平衡。
另外也有可能是低压调阀的速关弹簧存在卡涩造成不平衡。
2阀位反馈异常分析在静态试验过程中并未出现阀门反馈抖动的情况，说明阀位反馈正常。
另外现场观察调阀工作状况，可明显看出调阀抖动情况。
给水泵汽轮机汽源控制优化
（1）汽动给水泵4A液压控制油压力、温度稳定无波动，润 滑油压力和温度稳定无波动。
（2）给水泵4A汽轮机转速在5 000 r/min时容易出现轴承 振动突升这种情况。
（3）振动突升时给水泵4A汽轮机高压进汽调门开度来回 晃动频繁，现场检查发现高压进汽调门存在突然开启和突然 关闭的现象。
对汽动给水泵4A高压进汽调门控制逻辑进行修改后，机 组满负荷时，汽动给水泵4A低压调门最大开度至83%，高压调 门未开启，未出现轴承振动突升现象。
4 结语
目前，很多新建大型机组给水系统未配置电动给水泵，只
配置两台汽动给水泵，这对汽动给水泵的可靠性要求很高。汽
动给水泵的振动原因很多，
（下转第78页）
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（4）高压进汽调门出现晃动时，给水泵4A出水量有100 t/h 左右的晃动，和高压进汽调门的晃动基本同步。
对上述现象进行分析总结，汽动给水泵4A高压汽源进入 调节且高压调门开度晃动，进而影响到给水流量的波动是导 致轴承振动的主要原因。
3 处理措施
如何防止高压进汽调门进入调节时开度晃动是解决汽动 给水泵轴承振动突升问题的重点。根据高、低压调门的控制逻
C中去除后对分类决策的影响程度滓=0，所以这两个特征可以
忽略，“负荷”“润滑油温”“瓦温”“真空”这4个特征保留下来
用于识别故障。
3 案例检索与案例归集
案 例 检 索是 案 例 推理 的 核 心 部 分 ，也 是 案 例 推 理 故 障 诊 断系统的核心。案例检索的可靠性在很大程度上决定了故障 诊断系统的可靠性，其任务是在问题案例做出案例表示后，从 历史案例库中找出最近的历史案例。
350MW供热机组给水泵汽轮机汽源切换分析
350MW供热机组给水泵汽轮机汽源切换分析350MW供热机组给水泵汽轮机汽源切换分析【摘要】：通过对任丘电厂汽动给水泵组存在的汽源切换问题进行深度剖析，并结合我司实际情况进行探讨研究，最终提出相应的解决方案，以实现350MW供热机组汽动给水泵安全稳定的运行【关键词】：切换时机；调门开度；稳定汽源；无扰切换【概述】：任丘电厂的机组给水系统包括两台50％容量的汽动给水泵及其前置泵，并共用一台35％容量的电动给水泵。
以四段抽汽作为小机的主要供汽汽源，辅汽供汽、再热器冷段抽汽作为备用汽源。
在机组启动前期采用辅汽供汽，当机组达到200MW且四段抽汽压力大于0.8MPa时，将汽源切至四段抽汽。
正常运行时采用四段抽汽供汽，机组停机或事故条件下四段抽汽不足以为汽动给水泵提供汽源时，将汽源切至辅汽，仍不能满足小机需要时切至再热器冷段抽汽。
如何实现小机汽源的无扰切换，实现供汽的平稳过渡，保证小机安全可靠地运行，是汽动给水泵组调节的重点和难点。
尤其是在事故状态下，若小机供汽压力不足，可能会造成锅炉上水不足，严重时甚至导致锅炉断水，MFT动作；若供汽压力过大，稍有不慎，就可能造成小机超速的严重事故。
任丘电厂建成投产以来曾多次因小机供汽压力不足，事故条件下未能满足锅炉给水需要，最终导致事故扩大甚至MFT动作。
而因小机供汽压力过大造成小机超速事故，也屡有发生。
2014年3月25日22时任丘电厂#2机组负荷由300MW降至150MW,当时四段抽汽压力0.4MPa ,辅汽压力0.7 MPa，锅炉D磨煤机堵磨后吹通，汽压上涨很快，为了保证锅炉给水流量，小机不断增加转速。
但由于四抽压力低，且运行人员未及时将小机起源倒换至辅汽，小机调门开至全开，小机由锅炉自动跳为转速自动，锅炉人员调整后汽压下降，给水流量大幅增加，快速关小调门开度，降低小机转速，造成锅炉储水罐水位快速上升，联开锅炉紧急放水。
2014年4月13日10时任丘厂#1机组临修后启动，负荷260MW，三台磨煤机运行，由于检修人员误碰造成A磨煤机跳闸，运行人员降负荷过快，导致气压迅速上升,同时四段抽气压力下降，未能实现汽源顺利倒换，小机供汽压力不足，转速下降，锅炉缺水信号反馈至汽动给水泵组，小机调门逐渐开启至全开。
深度调峰条件下给水泵运行方式优化
深度调峰条件下给水泵运行方式优化摘要：火力发电机组参与深度调峰时，由于负荷的变化较大，引起给水流量的大幅变化，给水泵安全运行面临严峻考验。
本文就火电机组参与深度调峰时对汽动给水泵组的影响进行研究分析，并介绍了运行方式优化措施，为火力发电厂机组安全稳定运行提供借鉴和参考。
关键词：给水泵汽轮机；汽蚀；最小流量再循环1 前言某4x350MW电厂，每台机组配置2台50%容量汽泵，2 台机组为一单元，配置1台50%容量电动备用泵；汽动给水泵组由给水泵汽轮机、给水泵组成。
自2018年机组参与新能源消纳以来，由于负荷的变化较大，引起给水流量的大幅变化，引起进汽管道拉裂、进汽速关阀滤网破损以及机组非停事件等问题。
分析机组参与深度调峰对汽动给水泵组的影响并制定有效的防治措施，对机组的安全运行至关重要。
2 深度调峰时对汽动给水泵组的影响2.1 对给水泵汽轮机进汽管道及进汽速关阀的影响。
正常运行时给水泵汽轮机采用四抽、辅汽作为低压汽源，冷再作为高压汽源，辅汽作为启动汽源。
正常运行时，四抽及辅汽汽源并列运行，两路汽源通过压力高低实现无扰切换。
当高负荷运行时，低压汽源无法满足小机出力时，冷再汽源介入运行。
当机组快速调峰消纳新能源时，机组由满负荷快速降低至 50%负荷，消纳结束后，负荷快速升至满负荷。
由于给水泵汽轮机三路汽源压力、温度不同，且四抽压力随机组负荷变化，机组负荷的变化导致给水泵汽轮机进汽温度、压力频繁变化，汽源频繁切换，其中，温度由355℃至270℃变化，压力由1.1Mpa至0.5Mpa变化，平均每日温度、压力交变8次左右，影响管道金属性能及进汽管道屈服强度。
频繁变化的温度、压力对进汽管道产生交变应力，可能造成小汽轮机进汽管路暖管不充分，小汽轮机进汽温度突降，甚至小汽轮机进水等恶性事故【1】。
该电厂从2018 年新能源消纳开始，由于汽源选择不当，暖管不充分等问题，大量的冷水、冷汽积聚在进汽管道的疏水盲段中。
导致进汽管道拉裂、进汽速关阀滤网破损等问题，必须停运小机运行更换管道，清理滤网碎片时更需要对小机解体，检修工作量大，检修难度大；同时，停运小机，为确保机组给水流量，需启动电泵运行，一台汽泵与电泵并列运行，机组协调无法投运，且电泵运行，消耗大量厂用电，严重影响机组安全、经济运行。
热电厂给水泵汽电双驱技改分析王建毅
热电厂给水泵汽电双驱技改分析王建毅发布时间：2023-06-16T01:29:43.202Z 来源：《工程建设标准化》2023年7期作者：王建毅[导读] 汽给水泵的电双驱改造主要是利用电动机联合小型汽轮机拖动给水泵做功丽水市杭丽热电有限公司浙江省丽水市 323000摘要：汽给水泵的电双驱改造主要是利用电动机联合小型汽轮机拖动给水泵做功以达到减少汽轮机耗汽量的目的。
该技改解决热电企业因供热负荷波动大造成汽动给水泵的排汽不能被除氧器消耗，影响其汽平衡问题，需要汽动泵排汽对空排的问题，节能减排的经济效益和社会效益非常显著，可为热电行业的汽动泵改造提供借鉴意义。
关键词：热电厂给水泵汽轮机技术改造随着国家经济的快速发展，能耗问题逐渐被摆在了重要位置。
国家“十四五”规划中明确提出要加强生态文明建设，强化重点用能单位节能管理，实施能量系统优化、节能技术改造等重点工程。
锅炉给水泵主要作用是对汽包进行补水，作为火电厂的重要辅助设备，其能耗占全厂能耗的比例较高，汽动给水泵和电动给水泵减少用汽、用电量，是电厂做好节能降耗的重要措施之一。
一、项目改造背景传统锅炉给水泵驱动方式包括电动驱动和汽动驱动两种，前者消耗厂用电，提升了厂用电率；后者小汽轮机的进汽调门随着给水泵出力变化而不断调节，实际运行时调门开度在10-60%，导致进汽节流损失很大。
某热电公司日均供热量约5000吨，其中白天热负荷较高约280~340吨/小时，夜间平均供热负荷约110~200吨/小时，昼夜负荷变化较大。
该公司锅炉给水系统配置6台锅炉给水泵，#1、#2、#5三台电动给水泵和#3、#4、#6三台汽动给水泵，其中#6汽动给水泵为#4超高压锅炉供水。
汽动给水泵汽源为汽轮发电机组排汽，汽动泵排汽至高压、低压除氧器。
二、汽动给水泵技术改造原因分析因公司对外供热负荷存在日夜峰谷差变化大的情况，在#6汽动泵匹配#4炉运行时，汽动泵排汽量达到50t/h。
根据计算统计当供热负荷小于280t/h时，#6泵排汽量加上其他汽动泵的排汽量就超过了除氧器的耗汽量，部分排汽只能对空排放，产生噪音和人损失。
鸭河口电厂给水泵汽轮机起动汽源改进
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鸭 河 口发 电有 限责任 公 司 ， 南 南 阳 河 ４ ４ ５ ７ ６０
： Biblioteka ［ 要 给 泵 轮 加 汽 ，免 电 泵 作 用 况 审 法 动撇陷 ； 摘 ］对 水 汽 匆 甫 源 了 动 不 备 情 下恤无 起 奇 避 并
加快了汽轮机 组起 动速度 ， ｉ － 节省。 了锅炉 燃油及厂用电， 提高了机组安全性和 经济性 。 ；
： ［ 关 键 词］ ３０ＭＷ 机组 ； 泵汽轮机； ５ 给水 起动汽源 ； 辅助汽 源； 电动泵
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主机起 动过 程 中 ， 助蒸 汽供 汽总 流 量 ３ ／ ， 辅 ５ｔｈ 除 氧 器加 热用 汽 １ ／ ， 封 用 汽 ２ｔｈ 油 库 伴 热 及 油 ２ｔｈ 轴 ／ ，
枪 吹 扫 用 汽 ２ ２ｔｈ 小 机 运 行 用 汽 １ ／ 。 因 此 ， ． ／ ， ５ｔｈ 辅
助 供汽 流量 能够 满足 小机 起动 要求 。
给水泵汽轮机MEH系统改造方案
给水泵汽轮机REXA执行器电液调节系统（MEH）给水泵汽轮机REXA执行器电液调节系统（MEH）1.0 概述随着电网容量的增大，大型机组的日益增多，为提高电站的热效率，节约能源，一般均采用变速汽轮机驱动锅炉给水泵，以满足锅炉给水的要求。
驱动给水泵汽轮机调节系统是电厂自动控制系统的重要组成部分，原液压型调节系统结构复杂，操作繁琐，维护困难，已不能满足大机组锅炉给水自动调节的要求，部分机组虽然已经采用电液调节系统，但是由于电液转换器设备老化及技术落后，无法满足机组稳定运行的要求，为提高机组自动化水平，进一步提高机组运行效率，对给水泵汽轮机调节系统的MEH改造已是机组自动化改造的必要内容之一。
目前实施改造的方案有：透平油电液调节系统和高压抗燃油电液调节系统。
透平油电液调节系统的结构相对简单，运行维护相对方便，对环境的污染小。
高压抗燃油电液调节系统结构复杂，运行维护费用高，油液对环境有污染，其特点是，对于大型机组，MEH采用高压抗燃油系统可以和主机共用EH油源。
无论是透平油电液调节系统还是高压抗燃油电液调节系统，电液转换装置是电液调节系统的关键部件，通常的电液转换装置易受油质污染，对油质的要求相对较高，已是电液调节系统安全可靠运行的薄弱环节。
REXA 执行器电液调节（MEH）系统，采用REXA执行器作为电液转换装置。
该方案适用透平油液压调节系统和高压抗燃油调节系统的MEH改造。
该系统已经成功应用在多台机组上，因其具有高效、稳定、经济、环保等性能而受到广大用户的好评。
2.0 MEH系统功能2.1 控制功能（1）锅炉给水流量控制：接受锅炉给水自动控制系统指令，进行转速自动控制，以满足锅炉给水要求；（2）机组转速控制：启动升速控制、机组正常运行转速控制；（3）保护功能：超速保护功能、机组保护功能；（4）试验功能：超速保护试验，汽门严密性试验；（5）运行参数的显示、诊断、报警功能；（6）仿真试验功能：系统功能调试、操作培训的离线仿真试验。
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目前大 型机 组给 水 系统 的配 置方 式 由“ ２台 汽 动泵 ＋１台电动泵 ” 向“ 正 ２台汽 动泵 ” 变［ ， 转 １ ３ 汽动给 水泵 的运 行 可靠性 越来 越 受 到重视 ， 而给
汽动 给水 泵组 配 套 的小 机 ， 号 为 ＮＫ６ ／ １０ 型 ３７／ ，
由杭州 汽 轮 机股 份 有 限 公 司 引进 西 门 子技 术 制
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流 量 骤 降 ， 证 机 组 安 全 运 行 ［ 。 然 而 ， 多 小 保 ２ ］ 许
外， 进汽 系统 中还 接入 再 热器 冷端 蒸 汽作 为高 压
Ａｂ ｔａｃ ： ｓ ｙ ｉ ａ ｔ ｍ ｓ ｐｐｌ ｏｎｆｇ ｒ ｔｏ ｏｆ ａ ｅ ｄ ｓｒ ｔ Ｂａｅｄ ｏｎ ｔ ｐ ｃ ｌｓｅａ ｕ ｙｃ ｉｕ ａｉｎ ｆ ｅ ｐｕ ｐ ｕ ｂ ｎ ｍ ｔ ｒ ｉ ｅ， ａ ｉ ｐｒ ｅｍｅｎｔ ｎ ｍ ｏｖ ｗａ ｓ
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造， 额定 功率８８ ６ｋ ， 定转速５４ ０ｒｍｉ。 ８ Ｗ 额 ３ ／ ｎ 小 机 的正 常 工 作 汽 源 来 自主 汽 轮机 四级 抽 汽 （ 叫低 压 蒸 汽 ） 启 动 时 使 用 辅 助 蒸 汽 。此 也 ，
水泵汽 轮机 （ 以下 简 称 “ 机 ” 汽 源 的可 靠 性 则 小 ）
汽 源 切 换过 程 中运行 平 稳 。
关键 词 ： 电 厂 ； 动 给 水泵 ；高压 备 用 汽 源 ； 源 切换 ；高压 调 节 汽 门 火 汽 汽 中 国分 类 号 ： Ｋ２７ Ｔ ６ 文 献 标 识码 ： Ａ 文 章 编 号 ：６ １０ ６ ２ １ ）１０ ４—３ １ ７—８ Ｘ（０ １０ —０ ６０
摘 要： 介绍 了给 水 泵 汽 轮机 典 型 的 汽源 配 置 ， 目前 高 低 压 汽 源 的 切 换 方 法 进 行 了 改 进 ， 做 了 汽 源 对 并
切 换 试 验 以及 快 速 减 负荷 试 验 。试 验 结 果 表 明 ， 一 改进 措 施 能 够 提 高ｅｒｍｅｎｔ ｄ ｒ ｐ ｉ ｓａｎ ｕｎｂ ｃ ｔ ｓｓｐｅ ｆ ｒ ｅ ａ ｋ ｅ ｔ ｒ ｏ ｍ ｄ． Ｒｅ ｕ ｔ ｈｏｗ ｈａ ｈ ｏ ｒ ｃ ｉ ｅ ｍ ｅ ｓ ｅ ａ ｌ ｏ ｒ ｉｅ ｔ ｓ ｌｓｓ ｔ ｔｔ ｅ ｃ ｒ ｅ ｔｖ ａ ｕｒ ｓ ｍ ｙ ｈｅ ｐ ｔ ａ ｓ ｈｅ
ｏ ｅ ａ ｉ ｎ ｒ ｌ ｂ ｌ ｙ ｏ ｅ ｄ ｗａ ｅ ｙ ｔ ｍ ｎ ｔ ｂ ｌ ｅ ｔ ｅ ｓ ｔ ｈ ｎ ｖ ｒｐ ｏ ｅ ｓ ｏ ｔ ａ ｓ ｐ ｌ ｏ ｅ ｄ ｐ ｒ ｔ ｅ ｉ ｉ ｔ ｆｆ ｅ ｔｒ ｓ ｓ ｅ ａ ｄ ｓａ ｉ ｚ ｈ ｗｉｃ ｉ ｇ ｏ ｅ ｒ ｃ ｓ ｆｓｅ ｍ ｕ ｐ ｙ ｆ ｒ ｆ ｅ ｏ ａ ｉ ｉ
是 其 中 一 个 重 要 方 面 。 一 般 情 况 下 ， 机 配 置 再 小
热器冷端蒸 汽或 主蒸 汽作 为高 压备 用 汽源 ， 以便 在工作 汽源 故 障 时 迅速 投 入 备 用 汽 源运 行 。而 更重 要的是在 １台汽动 泵发 生故 障 时 ， 用 高压 可 备用 汽源来增 加运行 泵 的输 出水 流量 ， 防止 给水
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第 ２ ５卷第 １期 ２１ ０ １年 １月
发 也 淡 务
Ｐ ｏＷ Ｅ Ｒ ＥＱＵＩ Ｍ ＥＮＴ Ｐ
Ｖｏ ． ５，Ｎｏ １ １２ ．
Ｊ ｎ．２ １ ａ ０１
给 水 泵 汽 轮 机 高 低 压 汽 源 切 换 方 式 的 改 进
余 绍 宋 ， 张 宝 。
（．浙 江 浙 能 乐 清发 电 有 限 责 任 公 司 ，乐清 ３ ５ ０ ； ２ １ ２ ６ ９ ．浙 江 省 电 力 试 验 研 究 院 ， 州 ３ ０ １ ） 杭 １ ０ ４