李芒芒，張桂彬

(中國能源建設集團華中電力試驗研究院，長沙 410000)

0 引 言

目前根據(jù)我國火電機組節(jié)能減排政策要求，降低燃煤機組的廠用電率及能耗是電廠比較關心的問題，將給水泵驅(qū)動方式由電泵改為汽泵成為近年來的改造課題。常規(guī)燃煤電廠的實踐已經(jīng)證明，用小汽輪機代替電動給水泵可以顯著降低廠用電率，減少熱電轉(zhuǎn)換的能耗損失。國內(nèi)300～600 MW等級的亞臨界火電機組電泵改汽泵已完成了多臺[1-4]。

河南某發(fā)電廠為進口300 MW亞臨界燃煤發(fā)電機組，具有七段回熱抽汽，其結(jié)構(gòu)形式為單軸、三缸、雙排汽口，排汽進入凝汽器。由于電動給水泵組的老化原因，泵組效率較低，電動給水泵約占廠用電的3.0%～3.1%。近年來，汽輪機組實施節(jié)能減排改造，經(jīng)過調(diào)研，對給水泵驅(qū)動方式進行改造優(yōu)化是電廠關注的一個焦點。結(jié)合該亞臨界300 MW電泵改為汽泵的實際案例，對該方案進行經(jīng)濟性分析。

1 改造方案

1.1 布置方式

該發(fā)電廠現(xiàn)每臺機組配置50%B-MCR容量的3臺電動給水泵，向鍋爐連續(xù)供水，并向鍋爐過熱器、再熱器及汽輪機高壓旁路供減溫水。給水泵電動機、前置泵與給水泵由液力偶合器連接在同一個平面上，液力偶合器油系統(tǒng)由工作油泵、潤滑油泵、輔助交流油泵、工作油冷卻器、潤滑油冷卻器、油過濾器、勺管電液控制器及其有關監(jiān)控儀表組成。此次改造，將原有3臺50%容量的電動給水泵拆除2臺，保留1臺，同時將所拆電動給水泵的前置泵一起拆除，并在原有2臺給水泵拆除的位置，設置1臺100%容量的汽動給水泵組，前置泵與汽動給水泵同軸，由小汽機進行拖動。

1.2 排汽冷卻方式

改造后給水泵的配置方案為1臺100%容量的汽動給水泵(新增泵)和1臺50%容量的啟備電動給水泵(原有泵)，給水泵汽輪機排汽采用直接排入主機排汽聯(lián)合裝置，與主機排汽混合后進入凝汽器冷卻，同時對真空系統(tǒng)進行改造，將原有的射水泵及射水抽氣器改為雙極錐體水環(huán)式真空泵，新的真空系統(tǒng)擁有較大的抽真空余量。

1.3 汽源配置

給水泵小汽輪機汽源分為兩路，一路為主汽源(五段抽汽蒸汽)，一路為啟動及輔助汽源(高壓輔助蒸汽)。汽動給水泵配有自動汽源切換的機構(gòu)，自動切換汽源，由高壓到低壓，或低壓到高壓。切換過程中亦允許高壓和低壓兩種蒸汽同時作為小機的工作汽源。小汽機能利用低壓蒸汽在盡可能低的負荷下提供所需的動力。高、低壓汽源切換點在主機負荷≤40%。

汽源相關參數(shù)見表1和表2。

表1 高壓輔助蒸汽參數(shù)Table 1 Parameters of high pressure auxiliary steam

表2 汽輪機五段抽汽蒸汽參數(shù)Table 2 Parameters of extraction steam in the fifth stage of the turbine

2 電泵改汽泵經(jīng)濟性能指標計算

電動給水泵改為汽動給水泵方式，總?cè)剂舷膶⒃黾?，同時汽輪機的進汽量增加、抽汽量增加，但是利用了鍋爐富裕的蒸發(fā)量，保持發(fā)電量不變。此計算假設機組的主要參數(shù)均不變，如發(fā)電機端負荷以及主蒸汽參數(shù)，將汽輪機主蒸汽新增進汽作功的損失轉(zhuǎn)換為煤耗增加，多發(fā)的電量即凈功率增加值進行計算。

1)熱耗率

式中：Wms、Wcr、Wrh分別為主蒸汽流量、冷再熱蒸汽流量、熱再熱蒸氣流量，t/h；hms為主蒸汽焓，kJ/kg；hhr為熱再熱蒸汽焓，kJ/kg；hcr為冷再熱蒸汽焓，kJ/kg；hfw為最終給水焓，kJ/kg；hrh為再熱蒸汽減溫水焓，kJ/kg；Pe為汽輪機輸出功率，kW。

2)廠用電率

Pc=Pg+Pq+Pgy

式中：θ為廠用電率，%；Pc為試驗期間廠用電功率，kW；Pg為高廠變功率，kW；Pq為啟備變功率，kW；Pgy為公用功率，kW。

3)煤耗率

式中：Mc為機組發(fā)電煤耗，g/(kW·h);Mcg為機組供電煤耗，g/(kW·h);ηg1為鍋爐效率，% ;ηgd為管道效率，%。

4)改汽泵后供電煤耗、發(fā)電煤耗的增益變化

式中：ΔMc為改汽泵后發(fā)電煤耗的變化值，g/(kW·h)；ΔMcg為改汽泵后供電煤耗的變化值，g/(kW·h)。

5)改汽泵后凈功率增加值[5]

式中：θ電泵及θ汽泵分別為不同驅(qū)動方式下廠用電率，%。

6)收入、支出增加值

Q收=P凈功率增益×q電價

式中：Q收及Q支分別為收入增加值和支出增加值，元/h；q電價為上網(wǎng)電價，元/(kW·h)；q標煤價為標煤價格，元/t。

3 技術(shù)改造經(jīng)濟性計算

機組分別在300 MW、250 MW、210 MW、180 MW負荷工況下，對電動泵和汽動泵進行試驗。煤耗率計算時，管道效率取98%，鍋爐效率取92%，除氧器入口的凝結(jié)水流量即為計算基準流量。由于不同負荷下機組的背壓不同，為了進行有效比較，將各工況試驗結(jié)果修正到設計背壓下進行比較分析[6-7]。采用電動泵與汽動泵機組在不同負荷下的熱經(jīng)濟性見表3，機組熱耗率與負荷的關系曲線如圖1所示，改造方案降耗效果與負荷的關系如圖2所示。

圖2 改造方案降耗效果與負荷的關系Fig.2 Relationship between consumption effect and load of reconstruction scheme

表3 不同負荷下機組的熱經(jīng)濟性指標Table 3 Thermal economic indexes of units under different loads

圖1 機組熱耗率與負荷的關系Fig.1 Relationship between heat consumption rate and load of unit reduction

由圖1可以看出，在相同負荷下，改造后汽泵運行熱耗比電泵運行熱耗高， 這是由于改造后的給水泵組采用五段抽汽驅(qū)動小機，新增熱力系統(tǒng)，主蒸汽流量增加，導致熱耗率增加。機組的發(fā)電與機組的熱耗率變化趨勢基本一致。

由圖2可以看出，電泵改汽泵后，廠用電率降低，上網(wǎng)電量將增加，供電煤耗明顯降低，從節(jié)約的供電煤耗得出，180 MW負荷時，改造后的機組供電煤耗下降0.32 g/(kW·h);隨著負荷增加，供電煤耗下降幅度增大，300 MW負荷時，改造后的供電煤耗降低2.46 g/(kW·h)。

電泵改汽泵的情況下，在廠用電下降、供電量增加的同時，主蒸汽流量隨抽汽量增加而增加，鍋爐的燃煤量也相應的增加。同時電站的輔助設備如送/引風機、磨煤機、凝結(jié)水泵、排粉機等耗電量也相應增加，機組的發(fā)電煤耗、熱耗率相應有所上升。評價改造前后的經(jīng)濟性即多供電的收益減去發(fā)電煤耗增加的費用，其中煤耗增益以及凈功率增益計算公式，按標煤價格為650元/t，上網(wǎng)電價為0.372元/(kW·h)計算。改造前后技術(shù)經(jīng)濟性指標對比見表4。

表4 不同負荷下機組的收益情況Table 4 Revenue of units under different loads

給水泵改造項目投資的費用包括:真空系統(tǒng)的改造、電動給水泵改汽動給水泵相關系統(tǒng)的設備(包括熱控與電氣等)、管道、閥門附屬設備的采購，安裝、拆除等。改造項目的投資費用還包含工程管理、土建、改造設計、安裝、調(diào)試等。改造投資費用見表5。

表5 改造投資費用Table 5 Investment cost of transformation

該電廠機組的年發(fā)電利用小時大約為5 268 h，1臺機組給水泵汽動改造需投資1 794.44萬元，假定改造前后該廠的年發(fā)電量不變，即上網(wǎng)電量(銷售電量)不變，對該廠在不同負荷下投資回收期進行計算。投資回報與機組在改造前后的負荷率關系較大，若保證發(fā)電量不變則項目經(jīng)濟性收益較為顯著。不同負荷下的投資回收期見表6。

表6 不同負荷下的投資回收期Table 6 Investment payback period under different loads

4 結(jié) 語

通過對該電廠在不同負荷點下的計算結(jié)果可知，汽動給水泵改造項目的經(jīng)濟效益是可觀的，大大降低了廠用電率，雖然采用汽動泵增加了燃料成本，但是廠用電的降低帶來的凈功率收益大于燃料成本的增加。

1)給水泵汽動改造后不同負荷下的凈收益不同。汽動泵改造后經(jīng)濟性好于電動泵運行方式，當機組由電泵運行改為汽泵運行時，汽動泵機組由于抽汽量增加，導致發(fā)電煤耗、熱耗率增加；但降低了廠用電率，增加了上網(wǎng)功率，降低了機組供電煤耗。在額定工況下，改造后汽泵運行比電泵運行時熱耗率高190.51 kJ/(kW·h)，供電煤耗降低2.46 g/(kW·h)。

2)投資回報與機組在改造前后的負荷率關系較大，若保證發(fā)電量不變則項目經(jīng)濟性收益較為顯著，按額定工況計算，改造后項目年純收入865.29萬元，改造投資成本1 794.44萬元，在額定負荷工況下預計2.07年收回投資成本。