300 MW亞臨界機(jī)組電泵改汽泵經(jīng)濟(jì)性分析

李芒芒，張桂彬

(中國(guó)能源建設(shè)集團(tuán)華中電力試驗(yàn)研究院，長(zhǎng)沙 410000)

0 引 言

目前根據(jù)我國(guó)火電機(jī)組節(jié)能減排政策要求，降低燃煤機(jī)組的廠用電率及能耗是電廠比較關(guān)心的問(wèn)題，將給水泵驅(qū)動(dòng)方式由電泵改為汽泵成為近年來(lái)的改造課題。常規(guī)燃煤電廠的實(shí)踐已經(jīng)證明，用小汽輪機(jī)代替電動(dòng)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(guó)內(nèi)300～600 MW等級(jí)的亞臨界火電機(jī)組電泵改汽泵已完成了多臺(tái)[1-4]。

河南某發(fā)電廠為進(jìn)口300 MW亞臨界燃煤發(fā)電機(jī)組，具有七段回?zé)岢槠?，其結(jié)構(gòu)形式為單軸、三缸、雙排汽口，排汽進(jìn)入凝汽器。由于電動(dòng)給水泵組的老化原因，泵組效率較低，電動(dòng)給水泵約占廠用電的3.0%～3.1%。近年來(lái)，汽輪機(jī)組實(shí)施節(jié)能減排改造，經(jīng)過(guò)調(diào)研，對(duì)給水泵驅(qū)動(dòng)方式進(jìn)行改造優(yōu)化是電廠關(guān)注的一個(gè)焦點(diǎn)。結(jié)合該亞臨界300 MW電泵改為汽泵的實(shí)際案例，對(duì)該方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。

1 改造方案

1.1 布置方式

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

1.2 排汽冷卻方式

改造后給水泵的配置方案為1臺(tái)100%容量的汽動(dòng)給水泵(新增泵)和1臺(tái)50%容量的啟備電動(dòng)給水泵(原有泵)，給水泵汽輪機(jī)排汽采用直接排入主機(jī)排汽聯(lián)合裝置，與主機(jī)排汽混合后進(jìn)入凝汽器冷卻，同時(shí)對(duì)真空系統(tǒng)進(jìn)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(jī)汽源分為兩路，一路為主汽源(五段抽汽蒸汽)，一路為啟動(dòng)及輔助汽源(高壓輔助蒸汽)。汽動(dòng)給水泵配有自動(dòng)汽源切換的機(jī)構(gòu)，自動(dòng)切換汽源，由高壓到低壓，或低壓到高壓。切換過(guò)程中亦允許高壓和低壓兩種蒸汽同時(shí)作為小機(jī)的工作汽源。小汽機(jī)能利用低壓蒸汽在盡可能低的負(fù)荷下提供所需的動(dòng)力。高、低壓汽源切換點(diǎn)在主機(jī)負(fù)荷≤40%。

汽源相關(guān)參數(shù)見(jiàn)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(jī)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(jì)性能指標(biāo)計(jì)算

電動(dòng)給水泵改為汽動(dòng)給水泵方式，總?cè)剂舷膶⒃黾樱瑫r(shí)汽輪機(jī)的進(jìn)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(jì)算假設(shè)機(jī)組的主要參數(shù)均不變，如發(fā)電機(jī)端負(fù)荷以及主蒸汽參數(shù)，將汽輪機(jī)主蒸汽新增進(jìn)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(jìn)行計(jì)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(jī)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(yàn)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(jī)組發(fā)電煤耗，g/(kW·h);Mcg為機(jī)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(dòng)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(jià)

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(jià)為上網(wǎng)電價(jià)，元/(kW·h)；q標(biāo)煤價(jià)為標(biāo)煤價(jià)格，元/t。

3 技術(shù)改造經(jīng)濟(jì)性計(jì)算

機(jī)組分別在300 MW、250 MW、210 MW、180 MW負(fù)荷工況下，對(duì)電動(dòng)泵和汽動(dòng)泵進(jìn)行試驗(yàn)。煤耗率計(jì)算時(shí)，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(jì)算基準(zhǔn)流量。由于不同負(fù)荷下機(jī)組的背壓不同，為了進(jìn)行有效比較，將各工況試驗(yàn)結(jié)果修正到設(shè)計(jì)背壓下進(jìn)行比較分析[6-7]。采用電動(dòng)泵與汽動(dòng)泵機(jī)組在不同負(fù)荷下的熱經(jīng)濟(jì)性見(jiàn)表3，機(jī)組熱耗率與負(fù)荷的關(guān)系曲線如圖1所示，改造方案降耗效果與負(fù)荷的關(guān)系如圖2所示。

圖2 改造方案降耗效果與負(fù)荷的關(guān)系Fig.2 Relationship between consumption effect and load of reconstruction scheme

表3 不同負(fù)荷下機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)Table 3 Thermal economic indexes of units under different loads

圖1 機(jī)組熱耗率與負(fù)荷的關(guān)系Fig.1 Relationship between heat consumption rate and load of unit reduction

由圖1可以看出，在相同負(fù)荷下，改造后汽泵運(yùn)行熱耗比電泵運(yùn)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(dòng)小機(jī)，新增熱力系統(tǒng)，主蒸汽流量增加，導(dǎo)致熱耗率增加。機(jī)組的發(fā)電與機(jī)組的熱耗率變化趨勢(shì)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(fù)荷時(shí)，改造后的機(jī)組供電煤耗下降0.32 g/(kW·h);隨著負(fù)荷增加，供電煤耗下降幅度增大，300 MW負(fù)荷時(shí)，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(shí)，主蒸汽流量隨抽汽量增加而增加，鍋爐的燃煤量也相應(yīng)的增加。同時(shí)電站的輔助設(shè)備如送/引風(fēng)機(jī)、磨煤機(jī)、凝結(jié)水泵、排粉機(jī)等耗電量也相應(yīng)增加，機(jī)組的發(fā)電煤耗、熱耗率相應(yīng)有所上升。評(píng)價(jià)改造前后的經(jīng)濟(jì)性即多供電的收益減去發(fā)電煤耗增加的費(fèi)用，其中煤耗增益以及凈功率增益計(jì)算公式，按標(biāo)煤價(jià)格為650元/t，上網(wǎng)電價(jià)為0.372元/(kW·h)計(jì)算。改造前后技術(shù)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)對(duì)比見(jiàn)表4。

表4 不同負(fù)荷下機(jī)組的收益情況Table 4 Revenue of units under different loads

給水泵改造項(xiàng)目投資的費(fèi)用包括:真空系統(tǒng)的改造、電動(dòng)給水泵改汽動(dòng)給水泵相關(guān)系統(tǒng)的設(shè)備(包括熱控與電氣等)、管道、閥門(mén)附屬設(shè)備的采購(gòu)，安裝、拆除等。改造項(xiàng)目的投資費(fèi)用還包含工程管理、土建、改造設(shè)計(jì)、安裝、調(diào)試等。改造投資費(fèi)用見(jiàn)表5。

表5 改造投資費(fèi)用Table 5 Investment cost of transformation

該電廠機(jī)組的年發(fā)電利用小時(shí)大約為5 268 h，1臺(tái)機(jī)組給水泵汽動(dòng)改造需投資1 794.44萬(wàn)元，假定改造前后該廠的年發(fā)電量不變，即上網(wǎng)電量(銷(xiāo)售電量)不變，對(duì)該廠在不同負(fù)荷下投資回收期進(jìn)行計(jì)算。投資回報(bào)與機(jī)組在改造前后的負(fù)荷率關(guān)系較大，若保證發(fā)電量不變則項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性收益較為顯著。不同負(fù)荷下的投資回收期見(jiàn)表6。

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

4 結(jié) 語(yǔ)

通過(guò)對(duì)該電廠在不同負(fù)荷點(diǎn)下的計(jì)算結(jié)果可知，汽動(dòng)給水泵改造項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益是可觀的，大大降低了廠用電率，雖然采用汽動(dòng)泵增加了燃料成本，但是廠用電的降低帶來(lái)的凈功率收益大于燃料成本的增加。

1)給水泵汽動(dòng)改造后不同負(fù)荷下的凈收益不同。汽動(dòng)泵改造后經(jīng)濟(jì)性好于電動(dòng)泵運(yùn)行方式，當(dāng)機(jī)組由電泵運(yùn)行改為汽泵運(yùn)行時(shí)，汽動(dòng)泵機(jī)組由于抽汽量增加，導(dǎo)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(jī)組供電煤耗。在額定工況下，改造后汽泵運(yùn)行比電泵運(yùn)行時(shí)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(bào)與機(jī)組在改造前后的負(fù)荷率關(guān)系較大，若保證發(fā)電量不變則項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性收益較為顯著，按額定工況計(jì)算，改造后項(xiàng)目年純收入865.29萬(wàn)元，改造投資成本1 794.44萬(wàn)元，在額定負(fù)荷工況下預(yù)計(jì)2.07年收回投資成本。