超超临界1000MW机组冯立国，付仁杰浙江国华浙能发电有限公司，浙江宁波315612浙江国华宁海发电厂（宁海电厂）二期超超临界2X 1MW机组参照国外已有的大容量超超临界机组给水泵配置经验，结合起动运行要求，提出并采用了取消电动给水泵（电泵）的配置方案。通过对超超临界1000MW机组无电泵起动模式的分析，认为新建机组采用无电泵配置是可行的，但须是具有3台以上机组的电厂。
超超临界；1 000MW机组；无电泵；起动模式；辅汽系统浙江国华宁海电厂二期超超临界2X 10月相继投入运行。2台机组分别配置2X50汽动给水泵（汽泵），未配置电泵。
相对于配置25~30起动或备用电泵而言，节省了设备投资费用。但是，缺少电泵后，在机组起动期间应由电泵承担的功能都必须由汽泵实现。为此，通过采技术经济综述n友电二11华能玉环电厂、山东邹县电厂四期、外高桥电厂三期及国电泰州电厂给水泵组的配置见表1.表1国内1000MW机组给水泵配置项目给水泵配置（台数X容量）给水泵制造厂小机制造厂华能玉环电厂2X50汽泵+1X25起动/备用电泵荏原三菱邹县电厂四期2X50汽泵+1X30起动/备用电泵日立西门子外高桥电厂三期苏尔寿国电泰州电厂2X50汽泵+1X30起动/备用电泵杭州汽轮机厂000MW机组多采用2X50、2X60或1X100汽泵，且不配置电泵。美国田纳西流950MW）采用2X60汽泵，当一台汽泵故障时，另一台汽泵可维持机组运行。另外，美国电力公司（AEP）的6台1300MW机组采用1X100汽泵，没有因为给水泵系统的原因或非计划检修而造成机组长时间停机的现象。
000MW机组多采用2X50汽泵+IX 25起动/备用电泵。
000MW机组多采用1X 40起动/备用电泵。
2多种方案技术经济比较1000MW机组30容量起动/备用电泵作为基准与多方案比较，另外增加起动电泵方案。有关参数及经济性比较见表2、表3，2X和1X 100汽泵方案的经济性比较见表4，配置起动/备用电泵方案与纯汽泵方案的经济性比较见表5，多种方案技术经济性比较见表6.技术表22种电泵配置方式的参数及经济性比较（2台机组）综述项目方式1方式2电泵前置泵电泵型式双吸叶轮定速定速扬程/m第卷电电机功率/kW第二总功率差/kW价格/万元台（套）1期价差/万元台（套）1表3起动/备用电泵与起动电泵经济性比较（2台机组）万元项目起动/备用电栗起动电栗（功率电泵水-水热交换器、闭冷泵、海水升压泵投资差电气初投资差总差价表4 2X50与以100汽泵方案经济性比较（台机组）万元项目2X50汽泵（小机进口）2X50汽泵（小机国产）汽泵小机小机凝汽器系统主凝汽器差价小机排汽管道（排汽蝶阀进口）给水管道及阀门差价合计总差价基准表5配置起动/备用电泵与纯汽泵经济性比较（台机组）万元项目投资费用纯汽泵方案电泵电泵入口、出口及阀门投资差水-水热交换器、闭冷泵、海水升压泵投资差+100电气投资差电泵基础投资差总投资差100纯汽泵可节约初投资：当50汽泵方案小机采用进口设备时，2台机组可节约初投资2107万元；当采用国产设备时，2台机组可节约初投资4 737万元。
3无电泵汽泵系统设置分析对于2X50汽泵方案，当一台汽泵故障时，另一台汽泵可维持机组负荷600MW运行；台汽泵+电泵组可维持机组负荷900MW运行；对1X100汽泵方案，当汽泵故障时机组停运。
2X50汽泵方案系统清洗及锅炉起动上水采用汽泵前置泵进行，但需投入汽泵出口再循环小流量装置；1X100汽泵方案系统清洗及锅炉起动上水也可米用汽泵前置泵进行。
电泵组液力耦合器工作油、润滑油冷却水取消，总的闭式冷却水量相应减少。
起动初期小机总用汽量增加约8t/h?期来汽管道由d325mmX8mm改造成d426mmX13mm后能够满足上述要求。
可取消10kV等级电压，送风机、一次风机、引风机的电动机电压等级须进行相应修改。
2X50汽泵方案汽轮机房难以适应小机单独设置凝汽器的要求，锅炉吹管要在主凝汽器具备接收小机排汽的条件下进行。
表6多种方案技术经济性比较项目2X50汽泵+1X30起动/备用电泵（方案1）2X50汽泵+1X30起动电泵（方案2）1X100汽泵+1X30起动/备用电泵（方案3）1X100汽泵+1X30起动电泵（方案4）2X50汽泵（方案5）（方案6）清洗及起动上水采清洗及起动上水采清洗及起动上水采清洗及起动上水采用汽泵前置泵进行，用汽泵前置泵进仃，起动及清洗用起动/备用电泵前用起动/备用电泵前用起动电泵进仃用起动电泵进仃汽泵出口再循环汽泵出口再循环置泵进行置泵进行小流量装置投入小流量装置投入起动及升负荷过程泵的切换存在由起动/备用电泵向汽泵切换及一台汽泵向另一台汽泵切换的过程。（2）可采用汽泵实现起动及升负荷，存在一台汽泵向另一台汽泵切换的过程。
（1）存在由起动电泵向汽泵切换及一台汽泵向另一台汽泵切换的过程。
（2）可采用汽泵实现起动及升负荷，存在一台汽泵向另一台汽泵切换的过程存在起动/备用电泵向汽泵切换的过程u（2）起动及升负荷也可由汽泵直接进行u（1）存在由起动电泵向汽泵切换的过程。（2）起动及升负荷也可由汽泵直接进行u存在一台汽泵向另一台汽泵切换的过程起动及升负荷由汽泵直接进行降负荷及停机过程泵的切换（1）存在一台汽泵向另一台汽泵切换及另一台汽泵切换及汽泵向起动/备用电汽泵向起动电泵切泵切换的过程u换的过程。
（2）可采用汽泵实现（2）可采用汽泵实现降负荷及停机，存在降负荷及停机，存在一台汽泵向另一台一台汽泵向另一台汽泵切换的过程。汽泵切换的过程。
动/备用电泵切换的动电存在切换汽过向起存在一台汽泵向另动电泵切换的过程。
过程。一台汽泵切换的过（2）降负荷及停机可（2）降负荷及停机可程由汽泵直接进行。
降负荷及停机由汽泵直接进行一台汽泵故障时机组带负荷能力高压厂用电电压等级闭冷水系统容量当一台汽泵故障时，另一台汽泵+起动/备用电泵可维持机组负荷900MW.'运行存在6kV和10kV 2个电压等级存在液力耦合器工作油、润滑油冷却水当一台汽泵故障时，另一台汽泵可维持机组负荷600MW/运行可取消10kV等级电压无液力耦合器工作油、润滑油冷却水，闭冷水系统容量可减少400h当汽泵故障时，起动/备用电泵不能即时投入时，机组停运存在6kV和10kV2个电压等级存在液力耦合器工作油、润滑油冷却水当汽泵故障时，起动电泵不能即时投入时，机组停运可取消10kV等级电压无液力耦合器工作油、润滑油冷却水，闭式冷却水系统容量可减少400t/h当一台汽泵故障时，另一台汽泵可维持机组负荷600MW/运行可取消10kV等级电压无液力耦合器工作油、润滑油冷却水，闭式冷却水系统容量可减少400t/h当汽泵故障时，机组停运可取消10kV等级电压无液力耦合器工作油、润滑油冷却水，闭式冷却水系统容量可减少400t/h技术经济综述bookmark9续表汽泵+1X30起动/项目~m2X50汽泵+汽泵+1X30起动电泵2X50汽泵1X100汽泵备用电泵（方案1）（方案2）备用电泵（方案3）（方案4）（方案对主厂房布置的影响与起动电泵有关的系统及布置修改（1）需设置单独的凝汽器系统，参照外高桥电厂三期将汽泵组布置于汽轮机房中间层，采用汽轮机房行车检修。
用电泵的连接管道。
（1）需设置单独的凝汽器系统，参照外高桥电厂三期将汽泵组布置于汽轮机房中间层，采用汽轮机房行车检修。
（2）修改与起动电泵的连接管道。
起动/备用电泵有关的系统及布置取消。
（2）布置上难以适应小机单独设置凝汽器的情况，锅炉水压试验及吹管要在主凝汽器具备接收小机排汽的条件下进行，预计延后12个月时间，但通过施工组织调整可以解决该问题。
与方案1投资比较因素/万元基准与方案1存在起动/备用电泵与起动电泵有关的投资差：与方案1存在2X50汽泵与1X100汽泵有关的投资差：+2107（50小机进口）；+4737（50小机国产）1存在2X50汽泵与1X100汽泵有关的投资差：+2107（50小机进口）+4737（50小机国产）1存在起动/备用电泵与起动电泵有关的投资差：与方案1比较，少了起动/备用电泵有关的初投资：一6061技术经济综述与方案1投资总差价/万元基准小机一2954（50小机进口）；+ 4737进口）一324（50（50小机国产）小机国产）（1）需设置单独的凝汽器系统，考虑投资因素循环水取自主凝汽器入口循环水管道而回至主凝汽器出口循环水管道，机组起动时，投入一台循环水泵运行除小机凝汽器循环水及开式水用量之外，多余的循环水要通过主凝汽器进行二次循环，在主凝汽器具备通循环水的条件下才可利用1X100汽泵进行锅炉水压试验及吹管汽泵组布置于汽轮机房中间层汽轮机头侧，采用汽轮机房行车检修，汽泵组周围6根柱可能要重新打桩或补桩。
与起动/备用电泵有关的系统及布置取消。
少了起动/备用电泵有关的初投资：（2）与方案1存在2X50汽泵与1X100汽泵有关的投资差-+2107（50小机进口）；+4737（50小机国产）954（50小机进口）-1324（50小机国产）（7）1X100汽泵方案由于小机排汽管道不能单独进入主凝汽器的某一侧壳体，如考虑小机排汽管道分成两路进入主凝汽器时，由于主凝汽器的两个壳体背压不同，需增加推力轴承，小机运行效率降低。小机制造商建议设置单独的凝汽器系统（包括循环水系统、真空系统、凝结水系统等），考虑投资因素循环水取自主凝汽器入口而回至主凝汽器出口机组起动时投入1台循环水泵运行，除小机凝汽器循环水及开式冷却水用量之外，多余的循环水要通过主凝汽器进行二次循环。在主凝汽器具备通循环水的条件下，可利用1X100汽泵进行锅炉水压试验及吹管，汽泵组布置于汽轮机房中间层汽轮机头侧。
外高桥电厂三期采用1X100汽泵方案，汽泵组布置于汽轮机房中间层电机侧，设置单独的凝汽器，循环水为直流循环系统，在二期和三期之间设有循环水联络管，可利用该循环水对小机凝汽器进行冷却，而出水可利用本期循环水管道排入大海。即使在主凝汽器不具备通循环水的条件下，也可利用1X100 汽泵进行锅炉水压试验及吹管。
4无电泵系统运行存在的风险及防范措施取消电泵组后，在系统清洗及锅炉起动上水、冲管等过程中，需由汽泵的前置泵或主泵提供锅炉给水，但当机组运行中出现1台汽泵或2台汽泵跳闸的情况，对锅炉上水压力、流量将产生影响，尤其是并泵过程中不能出现断水现象，否则易引起炉膛水冷壁超温而导致锅炉主燃料跳闸（MFT）。为此，需考虑给水泵自身的工作特性，如小流量、稳定转速以及汽泵出口压力、流量等参数在起动并泵过程中稳定，压力、流量波动要控制在允许范围内，尤其不能出现断水现象。
机组在省煤器入口的给水操作台旁路设有调节阀，以增加机组起动和低负荷时对流量的调节，使得在锅炉上水、冲管以及机组低负荷运行初期具有良好的给水效果。同时，该阀还可在低负荷时对过热器减温水增压以满足锅炉过热器减温水压力的要求。机组正常运行时，通过调节小机转速来控制给水流量。
此外，机组单机运行，汽轮机在热态、极热态起动和停机时要防止主机轴封进冷汽及小机负温差进汽。
因为一期的亚临界600MW机组辅汽温度比二期机组低，如果一期机组用冷段带辅汽运行，辅汽温度只有260°C，不能满足二期机组热态轴风供汽温度280~320°C的备用要求，也不能与处于热态工况时370°C的小机进汽参数相匹配。一期机组用四段抽汽带辅汽温度可达320左右，即可满足二期机组热态轴风供汽温度要求，但还不能与处于热态工况时小机进汽参数相匹配。
对此，二期机组辅汽备用汽源采用了预暖放汽系统，并考虑了一期4号机组停机、二期5号机组停机时的备用辅汽的疏水、放汽，从而保证了机组冷热态起动时汽轮机轴封供汽温度及小机进汽参数。
5结论取消起动/备用电泵或起动电泵，米用2X50或1X 100汽泵方案均能实现机组各种起动、停机工况，保证机组正常运行。
对2X50纯汽泵方案，当一台汽泵故障时，另一台汽泵运行可维持机组运行。
本机组锅炉具有快速减负荷（RB）功能，能承受50额定负荷突然变化并保持稳定运行，同时机组在100 负荷的突变情况下，仍能保证锅炉安全。
建议在具有3台以上机组的电厂采用无电泵配置方案。
宁海电厂二期2X1000MW机组采用2X50纯汽泵方案，虽然在辅汽系统参数及锅炉起动过程中存在一些问题，但通过运行方式及系统设置调整稿件采用率，特作以下告知。
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