660MW超超临界燃煤机组给水泵配置选型分析

2012-09-22邓成刚范永春张鹏

电力建设 2012年3期

邓成刚，范永春，张鹏

(广东省电力设计研究院，广州市，510663)

0 引言

锅炉给水泵是发电厂最重要的水泵，随着超超临界机组在我国的推广应用，对给水泵的性能提出了更高的要求。给水泵组的性能优劣不仅直接影响其自身的安全性和经济性，而且对整台机组能否长期安全、经济运行有直接影响。本文结合南方某660MW超超临界机组给水泵组配置进行综合技术经济分析，确定合理的选型方案。

1 汽动给水泵选型

1.1 汽动给水泵容量选择

汽动给水泵的台数和容量选择，取决于机组容量、设备质量、机组在电网中的作用、设备投资等多种因素。目前，火力发电机组采用汽动给水泵方案主要有1×100%容量(简称100%方案)及2×50%容量(简称50%方案)2种方案。

采用100%方案可简化系统，而且机组热耗比50%方案低，根据生产厂家提供的资料可知:在阀门全开(valve whole opening，VWO)工况、汽轮机热耗保证(turbine heat acceptance，THA)工况、最大连续功率(turbine maximum continuous rating，TMCR)工况、汽轮机额定(turbine rating load，TRL)工况下，660MW机组采用50%方案与100%方案的小汽机均可以保持较好的内效率，设计工况一般在83%以上;75%THA工况时，50%方案的小汽机内效率可以保持在75%～80%，100%方案的小汽机内效率一般在70% ～78%;50%THA工况时，50%方案的小汽机内效率一般在70% ～78%，100%方案的小汽机内效率一般在60% ～70%。因此，对于经常带基本负荷运行的机组，采用100%容量汽动给水泵有利于提高机组的经济性［1］。但当100%容量汽动给水泵组故障时，对没有启动功能、备用功能的电动给水泵的机组，则只能靠电泵维持低负荷运行。

汽动给水泵采用50%方案时，机组运行灵活。当1台汽动泵组故障解列时，另1台汽动给水泵还可以运行，并维持尽量高的负荷，提高电厂的经济性。

1.2 汽动给水泵配置概况

目前，国内外660MW超超临界机组主要配置方案见表1［2-3］。其中，BMCR为锅炉最大连续出力(boiler maximum continuous rating)。

表1 国内外660MW超超临界机组主要配置方案Tab.1 Main configuration scheme for 660MW ultra-supercritical unit at home and abroad

由表1可看出，采用100%方案或者50%方案都是可行的，且都有较多运行业绩。对于给水泵，国外660MW机组基本上采用100%方案，国内目前大部分采用50%方案，但100%方案已经开始应用。

单台机组的汽动给水泵采用100%方案与50%方案的经济比较如表2所示，表中给水泵采用进口芯包。由表2可看出:汽动给水泵100%方案与50%方案的投资相差不大，单台机组采用100%方案比50%方案的投资增加约为24.5万元。

单台机组的汽动给水泵100%方案与100%方案运行维护费用比较如表3所示。计算年维修费用时，单台泵按2台泵的80%计算。由表3可看出:汽动给水泵采用100%方案具有明显的优势，每年可节约39.6万元。

汽动给水泵采用100%方案与采用50%方案的投资相差很小，每台机仅增加24.5万元，但100%方案具有明显的运行经济性，年节约运行维护费用39.6万元，当年可回收成本。因此，建议汽动给水泵采用100%方案。

2 主机驱动方案选择

2.1 主机驱动方案

主机驱动方案(给水泵汽轮机和主汽轮机同轴)就是给水泵直接采用主汽机驱动的方式，即在运转层汽轮机机头侧，由汽机主轴通过联轴器、减速箱、液力偶合器等传动装置带动给水泵运行［4］。联轴器与主汽轮机连接属于刚性连接，但不是主汽轮机主轴的延伸，需采用合适的联轴器(如齿轮联接)，使其以后的轴系可以不计入汽轮机主轴临界转速校核。此种配置可配备1×100%容量的给水泵或2×50%容量的给水泵，当配置2台50%容量给水泵时，通过齿轮箱将1个汽机主轴做功分传至2个给水泵主轴。当配置1×100%给水泵时，液力偶合器的选型要求输入转速在2 000 r/min左右。

2.2 主机驱动方案的可行性

主机驱动方案引起的对汽轮机及发电机设备如轴系振动、系统控制等问题可研究解决，即不存在技术上难题，是可行的方案。国外类似电厂已有几十年运行经验，国外相似工程配置见表4［2-10］。

主汽轮机与给水泵的连接为通过液偶、减速箱配置，经过液力偶合器厂家的确认此方案是可行的。

表4 主汽轮机驱动给水泵方案配置Tab.4 Scheme configuration of feedwater pump driven by main steam turbine

2.3 主机驱动方案技术经济性

考虑到主机驱动方案特殊性，仅比较1×100%容量独立小汽机驱动方案(简称独立小汽机驱动方案)的经济性。

2.3.1 热耗比较

根据上海汽轮机按工程条件提供的热衡图，主机驱动方案与独立小汽机驱动方案的热耗对比见表5、6。表中，TMCR为汽轮机最大连续功率(turbine maximum continuous rating)。由表5、6 可看出:主机驱动方案汽轮机的热耗值低，且随负荷降低而增大;机组年利用小时数越低，热耗值相差越大。

2.3.2 投资比较(单台机组)

主机驱动方案与独立小汽机驱动方案的投资比较如表7所示。由表7可看出，主机驱动方案的固定投资增加972.3万元。

表7 主机驱动方案与独立小汽机驱动方案的投资比较Tab.7 Investment contrast for schemes of feedwater pump driven by main steam turbine and by small independent turbine

2.3.3 运行维护费用比较

主机驱动方案与独立小汽机驱动方案的运行维护费用对比如表8所示。由表8可看出，采用主机驱动方案能节省运行维护费用，且随机组年利用小时数的增大而减小。按工程的实际运行时间，年节省运行维护费用145.7万元，经济效益较明显。

表8 主机驱动方案与独立小汽机驱动方案的运行维护费用比较Tab.8 contrasts of Operation and maintenance cost for schemes of feedwater pump driven by main steam turbine and by small independent turbine

2.3.4 回收年限比较

主机驱动方案与独立小汽机驱动方案的回收年限比较如表9所示。计算时，年利率取6.12%。由表9可看出，主机驱动方案相比独立小汽机驱动方案投资回期最长不超过10年，且随煤价升高及运行小时数减小而缩短。按工程的煤价850元/t考虑，回收年限大约在8.8年，投资回收期在投资分析年限12年内，具有长期经济效益。