康朝斌，陳淑琴，楊 斌

（1.山西漳澤電力股份有限公司河津發(fā)電分公司，山西 河津 043300；2.國網(wǎng)山西省電力公司電力科學(xué)研究院，山西 太原 030001）

近年來隨著汽輪機技術(shù)的發(fā)展，汽輪機效率大幅提高，部分發(fā)電企業(yè)對機組原來的電泵配置方式改為汽泵配置方式，使機組整體經(jīng)濟性得到提高，給發(fā)電企業(yè)帶來較大經(jīng)濟效益。河津發(fā)電分公司二期工程2×300 MW空冷機組給水泵配置方式為3×50%電泵，由于電泵耗電率達到2.8%～3%，影響供電煤耗9.5～10.2 g/（kW·h），為降低機組供電煤耗，擬考慮對機組電泵配置方式改為汽泵配置方式。以下根據(jù)機組設(shè)計情況和實際運行情況，利用“等效熱降”理論進行分析計算，對電泵改汽泵可行性進行探討。

1 空冷機組給水泵配置方案分析

《火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程 DL5000—2000》（以下簡稱《大火規(guī)》）中10.3.7條規(guī)定：對300MW及以上容量空冷機組，技術(shù)經(jīng)濟比較后認為合理時，可設(shè)置3臺容量為最大給水量50%的調(diào)速電動給水泵[1]。相關(guān)資料表明，《大火規(guī)》設(shè)計初衷主要考慮以下因素：一是如果空冷機組采用汽泵，小機排汽直接進入空冷系統(tǒng)，在機組背壓大幅變化的情況下，小機末級葉片變工況范圍更大，給小機設(shè)備制造、小機運行中蒸汽分配、小機運行中變工況的安全性帶來很大影響；二是如果小機采用專用凝汽器，可以繞開機組背壓影響問題，但是使系統(tǒng)更加復(fù)雜，初投資增加，降低機組可靠性?；谏鲜鲈颍洞蠡鹨?guī)》規(guī)定300 MW空冷機組一般采用電泵配置方式。

另外一方面，由于電泵容量按110%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（Boiler Maximum Continue Rate，簡稱BMCR）余量考慮選型，因機組背壓變化大等原因?qū)е乱郝?lián)滑差率升高，給水泵整體效率降低，對機組經(jīng)濟性產(chǎn)生較大影響，因此近幾年部分300 MW亞臨界空冷機組在經(jīng)過綜合經(jīng)濟技術(shù)比較后配置了50%電泵+50%×2汽泵。

2 機組概況及主要設(shè)計技術(shù)性能

2.1 機組概況

河津發(fā)電分公司2×300 MW燃煤機組為亞臨界直接空冷凝汽式汽輪機，型號為NZK-300-16.7/537/537，汽輪機考核工況（TurbineHeat Acceptance，簡稱THA） 下熱耗為8 153 kJ/（kW·h）。汽輪機具有7級非調(diào)整抽汽，給水系統(tǒng)中配有3臺50%BMCR容量的電動給水泵，1臺有效容積為150 m3的內(nèi)置式除氧器。

2.2 電動給水泵主要設(shè)計性能指標

電動給水泵主要設(shè)計性能指標見表1。

表1 電動給水泵主要設(shè)計性能指標

3 電泵改汽泵容量及參數(shù)選擇

初步考慮將目前3×50%電泵配置改為2×50%汽泵+50%電泵，將A、B電泵改為汽泵，C泵作為啟動備用泵。小機進汽參數(shù)參考300 MW亞臨界機組，壓力在 0.7～0.8 MPa范圍內(nèi)，溫度在325～335℃范圍內(nèi)。機組實際運行中在負荷大于300 MW時，四段抽汽壓力在0.799 MPa至0.85 MPa之間，溫度在329.6℃至330.1℃，符合目前國內(nèi)小機用汽的參數(shù)。

4 電泵改汽泵經(jīng)濟技術(shù)指標計算

4.1 給水泵功率計算

式中：N——給水泵功率，kW；

τb——給水泵焓升，kJ/kg；

GFW——給水流量，kg/h。

4.2 小機內(nèi)功率及耗汽量計算

式中：Gxj——小機耗汽量，kg/h；

Nxt——小機內(nèi)功率，kW；

hx0——小機進汽焓，kJ/kg；

hxk——小機排汽焓，kJ/kg。

4.3 采用“等效熱降”法計算改汽泵后對經(jīng)濟性影響[2]

4.3.1 主蒸汽做功損失ΔH=Δα4×（h4-hk）

式中：ΔH——主蒸汽做功損失，kJ/kg；

Δα4——小機耗汽量占主蒸汽份額，%；

h4——機組設(shè)計四抽焓，kJ/kg；

hk——機組設(shè)計排汽焓，kJ/kg。

4.3.2 改汽泵后機組裝置效率變化

式中：H——主蒸汽等效熱降，kJ/kg。

4.3.3 改汽泵后機組熱耗和功率變化

ΔHR= δηi×HR

式中：ΔHR——改汽泵后汽輪機熱耗變化值，

kJ/（kW·h）；

HR——機組設(shè)計熱耗，kJ/（kW·h）。

改汽泵后機組功率減少值為

ΔNi=Δα4×G×ΔH×ηm×ηfd/3 600

式中：ΔNi——改后發(fā)電機功率減少量；

G——設(shè)計主蒸汽流量，kg/h；

ηm——汽輪機機械效率，%；

ηfd——發(fā)電機效率，%。

4.3.4 改汽泵后機組熱耗、功率、廠用電率計算

a）改造后機組熱耗。

HRt=HR+ΔHR

式中：HRt——電泵改汽泵后機組熱耗率，kJ/（kW·h）。

b）改汽泵后發(fā)電機功率。

Nt=Ni-ΔNi

式中：Nt——改汽泵后發(fā)電機功率，MW；

ΔNi——改汽泵后發(fā)電機功率減少量，MW；

Ni——改汽泵前發(fā)電機出力，MW。

c）改汽泵后廠用電率。

Lcyt=Lcy-Ldb

式中：Lcyt——改汽泵后廠用電率，%；

Lcy——設(shè)計廠用電率，%；

Ldb——改汽泵前電泵耗電率，%。

4.4 改造后供電煤耗

ηgl——鍋爐效率，%；ηgd——管道效率，%。

4.5 改造后供電煤耗變化

式中：Δb——電泵改汽泵后供電煤耗變化值，g/（kW·h）；

bg——電泵改汽泵前供電煤耗，g/（kW·h）。

5 計算結(jié)果

電泵改汽泵后主要計算結(jié)果見表2。

從上述計算結(jié)果可知，電泵改汽泵后在100%負荷、75%負荷和50%負荷工況下汽輪機熱耗分別增加 217.37 kJ/（kW·h）、230.92 kJ/（kW·h） 和164.39 kJ/（kW·h），廠用電率分別降低2.64個百分點、3.05個百分點和2.32個百分點，供電煤耗分別降低 0.67 g/（kW·h）、2.01 g/（kW·h） 和2.63 g/（kW·h）。在高負荷工況下供電煤耗降幅較小的主要原因是高負荷時液聯(lián)滑差較小，效率高可以達到80%～90%，電泵整體經(jīng)濟性較好，因此節(jié)能效益較??；而在50%額定負荷工況下，液聯(lián)效率降低至71%左右，電泵整體經(jīng)濟性降幅較大，而小機效率在50%～100%工況下效率基本在79.5%～79.7%之間，變化較小，這種情況下汽泵的經(jīng)濟性體現(xiàn)得較為明顯。按照汽泵改造投資2 500萬元計算，該機組年平均負荷率為90%左右，機組年運行7 000 h計算，供電煤耗平均降低1.38 g/（kW·h），每年可回收資金156.37萬元，收回全部投資約需15.98年。

表2 電泵改汽泵后主要計算結(jié)果

6 結(jié)論

從該機組電泵改汽泵的計算結(jié)果可以看出，改汽泵后在機組高負荷階段時經(jīng)濟效益并不明顯，在負荷率較低時節(jié)能效益才顯現(xiàn)出來。按照該機組年負荷率90%、運行時間7 000 h考慮，供電煤耗平均降低1.38 g/（kW·h），每年可回收資金156.37萬元，收回全部投資約需15.98年，回收時間較長，因此該機組不適合進行電泵改汽泵。

［1］ 中國電力建設(shè)工程咨詢公司.DL5000—2000 火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程［S］.北京：中國電力出版社，2000：72-72.

［2］ 林萬超.火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論［M］.西安：交通大學(xué)出版社，1994：36-40.