火电厂200MW机组给水泵改造的研究与实施方案

刘 琪

（河南电力实业集团有限公司，河南 郑州 450052）

1 引言

近期国家在《能源发展“十一五”规划》中强调，电力工业的节能降耗是一项十分突出的重要工作， 技术改造措施与效果对节能降耗成果的影响非常显著， 发电行业制定了具体目标：到2010年，要使全国火电厂平均厂用电率由5.9%下降到4.5%。 国产200MW 机组所配置的锅炉富裕蒸汽量较大，将电动给水泵改为汽动给水泵，利用锅炉富裕蒸汽驱动给水泵，增加了该机组供电量，相当于主机增容，并且降低了厂用电率，是较好的提高机组运行经济性的方法，也是实现节能降耗的有效措施。

河南省地处中原，交通便利、煤炭资源丰富，为全国的火电基地。自70年代以来，陆续兴建了一批国产200MW 机组并且大部分都进行了汽机通流改造。 受有关电厂委托，我公司曾先后承接了数个该类型机组电动给水泵改汽动给水泵技术改造工程项目的可行性研究及实施方案的咨询工作， 本文将结合某电厂具体实例，对有关内容进行综合论述。

2 概述

2.1 某电厂#1 机组现状

该厂#1 机组系东方汽轮机厂制造的超高压、 一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，于1979年11月投产并于2001年进行了汽轮机全通流部分的技术改造， 通过了性能考核验收试验。 改造后额定功率为220MW，额定蒸汽量为647.4t/h，最大蒸汽量为670t/h。 锅炉蒸发量为670t/h，说明锅炉蒸发量仍有20余吨/时的裕量。 该机组现配套两台全容量的电动定速给水泵和一台全容量的电动调速给水泵，机组正常运行时，一台电动泵运行，两台备用。

#1 汽轮机组的主要技术参数：型号为N220-12.7/535/535；型式为超高压、一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机；额定功率为220MW；额定蒸汽量为647.4t/h；最大蒸汽量为670t/h；机组热耗为8 138.96kJ/（kW·h）（1 943.96kcal/（kW·h））。

高压缸通流效率为85.13%， 中压缸通流效率为92.6%，低压缸效率经修正后为88.18%，均达到了设计保证值。

2.2 #1 机组给水泵现状

#1 机组现配套有两台全容量的DG680-180 型电动定速给水泵和一台全容量的电动调速给水泵 （给水泵为DG750-180型），机组正常运行时，一台泵运行，两台泵备用。

DG680-180 型给水泵的主要数据：给水流量为680t/h；扬程为1 912m；轴功率为4 381kw；配套电机容量为4 600kw。

3 项目的提出和改造的必要性

3.1 项目的提出

国产200MW 机组设计于60年代， 采用的是前苏联60年代的技术，国产的200MW 机组在70年代初期开始在国内投运，目前投运的近200 台， 配置的锅炉高压给水泵为电动定速给水泵和电动调速给水泵两种类型。 随着电力体制改革的深化，电力供应逐步市场化，在市场经济杠杆的调控下，“厂网分开、竞价上网”的改革方案将逐步实施，降低运行成本是各电厂的主要工作任务。 降低发电煤耗，节约厂用电是降低运行成本的主要手段，而原投产时使用的电动给水泵是耗电主要设备， 一般占厂用电率的30%左右， 因此降低锅炉给水泵的耗电率是降低厂用电的主要环节。 目前国内已有多家电厂将锅炉给水泵改造为汽动给水泵，并取得了成功，厂用电率大幅度下降，给水泵运行的可靠性得到了提高，为汽动给水泵的改造提供了经验和依据。

3.2 项目改造的必要性

随着电网容量的日益增大，200MW 已是电网调峰的主要机组，依＃1 机组目前配置的给水泵则难以满足调峰需求，应将现有的定速泵改造为调速给水泵运行方式， 即需将现有的两台定速泵中其中的一台改为调速泵。 但由于电动给水泵耗电量大，使厂用电率居高不下， 特别是电动定速给水泵在机组调峰时不能调速运行，耗电量更大，且不易调整。 另外，＃1 机组给水泵配用的增容电机容量较小，也影响给水泵组的安全启动和运行，这样的改造有可能需更换电机，其费用也较高。 若利用锅炉部分富裕蒸发量来驱动汽动给水泵且替代电动给水泵， 可节约大量的厂用电，使机组供电量增加，相当于主机增容，既增加单机供电能力， 同时又能适应机组的调峰能力， 提高机组运行的安全可靠性，因此，对＃1 机组给水泵进行电动改汽动是十分必要的也是可行的。

4 项目改造方案的制定与实施

4.1 改造方案

拟将#1 机组一台电动定速给水泵改为一台全容量的汽动给水泵。 机组正常运行时，一台全容量的汽动给水泵运行，并有两台电动泵作备用（已有设备）。 随着运行经验的积累，也可考虑仅留一台调速泵作备用和启停机组用。

4.2 汽动给水泵参数选择原则

机组的额定流量（计及小汽机用汽）：658t/h。 锅炉最大连续蒸发流量：670t/h。

给水泵参数的上限除了要满足额定工况需要外，还要满足锅炉最大连续蒸发量和最大工况的需要， 最大工况与额定工况的流量差即为泵的容量裕量。

电动给水泵参数选择原则是将机组最大工况时各项参数确定为额定参数。 当机组处于额定工况运行时，电动定速给水泵采用节流，电动调速给水泵采用降低转速适应机组需要，这时不论在给水调节阀中， 还是在液力偶合器中均产生可观的附加损失，损失约为泵额定功率的15-20%，220MW 机组给水泵的损失约为600-800kW。 泵留取的裕量越大，损失越多，这是电动调速给水泵不可克服的缺点之一。

汽动给水泵可以避免这一损失，当机组由额定工况向MCR工况过渡时，小汽轮机的进汽参数随之上升，使产生的功率与给水泵耗功大致匹配，效率也维持不变，因而不会引起附加损失。对于机组的最大工况一般用下列方法满足， 一种是将小汽轮机切换到高品位工作，另一种是使小汽轮机留有足够的裕量。这些方式都要产生附加损失，但这种工况极为少见，因而对机组经济性影响不大。

因此，汽动给水泵的额定工况选在机组的额定工况，使泵与小汽轮机的组合效率最佳，以提高机组的经济性。

4.3 驱动给水泵用小汽轮机的型式和初参数

小汽轮机选用冷凝式汽轮机，工作汽源考虑取自再热后的中压缸抽汽，一是可充分利用热循环的好处，二是排汽不经过低压缸从而减少主机的余速损失。 小汽轮机的排汽采用直接排至主凝汽器的方式，以简化真空、凝结水和冷却水系统。

小汽轮机工作汽源可供选择的有主机3 段、4 段和5 段抽汽。 从主机热经济性考虑，采用5 段抽汽较高，但由于抽汽参数较低，使得小汽轮机体积过大。 从旧机改造的实际情况出发，综合考虑主机经济性、现场场地、管道布置、小汽轮机设计等因数，选用3 段和4 段抽汽作为小汽轮机的工作汽源较为合适。 经技术比较，本工程系统采用4 段抽汽作为汽源。

4.4 设备选型

4.4.1 给水泵选型

（1）上海电力修造总厂引进英国Wier 泵技术生产的DG750-180（FK6F32）型锅炉给水泵。（2）上海水泵总厂及沈阳水泵厂生产的KSB 型锅炉给水泵。 （3）北京电力设备总厂引进法国苏尔寿技术生产的HPTmk200-320-6S 型给水泵。

4.4.2 驱动给水泵用小汽轮机的选型

（1）北京电力设备总厂生产的配套汽轮机（GT03A 型凝汽式汽轮机）。 （2）杭州汽轮机厂采用西门子技术生产的小型汽轮机。（3）东方汽轮机厂生产的配套汽轮机。（4）上海汽轮机厂生产的配套汽轮机。 （5）青岛汽轮机生产的配套汽轮机。

根据同类型200MW 机组兄弟厂的经验， 宜采用全容量的汽动给水泵，依据设计规程和计算结果，汽动给水泵的流量选为750m3/h，扬程选取1 800m。 结合电厂现场情况，如果汽动给水泵为高位布置时，驱动汽轮机选取单缸凝汽式汽轮机，额定功率为4.49MW，转速变化范围为3 000～6 000 转/分，汽轮机排汽采用下排汽结构，其给水泵进、出口水管可依现场情况而定。

4.4.3 控制系统

控制系统可采用MEH，产品可以是引进型的，也可以是国产型的。 控制油源选用目前汽轮机DEH 系统的高压抗燃油。

4.5 改造方案的实施

4.5.1 布置方式

可视现场情况选用不同标高的主泵运转层，根据布置方式不同， 选择了小汽轮机下排汽和上排汽式驱动汽轮机两种布置方案，具体方案如下：

（1）下排汽式布置方案。 该方案是将汽动给水泵组高位布置在主机运转层平台上，前置泵布置在零米，汽轮机可选为下排汽方式。 驱动汽轮机的进汽管与排汽管可就近与主机的抽汽管及主凝汽器连接，简化系统，给水泵出入口管的改造工作量也相应较小，这样便于控制、操作与维护巡检。

（2）上排汽式布置方案。 该方案是将驱动汽轮机及给水泵布置在3.5～4m 平台上，前置泵布置在零米，汽轮机可选为上排汽方式。驱动汽轮机的进汽管与排汽管可就近与主机连接，给水管道的改造工程量也较小，简化系统，给水泵出入口管的改造工作量特别是土建工程量也相应较小， 但不便于运行人员的操作与维护、巡检，不利于运行中监视设备状况。

根据电厂#1 机组的实际情况，改造中拆除#1 电动定速给水泵，在原址上采用上述两方案布置汽动给水泵均可实现。 若采用上排汽方式，则小汽轮机的进、排汽管道较长，且不易布置，也不便于运行管理，改造场地设备占用面积较大。故该厂采用下排汽式布置，其特点是便于运行管理，且较为安全稳定。

4.5.2 控制及润滑油系统

控制系统可采用MEH，产品可以是引进型的，也可以选用国产型的。 运作时可由电厂提供具体要求， 由汽轮机厂统一配置，也可接入主机DEH 系统。 控制油源可单独设置或选用目前主机DEH 系统的高压抗燃油。 为简化系统，并省略专用油净化装置， 建议泵组润滑油系统也采用与主机共用一个动力油源的方式。

5 投资估算及经济效益分析

5.1 投资估算

本建设项目工程静态投资996 万元，其中，建筑工程费52万元，占静态投资的5.22%；设备购置费755 万元，占静态投资的75.84%；安装工程费81 万元，占静态投资的8.14%；其他费用108 万元，占静态投资的10.80%。

5.2 经济效益分析

项目改造完成后，可以充分利用锅炉的富裕蒸发量，降低厂用电率，提高设备的安全可靠性和机组的经济性。 现参考“火力发电工程项目经济效益评价办法”等有关资料，并结合电厂的实际情况，采用现金流量法计算投资回收期，并对改造后的经济效益进行综合分析。

基础数据（按设计推荐的四段抽汽考虑）如下：机组年利用小时数按4 800 小时；标煤单价为505.13 元/吨；上网电价（含税）为0.336 元/kW.h；发电可变成本为0.192 元/kW.h；发电固定成本为0.076 元/kW.h；折现率为8%。

经分析计算得，本项目静态投资回收期为3.89年，考虑资金时间价值的动态投资回收期为4.86年， 投资收益率为

25.70%。

由以上数据可看出本项目四年内可收回全部投资，从第五年开始每年可创造效益256 万元，具有较好的经济效益，在经济上是可行的。

6 结论

（1）通过论证表明：220MW 机组给水泵由电动改为汽动是一效益较为显著的节能项目， 不仅充分利用了原有主设备的固有潜力，将锅炉产生的富裕蒸汽量用于驱动汽动给水泵，提高了设备的运行效率，而且节省了大量的厂用电，提高了机组的供电能力。 经核算，改造后厂用电率可下降约1.5 个百分点，机组供电能力可提高约2%。

（2）汽动给水泵所配置的驱动汽轮机，目前国内有众多的制造厂均能生产， 在技术、 质量以及控制手段上均是成熟的产品。

（3）由于汽动给水泵具有良好的的调节性能，改造后的机组调峰能力得以提高，这也是使220MW 机组在电网逐渐增大的情况下频繁参与调峰的一项重要措施，所以在提高电厂经济性、增强机组调峰性能、 提高运行安全可靠性等方面都具有重要的意义。

（4）改造工程可结合机组大修进行，且容易实现，其投资回收年限较短，经济效益较为显著。

（5）通过综合分析论证，需要指出的是：该类型改造项目不适宜用于供热机组。

[1]火力发电厂设计技术规程[M].北京：中国电力出版社，2000.