大型机组100%汽动给水泵驱动方式综合分析

魏艳珍

(山东大唐东营发电厂筹建处，山东东营257091)

0 引言

给水泵是电厂热力循环系统的主要设备之一，特别是在高参数大容量的超超临界机组中占有重要地位。在火力发电厂中，锅炉给水泵的作用是将经过加热除氧的高温水升压到某一额定压力后送往锅炉，它必须连续地向锅炉供水，以保证锅炉的安全运行。火电厂锅炉给水泵是火电厂最重要的辅机之一，也是耗能最大的辅机，电动给水泵耗电量占厂用电量1/4以上，厂用电量较高，上网电量相对减少，全厂经济性降低。所以给水泵的节电对节约厂用电起着举足轻重的作用［1］。

合理的给水泵配置方案将会使热力系统的运行更加安全、可靠、稳定、灵活，节省工程造价，降低运行成本，为电厂带来更多的经济效益。随着发电机组单机容量及蒸汽参数的不断提高，汽轮机驱动给水泵逐渐成为大功率机组中应用最多的驱动方式［2］。本文就100%容量汽动给水泵驱动方案进行了经济性探讨和分析。

1 汽动给水泵应用概况

1.1 国内应用情况

给水泵的配置方式，主要是指给水泵单位容量和台数的选择，它涉及到整个单元机组正常运行、启动、停运以及备用等方面的要求，甚至还需考虑锅炉水循环方式及其减温水对给水的要求。它是在考虑设备初投资、年运行费用、停机损失费等指标的情况下，经过技术经济比较选取的［3］。

目前，国产300MW机组已投运140多台，大多数电厂给水泵的配置［4］为:2×50%汽动泵 +1×50%电动泵，汽动泵用于正常运行，电动泵用于启动和备用。其中，邹县、谏壁、大坝等电厂的8台机组的启动及备用泵为50%容量的电动定速泵，吴泾电厂为30%容量的电动定速泵;此外也有一些电厂给水泵配置为1×100%汽动给水泵+1×50%电调泵，如、张家口电厂、石横、潍坊、湛江、偃师等电厂的10台机组，华电蒲城、华能淮阴电厂、包头第三热电厂改造为1×100%汽动给水泵+2×50%电动泵。600MW机组给水泵配置多数为2×50%汽动泵+1×30%电动泵(启动和备用)。国内已投产的1000MW超超临界机组燃煤电厂，一般也多采用2×50%汽动给水泵+1×25% ～30%的电动给水泵，机组冷态启动时使用电动泵，正常运行时则改为使用汽动泵，电动泵处于待机热备用状态。大多数电厂均设有用于启动和备用的电动泵，而一些新建电厂却没有设电动泵，如宁海电厂采用2×50%汽动给水泵，未设电动泵;上海外三桥电厂三期两台1000MW机组则采用了一台100%容量的汽动给水泵，并且未设电动泵。

1.2 国外应用情况

随着机组运行可靠性的提高，一些国家或地区，例如北美、西欧，在大量地采用全容量给水泵汽轮机，主要原因是，全容量的给水泵汽轮机比半容量的给水泵汽轮机具有更高的效率，且使整个机组的热耗率可下降8～16%［4］。例如以煤电为主的美国西弗吉亚亚洲电网公司(EP公司)的7台1300MW机组，每台机组均只设有一台100%汽动给水泵，未设电动给水泵，且AEP公司从1957年就开始采用全容量给水泵，至今已有很好的运行业绩。德国在大型800MW到1000MW超(或超超)临界火电技术领域具有相当的优势，从1997年至2002年间，分别在NIED ERAUSSEM电厂的K机、Boxberg电厂、Lip-pendorf电厂和黑泵电厂，共投产6台超临界或超超临界机组，给水泵配置均采用1×100%汽动给水泵+2×40%电动给水泵(启动/备用)，汽泵自带凝汽器，并且汽泵可单独启动［5］。

日本百万超超临界机组的给水泵配置，一般为2×50%汽动给水泵+1台电动给水泵，没有100%汽动给水泵的案例。

2 100%汽动给水泵案例经济性分析

2.1 上海外高桥三期100%汽动给水泵案例经济性分析

外高桥三期机组采用100%汽动给水泵、自带凝汽器、取消电动给水泵，可单独启动;汽轮机调门及调节级喷嘴配置如图1所示［6］。其特点是效率高，具有特殊的调门配置。该小汽机的额定效率高达86.7%，比外高桥二期的小汽机名义效率还高了5.7%，该小汽轮机增加了一个汽源为冷再热蒸汽的调门及对应的调节级。

图1 给水泵汽轮机调门及调节级喷嘴配置

由于外三电厂三期机组只配一台100%汽动给水泵，在锅炉点火前给水泵就已启动［7］;锅炉点火后，根据蒸汽参数情况适时将启动汽源切回本机组的冷再热汽源，以减少启动能耗。加负荷过程中，给水泵对汽源的切换会自动进行，从锅炉点火至机组停机甚至跳闸，给水泵作为一个随动系统均由DCS遥控，运行人员无需对其进行任何操作。并且，在机组进行75%和100%快速甩负荷、FCB试验中，给水泵也通过了严峻的考验［8］。

此外，外三电厂采用了“大型汽动给水泵组低速启动及运行”方案［9］，大大降低了锅炉启动时的能量损耗，提高了机组效率，简化了系统控制策略，提高了设备运行安全性。据介绍，采用这一技术后，每次启动可节约100万元左右的费用［9］。

100%小汽轮机汽耗较50%小汽轮机约低1%。通过性能试验证实［10］，实际汽动给水泵运行热耗比设计值更低，与其他同类机组相比，该汽动给水泵相当于使机组煤耗降低约0.8g/(kW·h)。由于采用了特殊设计的高效给水泵汽轮机，降低了主机的抽汽量，每年可少消耗燃煤1万多吨。经中电联认证，2010年的外三两台1000MW超超临界机组在负荷率为74.3%的情况下，供电耗煤仅为279.39g/kW·h，已成为世界上第一个冲破280g/kW·h最低煤耗整数关口的电厂。

从工程造价看，由于该机组未设电动泵，相应地节省了电动泵组的配置，再加上只有一个汽动泵，系统简化了，也就节省了大量的管道、阀门、控制系统、电缆、马达等等，另外，相应的变压器的容量也小了，总计节约费用约1亿元。

2.2 海勃湾发电厂电动给水泵改100%汽动给水泵案例经济性分析

华能海勃湾发电厂(简称海电)6#机组大修后并网发电，该机组的电动给水泵改100%容量汽动给水泵，并且已正式投运。此次电泵改汽泵项目在国内33万千瓦机组尚属首例。

按照2008年6#机组年发电量17.96亿千瓦时计算，电泵改汽泵运行后，海电年平均厂用电率下降2.16%，年平均供电煤耗下降1.52g/kW·h，年多供电0.38亿千瓦时，增加收入约799.33万元，节能效果和经济效益优势明显。

2.3 国内外全容量汽动给水泵机组事故统计

300MW等级机组采用1×100%容量汽动给水泵组配置后，所需要的设备和元件比2×50%容量汽动给水泵组减少一半，系统简化，控制简单，根据目前实际运行情况，300/600MW机组的汽泵可用系数为93.96%以上，且非计划停运率仅为0.28%以下;汽泵计划停运系数为5.9%以下，非计划停运系数为0.15%以下，因此，给水泵故障造成机组强迫停机的几率很小，仅为机组计划停运的2%。国内外高桥三期100%汽动给水泵系统自投运至今，显示出极高的运行性和可靠性，未发生一起因给水泵及其系统引起的机组强迫停机。

据文献资料介绍［5］，美国 Mountaineer电厂(配置单台100%汽动给水泵，不设电动泵)在运行25年间，累计有6次机组强迫停机是由于给水泵及给水泵汽轮机的附属设备所引起的，给水泵及其汽轮机本体未发生过重大故障，且该厂创造了连续运行607天的纪录。统计显示，该厂因给水泵系统的原因造成的机组强迫停运率小于0.2%。德国因100%汽动给水泵系统设备强迫停运率为0.18168%，与美国Mountaineer电厂1300MW机组相当，而其常规配置的机组强迫停运率为0.3028%。由此可见，采用100%锅炉给水泵组运行，机组可靠性将大大提高。

2010年，国电集团在火电厂建设绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告中指出:国内100%容量汽动给水泵和小汽机的运行台数已有上百台，给水泵及汽轮机的可靠性和大修间隔基本能做到与主机相同或更长，其可靠性不亚于主机。并且建议标煤价高于670元/吨的地区，600MW等级湿冷或间接空冷纯凝机组优先考虑采用1×100%汽动给水泵组方案。

3 结论

大型发电机组(300MW以上)给水泵采用单台100%汽动给水泵配置方案在技术上是可行的，能够适应于机组启停、甩负荷、FCB等各种变工况运行，并能获得明显的经济效益，运行可靠性也有一定的提高。如外三桥电厂的“大型汽动给水泵组低速启动及运行”方案，可使每次启动减少100万元的费用支出，降低了锅炉启动时的能耗，提高了机组效率，简化了系统控制策略，提高了设备运行安全性，且机组因其造成的机组强迫停运率小于0.2%。

目前国内100%容量汽动给水泵和小汽机的运行台数已有上百台，给水泵及汽轮机的可靠性和大修间隔基本能做到与主机相同或更长，其可靠性不亚于主机。随着大型机组运行可靠性的提高，1×100%汽动给水泵配置方案将是发展的趋势。

［1］吴剑恒.背压式汽轮机驱动给水泵在热电厂的应用［J］.电力需求侧管理，2005，(1).

［2］何喜龙，马志程，李方军.基于角色和任务的工作流权限管理模型在甘肃电力绩效考核系统中的应用研究［J］.陕西电力，2009，(9).

［3］范新宽，齐斌.给水泵运行情况和配置标准调研分析［J］.电力建设，2000，(1).

［4］李芳芽.锅炉给水泵不同驱动方式的经济性比较与方法研究［D］.北京:华北电力大学，2008.

［5］俞兴超.1000MW超超临界火电机组给水泵配置及分析［J］.华东电力，2008，(9).

［6］冯伟忠.1000MW超超临界汽轮机综合优化及成效［J］.电力建设，2009，(5).

［7］冯伟忠.1000MW超超临界机组给水泵及系统优化［J］.中国电力，2010，(8).

［8］俞兴超.外高桥第三发电厂1000MW机组给水泵配置方案［J］.电力建设，2009，(2).

［9］冯伟忠.外高桥三期工程1000MW超超临界机组调试期的节能减排与技术创新［J］.华东电力.2008，(6).

［10］冯伟忠.外高桥三期1GW超超临界机组的节能技术［J］.能源研究与利用，2011，(6).