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    300 MW直接空冷機組電泵改汽泵可行性探討

    2014-12-10 11:20:28康朝斌陳淑琴
    山西電力 2014年2期
    關(guān)鍵詞:小機汽泵電泵

    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.

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